Gửi bình luận
Viện Chiến lược Phát triển Kinh tế số
Điện than vẫn đóng góp khoảng một nửa sản lượng điện Việt Nam, trong khi quy hoạch hiện hành định hướng không còn dùng than để phát điện vào năm 2050. Khoảng cách giữa hai mốc ấy đòi hỏi một chiến lược thay thế theo từng chức năng của hệ thống điện, được triển khai trước khi các nhà máy điện than dừng hoạt động.
Theo số liệu của EVN, toàn hệ thống sản xuất và nhập khẩu khoảng 322,81 tỷ kWh điện năm 2025. Nhiệt điện than đóng góp 144,78 tỷ kWh, chiếm 44,85%, đứng sau là thủy điện (33,25%), năng lượng tái tạo (khoảng 12,5%), điện khí và điện nhập khẩu. Sang 8 tháng đầu năm 2026, nhiệt điện than tạo ra 119,24 tỷ kWh, chiếm 50,6% tổng sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu, tăng 1,3 điểm phần trăm so với cùng kỳ 2025.
Những con số này cho thấy mức độ phụ thuộc hiện tại vào than, trong khi nhu cầu phụ tải ngày càng tăng và tiến độ nhiều dự án điện từ các nguồn khác vẫn chậm. Từ đó đặt ra câu hỏi: Đã đến lúc Việt Nam cần tính đến một chiến lược điện nền mới để thay thế vai trò của điện than mà vẫn giữ cam kết Net Zero?
Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, được phê duyệt theo Quyết định 768/QĐ-TTg tháng 4/2025, dự kiến đến năm 2030 có khoảng 31.055 MW nhiệt điện than, chiếm 13,1-16,9% công suất nguồn điện phục vụ nhu cầu trong nước, tùy kịch bản. Quy hoạch chỉ tiếp tục những dự án than đã có trong quy hoạch và đang đầu tư xây dựng.
Định hướng đến năm 2050 là không còn sử dụng than để phát điện, các nhà máy được xem xét chuyển sang sinh khối hoặc amoniac khi điều kiện công nghệ và giá thành cho phép. Nhà máy trên 40 năm tuổi sẽ dừng hoạt động nếu không thể chuyển đổi nhiên liệu.
Theo EVN, nước ta có khoảng 28.100 MW nhiệt điện than đang vận hành tính đến cuối năm 2025, tương đương 32,1% tổng công suất nguồn điện. Đặt cạnh tỷ trọng sản lượng toàn hệ thống (45-50%), điện than vẫn đóng vai trò quan trọng không chỉ về sản lượng mà còn là nguồn điều tiết điện ổn định và đáng tin cậy.
PGS-TS. Đặng Trần Thọ, Viện trưởng Viện Công nghệ Năng lượng, Đại học Bách khoa Hà Nội, nhấn mạnh yêu cầu đầu tư điện đi trước tăng trưởng và phân biệt công suất đặt với điện năng thực phát.
Ông cũng lưu ý máy phát đồng bộ của các nhà máy nhiệt điện, thủy điện cung cấp quán tính cơ học, giúp hệ thống ứng phó với biến động tần số. Đó là một lý do kỹ thuật để thận trọng khi giảm nhanh nguồn truyền thống.
Ngay cả mốc tổng công suất 31.055 MW cũng cần được đặt trong bối cảnh chính sách đang thay đổi. Tại cuộc họp ngày 7/7/2026, Bộ Công Thương kiến nghị tiếp tục điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, bổ sung các nguồn điện nền khả thi và tính đến phát triển nhiệt điện than với quy mô hợp lý, kèm lộ trình thu hồi, xử lý khí thải.
Kiến nghị được đưa ra trong bối cảnh Bộ Công Thương nhận định nguồn điện khí LNG chiếm tỷ trọng lớn trong trong cơ cấu nguồn điện, trong khi xung đột tại Trung Đông làm gia tăng rủi ro đối với nguồn cung LNG.
Về điện khí LNG, giá LNG biến động mạnh trước các rủi ro địa chính trị khiến nguồn nhiên liệu này trở nên dễ bị tổn thương. Biến động thị trường sau khi Mỹ và Israel mở chiến dịch tấn công Iran ngày 28/2/2026 cho thấy mức độ rủi ro khác nhau giữa hai loại nhiên liệu nhập khẩu.
Thử so sánh biến động giá của hai loại nhiên liệu này. Giá LNG giao ngay tại Đông Bắc Á tăng từ khoảng 10 USD/MMBtu trước xung đột lên 25,3 USD cuối tháng 3 và khoảng 26-30 USD vào tháng 9.
Trong khi đó, giá than nhiệt Newcastle tăng từ 115,96 USD/tấn lên mức cao nhất 150,25 USD vào giữa tháng 6 và đứng ở 146,25 USD/tấn ngày 30/9. Như vậy, giá LNG có thời điểm tăng khoảng 150-190%, còn than tăng khoảng 26-30%, cho thấy cú sốc giá LNG lớn hơn đáng kể so với than.
Sau khi xung đột tại Trung Đông làm gián đoạn chuỗi cung ứng và đẩy giá LNG tăng mạnh, một doanh nghiệp lớn đã đề xuất Chính phủ xem xét thay thế dự án Nhà máy điện LNG ở miền Bắc bằng một tổ hợp năng lượng tái tạo kết hợp lưu trữ pin (BESS).
Trong hệ thống có nhiều điện gió và mặt trời, một nhà máy chạy đều suốt ngày không còn là cách duy nhất để bảo đảm phần phụ tải tối thiểu. Hệ thống cần đủ điện năng trong cả năm, đủ công suất khi thiếu nắng gió hoặc phụ tải lên cao, đủ khả năng tăng giảm sản lượng và giữ được tần số, điện áp ổn định.
Không những vậy, với những nguồn phụ tải đặc biệt như trung tâm dữ liệu, độ ổn định và chất lượng nguồn điện sẽ cần phải ở mức gần như tuyệt đối. Điều đáng nói là không có một loại nguồn nào tự mình đáp ứng trọn vẹn các yêu cầu đó.
Trong ngắn hạn, thủy điện và đội nhà máy nhiệt điện hiện hữu vẫn là những nguồn có thể huy động khi cần. Nhưng thủy điện phụ thuộc lượng nước từng mùa, còn nguồn khí, nhất là LNG, chịu rủi ro giá và nguồn cung nhập khẩu.
Nhà máy điện khí, dù có khả năng kỹ thuật tăng, giảm công suất nhanh, chưa chắc được huy động linh hoạt nếu hợp đồng mua khí và hợp đồng mua bán điện tạo động cơ buộc nhà máy phải duy trì sản lượng cao trong thời gian dài.
Vì vậy, phát triển điện khí không chỉ là đầu tư nhà máy, mà cần đi kèm thiết kế hợp đồng nhiên liệu và mua bán điện phù hợp, hạ tầng cảng - kho LNG, cùng cơ chế ghi nhận giá trị của công suất sẵn sàng bên cạnh sản lượng điện thực phát.
Về dài hạn, điện hạt nhân có thể trở thành một nguồn điện nền quan trọng nhờ khả năng phát điện ổn định, công suất lớn và phát thải carbon thấp trong quá trình vận hành. Tuy nhiên, đây không phải là nguồn có thể bổ sung nhanh trong ngắn hạn. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt mục tiêu đưa các Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 1 và 2 vào vận hành trong giai đoạn 2030-2035 với tổng công suất 4.000-6.400 MW.
Theo Cơ quan Năng lượng nguyên tử quốc tế (IAEA), một dự án điện hạt nhân quy mô lớn thường cần khoảng 10-15 năm từ giai đoạn chuẩn bị chương trình đến khi vận hành tổ máy đầu tiên. Riêng quá trình xây dựng có thể kéo dài nhiều năm và phụ thuộc lớn vào năng lực quản lý, cấp phép, chuỗi cung ứng và nhân lực.
Vì vậy, điện hạt nhân là một phần quan trọng của lời giải dài hạn, nhưng không thể được xem là công suất bảo đảm đã sẵn sàng trong giai đoạn trước năm 2030. Trong quá trình chuyển tiếp, Việt Nam vẫn cần phát triển đồng thời các nguồn có thể huy động, lưới điện, lưu trữ và các giải pháp quản lý phụ tải để duy trì độ tin cậy hệ thống.
Điện gió và mặt trời sẽ đóng vai trò ngày càng lớn trong cơ cấu điện năng sạch của Việt Nam, nhưng để có thể thay thế một phần sản lượng điện than mà vẫn duy trì độ tin cậy hệ thống, cần đầu tư đồng bộ vào lưới truyền tải và các nguồn linh hoạt.
Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đặt mục tiêu phát triển 10.000-16.300 MW pin lưu trữ và 2.400-6.000 MW thủy điện tích năng vào năm 2030. Tuy nhiên, công suất lắp đặt của hệ thống lưu trữ không phản ánh trực tiếp lượng điện có thể cung cấp.
Đơn cử, một hệ thống pin công suất 1.000 MW với thời lượng xả 2 giờ chỉ có thể cung cấp 2.000 MWh điện, khác biệt đáng kể so với một nguồn có khả năng phát liên tục trong nhiều giờ hoặc nhiều ngày.
Bên cạnh đó, lưới điện quyết định khả năng đưa nguồn điện từ những khu vực có tiềm năng gió, mặt trời lớn đến các trung tâm phụ tải vào đúng thời điểm hệ thống cần. Vì vậy, mở rộng năng lượng tái tạo phải đi cùng phát triển truyền tải, lưu trữ và các nguồn điều độ linh hoạt.
Một phần công suất cần xây mới có thể được giảm bằng cách điều chỉnh thời điểm sử dụng điện. Các cơ sở công nghiệp có thể dịch chuyển một số công đoạn, pin tại cơ sở tiêu thụ có thể hỗ trợ giờ cao điểm, điện mặt trời tự sản tự tiêu giảm nhu cầu lấy điện từ lưới vào ban ngày. EVN đã đề nghị các khách hàng lớn chuẩn bị phương án dịch chuyển phụ tải để ứng phó những giờ công suất đỉnh căng thẳng.
Nhập khẩu điện và liên kết lưới khu vực có thể mở thêm dư địa cho cân bằng cung - cầu, nhưng cần được xem xét cùng với khả năng truyền tải, độ tin cậy của nguồn điện từ đối tác và rủi ro phụ thuộc bên ngoài.
Trả lời Tạp chí Nhà đầu tư/Nhadautu.vn, ông Lauri Myllyvirta, đồng sáng lập kiêm chuyên gia phân tích chính của Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Không khí sạch (CREA), lưu ý an ninh điện có hai mặt: Đủ công suất trong giờ phụ tải đỉnh và hạn chế lệ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch nhập khẩu. Theo ông, các tổ máy than đang xây dựng hoặc được cải tạo phải có khả năng vận hành linh hoạt hơn.
Chuyên gia CREA cho rằng, xây thêm nhà máy nhiệt điện chỉ có thể được biện minh về kinh tế trong trường hợp công suất tại một vị trí cụ thể có giá trị rất cao đối với hệ thống, chẳng hạn nơi lưới bị nghẽn hoặc cần dự phòng. Khi đó, phải chấp nhận khả năng nhà máy vận hành ít giờ và có vòng đời khai thác ngắn.
Chuyên gia năng lượng Lam Pham của Ember đề xuất một ranh giới rõ hơn: Việt Nam có thể giữ một phần công suất than hiện hữu trong ngắn hạn để bảo đảm độ tin cậy, nhưng sản lượng than cần giảm dần và mỗi nhà máy cần có lộ trình dừng cụ thể.
Than nên được huy động khi hệ thống thực sự cần công suất, thay vì mặc nhiên chạy nền. Đầu tư vào lưới điện, lưu trữ năng lượng, điều chỉnh phụ tải và các nguồn điện linh hoạt cần được quy hoạch, triển khai trước khi các nhà máy than tương ứng ngừng hoạt động.
Từ góc nhìn doanh nghiệp, ông Olivier Marquette, Chủ tịch AES Việt Nam cho rằng, trong giai đoạn chuyển tiếp, điện than vẫn góp phần bảo đảm độ tin cậy của hệ thống và hỗ trợ tích hợp thêm năng lượng tái tạo nhờ khả năng phát điện có thể điều độ khi cần. Tuy nhiên, ông đặt điện than trong cơ cấu gồm điện khí, năng lượng tái tạo, lưu trữ và các nguồn linh hoạt khác, thay vì coi đây là giải pháp duy nhất.
Theo lãnh đạo AES, không một công nghệ đơn lẻ nào có thể đáp ứng mọi nhu cầu năng lượng. Cơ cấu nguồn tối ưu phụ thuộc vào điều kiện của từng quốc gia và sẽ thay đổi khi công nghệ phát triển, hạ tầng được mở rộng và các giải pháp carbon thấp trở nên khả thi hơn về kinh tế.
Ba góc nhìn trên cùng dẫn tới một yêu cầu thực tế: Quyết định giữ lại, cải tạo hay dừng từng nhà máy điện than phải dựa trên dữ liệu vận hành và điều kiện cụ thể của từng khu vực lưới. Việc đánh giá cần bao quát độ khả dụng, hiệu suất, số giờ vận hành, chi phí nhiên liệu, mức phát thải bụi, SO₂, NOₓ và CO₂, khả năng điều chỉnh công suất, cũng như thời điểm các nguồn thay thế có thể đi vào hoạt động.
Trên cơ sở đó, những nhà máy còn cần thiết cho độ tin cậy của hệ thống có thể tiếp tục vận hành trong thời hạn xác định. Các dự án cải tạo hoặc kéo dài tuổi thọ phải chứng minh được hiệu quả kinh tế và giá trị bổ sung cho toàn hệ thống. Ngược lại, những tổ máy đã cũ, hiệu suất thấp cần có lộ trình dừng, kèm phương án xử lý tài sản và hỗ trợ người lao động.
Cơ chế tài chính cần phù hợp với vai trò mới của các nhà máy. Việt Nam đã có giá công suất thị trường và cơ chế thanh toán một số dịch vụ phụ trợ, nhưng các khoản này có thể chưa phản ánh đầy đủ giá trị của tổ máy phải duy trì sẵn sàng trong khi chỉ được huy động ít giờ. Nếu bổ sung cơ chế chi trả cho công suất sẵn sàng, cần xác định rõ nhu cầu, vị trí trên lưới, tiêu chuẩn kỹ thuật và thời hạn áp dụng.
Vì vậy, cơ quan quy hoạch và vận hành cần xác định rõ khu vực nào thiếu công suất bảo đảm; tổ chức mua công suất dự phòng, dịch vụ điều tần và hỗ trợ điện áp theo các tiêu chuẩn kỹ thuật có thể kiểm chứng; đồng thời so sánh chi phí toàn hệ thống giữa cải tạo nhà máy cũ với đầu tư lưới điện, lưu trữ, nguồn phát mới hoặc các biện pháp giảm phụ tải đỉnh.
Trong báo cáo về Việt Nam công bố tháng 11/2024, Cơ quan Năng lượng quốc tế (IEA) nhận định điện than không kèm biện pháp giảm phát thải sẽ đạt đỉnh vào giữa thập niên 2020, sau đó giảm dần khi năng lượng tái tạo và các nguồn linh hoạt được mở rộng.
Để đánh giá khả năng bảo đảm cung ứng khi than rút dần, IEA mô hình hóa cân bằng cung - cầu theo từng giờ trong năm 2050 và kiểm tra hệ thống dưới các điều kiện thời tiết khác nhau đối với kịch bản ngành điện đạt phát thải ròng bằng 0.
Kết quả cho thấy một hệ thống có tỷ trọng điện gió và điện mặt trời rất cao vẫn có thể duy trì đủ nguồn và tính linh hoạt, với điều kiện Việt Nam mở rộng, hiện đại hóa lưới điện, phát triển lưu trữ và điều chỉnh phụ tải, đồng thời quản lý thủy điện phù hợp với nhu cầu cân bằng theo mùa. Tuy nhiên, đây là kết quả mô hình dựa trên giả định các nguồn điện và hạ tầng thay thế được triển khai đầy đủ, đúng quy mô.
Bài học quốc tế và những giới hạn của công nghệ điện than được phân tích trong chuỗi bài dẫn tới một yêu cầu, đó là Việt Nam cần chuẩn bị đầy đủ nguồn điện, hạ tầng và năng lực vận hành thay thế trước khi giảm vai trò của than theo một lộ trình rõ ràng, có thể theo dõi và điều chỉnh.
Đóng các nhà máy khi nguồn thay thế chưa sẵn sàng có thể làm tăng rủi ro thiếu điện. Ngược lại, kéo dài hoặc đầu tư thêm điện than mà không tính đến số giờ vận hành trong tương lai lại làm tăng phát thải, chi phí chuyển đổi và nguy cơ tài sản mắc kẹt.
Trong giai đoạn chuyển tiếp, những nhà máy điện than còn cần thiết đối với độ tin cậy của hệ thống có thể tiếp tục vận hành trong thời hạn xác định, đi kèm yêu cầu về hiệu suất, kiểm soát phát thải, khả năng điều chỉnh công suất và lộ trình dừng hoặc chuyển đổi.
Mọi khoản đầu tư cải tạo hay kéo dài tuổi thọ cần được đánh giá dựa trên giá trị đối với toàn hệ thống, bao gồm vị trí trên lưới, độ khả dụng, khả năng cung cấp công suất khi cần và thời điểm nguồn thay thế có thể đi vào hoạt động.
Trong hệ thống điện có tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng cao, "điện nền" cần được tiếp cận theo khả năng bảo đảm cung ứng của toàn hệ thống, thay vì chỉ dựa vào một loại nhà máy vận hành liên tục.
Khả năng này được hình thành từ sự phối hợp giữa thủy điện, điện khí và các nguồn phát linh hoạt, điện hạt nhân trong dài hạn, năng lượng tái tạo, lưu trữ, nhập khẩu điện, điều chỉnh phụ tải và lưới truyền tải. Một chiến lược điện nền mới chỉ có cơ sở khi đồng thời bảo đảm độ tin cậy, hiệu quả kinh tế và mục tiêu giảm phát thải.
Trong cấu trúc đó, điện than có thể giữ vai trò chuyển tiếp trong một thời hạn nhất định, gắn với tiến độ hình thành các nguồn lực thay thế nhằm đảm bảo mục tiêu Net Zero 2050.
