Ngành điện 2026: Hai trụ cột chiến lược và loạt quyết sách cần kích hoạt

Trước thềm năm mới 2026, phóng viên Báo Xây dựng đã có cuộc trao đổi với ông Nguyễn Anh Tuấn, Phó chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam xoay quanh bức tranh tổng thể của ngành điện, những điểm nghẽn về thể chế, vốn và thị trường.

Trong bối cảnh áp lực xanh hóa ngày càng lớn, nguy cơ thiếu hụt nguồn cung vẫn hiện hữu, ông Anh Tuấn nhấn mạnh hai trụ cột chiến lược gồm năng lượng tái tạo và điện khí, đồng thời cho rằng: năm 2026 sẽ là thời điểm bản lề đòi hỏi hàng loạt quyết sách phải được kích hoạt để bảo đảm an ninh năng lượng và sức hút đầu tư dài hạn.

Cần thể chế mạnh để huy động nguồn vốn lớn

Ông đánh giá như thế nào về bức tranh tổng thể của ngành điện Việt Nam trong năm vừa qua? Điểm sáng nổi bật là gì?

Giai đoạn 2021-2024, quy mô nguồn điện tăng bình quân hơn 3.000MW mỗi năm. Riêng năm vừa qua, công suất bổ sung đạt khoảng 6.400MW, gần gấp đôi mức trung bình của những năm trước. Dù vậy, kết quả này vẫn chưa chạm ngưỡng kế hoạch 8.000-10.000MW/năm.

Điểm sáng đáng chú ý nhất là sự vào cuộc đồng bộ của cả hệ thống chính trị. Hàng loạt cơ chế, chính sách được kích hoạt nhằm tháo gỡ rào cản cho ngành năng lượng. Từ các nghị quyết chuyên đề về phát triển năng lượng (Nghị quyết 70) đến những quyết sách của Quốc hội (Nghị quyết 253) cho phép áp dụng giá trần cho đấu thầu làm giá mua bán điện thay vì phải đàm phán lại từ đầu, hay lược bỏ khâu xin chủ trương đầu tư đối với các dự án trọng điểm đã có trong quy hoạch.

Song song, các bộ ngành đẩy nhanh sửa đổi Luật Điện lực, ban hành nhiều nghị định mở đường cho phát triển nguồn và cơ chế mua bán điện trực tiếp như Nghị định 56, 57, 58.

Bộ Công Thương cũng đã đưa ra các quyết định về khung giá phát điện, bao gồm cả pin lưu trữ, nhằm cụ thể hóa chiến lược.

Tuy nhiên, những chuyển động chính sách dù tích cực vẫn chưa tạo cú hích đủ mạnh. Hệ thống pháp lý còn chồng chéo, một số "vùng xám" khiến nhà đầu tư dè dặt, dòng vốn vào ngành điện chưa đạt kỳ vọng.

Vậy, những "điểm nghẽn" lớn nhất nằm ở đâu, thưa ông?

Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, giai đoạn 2026-2030, tổng nhu cầu vốn cho phát triển nguồn và lưới điện vào khoảng 136 tỷ USD, trong đó riêng nguồn điện chiếm hơn 118 tỷ USD. Điểm nghẽn then chốt hiện nay là thể chế chưa đủ lực để hút dòng vốn tư nhân trong và ngoài nước, trong khi ngân sách cùng các tập đoàn nhà nước chỉ có thể đáp ứng khoảng 40% nhu cầu.

Hệ quả là nhiều dự án trọng điểm quy mô lớn như LNG hay điện gió ngoài khơi vẫn ì ạch tiến độ. Các dự án điện mặt trời, điện gió nhỏ lẻ tại địa phương gia tăng về số lượng nhưng đóng góp thực chất cho hệ thống còn hạn chế. Bên cạnh đó, cơ chế giá điện chưa phản ánh đầy đủ chi phí đầu vào, khiến nhà đầu tư thiếu niềm tin vào khả năng thu hồi vốn.

Một vấn đề khác là truyền thông chính sách chưa theo kịp thực tế thị trường. Không ít người vẫn kỳ vọng điện phải rẻ dần, trong khi các nguồn năng lượng giá thấp đã dần cạn kiệt, chi phí nhập khẩu tăng và xu hướng vận hành theo cơ chế giá quốc tế ngày càng rõ nét. Việc duy trì giá điện thấp quá lâu có thể hỗ trợ an sinh trước mắt nhưng về dài hạn dễ tạo tâm lý ỷ lại, kìm hãm đổi mới công nghệ và làm suy yếu an ninh năng lượng.

Cần yêu cầu tất cả các dự án mới tham gia thị trường điện

Rõ ràng khi tỷ trọng các nguồn điện sạch ngày càng tăng, tiền điện người dân phải chi trả cũng có xu hướng cao hơn. Theo ông, cần làm gì để cân bằng giữa mục tiêu phát triển năng lượng sạch và khả năng chi trả của người tiêu dùng?

Muốn cân bằng, trước hết phải nhận diện đúng điểm nghẽn. Sự chậm trễ của các dự án điện gió ngoài khơi và LNG phần lớn xuất phát từ nỗi lo rủi ro của nhà đầu tư khi quy mô vốn vay thường chiếm tới 70-80% tổng đầu tư, trong khi biến động chuỗi cung ứng, địa chính trị và giá nhiên liệu luôn hiện hữu.

Hiện Chính phủ đang soạn thảo nghị định triển khai Nghị quyết 253, trong đó có đề xuất cam kết sản lượng điện hợp đồng tối thiểu (QC) ở mức 75% cho 15 năm, thay vì 65% trong 10 năm như hiện hành.

Đề xuất này có thể giúp dự án dễ tiếp cận vốn hơn, nhưng nếu áp dụng cứng nhắc lại thu hẹp dư địa cho các nguồn tái tạo khác. Giải pháp khả thi hơn là cơ chế giá điện hai thành phần – tách giá công suất và giá điện năng, nhằm đảm bảo khả năng thu hồi vốn cho nhà đầu tư mà vẫn giữ được độ linh hoạt cho hệ thống.

Một nghịch lý khác là tỷ lệ nhà máy tham gia thị trường điện hiện vẫn dưới 40%. Khi nguồn cung trên thị trường hạn chế, cạnh tranh suy giảm, cơ chế thị trường khó phát huy vai trò điều tiết.

Hiện tại, ngoài các nhà máy đa mục tiêu và BOT, các nhà máy còn lại tham gia thị trường chủ yếu theo hình thức gián tiếp. Đối với điện tái tạo, hiện vẫn chưa có quy định bắt buộc tham gia thị trường.

Do đó, việc yêu cầu tất cả các dự án mới tham gia thị trường điện là một hướng đi đúng, nhưng cần có lộ trình phù hợp với một thị trường đã trưởng thành và vận hành ổn định.

Song, lưu ý, đối với các nguồn điện có giá thành cao như LNG hay điện gió ngoài khơi, nếu lập tức tham gia hoàn toàn vào thị trường điện cạnh tranh, chúng rất dễ bị đẩy ra khỏi hệ thống bởi các nguồn có giá thấp hơn. Do đó, giải pháp thực tế là cho phép các nguồn này tham gia thị trường một phần trong giai đoạn đầu. Khi quy mô thị trường lớn dần lên, tính rủi ro sẽ giảm đi và các tín hiệu thị trường sẽ trở nên rõ ràng, minh bạch hơn để thu hút nhà đầu tư thay vì họ chỉ muốn bán lẻ.

Thách thức từ quá trình "xanh hóa" và nguy cơ thiếu hụt nguồn cung

Ông dự báo thế nào về ngành năng lượng Việt Nam năm 2026? Lĩnh vực nào sẽ nóng, rủi ro cung – cầu có còn đáng lo?

Trong 3-5 năm tới, chuyển dịch năng lượng và "xanh hóa" là xu hướng tất yếu. Tuy nhiên, song hành với cam kết giảm phát thải là áp lực bảo đảm đủ điện cho tăng trưởng kinh tế. Nguy cơ thiếu hụt nguồn cung từ nay đến 2030 vẫn hiện hữu.

Theo mục tiêu quy hoạch, đến năm 2030 hệ thống cần tối thiểu khoảng 183.000 MW công suất nguồn, trong khi hiện mới đạt hơn 87.000MW. Khoảng cách lớn đồng nghĩa mỗi năm phải bổ sung hàng chục nghìn MW – cao gấp nhiều lần tốc độ tăng trưởng giai đoạn trước. Đáng chú ý, công suất lắp đặt của năng lượng tái tạo tuy lớn nhưng khả năng quy đổi thành sản lượng điện thực tế lại thấp do phụ thuộc thời tiết, khiến bài toán điều độ hệ thống trở nên phức tạp.

Trong bối cảnh đó, ưu tiên không phải là chậm lại quá trình chuyển đổi, mà là bảo đảm an ninh năng lượng. Việc hoàn thành các dự án nhiệt điện than, điện khí và LNG đã có trong quy hoạch, đồng thời thúc đẩy các nguồn linh hoạt như pin lưu trữ, được xem là điều kiện then chốt để hệ thống vận hành ổn định.

Hai trụ cột chính của ngành điện

Ông có gợi ý gì về chính sách cho năm tới?

Trong 5 năm tới, cấu trúc phát triển ngành điện nên dựa trên hai trụ cột chính. Thứ nhất là năng lượng tái tạo – gồm điện gió, điện mặt trời, sinh khối, các nguồn điện mới và điện tận dụng nhiệt dư. Trong nhóm này, thủy điện vẫn giữ vai trò ưu tiên, song song với đầu tư hệ thống lưu trữ và các nguồn điện linh hoạt nhằm bảo đảm vận hành ổn định.

Trụ cột thứ hai là điện khí, trong bối cảnh nhiệt điện than gần như không còn dư địa mở rộng. Với nguồn điện nền, yêu cầu then chốt là bảo đảm đủ công suất theo kế hoạch từng năm.

Vì vậy, nhiệm vụ cấp bách hiện nay là tháo gỡ vướng mắc cho các dự án nhiệt điện than, điện khí và LNG còn đình trệ. Nếu khẩn trương tái khởi động các dự án điện than đã có trong quy hoạch, giai đoạn 2030-2031 có thể bổ sung thêm 1-2 nhà máy mới. Việc hoàn thiện các dự án này không làm gia tăng áp lực cam kết quốc tế, bởi Việt Nam chỉ cam kết không phát triển thêm dự án mới, chứ không dừng các dự án đã nằm trong kế hoạch.

Thực tế, hiện vẫn còn bốn dự án đang triển khai gồm Nam Định, Vĩnh Tân 3, Sông Hậu 2 và Quảng Trị. Riêng Quảng Trị có thể cân nhắc chuyển sang điện khí nhờ lợi thế khu vực Chân Mây – Hải Lăng, song việc dồn quá nhiều dự án vào một địa phương đặt ra bài toán hạ tầng cảng nước sâu và logistics. Trong bối cảnh hiện tại, khả năng huy động vốn cho điện than đã cải thiện so với vài năm trước, do đó cần tận dụng cơ hội để bảo đảm nguồn cung chủ động.

Ở chiều vốn quốc tế, dù các cam kết hỗ trợ được nhắc tới nhiều, thực tế giải ngân vẫn hạn chế. Ngoại trừ khoản vay khoảng 430 triệu Euro từ AFD (Pháp) cho dự án thuỷ điện tích năng Bác Ái, phần lớn cam kết trong khuôn khổ JETP vẫn dừng ở mức tuyên bố. Một rào cản khác là cơ chế hiện hành chưa cho phép EVN linh hoạt huy động vốn hoặc liên doanh với nhà đầu tư nước ngoài do vướng mắc hạch toán.

Do đó, để đạt mục tiêu khoảng 22.500MW điện LNG đến năm 2030, điều kiện tiên quyết là một cơ chế tài chính đủ thực chất để nhà đầu tư tiếp cận vốn vay và triển khai dự án. Trọng tâm phải hướng tới nguồn vốn tư nhân, đặc biệt là vốn ngoại, đi kèm quy định rõ ràng về hoàn vốn và lợi nhuận.

Ngay cả cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) – bước đi hướng tới thị trường điện cạnh tranh sau hai năm thí điểm vẫn triển khai chậm, cần sớm nhận diện nguyên nhân và điều chỉnh.

Song song đó, tiến độ các dự án khí nội địa như Lô B và Cá Voi Xanh cần được thúc đẩy. Việc điều chỉnh quy hoạch năng lượng đang đẩy chuỗi Cá Voi Xanh lùi sau năm 2030, khiến khoảng 3.700MW tại Chu Lai – Quảng Nam rơi vào thế "treo".

Trong trung hạn, an ninh năng lượng vẫn là nền tảng cốt lõi. Muốn tích hợp quy mô lớn điện gió và điện mặt trời, bắt buộc phải có các nguồn linh hoạt như pin lưu trữ (BESS). Tuy nhiên, không thể dồn toàn bộ chi phí này lên EVN, bởi cơ chế hiện nay sẽ đẩy gánh nặng vào giá điện và tạo áp lực cho doanh nghiệp.

Đặc biệt, ngành điện đang đối mặt với những "hạt sạn" lớn cần xử lý dứt điểm để tạo niềm tin cho nhà đầu tư. Đó là 81 dự án chuyển tiếp hiện vẫn đang phải vận hành tạm thời và 173 dự án vướng mắc các thủ tục về công nhận ngày vận hành thương mại (COD).

Cần có phương án xử lý rõ ràng: sai phạm về kinh tế thì xử lý kinh tế, sai phạm hình sự thì xử lý hình sự, thay vì để các dự án rơi vào tình trạng "treo" không thời hạn.

Thực tế, các nhà đầu tư quốc tế và các ngân hàng đã bắt đầu có động thái gây áp lực, thậm chí dọa kiện nếu hồi tố giá FIT. Đây là những lỗi hệ thống cần sự chỉ đạo quyết liệt từ cấp cao nhất để tháo gỡ.

Xin cảm ơn ông!