Hiện thực hóa các mục tiêu tại Nghị quyết 70 của Bộ Chính trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia

Toàn cảnh Diễn đàn.

Tham dự Diễn đàn có hai đại biểu Quốc hội, Cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công Thương), đại sứ quản một số quốc gia, lãnh đạo các cơ quan quản lý liên quan, doanh nghiệp, tổ chức tín dụng trong và ngoài nước, các chuyên gia... tổng số gần 300 đại biểu tham gia.

Ông Phạm Nguyên Hùng - Cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công Thương).

Ông Phạm Nguyên Hùng - Cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công Thương) khai mạc Diễn đàn. Ông nhấn mạnh: Diễn đàn khai mạc trong thời điểm đặc biệt với những thay đổi chưa từng có - đất nước đi vào mục tiêu tăng trưởng cao hai con số, điện phải đi trước một bước. Hiện thực hóa Nghị Quyết 70/NQ-TW của Bộ Chính trị sẽ gặp nhiều thách thức. Đó là những yêu cầu phải đáp ứng công suất phát điện vào các thời điểm phụ tải cao, giữ ổn định toàn bộ hệ thống điện; đồng thời đảm bảo lộ trình chuyển dịch năng lượng về phát thải ròng bằng không. Thủ tướng trực tiếp chỉ đạo phải có đủ điện cho phát triển, đảm bảo an ninh năng lượng trong mọi tình huống.

Hiện thực hóa Nghị quyết 70 cần các giải pháp quyết liệt. Quốc hội đã ban hành Nghị quyết 253/2025/QH15 (Nghị quyết 253) về phát triển năng lượng giai đoạn 2026-2030. Chính phủ ban hành Nghị quyết 328/NQ-CP thực hiện Nghị Quyết 70. Bộ Công Thương đã ban hành Kế hoạch hành động thực hiện Nghị quyết 328 của Chính phủ, đưa ra các biện pháp cụ thể nhằm đảm bảo an ninh năng lượng đến 2030, tầm nhìn đến năm 2045.

Quy hoạch điện VIII điều chỉnh được phê duyệt từ trước khi sắp xếp lại bộ máy hành chính 2 cấp. Do đó, các địa phương cần rà soát kịp thời, nhận diện các điểm nghẽn chính sách và những điều chỉnh cho phù hợp với cấu trúc hành chính mới.

Phiên buổi sáng:

Đại diện Phòng Kế hoạch và Quy hoạch - Cục Điện lực trình bày “Tổng quan về Nghị quyết số 253/2025/QH15 của Quốc hội về các cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2026-2030”.

Ông Nguyễn Mạnh Cường - Phòng Kế hoạch và Quy hoạch - Cục Điện lực (Bộ Công Thương).

Trong khi thực hiện Quy hoạch Điện lực, Luật Quy hoạch thiếu cơ chế điều chỉnh Quy hoạch linh hoạt, không đáp ứng thực tiễn. Từ đó phát sinh rất nhiều yêu cầu điều chỉnh Quy hoạch. Trong giai đoạn 2021-2024, ngành điện và địa phương gặp rất nhiều khó khăn trong lựa chọn nhà đầu tư khi áp dụng theo Luật Đầu tư và Luật Quy hoạch. Do đó, việc điều chỉnh cần phải ở cấp Quốc hội.

Một đột phá quan trọng là dự án trong Quy hoạch phát triển điện lực không phải xin chủ trương đầu tư và nêu các trường hợp chấp thuận nhà đầu tư không thông qua đấu giá quyền sử dụng đất, đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư. Nghị quyết cũng mở ra hướng giải quyết cho giao mặt biển để thực hiện khảo sát điện gió ngoài khơi.

Nghị Quyết 253 mở cửa đối với xem xét công nghệ lò phản ứng hạt nhân modul nhỏ (SMR) cho các công ty tư nhân so với quy định cũ chỉ có nhà nước đầu tư vào điện hạt nhân. Nghị quyết cho phép cập nhật quy hoạch trong một số trường hợp cụ thể cho ngành điện, quy định thẩm quyền phê duyệt cập nhật điều chỉnh Quy hoạch. Quy hoạch được điều chỉnh nhiều lần, chứ không đợi 5 năm mới được điều chỉnh.

Bà Trần Thị Thu Hoài - Phó Trưởng ban Tài chính Kế toán EVN.

Đại diện Ban Tài chính Kế toán - EVN giới thiệu về “Cơ chế huy động vốn dài hạn cho các dự án năng lượng quy mô lớn của EVN”.

Luật Quản lý và đầu tư vốn nhà nước tại doanh nghiệp trao quyền quyết định huy động vốn của doanh nghiệp nhà nước về cho doanh nghiệp. Tuy nhiên, phần lớn các ngân hàng trong nước đã tiệm cận/vượt giới hạn tín dụng cho vay dự án điện. Điều này khiến ngân hàng khó cho vay các dự án điện (đa số có thời hạn dài).

EVN đang vay các định chế tài chính nước ngoài theo hình thức tự vay, tự trả. Các ngân hàng quốc tế có đòi hỏi về môi trường, xã hội (E&S) rất cao, chỉ vay được cho các dự án năng lượng tái tạo (NLTT) và thủy điện mở rộng. Nhiệt điện than không vay được vốn. Nguồn điện LNG có thể vay theo một số điều kiện. EVN chuẩn bị phát hành trái phiếu. Ưu điểm: Huy động được vốn lớn, linh hoạt sử dụng. Tuy nhiên, thủ tục phát hành trái phiếu của doanh nghiệp nhà nước phức tạp và kéo dài gần như thủ tục vay vốn.

Cho đến nay EVN có thể đảm bảo vay vốn trong nước cho các dự án lưới và truyền tải, còn vốn nước ngoài sẽ dành cho nguồn lớn và điện LNG. Riêng với, dự án điện hạt nhân sẽ được Chính phủ bảo lãnh.

Đại diện Văn phòng Cục quản lý Đấu thầu (Bộ Tài chính) trình bày tham luận “Đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư thực hiện dự án năng lượng tái tạo”.

Bà Nguyễn Thùy Chi - Văn phòng Cục Quản lý Đấu thầu (Bộ Tài chính).

Tham luận cập nhật các quy định về lựa chọn nhà đầu tư. Kinh nghiệm quốc tế cho thấy đấu thầu là xu hướng chính trong lựa chọn nhà đầu tư NLTT. Thành công phụ thuộc vào ba yếu tố:

1. Khung pháp lý rõ ràng.

2. Phân chia rủi ro hợp lý giữa nhà nước và nhà đầu tư.

3. Có hợp đồng mua bán điện (PPA) minh bạch, có cơ chế đảm bảo thanh toán.

Đại diện UNDP giới thiệu cơ chế huy động tài chính cho các dự án chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam. Quan hệ đối tác chuyển dịch năng lượng công bằng (JETP) đã được cam kết tại COP26 vào năm 2021 giữa Việt Nam và các đối tác phát triển.

Ông Đỗ Đức Tưởng - Chuyên gia phát triển dự án năng lượng JETP - UNDP Việt Nam.

Một nửa số vốn cam kết là từ nhóm các đối tác quốc tế IPG (các nhà tài trợ và các tổ chức tài chính quốc tế), một nửa là từ các ngân hàng thương mại GFANZ. Tổng số cam kết 15,5 tỷ USD vẫn nhỏ so với nhu cầu hàng trăm tỷ USD của Việt Nam cho phát triển hệ thống điện 5 năm tới. Quy trình sàng lọc và kết nối dự án JETP theo 5 bước, theo 4 nguyên tắc chính cho các dự án như sau:

1. NLTT và hiệu quả năng lượng.

2. Lợi ích kinh tế, xã hội.

3. Tính xúc tác tự nhiên.

4. Tác động chuyển đổi công bằng.

Ban thư ký JETP đã nhận được hơn 60 dự án, trong đó khoảng 44 dự án phù hợp với các tiêu chí của JETP.

Ông Qiang Wang - Chủ tịch Công ty Công nghệ Kỹ thuật số Neovest NANGJIN.

Đại diện Công ty Công nghệ Kỹ thuật số Neovest NANGJING trình bày tham luận “Công nghệ lưu trữ năng lượng của Trung Quốc và nguồn vốn Singapore - Cùng kiến tạo tương lai năng lượng của Việt Nam”.

Lưu trữ năng lượng (BESS) đã thành một bộ phận của hệ thống điện. Lưu trữ giúp cân bằng khu vực và cân bằng về thời gian. Việt Nam sẽ phát triển NLTT chiếm đến 30% tổng công suất năm 2030, dẫn đến thiếu cân đối về loại hình phát điện. Không có lưu trữ năng lượng, thì chuyển đổi năng lượng không thành công. Trung Quốc ban đầu cũng gặp khó khăn về lưu trữ năng lượng. Hiện nay các dịch vụ hỗ trợ lưới đã được tách bạch và có mức chi trả hợp lý. Ở Trung Quốc, BESS từ trung tâm chi phí đã trở thành trung tâm lợi nhuận. Neovest đưa ra giải pháp lưu trữ như một nhà máy điện ảo.

Singapore sẵn có vốn đầu tư, kết hợp với Neovest cung cấp giải pháp công nghệ. Nhưng Việt Nam cần ban hành quy định công nhận lưu trữ là dịch vụ cần thiết. Chi trả hợp lý cho các dịch vụ cân bằng, phụ trợ.

Ba đại diện của Cộng đồng phát thải bằng 0 châu Á (AZEC) lần lượt trình bày “Kiến nghị chung để tháo gỡ vướng mắc trong việc phát triển các dự án điện khí/điện LNG quy mô lớn”.

Ông Toru Aguin - Trưởng Đại diện JBIC tại Hà Nội.

Ông Toru Aguin - Trưởng Đại diện JBIC tại Hà Nội chia sẻ: Chính phủ Nhật Bản hỗ trợ Cộng đồng phát thải bằng 0 châu Á. AZEC đã lựa chọn 15 dự án điểm đầu tiên với mức đầu tư 20 tỷ USD, tổng công suất phát điện 13 GW. Các dự án nhiệt điện khí, LNG quy mô lớn, các dự án NLTT, truyền tải.

Ví dụ: Tài trợ doanh nghiệp phát triển năng lượng mặt trời tại Khu công nghiệp Thăng Long II. Các dự án quy mô lớn áp dụng tài trợ dự án (Project Fnance). Do dự án chỉ dựa vào dòng doanh thu tạo ra từ chính dự án, nên rủi ro cần được phân bố cho bên có khả năng kiểm soát và quản lý rủi ro đó tốt nhất. “Phân bổ rủi ro một cách hợp lý và công bằng” là chủ trương mà các thành viên AZEC mong muốn.

Ông Tomoya Kawabata - Phó Tổng giám đốc Marubeni Power Việt Nam.

Ông Tomoya Kawabata - Phó Tổng giám đốc Marubeni Power Việt Nam: Đã có các thư kiến nghị gửi Chính phủ Việt Nam mong muốn giải quyết các vướng mắc. Với dự án điện khí trong nước, không có bảo vệ về mặt hợp đồng cho trường hợp Công ty Vận hành Hệ thống điện và Thị trường điện Quốc gia (NSMO) huy động thấp hơn sản lượng dự kiến. LNG phải nhập khẩu theo hợp đồng dài hạn, nên không huy động sẽ bị phạt hợp đồng. Do đó, doanh nghiệp kiến nghị áp dụng cơ chế thu hồi chi phí phù hợp trong trường hợp huy động thấp hơn sản lượng theo hợp đồng.

Ông Yosuke Fujii - Trưởng đại diện Tokyo Gas Asia tại Việt Nam.

Ông Yosuke Fujii - Trưởng Đại diện Tokyo Gas Asia tại Việt Nam kiến nghị được đảm bảo khoản thanh toán bảo đảm dự phòng (tương tự như thanh toán công suất trong giá điện hai thành phần) và khoản thu hồi chi phí bao tiêu nhiên liệu.

Phần tọa đàm buổi sáng:

Ông Nguyễn Thái Sơn - Phó Chủ tịch VEA dẫn dắt tọa đàm.

Phiên thảo luận: Cơ chế huy động vốn và vấn đề lựa chọn nhà đầu tư cho các dự án năng lượng quy mô lớn theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII.

Cục trưởng Cục Điện lực bổ sung thêm về các kiến nghị của nhóm AZEC. Các dự án LNG có rất nhiều các cơ chế tương tự loại hình BOT trong khi cơ chế BOT đã hết hiệu lực. Bộ Công Thương kiến nghị với Quốc hội có các cơ chế giải quyết cho các dự án bị kéo dài. Sau một số vòng thảo luận các cơ chế chưa được chấp nhận.

Về truyền tải điện sẽ do EVN đầu tư là chủ yếu và đảm bảo đủ cho các nguồn lớn. Các doanh nghiệp tư nhân chỉ đầu tư cho chính đoạn đường dây kết nối. Truyền tải tư nhân cũng phải có kiểm định tổng vốn đầu tư để bàn giao, hoặc tính chi phí truyền tải.

Nhóm các nhà đầu tư vào điện khí LNG đã có thư kiến nghị. Các phần cần tháo gỡ cho LNG thuộc thẩm quyền của Chính phủ, nên không đưa vào Nghị quyết 253. Những kiến nghị của nhóm AZEC không đổi, đặc biệt là các định chế tài chính. Họ đang đề xuất Qc trên 90% - đấy không phải yêu cầu của các doanh nghiệp, mà của các định chế tài chính đang định cho vay vốn. Kiến nghị thứ hai là chuyển ngang giá khí. Hợp đồng mua khí dài hạn nên yêu cầu thứ ba là phí công suất.

Công thức tính giá điện LNG hiện hành mới tính đến chi phí đầu tư nhà máy điện. Cảng và kho khí không được đưa vào chi phí cố định, chứ không phải chi phí biến đổi. Thời gian không còn nhiều, nhà đầu tư phải đặt cọc hôm nay để có thể nhận tua bin vào năm 2030, trong khi cơ chế hiện hành khó thuyết phục bên cho vay vốn.

Công nghệ lưu trữ hiện có thể tận dụng một ‘tam giác vàng’: Thị trường Việt Nam - công nghệ Trung Quốc - vốn Singapore. Singapore là trung tâm vốn của ASEAN, đã đầu tư hàng chục tỷ USD vào khu vực này. Việt Nam sẽ chuyển từ trung tâm tiêu thụ năng lượng sang trung tâm nguồn năng lượng xanh, cần tận dụng công nghệ và nguồn vốn này.

Hiệp hội Năng lượng gió Lâm Đồng nêu tiếng nói từ doanh nghiệp: Quy hoạch điện VIII rất hoành tráng, mỗi năm phải bổ sung 15-20 GW, nhưng thực tế mỗi năm chỉ thêm được 1,5 GW đến 2,4 GW. Nguyên nhân đầu tiên là giá điện. Doanh nghiệp hoàn toàn thông cảm với EVN bị lỗ lũy kế vì giá. Chính phủ đã cho phép EVN điều chỉnh 3 tháng một lần cho hợp lý với cơ cấu nguồn điện mới. Chúng tôi sẽ làm truyền thông vấn đề này với cộng đồng ở cơ sở.

Phiên buổi chiều:

Đại diện Ban Quản lý Đầu tư xây dựng (EVN) trình bày về “Lựa chọn nhà đầu tư cho các dự án nguồn điện của EVN theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh”.

Ông Nguyễn Quang Linh - Phó trưởng Ban Quản lý Đầu tư xây dựng EVN.

Quy hoạch điện VIII điều chỉnh ưu tiên điện NLTT, điện khí LNG, điện gió ngoài khơi. Quy định pháp luật theo Luật Đầu tư, Luật Đấu thầu, luật Điện lực. Đến nay thực tế EVN chưa triển khai được dự án nào theo hình thức mới.

Giải pháp tháo gỡ vướng mắc: Hoàn thiện các khung pháp lý; xây dựng quy trình đấu thầu minh bạch, phù hợp với loại hình dự án (thủy điện khác nhiệt điện, khác NLTT).

Đại diện Tổng Công ty CP Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (PTSC) trình bày tham luận “Tổng quan về các hoạt động khảo sát - nền tảng về phát triển bền vững điện gió ngoài khơi tại Việt Nam”.

Ông Phạm Đăng Minh - Trưởng phòng Năng lượng Tái tạo (thuộc Ban Thương mại PTSC).

Việt Nam và Philippines có tiềm năng điện gió ngoài khơi cao nhất khu vực Đông Nam Á. Khảo sát không đơn thuần là một bước kỹ thuật, mà là nền tảng cho quá trình ra quyết định đầu tư. Kinh nghiệm quốc tế các dự án thành công nhờ khảo sát kỹ.

Kinh nghiệm khảo sát trên thế giới:

1. Nhà nước dẫn dắt khảo sát sơ bộ (Anh, Đan Mạch, Hà Lan hay Đức).

2. Doanh nghiệp tự triển khai khảo sát (Nhật Bản, Hàn Quốc), có doanh nghiệp khảo sát 3-4 năm rồi phải bỏ.

Tình trạng khảo sát điện gió ngoài khơi ở Việt Nam: Đã có 5 đơn vị được giao khảo sát khu vực biển như EVN, PVN, PTSC, REE, HBRE.

Đề xuất kiến nghị: Sớm hoàn thiện hệ thống tiêu chuẩn, quy chuẩn. Hoàn thiện khung pháp lý cho khảo sát và giao khu vực biển. (Nếu giao 20 ha cho 1 MW là quá nhỏ, không đủ độ linh hoạt).

Cũng trình bày về khảo sát điện gió, đại diện Công ty Cổ phần Xây dựng Công trình IPC (IPC E&C) giới thiệu “Kinh nghiệm và năng lực của IPC E&C trong việc khảo sát, đo gió và đánh giá tiềm năng đầu tư các dự án điện gió ngoài khơi”.

Ông Nguyễn Ngọc Tú - Giám đốc Kinh doanh và Phát triển dự án IPC E&C.

Khảo sát sơ bộ để có đủ dữ liệu tính toán chi phí và IRR sơ bộ của dự án. Các ngân hàng yêu cầu phải có số liệu đo gió, nhưng chi phí đo bằng tháp cao 120 m lên tới chục triệu USD. Đo bằng Floating Lidar rẻ hơn. Cần đo gió 18-24 tháng liên tục mới đủ số liệu. Ngoài ra, cần khảo sát địa chất và địa vật lý để có đủ dữ liệu thiết kế cột móng.

Tham luận của Viện kinh tế Năng lượng Nhật Bản (IEEJ) nói về “Chương trình đầu tư phát triển nguồn điện nhằm tăng nhu cầu điện năng và thúc đẩy quy mô lớn việc đưa năng lượng tái tạo vào sử dụng”.

Ông Kenichi Onishi - Quản lý điều hành nghiên cứu Ban điện, IEEJ.

Kế hoạch phát điển điện lực của Nhật Bản dự tính tăng nhanh nguồn điện NLTT. Xu thế này dẫn tới các nhà máy điện truyền thống có hiệu quả sinh lợi ngày càng giảm, không đủ khuyến khích đầu tư. Nếu chi phí vốn tăng, chi phí phát điện sẽ tăng đáng kể. Tương lai với ngành công nghiệp AI và bán dẫn, tiêu dùng điện sẽ tăng sau 2025.

Tại Hoa Kỳ, nhu cầu điện tăng nhanh do sản xuất tiền số hóa và trung tâm dữ liệu. Cần cải thiện môi trường đầu tư để giảm chi phí vốn của các công ty đầu tư vào nguồn điện. Hợp đồng dạng CfD và thị trường công suất là các giải pháp giảm rủi ro cho nhà đầu tư.

Đại diện Công ty TNHH Công nghệ Huawei (Việt Nam) trình bày tham luận “Hệ thống lưu trữ năng lượng chuỗi và tạo lưới thông minh: Thúc đẩy điện mặt trời trở thành nguồn năng lượng chủ đạo”.

Ông Nguyễn Anh Vũ - Bộ phận Năng lượng Kỹ thuật số Quản lý Phát triển Kinh doanh cấp cao - Công ty TNHH Công nghệ Huawei (Việt Nam).

Huawei đã cung cấp 34 GWh lưu trữ, 650 GW inverter trên toàn thế giới, trong đó đã có ở Campuchia và Philippines. Công ty đã có mặt ở Việt Nam 27 năm và lắp đặt 60 MWh BESS và 9 GW inverter. Chi phí trung bình cho hệ thống (LCOS) lưu trữ của Huawei rất cạnh tranh, mặc dù chi phí đầu tư ban đầu khá cao. Trung Quốc đang giảm dần hỗ trợ cho xuất khẩu BESS - có nghĩa là BESS có thể tăng giá. Cách điều khiển nối ắc quy song song, kiểm soát từng ắc quy, nên hệ thống hoạt động tối ưu, sạc đầy từng ắc quy một. BESS của Huawei đạt cấp độ an toàn 3 là cấp cao nhất. Vỏ hợp kim chịu nhiệt độ 1.500 độ C. Có hệ thống van xả áp suất để xả khói khỏi khối pin nhằm chống nổ.

Hệ thống điều khiển BESS tạo ra quán tính ảo - gọi là “tạo lưới”. 1 MW BESS khả năng điều tần bằng 1,7 MW thủy điện, 2,7 MW điện khí chu trình đơn, 27,5 MW điện khí chu trình hỗn hợp.

Công ty TNHH UL VS Việt Nam (UL Solutions) tham gia diễn đàn với tham luận “Thúc đẩy phát triển điện gió ngoài khơi tại Việt Nam. Xây dựng nền tảng thông qua việc đánh giá đặc điểm dự án”.

UL Solutions Renewables chuyên tư vấn kỹ thuật cho hơn 1.500 dự án điện gió và điện mặt trời ở nhiều nước.

Ông Phạm Vương Trung - Giám đốc Kỹ thuật, Bộ phận Tư vấn Năng lượng Tái tạo, Khu vực châu Á - Thái Bình Dương - Công ty TNHH UL VS Việt Nam.

Khảo sát đặc điểm khu vực là bước đầu tiên trong quá trình tối ưu lựa chọn địa điểm dự án và là yếu tố cơ bản để phát triển giải pháp kỹ thuật và kinh tế tối ưu cho dự án. Tuân thủ quy trình khảo sát lựa chọn địa điểm dự án sẽ ước lượng được CAPEX, OPEX và LCOE của dự án điện gió dự định phát triển. Khảo sát bao gồm cả nghiên cứu đặc điểm môi trường và xã hội, giao thông hàng hải, khu vực đánh bắt cá, cơ sở hạ tầng, khai thác tài nguyên, khu vực quân sự, xác tàu đắm, vật liệu nổ chưa nổ... Nhà thầu tư vấn lập các bản đồ để loại bỏ các ràng buộc cứng như: Ranh giới đảo, bãi biển dốc, tác động môi trường, tác động của ngọn hải đăng… từ đó ra được bản đồ vị trí thích hợp cho xây dựng các tua bin gió.

Phần tọa đàm buổi chiều:

Ông Nguyễn Anh Tuấn (B) - Phó Chủ tịch VEA dẫn dắt buổi tọa đàm.

Phiên thảo luận: Lựa chọn nhà đầu tư cho các dự án năng lượng tái tạo - Vấn đề khảo sát, đo gió, tiềm năng phát triển các dự án điện gió ngoài khơi và quy hoạch không gian biển quốc gia.

Theo EVN: Lập hồ sơ tiền khả thi là bước thứ nhất với dự án nguồn điện. Nhà đầu tư phải bỏ kinh phí đó. Không trúng tầu thì phải chịu toàn bộ rủi ro. Chất lượng hồ sơ rất quan trọng cho việc lựa chọn, trong đó bao gồm giá đề xuất.

Đại diện Cục Biển và Hải đảo (Bộ Nông nghiệp và Môi trường) cho biết: Quy hoạch không gian biển quốc gia đã được phê duyệt. Biển rộng 1 triệu km2 mà Việt Nam chưa có đủ dữ liệu để quy hoạch toàn bộ. Trên 17% diện tích vùng biển Việt Nam đã được quy hoạch cho điện gió. Ngoài ra, còn vùng quy hoạch đa mục đích cũng có thể làm điện gió. Khảo sát điện gió ngoài khơi phải tuân thủ nhiều pháp luật liên quan.

Câu hỏi đặt ra là khảo sát có cần theo quy mô của quy hoạch hay không? Ví dụ quy hoạch dự tính công suất điện gió ngoài khơi năm 2030 là 6 GW, vậy cấp phép cho 6 GW hay cao hơn? Nhà nước cho phép hoạt động khảo sát giao tối đa 3 năm. Chưa có cụ thể khảo sát là những hoạt động nào được phép. Sau Nghị định 65, các vướng mắc đã được gỡ về sử dụng vùng biển cho khảo sát điện gió ngoài khơi. Đã có 5 tổ chức được giao biển. Trừ PTSC được giao từ trước, thì các công ty khác được giao theo Nghị định 65.

Đại diện IPC cho rằng: Dự án điện gió ngoài khơi tổng mức đầu tư lên tới hàng tỷ USD, liên quan đến quản trị rủi ro, nên cần năng lực khảo sát tốt. Công ty khảo sát phải sở hữu nguồn lực như trang thiết bị, nguồn lực tài chính, đặc biệt là con người. Khảo sát vị trí có thể tốn hàng chục triệu USD.

Theo Cục Điện lực: Điện gió ngoài khơi chia thành hai giai đoạn: 2026-2030 là giai đoạn bản lề, ngoài doanh nghiệp nhà nước được thanh toán chi phí khảo sát, các doanh nghiệp khác cũng được tham gia khảo sát. EVN, PVN và tập đoàn tư nhân đã tham gia và không phải lựa chọn nhà đầu tư. Các dự án sau 2030 sẽ phải đấu thầu.

Đại diện Viện IEEJ nhận định: PPA là hợp đồng dài hạn, nên trước mắt chưa có giá công suất, nhưng trong hợp đồng PPA đã phải có phần cho giá công suất. Khả năng vay vốn ngân hàng từ hợp đồng PPA cần được cải thiện để thu hút nhà đầu tư, đảm bảo nguồn điện.

Theo kinh nghiệm của Huawei: Quan trọng nhất là năng lượng phải đáp ứng nhu cầu tăng trưởng. GDP tăng 10% thì năng lượng phải tăng trên mức đó. Năng lượng mặt trời có thể tăng rất nhanh, nhưng chúng không phải là tua bin, nên không có quán tính quay, gây mất ổn định hệ thống. Năm 2017, Trung Quốc yêu cầu lắp BESS cho NLTT, 10-20% công suất tùy theo tỉnh. Các hệ thống này đa số lắp để đối phó, rồi gần như bỏ không. Đến nay một số tỉnh đối mặt với yêu cầu phải lắp đặt BESS mới, gần như phải đầu tư lại từ đầu. NLTT không thể lên quá được 30% tổng công suất mà không có lưu trữ.

Về điện hạt nhân nhỏ và modul (SMR), ông Nguyễn Tài Anh - Phó Tổng giám đốc EVN cho biết: Phải mất 5-6 năm nữa SMR mới chứng tỏ được khả năng thương mại hóa. Khi đó mới so sánh được ưu nhược điểm so với các nguồn khác.

Kết luận diễn đàn:

Ông Nguyễn Anh Tuấn (A) - Phó Chủ tịch (thứ nhất) kiêm Tổng thư ký VEA.

Nhìn lại toàn bộ các trục thảo luận tại Diễn đàn, có thể thấy rằng: Những vấn đề về điện khí LNG, điện gió ngoài khơi, lưu trữ năng lượng, hay thị trường điện, dù rất quan trọng, nhưng đều hội tụ về một điểm chung có tính chất nền tảng: Tháo gỡ các điểm nghẽn thể chế để lựa chọn được nhà đầu tư phù hợp, huy động được nguồn vốn dài hạn cho các dự án năng lượng quy mô lớn.

Tinh thần xuyên suốt của Nghị quyết 70 đã được nhấn mạnh rõ tại Diễn đàn - đó là yêu cầu rà soát, tháo gỡ các điểm nghẽn về thể chế trong quy hoạch, cấp phép và huy động vốn; đồng thời xây dựng các cơ chế, chính sách đặc thù vượt trội để triển khai các dự án năng lượng quan trọng, cấp bách của quốc gia.

Thực tiễn tranh luận cho thấy: Nếu không sớm hoàn thiện cơ chế lựa chọn nhà đầu tư, cơ chế đấu thầu, cơ chế phân bổ rủi ro và các công cụ huy động vốn dài hạn, thì ngay cả những dự án có trong quy hoạch và chiến lược cũng rất khó đi vào thực tế.

Theo nghĩa đó, cải cách thể chế về đầu tư, đấu thầu và huy động vốn không chỉ là một nội dung kỹ thuật, mà chính là điểm tựa quyết định việc hiện thực hóa Nghị quyết 70 và Nghị quyết 253 trong giai đoạn 2026-2035, qua đó bảo đảm vừa đủ điện cho tăng trưởng, vừa thực hiện chuyển dịch năng lượng bền vững và giữ vững an ninh năng lượng quốc gia trong dài hạn.

Một số hình ảnh tại Diễn đàn:

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM