Việt Nam đối diện nguy cơ thiếu điện giai đoạn 2027-2030, Bộ Công Thương đề xuất loạt giải pháp cấp bách

Việt Nam đối diện nguy cơ thiếu điện giai đoạn 2027-2030

Trong báo cáo mới đây về các giải pháp bảo đảm cung ứng điện giai đoạn 2026-2030 và điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, Bộ Công Thương cho biết năm 2026, tổng sản lượng điện sản xuất ước đạt 354,4 tỷ kWh, tăng gần 9,7% so với năm 2025.

Công suất cực đại của toàn hệ thống dự kiến đạt 57.537MW, cao hơn 6,4% so với mức kỷ lục ghi nhận trong năm 2025.

Theo đánh giá của Bộ Công Thương, hệ thống điện quốc gia trong năm 2026 cơ bản bảo đảm cung cấp điện, đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội và đời sống người dân.

Tuy nhiên, trên cơ sở cập nhật, tính toán lại nhu cầu sản lượng điện và công suất cực đại theo từng năm, Bộ Công Thương lo ngại tình trạng thiếu hụt điện sẽ xuất hiện rõ nét trong giai đoạn tới, đặc biệt tại khu vực miền Bắc.

Cụ thể, năm 2027, cả nước dự kiến thiếu khoảng 4.256MW công suất và 2,9 tỷ kWh điện. Đến năm 2030, mức thiếu hụt có thể tăng lên gần 14.000MW công suất và hơn 61 tỷ kWh điện.

Đáng chú ý, riêng miền Bắc có thể thiếu khoảng 13.000 MW công suất và gần 45 tỷ kWh điện vào năm 2030. Đây là mức thiếu hụt lớn, đặt ra yêu cầu cấp thiết phải bổ sung các nguồn điện mới, đồng thời đẩy nhanh tiến độ những dự án nguồn và lưới điện đang chậm triển khai.

Đầu tư nguồn chưa đáp ứng yêu cầu

Theo Bộ Công Thương, thời gian qua, khối lượng đầu tư thực hiện đối với các dự án nguồn điện và lưới điện vẫn thấp hơn yêu cầu đặt ra trong quy hoạch.

Việc nhiều dự án chậm tiến độ khiến khả năng bổ sung nguồn điện mới không theo kịp tốc độ tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ. Rủi ro thiếu điện vì vậy có thể gia tăng trong giai đoạn 2027-2030, nhất là tại miền Bắc - khu vực có nhu cầu phụ tải lớn và đang tiếp tục thu hút các dự án công nghiệp, sản xuất quy mô lớn.

Trong số các nguồn điện được kỳ vọng bổ sung cho hệ thống, điện khí LNG giữ vai trò đáng chú ý nhờ khả năng vận hành linh hoạt, hỗ trợ cân bằng hệ thống và đáp ứng nhu cầu phụ tải khi các nguồn năng lượng tái tạo biến động.

Tuy nhiên, nhóm dự án này lại đang gặp nhiều vướng mắc trong quá trình triển khai.

Bộ Công Thương đánh giá các dự án điện khí LNG hiện chậm tiến độ do nhiều nguyên nhân, bao gồm khó khăn trong thu xếp tài chính, việc cung cấp tua-bin, quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA), cũng như giá LNG nhập khẩu cao và biến động mạnh.

Tại cuộc họp rà soát tiến độ các công trình, dự án quan trọng quốc gia và trọng điểm ngành năng lượng theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (PDP8R), Thứ trưởng Bộ Công Thương Trương Thanh Hoài cho biết hầu hết các dự án điện LNG mới vẫn đang trong giai đoạn chuẩn bị đầu tư, chưa tiến hành khởi công xây dựng.

Đặc biệt, công tác đàm phán hợp đồng mua bán điện được đánh giá là một trong những điểm nghẽn lớn nhất đối với tiến độ triển khai các dự án.

Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, nhiều dự án điện khí LNG đang được triển khai trên cả nước, gồm Nhơn Trạch 3 và 4, LNG Quảng Trạch II và III, LNG Quỳnh Lập, LNG Quảng Ninh, LNG Thái Bình, LNG Hải Lăng, LNG Bạc Liêu, LNG Hiệp Phước 1 và LNG Long An I, II.

Trong số này, Nhơn Trạch 3 và 4 là dự án đáng chú ý nhất khi đã đi vào vận hành thương mại từ đầu năm 2026. Dự án có tổng công suất khoảng 1.600 MW, tổng vốn đầu tư khoảng 1,4 tỷ USD, do PV Power (HoSE: POW) làm chủ đầu tư. Đây cũng là cụm nhà máy điện khí LNG đầu tiên tại Việt Nam.

Với các dự án đang triển khai, LNG Quảng Trạch II và III do EVN làm chủ đầu tư, mỗi dự án có công suất dự kiến khoảng 1.500 MW. EVN và PV GAS (HoSE: GAS) đã ký thỏa thuận khung cung cấp LNG cho hai nhà máy, mở ra vai trò của doanh nghiệp khí trong chuỗi cung ứng nhiên liệu cho các dự án này.

Bên cạnh đó, LNG Quỳnh Lập tại Nghệ An có công suất dự kiến khoảng 1.500 MW, với sự tham gia của PV Power. Các dự án LNG Quảng Ninh, LNG Thái Bình và LNG Hải Lăng cũng nằm trong nhóm nguồn điện khí được kỳ vọng bổ sung công suất cho hệ thống, song vẫn đối mặt với vướng mắc về thủ tục đầu tư, thu xếp vốn và đàm phán hợp đồng mua bán điện.

Tại khu vực phía Nam, các dự án LNG Bạc Liêu, LNG Hiệp Phước 1 và LNG Long An I, II được kỳ vọng bổ sung nguồn điện cho khu vực có nhu cầu phụ tải lớn. Tuy nhiên, tiến độ các dự án còn phụ thuộc vào khả năng hoàn thiện phương án tài chính, giá LNG nhập khẩu và cơ chế tiêu thụ điện.

Tính đến phương án bổ sung nhiệt điện than để bù đắp nguồn LNG chậm tiến độ

Từ thực tế trên, Bộ Công Thương đề xuất triển khai đồng thời hai nhóm giải pháp cấp bách. Trước mắt, để bảo đảm cung ứng điện, cần cập nhật, điều chỉnh Quy hoạch điện VIII theo đúng quy định.

Trong giai đoạn 2027-2028, Bộ Công Thương đề xuất giao chỉ tiêu cho các địa phương phát triển điện mặt trời sản xuất, tự tiêu thụ. Trước mắt, sử dụng ngân sách nhà nước để lắp đặt điện mặt trời tại trụ sở cơ quan, trường học, bệnh viện và các công sở, với tổng quy mô khoảng 2.800MW, hoàn thành trước tháng 6/2027.

Đồng thời, khuyến khích lắp đặt điện mặt trời tự sản xuất, tự tiêu thụ tại các khu công nghiệp, cơ sở sản xuất và doanh nghiệp, kết hợp với hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS). Mục tiêu là phát triển khoảng 3.000-5.000MW tại các địa phương trước mùa khô năm 2027 và 2028.

Bên cạnh đó, Bộ Công Thương đề xuất tập trung đầu tư các dự án BESS với tổng công suất bổ sung khoảng 2.000-3.000MW, phục vụ cấp điện trong giai đoạn 2027-2028, nhằm đáp ứng nhu cầu phụ tải tăng cao vào các khung giờ cao điểm.

Các dự án nhập khẩu điện từ Lào và Trung Quốc cũng được yêu cầu bảo đảm tiến độ, đưa vào vận hành trước ngày 31/3/2027. Ngoài ra, cần đưa vào vận hành các dự án điện mặt trời tập trung đã được chấp thuận chủ trương đầu tư hoặc lựa chọn nhà đầu tư, với quy mô khoảng 1.000MW trong năm 2027 và 3.000MW trong năm 2028.

Trong giai đoạn 2029-2030, Bộ Công Thương đề xuất xem xét bổ sung một số dự án nhiệt điện than, đồng thời xây dựng lộ trình lắp đặt hệ thống thu giữ carbon (CCS) theo chủ trương tại Kết luận số 18-KL/TW.

Đây được xem là phương án nhằm bù đắp một phần công suất thiếu hụt trong trường hợp các dự án điện khí LNG tiếp tục chậm tiến độ. Theo đề xuất, việc bổ sung nguồn nhiệt điện than mới cần được xem xét gắn với yêu cầu kiểm soát phát thải, ứng dụng công nghệ phù hợp và lộ trình triển khai hệ thống CCS.

Song song với đó, Bộ Công Thương đề xuất ưu tiên bổ sung các nguồn điện gió và điện mặt trời tại những địa phương có tiềm năng tốt. Mục tiêu là đưa vào vận hành khoảng 5.500MW điện mặt trời và 3.000MW điện gió trên bờ, gần bờ trong năm 2029; tiếp tục bổ sung khoảng 3.000MW điện mặt trời và 4.000MW điện gió trong năm 2030.