Điện than, thủy điện vẫn phải "gánh"

Để đáp ứng tốc độ tăng trưởng GDP năm 2026 phấn đấu tăng từ 10% trở lên, Bộ Công thương đã phê duyệt phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia năm 2026. Ba phương án đã được phê duyệt, gồm phương án cơ sở, phương án điều hành và phương án dự phòng cho các tháng cao điểm mùa khô.

Theo đó, kế hoạch vận hành thị trường điện cũng được xây dựng theo 3 kịch bản.

Kịch bản 1: Tổng sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu năm 2026 ước đạt gần 355,5 tỷ kWh, tăng 10,2% so với 2025.

Kịch bản 2: Sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu ước đạt khoảng 350 tỷ kWh, tăng 8,5% so với 2025, dựa trên đề xuất của EVN.

Kịch bản 3: Tổng sản lượng điện năm 2026 dự kiến đạt khoảng 343,1 tỷ kWh, tăng 6,4% so với 2025 - tương đương mức tăng trưởng bình quân giai đoạn 2023-2025.

Việc xây dựng các kịch bản này nhằm tăng tính linh hoạt trong chỉ đạo, điều hành cung ứng điện, nhất là khi biến đổi khí hậu diễn biến phức tạp và khó dự báo.

Trong đó, các nguồn điện than, thủy điện và nguồn điện tuabin khí vẫn đóng vai trò quan trọng đảm bảo cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia. Các nguồn năng lượng tái tạo sẽ được huy động theo khả năng phát, phù hợp với các ràng buộc kỹ thuật.

Bộ Công thương đánh giá, việc cung cấp điện cơ bản sẽ được bảo đảm. Tuy nhiên, năm 2026 là năm tiếp tục xuất hiện nhiều yếu tố khó lường, khó dự báo và có thể xuất hiện các tình huống bất lợi.

Nguyên nhân chủ yếu là do một số nguồn điện lớn vận hành chậm so với kế hoạch, diễn biến thủy văn không thuận lợi, lượng khí cấp cho phát điện từ các nguồn hiện hữu suy giảm; nguồn khí mới vào chậm tiến độ, nhu cầu than cho phát điện tăng cao, dẫn tới nhu cầu nhập khẩu than tăng.

Khai thác điện năng lượng vẫn hạn chế

Theo Công ty TNHH MTV Vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia (NSMO), từ nay đến cuối năm 2026, tổng công suất nguồn điện truyền thống dự kiến đưa vào vận hành khoảng 4.411MW.

Tuy nhiên, tiến độ của nhiều dự án đang đối mặt với rủi ro, gây sức ép đáng kể lên khả năng bảo đảm cung ứng điện trong năm 2026. Dù năng lượng tái tạo đã tăng trưởng mạnh trong những năm gần đây, việc khai thác vẫn bị hạn chế bởi nhiều yếu tố.

Năm 2026, hệ thống điện sẽ có điều kiện thuận lợi hơn khi đường dây 500kV mạch 3 đoạn Quảng Trạch - Phố Nối được đưa vào vận hành, cùng với một số công trình lưới truyền tải 220/110kV nội miền. Các dự án này sẽ hỗ trợ đáng kể giải tỏa công suất năng lượng tái tạo, giúp nâng cao khả năng hấp thụ nguồn điện xanh của hệ thống.

Tuy vậy, yêu cầu huy động các nhà máy nhiệt điện BOT như Nghi Sơn 2, Vân Phong 1, Duyên Hải 2, Vũng Áng 2 theo cơ chế bao tiêu nhiên liệu và sản lượng, kết hợp với nhu cầu duy trì dự phòng công suất cho hệ thống điện miền Bắc, miền Nam và toàn quốc trong các thời điểm cao điểm, khiến hệ thống vẫn phải giữ hoạt động một lượng lớn nguồn nhiệt điện than.

Đặc biệt, vào buổi tối, công suất khả dụng từ điện mặt trời trang trại và áp mái gần như bằng 0, dẫn đến việc nhiệt điện phải chiếm tỷ trọng huy động lớn và làm giảm khả năng hấp thụ năng lượng tái tạo tại một số thời điểm.

Ước tính, sản lượng điện năng lượng tái tạo (chủ yếu từ điện gió và điện mặt trời) có thể huy động trong năm 2026 dự kiến đạt gần 42,5 tỷ kWh, tức là chỉ tăng 0,6 tỷ kWh so với kế hoạch năm 2025. Trong khi, trọng tâm của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh là gia tăng mạnh tỷ trọng nguồn điện này trong giai đoạn 2026-2030.

Giải bài toán nguồn cung

Ông Nguyễn Thế Văn, Phó trưởng phòng Phương thức, thuộc NSMO cho rằng, khi nguồn điện năng lượng tái tạo cao, các nhà máy điện truyền thống (điện than, thủy điện) sẽ phải vận hành linh hoạt hơn để đáp ứng tính bất định của các nguồn này, do thường xuyên tăng hoặc giảm công suất và khởi động hoặc dừng.

"Nếu dự phòng quá mức sẽ làm tăng chi phí vận hành, còn dự phòng thiếu sẽ làm tăng rủi ro thiếu hụt điện năng hay công suất cho hệ thống", ông Văn lý giải.

Có một thực tế là các đường dây và máy biến áp 220/110kV nội vùng quá tải do nguồn năng lượng tái tạo tập trung dày đặc ở một số vùng; hệ thống trục truyền tải 500kV liên miền thường xuyên vận hành ở ngưỡng giới hạn ổn định. Điều này dẫn đến nguy cơ mất ổn định hệ thống như điện áp, tần số, tín hiệu nhỏ... thường xuyên xảy ra, tăng nguy cơ sự cố trên toàn hệ thống.

Đưa ra giải pháp, ông Nguyễn Mạnh Cường, Phó trưởng phòng phụ trách Phòng Phát triển hệ thống điện, Viện Năng lượng (Bộ Công thương) kiến nghị, cần ưu tiên xây dựng, hoàn thiện chính sách pháp luật về giá điện (xây dựng cơ chế giá điện hai thành phần đối với cả phía các hộ tiêu thụ điện và phía các nguồn điện; giá dịch vụ phụ trợ; khung giá các loại nguồn điện).

Cùng đó, cần ban hành cơ chế khuyến khích phát triển nguồn điện mặt trời và nguồn điện gió, đặc biệt là tại miền Bắc, có xét đến yếu tố gần trung tâm phụ tải, giảm chi phí truyền tải.

Ngoài ra, cần rà soát tháo gỡ các vướng mắc về thủ tục hành chính trong đầu tư, phát triển các dự án điện lực nhằm đảm bảo tiến độ, chất lượng; có chế tài đủ mạnh đối với các dự án chậm tiến độ.