Thách thức về tiến độ đầu tư nguồn điện theo Điều chỉnh Quy hoạch Điện VIII

Các tiêu chí nâng cao để đánh giá nguồn năng lượng tái tạo biến đổi cho lập kế hoạch, quy hoạch điện ở Việt Nam Nghiên cứu dưới đây của chuyên gia Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam thảo luận về những hạn chế của Chi phí điện năng quy dẫn (LCOE) khi đánh giá các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi (VRE), đề xuất nhiều tiêu chí thay thế để cung cấp cái nhìn toàn diện hơn về chi phí và giá trị của chúng. Các tiêu chí được giới thiệu bao gồm: (1) Chi phí điện năng tránh được quy dẫn (LACE) - đánh giá giá trị kinh tế mà một nguồn điện mang lại bằng cách tránh chi phí phát điện từ các nguồn khác; (2) Chi phí điện năng quy dẫn điều chỉnh theo giá trị (VALCOE) - kết hợp giá trị năng lượng, công suất và tính linh hoạt; (3) Chi phí điện năng quy dẫn hệ thống (SLCOE) - bao gồm tất cả các chi phí tích hợp VRE vào lưới điện. Ngoài ra, (4) giới thiệu Chi phí quy dẫn lưu trữ (LCOS) để đánh giá các công nghệ lưu trữ năng lượng, cũng như các tiêu chí bổ sung như Đường cong chi phí giảm phát biên (MACC) và Chi phí giảm phát carbon quy dẫn (LCCA). Mục tiêu là cung cấp các công cụ tốt hơn cho việc lập kế hoạch và phát triển hệ thống điện với tỷ lệ VRE cao, như trường hợp của Việt Nam.

Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15/4/2025 về việc Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII của Thủ tướng Chính phủ nhằm cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, đáp ứng mục tiêu phát triển kinh tế, xã hội với mức tăng trưởng GDP bình quân khoảng 10%/năm trong giai đoạn 2026-2030 và khoảng 7,5%/năm trong giai đoạn 2031-2050. Cụ thể như sau:

Bảng 1: Cơ cấu nguồn điện năm 2030:

Theo đó, tổng vốn đầu tư phát triển nguồn và lưới điện truyền tải giai đoạn này tương đương 136,3 tỷ USD. Trong đó, đầu tư cho nguồn điện khoảng 118,2 tỷ USD, lưới điện truyền tải khoảng 18,1 tỷ USD - nghĩa là trung bình mỗi năm cần có 24,78 tỷ USD (trong 5,5 năm). Riêng nguồn điện cần vốn đầu tư 21,5 tỷ USD mỗi năm.

Tiếp sau phê duyệt Kế hoạch thực hiện Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, Chính phủ đã ban hành các nghị định sau:

- Nghị định số 56/2025/NĐ-CP về hướng dẫn quy hoạch điện, phương án phát triển mạng lưới cấp điện, đầu tư xây dựng dự án điện lực và đấu thầu, lựa chọn nhà đầu tư (có bổ sung, chỉnh sửa tại Nghị định số 100/2025/NĐ-CP).

- Nghị định số 57/2025/NĐ-CP về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (NLTT) và khách hàng lớn.

- Nghị định số 58/2025/NĐ-CP về quy định phát triển điện NLTT, năng lượng mới.

Ngoài ra, Bộ Công Thương đã kịp thời phê duyệt giá điện cho các loại hình nguồn điện năm 2025. Theo đó:

- Quyết định số 1313/QĐ-BCT về khung giá điện tối đa của điện LNG là 3.327,42 đ/kWh (tương đương 12,96 UScent/kWh).

- Quyết định số 1198/QĐ-BCT về mức giá tối đa của khung giá điện cho thủy điện tích năng là 3457,02 đ/kWh (tương đương 13,46 UScent/kWh).

- Quyết định số 1824/QĐ-BCT ngày 26/6/2025 của Bộ Công Thương về khung giá điện gió ngoài khơi. Trong đó, mức giá tối đa cho khu vực biển Bắc bộ là 3.975,1 đồng/kWh; khu vực biển Nam Trung bộ là 3.078,9 đồng/kWh; khu vực biển Nam bộ là 3.868,5 đồng/kWh.

- Quyết định số 988/QĐ-BCT về mức giá tối đa của điện mặt trời với loại hình không có pin lưu trữ và có pin lưu trữ; Quyết định số 1508/QĐ-BCT về mức giá tối đa điện gió trên bờ-gần bờ (xem bảng 2).

Bảng 2: Khung giá phát điện năm 2025 cho các dạng NLTT (đồng/kWh, mức tối đa, chưa bao gồm VAT):

Những thách thức khi thực hiện xây dựng nguồn điện theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII:

Nhằm tháo gỡ những vướng mắc về cơ chế chính sách cho phát triển điện lực, Chính phủ và Bộ Công Thương đã ban hành các quy định mới và khung giá các loại nguồn nhằm khuyến khích các nhà đầu tư tư nhân tham gia vào thị trường phát triển nguồn điện, kỳ vọng tạo được động lực cho việc huy động vốn đầu tư vào các nguồn điện lớn và NLTT. Tuy nhiên, do số lượng dự án cần thực hiện đầu tư rất lớn, nhất là các nguồn NLTT (ước tính nếu trung bình mỗi dự án có quy mô khoảng 50 MW, tổng số dự án điện mặt trời là khoảng từ 600-1.100 dự án, còn điện gió từ 400-640 dự án). Do đó, dẫn đến những khó khăn trong việc thực hiện đấu thầu và chọn nhà thầu, trong khi nhân lực chuyên môn của các địa phương còn hạn chế.

Ngoài ra, hiện tại một số cơ chế vẫn còn thiếu như khung giá mua, bán điện cho pin lưu trữ, nguồn linh hoạt và chưa có giá công suất tách bạch với giá điện năng…

Thách thức về huy động vốn:

Do vốn đầu tư lớn, vốn nhà nước chỉ chiếm tỷ lệ nhỏ, do vậy sẽ phụ thuộc vào các nhà đầu tư tư nhân và thị trường vốn ngoài nước. Từ nay đến năm 2030 để phát triển nguồn điện cần huy động 21,5 tỷ USD mỗi năm. Nếu giá bán điện không hợp lý sẽ khó thu hút được các nhà đầu tư tư nhân và huy động thị trường vốn ngoài nước.

Ngoài ra, một số dự án nhiệt điện như Nhiệt điện than An Khánh cũng rất khó khăn trong việc huy động vốn từ các tổ chức tín dụng, tài chính quốc tế do các tổ chức này đã ngừng cung cấp vốn cho phát triển nhiệt điện than.

Thách thức về thời gian thực hiện:

Thời gian đến cuối năm 2030 chỉ còn hơn 5 năm, trong khi nhiều loại hình nguồn điện có thời gian xây dựng trên 5 năm, hoặc chúng ta chưa có kinh nghiệm xây dựng với loại hình điện gió ngoài khơi, trong khi kinh nghiệm xây dựng loại hình này trên thế giới trung bình từ 6-8 năm.

Những dự án khó hoàn thành trong vòng 5 năm có thể liệt kê như sau:

1. Về các dự án thủy điện tích năng:

Chúng ta đã khởi công xây dựng dự án Thủy điện Tích năng (TĐTN) Bác Ái năm 2020. Mặc dù về lĩnh vực xây dựng thủy điện, chúng ta đã có hơn 50 năm kinh nghiệm khảo sát, thiết kế, xây dựng và vận hành các nhà máy thủy điện. Tuy nhiên, vì nhiều lý do mà dự án TĐTN Bác Ái phải kéo dài thời gian thi công, dự kiến đến năm 2029 mới đưa vào vận hành 1.200 MW.

Hiện tại chưa có chủ đầu tư chính thức cho các dự án TĐTN Phước Hòa, Đông Phù Yên và Đơn Dương. Việc xây dựng các dự án TĐTN này có thể sẽ kịp tiến độ, khi các nhà đầu tư nhận thấy tiềm năng lợi nhuận, nếu đầu tư vào loại hình nguồn điện này. Tuy nhiên, dù giá bán điện được xác định khá cao theo Quyết định số 1198/QĐ-BCT ngày 26 tháng 4 năm 2025 của Bộ Công Thương là 3457,02 đ/kWh - tương đương 13,46 UScent/kWh, nhưng số giờ vận hành công suất cực đại của TĐTN chỉ ở mức 1.310h/năm, trong khi số giờ để bơm nước lên hồ trên lên tới 1.886,4 h/năm với giá mua điện theo đơn giá bán lẻ điện sản xuất giờ thấp điểm là 1.094 đồng/kWh (theo Quyết định 2699/QĐ-BCT ngày 11 tháng 10 năm 2024).

Như vậy, tỷ lệ sản lượng điện dùng để bơm/sản lượng điện phát là 1,44. Một năm có 8.760h nhưng TĐTN hoạt động ở mức gần 3.200h (cả bơm nước lẫn phát điện) - nghĩa là phải dừng máy hơn 5.560h, trong khi chưa thực hiện giá điện hai thành phần cũng là rào cản thúc đẩy phát triển TĐTN.

Bảng 3: Danh mục các nhà máy thủy điện tích năng dự kiến đưa vào vận hành năm 2030:

2 Về các dự án điện gió ngoài khơi:

Dự kiến đến năm 2030 sẽ đưa 6.000 MW của 12 dự án điện gió ngoài khơi vào vận hành. Mặc dù giá bán điện gió ngoài khơi khá cao, nhưng vướng mắc lớn là chưa có dự án đầu tư tiềm năng nào được hoàn thành để phục vụ quá trình đấu thầu chọn nhà đầu tư. Tuy biết rằng, đến năm 2030 sẽ hầu như khó có thể đưa được các dự án (dù chỉ một nửa quy mô công suất) như bảng 4 dưới đây, Chính phủ, Bộ Công Thương vẫn để mục tiêu lớn như vậy nhằm động viên các nhà đầu tư sớm triển khai các bước cần thiết.

Bảng 4: Danh mục các nhà máy điện gió ngoài khơi đến năm 2030:

3. Về pin lưu trữ:

Theo Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh, nguồn lưu trữ sẽ đưa vào vận hành năm 2030 là từ 10.000-16.300 MW (chiếm 5,5-6,9% cơ cấu nguồn điện). Tuy nhiên, hiện nay chưa có quy định khung giá bán điện, nên khả năng đưa nguồn pin lưu trữ vào vận hành năm 2030 vẫn là một dấu hỏi lớn.

4. Về nguồn linh hoạt:

Nguồn điện linh hoạt dự kiến đạt từ 2.000-3.000 MW (chiếm tỷ trọng 1,1-1,3% tổng cơ cấu công suất nguồn toàn hệ thống), nhưng cũng chưa có giá bán điện. Do vậy, khả năng đưa vào vận hành đúng tiến độ dự kiến cũng chưa rõ ràng. Danh mục nhà máy điện linh hoạt theo Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh xem bảng 5.

Bảng 5: Danh mục nhà máy điện linh hoạt:

5. Về Nguồn điện LNG:

Ngoài dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 chuẩn bị đưa vào vận hành và dự án điện Hiệp Phước (giai đoạn 1) đang được xây dựng, nhưng 10 dự án khác trong tổng 22.540 MW vẫn còn trong các bước lựa chọn chủ đầu tư, hoặc chuẩn bị đầu tư ở các mức độ khác nhau. Trong đó, khâu quan trọng nhất là thỏa thuận hợp đồng mua bán điện (PPA) chưa hoàn tất. Tất nhiên, khó khăn cũng ở những yêu cầu của các nhà đầu tư FDI, hoặc các thực thể tham gia liên doanh đầu tư (như cung cấp LNG, thiết bị, hạ tầng…), không chỉ là đòi hỏi mức giá điện hợp lý, mà còn các vấn đề về bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ; áp dụng luật nước thứ ba; điều khoản bảo lãnh rủi ro chấm dứt hợp đồng v.v… Nhiều nhà đầu tư cho rằng: Nếu đến giữa năm 2026 chưa hoàn tất được thỏa thuận PPA, tất cả các dự án điện LNG đang đầu tư xây dựng không thể hoàn thành trước ngày 1/1/2031 để được hưởng các quy định ưu đãi theo Nghị định số 56/2025/NĐ-CP (có sửa đổi tại Nghị định số 100/2025/NĐ-CP).

Nhận xét:

Qua phân tích sơ bộ như trên cho thấy khả năng đưa tất cả nguồn điện nêu trong Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh vào vận hành năm 2030 theo đúng tiến độ đề ra là thách thức rất lớn. Vấn đề vốn là khó khăn muôn thuở, nhưng nếu các dự án nguồn điện (với mọi loại hình) khi đầu tư xây dựng nếu có lợi nhuận hợp lý sẽ thu hút được các nhà đầu tư. Nhưng những vấn đề về kỹ thuật bắt buộc phải thực hiện theo đúng quy định, không được phép bỏ qua bất kỳ bước nào, mặc dù có thể kéo dài thời gian thi công đối với những loại hình nguồn điện mới.

Những cơ chế, chính sách, khung giá bán điện cho những loại hình nguồn điện còn thiếu cần được bổ sung, hay sửa đổi để nhà đầu tư có cơ sở tính toán hiệu ích kinh tế của dự án, từ đó quyết định tham gia đầu tư.

Thời gian đến năm 2030 không còn nhiều, vì vậy, Chính phủ, Bộ Công Thương cần sớm tìm ra hướng giải quyết hợp lý đối với các nhà đầu tư được lựa chọn thực hiện các dự án nguồn điện trong Điều chỉnh Quy hoạch Điện VIII./.

[1] Dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 1 và 2 - Chính phủ xem xét giải pháp đề xuất của chuyên gia

[2] Luật khung mới và đề xuất hướng dẫn chi tiết trong Nghị định, Thông tư cho điện hạt nhân Việt Nam

[3] Bàn về chương trình điện hạt nhân và cơ sở hạ tầng điện hạt nhân trong điều kiện Việt Nam

[4] Công nghệ xây dựng nhà máy điện hạt nhân và một số gợi ý áp dụng cho Việt Nam

[5] Tổ chức thi công xây dựng nhà máy điện hạt nhân - Gợi ý thể chế phù hợp cho Việt Nam

NGUYỄN HUY HOẠCH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM