Ngày 10/9/2026, Bộ Công Thương có Báo cáo số 760/BC-BCT cho biết, năm 2025, nước ta nhập khẩu ròng 43,9% tổng năng lượng sơ cấp (gồm than đá, điện, xăng dầu, khí tự nhiên dùng cho nhà máy điện và quy đổi ra đơn vị tương đương là 53,6 triệu tấn dầu thô), dự kiến năm 2030 phải nhập 43,6%. Đây là áp lực và thách thức rất lớn với Việt Nam trong bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia. Để khắc phục, Bộ Công Thương đặt ra các giải pháp bảo đảm cung ứng điện giai đoạn 2027-2030 và điều chỉnh Quy hoạch điện VIII.
Tình hình thực hiện Quy hoạch điện VIII
Báo cáo của Bộ Công Thương, sau hơn 3 năm triển khai Quy hoạch điện VIII: tổng công suất các dự án đưa vào vận hành chỉ chiếm 5%, dự án đã khởi công (chưa vận hành) chiếm 9%, các dự án lựa chọn được nhà đầu tư (chưa khởi công) chiếm 28%, dự án có chủ trương đầu tư (chưa chọn được nhà đầu tư) chiếm 12%, còn lại khoảng 45% là các dự án chưa có chủ trương đầu tư.
Về lưới điện truyền tải, EVN và các đơn vị thành viên chỉ có khả năng thực hiện 28,6% khối lượng dự án lưới điện của Quy hoạch điện VIII và khoảng 40,2% khối lượng dự án lưới điện dự kiến nhà nước đầu tư cần hoàn thành trong giai đoạn 2025-2030, còn lại là đầu tư theo hình thức xã hội hóa.
Tình hình cung ứng điện năm 2026: Tổng sản lượng điện sản xuất ước 354,4 tỷ kWh, tăng xấp xỉ 9,7% so với năm 2025. Công suất cực đại (Pmax) toàn hệ thống đạt 57.537 MW, cao hơn 6,4% so với mức kỷ lục năm 2025. Nhìn chung, việc cung cấp điện của hệ thống điện quốc gia trong năm 2026 bảo đảm, đáp ứng nhu cầu đất nước.
Giai đoạn 2027-2030 mất cân đối cung-cầu tăng mạnh: Năm 2027, công suất hệ thống điện quốc gia thiếu 4.256 MW; sản lượng thiếu 2.9 tỷ kWh. Theo thứ tự trên, năm 2028 thiếu 8.309 MW và 20,7 tỷ kWh, năm 2029 thiếu 13.348 MW và 50,4 tỷ kWh, năm 2030 thiếu 13.964 MW và 61,18 tỷ kWh.
Bộ Công Thương cho rằng, trong bối cảnh nhu cầu điện tiếp tục tăng cao, việc cập nhật, bổ sung và điều chỉnh quy hoạch điện là cần thiết và cấp bách. Cần điều chỉnh quy hoạch bởi một số nội dung dự báo chưa sát với thực tế, các nguồn điện năng lượng tái tạo mang tính bất định và chưa được lựa chọn theo nguyên tắc khí tượng để cân bằng hệ thống. Quan điểm và phương án đầu tư, vận hành nguồn LNG chưa phù hợp với chi phí và khả năng nhập khẩu LNG, trong khi LNG là không hoàn toàn là nguồn điện phát thải thấp (LNG phát thải bằng khoảng 65-70% nhiệt điện than trên siêu tới hạn).
Đặc biệt, tổ chức thực hiện quy hoạch chưa chuyển đủ nhanh thành “dự án có thể xây dựng”, và đây là nguyên nhân gốc, do quá trình chấp thuận chủ trương đầu tư, lựa chọn nhà đầu tư quá dài và không có cơ chế thay thế đủ nhanh. Nguồn điện và lưới điện đã có quy hoạch, nhưng chưa được đầu tư xây dựng đồng bộ đúng tiến độ; nhiều địa phương không có danh mục lưới điện thể hiện tại phương án cấp điện trong quy hoạch tỉnh. Quy định pháp luật và các cơ chế hiện hành về tài chính, giá điện chưa thực sự hấp dẫn các nhà đầu tư. Các dự án điện LNG rất chậm triển khai, do khó khăn trong thu xếp tài chính, cung cấp tuabin, đàm phán hợp đồng mua bán điện, giá khí LNG nhập khẩu rất cao và biến động mạnh.
Tổng nhu cầu vốn đầu tư cho nguồn và lưới điện trong Quy hoạch điện VIII rất lớn, gây áp lực với các doanh nghiệp, bao gồm cả doanh nghiệp nhà nước. Các địa phương chưa chủ động trong việc cập nhật quy hoạch, bố trí quỹ đất, hỗ trợ triển khai dự án.
Giải pháp bảo đảm cung cấp điện đến năm 2030
Bộ Công Thương nêu các giải pháp chính bảo đảm cung cấp điện đến năm 2030.
1/Nhóm giải pháp phải thực hiện ngay để bảo đảm cung ứng điện cho năm 2027, 2028:
Với nguồn điện, giao chỉ tiêu cho từng địa phương (đặc biệt là miền Bắc) phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ. Trước mắt sử dụng ngân sách nhà nước lắp đặt điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ tại các bệnh viện, trường học, cơ quan công sở là tài sản do nhà nước quản lý khoảng 2.800 MW hoàn thành trước tháng 6/2027; Khuyến khích lắp đặt điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ tại các khu công nghiệp, cụm công nghiệp (để giảm công suất tự dùng) kết hợp BESS phấn đấu đạt từ 3.000-5.000 MW tại các địa phương trước mùa khô năm 2027 và năm 2028; Bắt buộc lắp đặt tại các nhà máy điện, trạm biến áp trên toàn quốc trong trường hợp sẵn sàng có mái. Tập trung đầu tư các dự án BESS với mức công suất cần bổ sung khoảng 2.000 – 3.000 MW phục vụ cấp điện cho giai đoạn năm 2027-2028.
Nguồn điện mặt trời tập trung bắt buộc phải đưa vào vận hành năm 2027 là 1.000 MW, năm 2028 là 3.000 MW; và điện gió trên bờ, gần bờ năm 2028 là 2.000 MW; với các dự án đã được cấp chủ trương đầu tư, lựa chọn nhà đầu tư. Yêu cầu các địa phương phải cấp chủ trương đầu tư, lựa chọn nhà đầu tư đối với các dự án điện đã có quy hoạch, hoàn thành trước tháng 6/2027.
Đảm bảo tiến độ các dự án nhập khẩu từ Lào đưa vào vận hành khoảng 700 MW năm 2027 và 1.700 MW năm 2028; nhập khẩu điện từ Trung Quốc qua hướng Móng Cái khoảng 600 MW trước 31/3/2027.
Với lưới điện truyền tải, sớm đưa vào vận hành các dự án cấp điện cho khu vực miền Bắc như T500 Bắc Ninh và đấu nối, TBA 220kV An Lão và đấu nối đồng bộ với ĐZ 110kV, TBA 220 kV Bắc Ninh 5 và đường dây đấu nối, T500 Thái Bình và đấu nối. Đẩy nhanh tiến độ đầu tư xây dựng và hoàn thành các công trình lưới điện hỗ trợ giải toả công suất nhà máy nhiệt điện Quảng Trạch I và các dự án năng lượng tái tạo từ Quảng Trị ra phía Bắc; lưới điện giải toả công suất từ các địa phương Tây Bắc về trung tâm phụ tải.
2/Nhóm giải pháp phải thực hiện ngay để cung ứng đủ điện cho năm 2029, 2030:
Với nguồn điện, bổ sung một số dự án nhiệt điện than và có lộ trình lắp kèm hệ thống thu giữ các bon (CCS), phấn đấu đưa vào vận hành 5.300 MW nhiệt điện than mới năm 2030 tại các khu vực gần trung tâm phụ tải (Quảng Ninh, Ninh Bình, Quảng Trị, Cần Thơ).
Ưu tiên, đảm bảo đưa vào vận hành năm 2029 là 5.500 MW, năm 2030 là 3.000 MW nguồn điện mặt trời tập trung và 4.000 MW điện gió trên bờ và gần bờ năm 2029, 3.000 MW điện gió trên bờ và gần bờ năm 2030.
Đảm bảo tiến độ các dự án nhập khẩu từ Lào đưa vào vận hành khoảng 1.500 MW năm 2029 và 1.000 MW năm 2030.
Với lưới điện truyền tải, bổ sung một số trục đường dây truyền tải 500 kV xoay chiều để bảo đảm khả năng giải tỏa công suất nguồn điện tại khu vực Quảng Trị ra phía Bắc và từ khu vực Tây Bắc về khu vực Hà Nội, đưa vào vận hành trước năm 2029.
Giải pháp về điều chỉnh quy hoạch
Bộ Công Thương xác định phạm vi, nội dung chính và phương án điều chỉnh Quy hoạch điện VIII như sau: Các nguồn điện LNG chậm tiến độ sẽ được đưa ra giai đoạn sau 2031-2035; Bổ sung các nhà máy nhiệt điện than với quy mô tương đương kèm theo lộ trình thu hồi, xử lý khí thải để bù đắp công suất và sản lượng của nguồn LNG; Ưu tiên đầu tư các dự án điện gió, đặc biệt các nguồn điện gió có khả năng phát vào cao điểm của miền Nam và miền Bắc.
Việc điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, Bộ Công Thương kiến nghị Thủ tướng Chính phủ cho phép Bộ Công Thương tổ chức thực hiện theo 2 bước. Bước 1: Điều chỉnh cập nhật quy hoạch theo quy định tại Nghị quyết số 253/2025/QH15, trong đó cho phép bổ sung các dự án nhiệt điện than mới để bù đắp các dự án nguồn điện nền khác (LNG, than) chậm tiến độ, bổ sung nguồn năng lượng tái tạo có khả năng triển khai nhanh để bù đắp các dự án khác chưa triển khai, nhằm đáp ứng nhu cầu điện cho khu vực phía Bắc giai đoạn 2027-2028 và khu vực phía Nam giai đoạn 2029-2030.
Bước 2: Điều chỉnh tổng thể Quy hoạch điện VIII theo quy định của Luật Quy hoạch, trong đó các dự án đã được điều chỉnh cập nhật quy hoạch ở Bước 1 là phần gắn kết chặt chẽ, không tách rời trong điều chỉnh tổng thể. Chuyển các Tập đoàn Điện lực Việt Nam về Bộ Công Thương là cơ quan chủ sở hữu để có đủ lực lượng, nguồn lực triển khai thực hiện quy hoạch sau khi được phê duyệt. Ban hành danh mục công trình điện cấp bách giao các doanh nghiệp 100% vốn nhà nước thực hiện.
SÁU NGHỆ
