Gửi bình luận
Việc tháo gỡ thể chế, khơi thông dòng vốn xã hội, và ứng dụng công nghệ hiện đại trong đầu tư hạ tầng điện sẽ là ba trụ cột để đảm bảo an ninh năng lượng.
Trong hành trình hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050, năng lượng được xem là trụ cột của chuyển đổi xanh, còn hạ tầng lưới điện chính là “xương sống” của nền kinh tế năng lượng hiện đại. Tuy nhiên, sự phát triển của hệ thống truyền tải và phân phối điện tại Việt Nam đang đối mặt với nhiều rào cản, khiến nguồn điện tái tạo và năng lượng sạch chưa thể hòa nhập mạnh mẽ vào hệ thống điện quốc gia.
Nút thắt từ cơ chế đầu tư và quy hoạch
Trong hơn một thập kỷ qua, Việt Nam đã đạt được bước tiến lớn về phát triển nguồn năng lượng tái tạo. Hàng chục GW điện mặt trời, điện gió được đưa vào vận hành, góp phần đa dạng hóa cơ cấu nguồn điện. Thế nhưng, lưới truyền tải – “mạch máu” của hệ thống điện lại chưa phát triển tương xứng, dẫn đến tình trạng “điện có mà không truyền được”. Nhiều khu vực như Ninh Thuận, Bình Thuận, Tây Nguyên hay Nam Trung Bộ hiện vẫn thường xuyên xảy ra quá tải cục bộ.
Nguyên nhân sâu xa không chỉ nằm ở vấn đề vốn đầu tư hay kỹ thuật, mà chủ yếu ở nút thắt thể chế. Việc triển khai các dự án truyền tải điện vẫn phụ thuộc chủ yếu vào một đầu mối là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), trong khi cơ chế huy động xã hội hóa còn thiếu khung pháp lý rõ ràng. Các quy định về đầu tư công, quản lý tài sản hạ tầng, đấu nối nguồn tư nhân chưa thống nhất, dẫn đến tình trạng “địa phương muốn làm, doanh nghiệp muốn góp vốn, nhưng không có cửa pháp lý để thực hiện”.
Bên cạnh đó, công tác quy hoạch điện lực quốc gia còn thiếu tính linh hoạt. Quy hoạch nguồn và lưới chưa được cập nhật kịp thời theo thực tế phát triển năng lượng tái tạo tại các vùng có tiềm năng. Hậu quả là nhiều dự án nguồn điện đã xong, nhưng chờ lưới điện hàng năm trời để được đấu nối.
Những thách thức trong tài chính lưới điện
Theo ông Trần Huỳnh Ngọc – Phó Giám đốc Trung tâm Đào tạo và Nghiên cứu phát triển, PECC2 (Công ty Cổ phần Tư vấn Xây dựng Điện 2) cho biết; Tổng công suất lắp đặt của hệ thống điện Việt Nam tính đến giữa năm 2025 đạt khoảng 89 GW, với nguồn năng lượng tái tạo (điện gió và điện mặt trời) chiếm 26% công suất và 13% sản lượng điện phát trong năm 2024. Tuy nhiên, tính bất ổn định và phân bố không đều của các nguồn năng lượng tái tạo đang tạo áp lực lớn lên hệ thống truyền tải 500 kV và 220 kV, đặc biệt là trên trục Bắc – Trung – Nam.
Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (ban hành tháng 4/2025) đặt mục tiêu đến năm 2030 nguồn năng lượng tái tạo chiếm 28% tổng sản lượng điện quốc gia, cùng với định hướng xuất khẩu 5–10 GW điện tái tạo sang Singapore, Malaysia và khu vực. Để phù hợp với nhu cầu phát triển hệ thống điện giai đoạn 2025–2030, hệ thống truyền tải cần được mở rộng với quy mô phát triển trong 5 năm tới tương đương khối lượng đã đạt được trong suốt 71 năm qua (1954–2025). Do đó theo ông Ngọc, ổng nhu cầu vốn đầu tư cho giai đoạn 2025–2030 được ước tính hơn 18 tỷ USD cho hệ thống truyền tải và khoảng 5,6 tỷ USD cho hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS, thủy điện tích năng).
Về những khó khăn trước mắt, ông Ngọc cũng chỉ ra sáu nhóm thách thức lớn trong tài chính lưới điện Việt Nam, bao gồm: Nhu cầu vốn rất lớn trong khi khả năng huy động của EVN bị hạn chế do tỷ lệ nợ/tài sản cao; rủi ro tỷ giá và lãi suất đối với các khoản vay dài hạn; cơ chế giá điện thấp, hạn chế về các cơ chế thu hồi chi phí cho nhà đầu tư tư nhân; quy trình phê duyệt và giải phóng mặt bằng phức tạp, kéo dài tiến độ dự án; khung pháp lý cho đầu tư tư nhân vào lưới truyền tải và hệ thống lưu trữ năng lượng chưa hoàn thiện; cùng với việc chưa hình thành thị trường dịch vụ phụ trợ và cơ chế giá dành cho hệ thống lưu trữ điện (BESS).
Cần một hành lang thể chế mới cho hạ tầng lưới điện
Để tháo gỡ các vướng mắc trên, các chuyên gia năng lượng đề xuất, bên cạnh việc hoàn thiện mô hình thị trường điện cạnh tranh, đổi mới cơ chế giá truyền tải và cho phép quyền sở hữu lưới mở (open access) được xem là nhân tố then chốt để thu hút dòng vốn tư nhân. Cần sớm thiết kế một khung chính sách đặc thù cho phát triển hạ tầng lưới điện, tương tự như các cơ chế đã áp dụng với cao tốc hay hạ tầng cảng biển.
Trước hết, cần sửa đổi Luật Điện lực theo hướng mở rộng đối tượng đầu tư, cho phép tư nhân tham gia đầu tư xây dựng hạ tầng truyền tải theo mô hình đối tác công – tư (PPP) hoặc xã hội hóa có kiểm soát. Nhà nước giữ quyền quản lý, điều độ, song có thể huy động vốn xã hội để chia sẻ gánh nặng đầu tư, đặc biệt ở các vùng năng lượng tái tạo tập trung.
Thứ hai, nên xây dựng cơ chế “đầu tư – chuyển giao” (Build – Transfer) đối với các dự án trạm và đường dây đấu nối. Doanh nghiệp có thể tự đầu tư theo quy chuẩn kỹ thuật thống nhất, sau khi nghiệm thu sẽ bàn giao cho EVN vận hành và được khấu trừ chi phí hoặc hoàn vốn theo thỏa thuận minh bạch.
Thứ ba, cần rút ngắn quy trình phê duyệt, giao đất và giải phóng mặt bằng cho các dự án truyền tải trọng điểm. Có thể áp dụng cơ chế “một cửa liên thông” giữa Bộ Công Thương, Bộ Nông nghiệp và Môi trường cùng chính quyền địa phương để giảm thời gian chuẩn bị đầu tư.
Trong bối cảnh Chính phủ đang triển khai Nghị quyết 57/NQ-TW về phát triển khoa học, công nghệ và đổi mới sáng tạo, cùng Nghị quyết 68/NQ-TW về phát triển kinh tế tư nhân trở thành động lực quan trọng của nền kinh tế, việc mở cơ chế cho tư nhân tham gia hạ tầng điện là phù hợp với chủ trương “chuyển đổi kép”.
Hạ tầng lưới điện hiện đại không chỉ là mạng lưới truyền tải vật lý, mà còn là mạng lưới dữ liệu số, tích hợp công nghệ IoT, trí tuệ nhân tạo và điều khiển từ xa. Đó là bước chuyển tất yếu nếu Việt Nam muốn hình thành “lưới điện thông minh” – Smart Grid, đủ khả năng kết nối, quản lý và tối ưu hàng trăm nguồn điện phân tán trong tương lai.
“Việc tháo gỡ thể chế, khơi thông dòng vốn xã hội, và ứng dụng công nghệ hiện đại trong đầu tư hạ tầng điện sẽ là ba trụ cột để đảm bảo an ninh năng lượng, đồng thời đưa ngành điện Việt Nam tiệm cận với chuẩn mực phát triển của khu vực và thế giới” – đại diện doanh nghiệp chia sẻ.
