Xu hướng chuyển dịch năng lượng toàn cầu và bài học kinh nghiệm chiến lược cho Việt Nam

1. Cấu trúc của kỷ nguyên năng lượng toàn cầu

Năm 2025-2026 chứng kiến bước ngoặt mang tính nền tảng và cấu trúc đối với hệ thống năng lượng toàn cầu. Quá trình chuyển dịch năng lượng đã trở thành một thực tại vận hành phức tạp, chịu sự chi phối mạnh mẽ của địa chính trị, an ninh chuỗi cung ứng, và các điều kiện tài chính vĩ mô. Thế giới bước vào kỷ nguyên mới với sự gia tăng kỷ lục của các nguồn năng lượng tái tạo diễn ra song song với những đứt gãy và phân mảnh của dòng vốn đầu tư, buộc các quốc gia phải đối mặt với một bài toán cân bằng giữa an ninh năng lượng, khả năng chi trả của nền kinh tế, và tốc độ chuyển đổi xanh.

Thị trường năng lượng toàn cầu bước vào năm 2026 với bối cảnh giá cả hàng hóa cơ bản hạ nhiệt (giá dầu và than đá giảm do nguồn cung mở rộng và xuất khẩu khí tự nhiên hóa lỏng LNG của Mỹ tăng), nhưng lại bị đè nặng bởi những áp lực cấu trúc khổng lồ lên hệ thống lưới điện và chuỗi cung ứng. Nền kinh tế đang phát triển của Việt Nam chịu sức ép từ xu hướng toàn cầu. Việt Nam phải đáp ứng nhu cầu phụ tải gia tăng nhanh chóng để phục vụ mục tiêu tăng trưởng GDP vĩ mô ở mức hai con số trong giai đoạn 2026-2030. Việt Nam đồng thời phải tuân thủ các cam kết quốc tế về trung hòa carbon (Net Zero) vào năm 2050, và phải thỏa mãn các tiêu chuẩn xanh ngày càng khắt khe của chuỗi cung ứng toàn câu, đặc biệt là cơ chế điều chỉnh biên giới carbon (CBAM).

Chính phủ Việt Nam phê duyệt Phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 theo Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15/4/2025) và Quốc hội thông qua Luật Điện lực (sửa đổi) số Luật số 61/2024/QH15 ngày 30/11/2024, tạo ra những xung lực pháp lý và thị trường mới. Báo cáo nghiên cứu cung cấp một phân tích chuyên sâu, toàn diện và có hệ thống về bức tranh chuyển dịch năng lượng toàn cầu trong giai đoạn 2025-2026, từ xu hướng công nghệ, dòng vốn, và đứt gãy cấu trúc trên thế giới, đối chiếu trực tiếp với thực tiễn cơ chế chính sách tại Việt Nam, rút ra những hàm ý chiến lược nhằm giải quyết các rào cản pháp lý, hạ tầng và tài chính, định hình con đường chuyển dịch năng lượng công băng và bền vững.

2. Bức tranh toàn cảnh về chuyển dịch năng lượng toàn cầu (2025-2026)

Giai đoạn 2025-2026 chứng kiến những kỷ lục chưa từng có về quy mô và dòng vốn đổ vào năng lượng sạch, bất chấp sự thắt chặt của chính sách tiền tệ toàn cầu. theo dữ liệu của BloombergNEF, năm 2025, tổng mức đầu tư toàn cầu cho quá trình chuyển dịch năng lượng đạt mức kỷ lục 2,3 nghìn tỷ USD, cao gấp đôi so với dòng vôn đô vào nguồn cung nhiên liệu hóa thạch. Theo ước tính của Diễn đàn Kinh tế Thế giới (WEF), tông khối lượng đầu tư vào lĩnh vực năng lượng toàn cầu đã chạm ngưỡng 3,3 nghìn tỷ USD. Phân bổ dòng vốn thể hiện rõ trọng tâm của quá trình chuyển dịch: Lĩnh vực giao thông điện hóa (EVs) thu hút 893 tỷ USD (tăng 18%), năng lượng tái tạo đạt 690 tỷ USD, và hạ tầng lưới điện thu hút 483 tỷ USD (tăng gần 10%). Gia tăng dòng vốn tư nhân; các hợp đồng mua bán điện doanh nghiệp (Corporate PPA) hiện thúc đầy tới 30% công suất năng lượng tái tạo toàn cầu, dần thay thế vai trò trợ cấp từ các chính phủ.

Về mặt sản lượng, năng lượng tái tạo và điện hạt nhân đã đóng góp 42% tổng sản lượng điện toàn cầu trong năm 2025. Điện gió và điện mặt trời (hiện chiếm gần 20% điện năng toàn cầu so với mức chỉ 4% của một thập kỷ trước) đang tạo đà để năng lượng tái tạo chính thức vượt qua than đá, trở thành nguôn cung câp điện lớn nhất thế giới chậm nhất vào giữa năm 2026. Chỉ tính riêng trong năm 2025, thế giới đã lắp đặt hơn 800 gigawatt (GW) công suất điện mặt trời và điện gió mới, vượt xa mọi dự báo trung hạn trước đó, góp phần nâng tổng công suất năng lượng tái tạo toàn cầu tiến tới mục tiêu 9.530 GW vào năm 2030.

Dịch chuyển vốn, tác động sâu sắc đến cấu trúc thị trường lao động toàn cầu. Lĩnh vực năng lượng sạch đã liên tục thúc đẩy tăng trưởng việc làm, đạt gần 67 triệu lao động trong năm 2022. Hơn một nửa làm việc trong các ngành năng lượng sạch, chính thức vượt qua lực lượng lao động trong ngành nhiên liệu hóa thạch từ khoảng năm 2021. Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) dự báo năng lượng tái tạo sẽ chiếm 43% sản lượng điện toàn cầu vào năm 2030, đánh dấu việc năng lượng sạch chuyển từ trạng thái "đang phát triển" sang trạng thái "thống trị" trên bảng điều độ hệ thống điện.

Dù năng lượng sạch được triển khai với tốc độ chưa từng có, lượng phát thải khí nhà kính (GHG) toàn cầu vẫn chưa suy giảm. Theo báo cáo Triển vọng Năng lượng Toàn cầu 2026 của RFF, lượng khí thải CO2 liên quan đến năng lượng toàn cầu đã vượt quá 38.000 triệu tấn (MMT) trong năm 2024. Các chuyên gia nhận định rằng mục tiêu giới hạn sự nóng lên toàn cầu ở mức 1,5°C của Thỏa thuận Paris hiện không còn khả thi về mặt thực tiễn, do sự phụ thuộc dai dẳng vào than đá ở nhiều khu vực và tốc độ điện hóa chưa đủ nhanh để triệt tiêu lượng tiêu thụ dầu mỏ và khí đốt đang gia tăng. Để đạt được kịch bản Net Zero vào năm 2050 của IEA, lượng khí thải cần phải giảm trung bình 13,4% mỗi năm từ nay đến 2050, tốc độ chưa từng có trong lịch sử nhân loại, kể cả trong thời kỳ đại dịch COVID-19.

Cấu trúc chi phí sản xuất điện quy dẫn (Levelized Cost of Electricity - LCOE) đang trải qua phân hóa mạnh giữa các công nghệ, định hình lại chiến lược đầu tư của các nhà phát triển dự án và các tập đoàn năng lượng toàn cầu. Sụt giảm chi phí ấn tượng và mang tính cách mạng nhât thuộc về công nghệ lưu trữ năng lượng bằng pin (Battery Energy Storage Systems - BESS). Vào đầu năm 2026, LCOE toàn cầu của hệ thống lưu trữ pin 4 giờ đã giảm 27% so với cùng kỳ, chạm mức thấp kỷ lục mọi thời đại là 78 USD/MWh. Giá thiết bị cụm pin chỉ còn trung bình 117 USD/kWh, tương đương chưa tới một phần ba mức giá của ba năm trước đó. Đột phá giải quyết triệt để bài toán tính biên thiên của điện mặt trời và điện gió. Tại các thị trường tiên phong như California và Texas (Mỹ), các dự án tích hợp điện mặt trời kết hợp lưu trữ (solar-plus-storage) hiện đã có chi phí rẻ hơn việc xây dựng mới các nhà máy điện khí chạy đỉnh (gas peakers). Tiến bộ không dừng lại ở lithium-ion; các công nghệ lưu trữ năng lượng dài hạn (LDES) như pin sắt-không khí (Iron-Air), pin dòng chảy (Flow batteries) và lưu trữ khí nén đang bước vào giai đoạn thương mại hóa, cung cấp khả năng xả tải liên tục từ 10 đến hơn 100 giờ với độ an toàn cao.

Trong lĩnh vực quang năng, các tế bào quang điện Perovskite cấu hình song song (tandem) đã vượt mức hiệu suất 33% trong phòng thí nghiệm, bỏ xa giới hạn 22-24% của các tấm pin silicon thương mại tiêu chuẩn hiện nay. Thế giới chứng kiến sự phát triển vượt bậc của công nghệ điện mặt trời nối (Floatovoltaics) tại các vùng nước sâu và hồ chứa thủy điện, đặc biệt tại Trung Quốc, Ấn Độ, Hàn Quốc và Hà Lan, giúp tiết kiệm không gian và giảm tới 30% lượng nước bốc hơi trên mặt hồ.

Ngược lại với xu hướng giảm giá chung, điện gió ngoài khơi (Offshore Wind) đang trải qua giai đoạn lạm phát chi phí nghiêm trọng. Dù công nghệ tuabin tiếp tục tăng quy mô lên mức 15 MW đến 20 MW mỗi đơn vị, LCOE toàn cầu của điện gió ngoài khơi đã tăng 12% lên mức 100 USD/MWh trong năm 2025-2026.

BloombergNEF dự báo tình trạng chi phí neo ở mức cao kéo dài đến năm 2030 do sự đứt gãy chuỗi cung ứng vật liệu đặc chủng, lãi suất vay vốn đắt đỏ và thiếu hụt nhân sự thi công lắp đặt chuyên dụng trên biển. Tại Anh quốc, chi phí phát triển điện gió ngoài khơi hiện cao hơn tới 69% so với mức của năm năm trước.

Bảng 1. Công suất và dịch chuyển chi phí của các công nghệ năng lượng tái tạo giai đoạn 2025-2026

Dù quy mô phát triển tăng vọt, quá trình chuyển dịch năng lượng toàn cầu đang bị kéo lùi bởi ba điểm nghẽn mang tính câu trúc nghiêm trọng, làm chậm tốc độ thay thế nhiên liệu hóa thạch. Thứ nhất, thiếu hụt hạ tầng truyền tải và giải tỏa công suất đang tạo ra hiện tượng "nghẽn mạch" (Grid Congestion) trên phạm vi toàn cầu.

Tốc độ cấp phép và xây dựng các đường dây điện cao thế tụt hậu so với tốc độ triển khai các trang trại điện gió và điện mặt trời. Tại Hoa Kỳ, hàng chờ đấu nối (interconnection queues) hiện lưu giữ hơn 2.600 GW công suất từ các dự án năng lượng tái tạo đang chờ để được hòa lưới. Mất cân đối giữa mức độ sẵn sàng của nguồn năng lượng và khả năng phân phối của hệ thống (system deliverability) dẫn đến những hệ lụy kinh tê diện rộng. Sự cố sập nguồn do lưới điện quá tải đã xảy ra, tiêu biểu là sự cố mất điện kéo dài 17 giờ tại Chile vào tháng 2/2025, hay sự cố mất điện hơn 10 giờ tại Bán đảo Iberia. Thứ hai, gia tăng chủ nghĩa bảo hộ và quá trình vũ khí hóa chuỗi cung ứng khoáng sản thiết yếu. Theo Chỉ số Chuyển dịch Năng lượng 2026 của WEF, rủi ro địa kinh tê và phân mảnh địa chính trị đã vượt qua biên đổi khí hậu để trở thành rủi ro ngắn hạn lớn nhất đối với nhân loại. Đến đâu năm 2026, các lệnh hạn chế thương mại đã ảnh hưởng đến 2,6 nghìn tỷ USD giá trị thương mại toàn cầu (gâp ba lân mức của năm 2024). Hơn một nửa số lượng khoáng sản thiết yếu phục vụ chuyển dịch năng lượng hiện đang chịu các biện pháp kiểm soát xuất khẩu. Rủi ro địa chính trị tại các nút thắt hàng hải chiến lược, tiêu biểu là sự gián đoạn dòng chảy năng lượng qua Eo biển Hormuz (nơi vận chuyển một phần tư lượng dầu mỏ đường biển và lượng lớn LNG toàn cầu) trong năm 2026, đã tạo ra cú sốc an ninh năng lượng cấp tính, buộc các nền kinh tế phụ thuộc nhập khẩu phải ưu tiên an ninh cụng cấp lên trên mục tiêu giảm phát thải. Thứ bạ, phân mảnh cực đoan của dòng vốn đầu tư toàn cầu. Dù tổng vốn đầu tư chuyển đổi năng lượng rất lớn, nhưng mât cân băng về tài chính đang tạo ra một quá trình "chuyển dịch hai tốc độ". Hơn 90% dòng vốn chuyển dịch năng lượng toàn cầu hiện chỉ chảy vào Trung Quốc, Liên minh Châu Âu (EU) và Bắc Mỹ. Trung Quốc tiếp tục củng cố vị thế bá chủ tuyệt đối khi chiếm tới gần 60% mức tăng trưởng công suất năng lượng tái tạo toàn cầu và kiểm soát phần lớn chuỗi cung ứng sản xuất từ tinh chế khoáng sản, sản xuất pin lưu trữ đến tuabin gió. Các thị trường mới nổi và nền kinh tế đang phát triển (EMDEs), dự kiến sẽ đóng góp tới 80% mức tăng trưởng nhu cầu điện năng tương lai, chỉ nhận được chưa tới 10% dòng vốn toàn cầu. Các quốc gia kém phát triển nhất (LDCs) thậm chí chỉ nhận được chưa tới 0,5%. Nguyên nhân là chi phí vốn (cost of capital) cao gấp 2 đến 3 lần so với các nước phát triển do rủi ro tín dụng quốc gia, rủi ro biến động tỷ giá và sự thiếu ổn định của khung pháp lý dài hạn. Báo cáo quốc tế nhấn mạnh để đạt được kịch bản 1,5°C, đầu tư vào năng lượng tái tạo toàn cầu cần phải tăng gần gấp đôi lên hơn 1,4 nghìn tỷ USD mỗi năm, và đầu tư vào hiệu quả năng lượng phải tăng gấp 7,5 lần lên mức 2,6 nghìn tỷ USD hàng năm. Năm 2024 cũng là năm đầu tiên ghi nhận sự sụt giảm đầu tư vào hydro xanh và công nghệ thu hồi, lưu trữ carbon (CCS) do rủi ro chính sách và thị trường xuất khẩu chưa định hình rõ ràng.

Một lực đẩy kiến tạo hoàn toàn mới trong giai đoạn 2025-2026 là sự bùng nổ của nhu cầu tiêu thụ điện. Dù nhu cầu năng lượng sơ cấp toàn cầu tăng trưởng chậm lại (chỉ tăng 1,3% năm 2025), nhu cầu điện năng lại tăng mạnh (3,0% năm 2025 và dự báo sẽ tăng tốc đạt mức trung bình 3,6% hàng năm trong giai đoạn 2026-2030).

Động lực gia tăng đến từ quá trình điện hóa sâu rộng các ngành công nghiệp nhẹ và giao thông vận tải. Xe điện (EVs) hiện chiếm hơn 25% tông doanh số ô tô bán ra toàn cầu trong năm 2025, và tỷ lệ này vượt qua 50% tại thị trường Trung Quốc.

Song song là bùng nổ tiêu thụ điện năng từ hệ thống hạ tầng số và các Trung tâm Dữ liệu (Data Centers) phục vụ cho Trí tuệ Nhân tạo (AI). Tính riêng năm 2025, đầu tư vào AI toàn cầu đạt mức 1,5 nghìn tỷ USD, đây mức tiêu thụ điện của các trung tâm dữ liệu lên 486 Terawatt-giờ (TWh). Các chuyên gia dự phóng sẽ tăng vọt lên khoảng 945 TWh vào năm 2030 và có khả năng vượt ngưỡng 1.700 TWh Vào năm 2035 trong kịch bản phát triển mức cao. Tại Hoa Kỳ, các trung tâm dữ liệu dự kiến sẽ chiếm tới khoảng 50% mức tăng trưởng nhu cầu điện năng từ nay đến năm 2030. Gia tăng phụ tải đột biến và tập trung đang đặt các nhà quản lý lưới điện vào tình thế báo động, khi phải tìm kiếm các nguồn cung cấp điện phụ tải nền (baseload) sạch và ổn định, thu hút sự trở lại của năng lượng hạt nhân và nhiệt điện khí có tích hợp thu hồi carbon.

3. Tác động và quá trình tái cấu trúc chiến lược năng lượng tại Việt Nam

Trước biến động quốc tế, từ áp lực chuỗi cung ứng, xu hướng công nghệ mới, đến sự chuyển dịch dòng vốn. Chính phủ Việt Nam đã tiến hành hàng loạt cải cách cấu trúc sâu rộng, hoàn thiện khung pháp lý, quy hoạch chiến lược vĩ mô nhằm mục đích bảo vệ an ninh năng lượng quốc gia, tận dụng cơ hội thu hút dòng tài chính Khi hậu quốc tế.

Quốc hội chính thức thông qua Luật Điện lực (sửa đổi) mang số 61/2024/QH15 vào ngày 30/11/2024 với tỷ lệ tán thành áp đảo 91,65%, có hiệu lực thi hành kể từ ngày 01/02/2025, thay thế hoàn toàn Luật Điện lực năm 2004 (đã qua 4 lần sửa đổi chắp vá vào các năm 2012, 2018, 2022, 2023) không còn khả năng đáp ứng thực tiễn phát triển nhanh chóng của các nguồn năng lượng mới.

Luật Điện lực 2024 được cấu trúc lại một cách khoa học, bao gồm 9 chương và 81 điều, tập trung giải quyết triệt để các rào cản hành chính và thể chế hóa Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 và Nghị quyết 29-NQ/TW ngày 17/11/2022 về tiếp tục đẩy mạnh công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Thứ nhất, thiết lập một chương hoàn toàn mới (Chương III) quy định chi tiết về phát triển điện năng lượng tái tạo và năng lượng mới, là cơ sở pháp lý cao nhất cho việc phát triển điện gió ngoài khơi, các mô hình điện mặt trời tự sản tự tiêu, và đặc biệt là sự thừa nhận kế hoạch phát triển năng lượng điện hạt nhân trong tương lai nhằm đảm bảo an ninh năng lượng tuyệt đối. Thứ hai, thiết lập cơ chế giá điện vận hành theo tín hiệu thị trường (Chương V và Chương IX). Luật quy định rõ lộ trình giảm dần và tiến tới xóa bỏ hoàn toàn tình trạng bù chéo giá điện giữa các nhóm khách hàng và các vùng miền. Trao quyền tự quyết định giá mua bán điện trong khung giá do Nhà nước quy định, tạo sự minh bạch và bình đẳng giữa các đơn vị điện lực. Thứ ba, thiết lập khung bảo vệ và an sinh xã hội thông minh hơn. Thay vì giữ giá điện thấp một cách giả tạo gây thua lỗ cho toàn ngành, Luật mới quy định ngân sách Nhà nước sẽ trực tiếp hỗ trợ tiền điện cho mục đích sinh hoạt đối với hộ nghèo và hộ chính sách xã hội theo các tiêu chí được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Luật cũng bổ sung chi tiết các hành vi bị nghiêm cấm, bao gồm các chế tài nghiêm khắc đối với việc phá hoại thiết bị điện, trộm cắp điện, và vi phạm an toàn hồ chứa thủy điện.

Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15/4/2025 phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (gọi tắt là Quy hoạch tiền điện VIII điều chỉnh) yêu cầu đảm bảo đủ nguồn cung điện để phục vụ  mục tiêu tăng trưởng GDP trên 8% trong năm 2025 và phấn đấu đạt mức tăng trưởng kinh tế hai con số trong giai đoạn 2026-2030. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh tải lập một lộ trình phát triển quy mô khổng lồ. Đến năm 2030, sản lượng điện thương phẩm được đặt mục tiêu đạt 500,4 - 557,8 tỷ kWh; tổng công suất cực đại (Pmax) của hệ thống sẽ đạt từ 89.655 đến 99.934 MW. Tầm nhìn đến năm 2050, hệ thống điện Việt Nam sẽ đạt quy mô công suất từ 205.732 đến 228.570 MW, sản lượng điện thương phẩm lên tới 1.237,7 - 1.375,1 tỷ kWh. Quy hoạch đặt mục tiêu quyết liệt về chuyển đổi năng lượng công bằng. Lượng phát thải khí nhà kính từ sản xuất điện được kiểm soát chặt chẽ, đạt đinh không quá 170 triệu tấn vào năm 2030 và giảm mạnh xuống còn khoảng 27 triệu tấn vào năm 2050, hướng tới mục tiêu Net Zero. Cơ cấu nguồn điện theo Quy hoạch điều chỉnh được tái thiết kế với những điểm nhấn cụ thể như sau:

Bảng 2. Cấu trúc mục tiêu nguồn điện theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh

Đề triển khai quy hoạch, Bộ Công Thương đã ban hành văn bản số 4583/BCT-ĐL ngày 19/6/2026 yêu cầu các tỉnh thành khẩn trương rà soát lại quỹ đất, đánh giá khả năng đâu nôi lưới điện, và ưu tiên phát triển các dự án có khả năng giải phóng mặt bằng nhanh, chi phí bồi thường thấp (như điện mặt trời nổi). Các địa phương từ Quảng Trị trở ra miền Bắc được đặc biệt ưu tiên rà soát để áp dụng cơ chế đầu tư công trình điện lực khẩn cấp, nhằm đáp ứng nhu cầu điện cấp bách cho giai đoạn 2027-2028. Quy hoạch mở ra khát vọng trở thành trung tâm năng lượng khu vực, đặt mục tiêu xuất khẩu từ 5.000 đến 10.000 MW điện sạch sang Singapore, Malaysia và các đối tác lân cận vào năm 2035.

Bộ Công Thương đã triển khai liên tiếp ba cơ chế chính sách cốt lõi mang tính bước ngoặt nhằm khơi thông nguồn lực đầu tư tư nhân và thay đổi hành vi tiêu dùng điện. Thứ nhất, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA). Thông qua Nghị định 80/2024/NĐ-CP ngày 3/7/2024, Chính phủ lần đầu tiên cho phép các khách hàng tiêu thụ điện quy mô lớn được quyền đàm phán và mua năng lượng trực tiếp từ các nhà phát triển năng lượng tái tạo thông qua hợp đồng kỳ hạn, bỏ qua vai trò độc quyền mua bán duy nhất trước đây của EVN. Cơ chế mang lại lợi ích kép: Vừa đáp ứng yêu cầu chứng chỉ xanh (REC) của các tập đoàn FDI lớn trong chuỗi cung ứng xuất khẩu toàn cầu, vừa giảm áp lực tài chính trong việc huy động vốn đầu tư nguồn điện cho nhà nước. Thứ hai, cơ chế phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu. Thông qua Nghị định 135/2024/NĐ-CP ngày 22/10/2024 và đặc biệt là Nghị định 58/2025/NĐ-CP ngày 3/3/2025, Chính phủ đã cởi trói cho việc phát triển các mô hình điện phân tán, quy định rõ tô chức, cá nhân lắp đặt hệ thống điện mặt trời mái nhà đề phục vụ nhu cầu tại chỗ, nếu có sản lượng điện dư thừa, được phép phát lên lưới điện quốc gia nhưng không vượt quá 20% tổng sản lượng đầu ra của hệ thống. Bùng nổ của mô hình tại các khu công nghiệp giải quyết trực tiếp bài toán cắt giảm phụ tải đỉnh (peak load) vào giờ trưa cao điểm, giảm thiểu tổn thất đường dây, không yêu cầu ngân sách nhà nước đầu tư, hỗ trợ hướng tới mục tiêu 50% số nhà ở và công sở được lắp đặt vào năm 2030. Thứ ba, chuyển đổi sang giá bán điện hại thành phần. Nhằm khắc phục nhược điểm của biểu giá điện năng truyền thống vốn không phản ánh đúng chi phí hạ tầng, Bộ Công Thương đã phê duyệt triển khai thử nghiệm giá bán lẻ điện 2 thành phần (gồm một phần giá công suất cố định tính theo kW và phân giá điện năng biến đổi tính theo lượng tiêu thụ kWh). Lộ trình được thiết kế theo 4 giai đoạn: Từ năm 2025 thu thập dữ liệu; từ tháng 1/2026 đến tháng 6/2026 áp dụng thí điểm trên giấy (phát hành hóa đơn song song để khách hàng làm quen); từ giữa năm 2026 áp dụng thứ nghiệm chính thức cho nhóm khách hàng sản xuất lớn (sản lượng >200.000 kWh/tháng) đang tham gia DPPA; và mở rộng áp dụng từ tháng 8/2027.

Bảng 3. Mức giá thí điểm cơ chế hai thành phần đối với khách hàng sản xuất lớn

Cơ chế mang lại tín hiệu giá minh bạch, khuyến khích khách hàng dịch chuyển sản xuất khỏi giờ cao điểm, san phẳng biểu đồ phụ tải (giảm Pmax) để tiết kiệm chi phí, giúp ngành điện thu hồi được chi phí đầu tư cố định dành cho hệ thống truyền tải, phân phối, nâng cao hiệu quả vận hành toàn hệ thống.

Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đòi hỏi một khối lượng vốn khổng lồ. Theo ước tính, giai đoạn 2031-2035 Việt Nam cần tương đương 130 tỷ USD (trong đó 114,1 tỷ USD cho nguồn điện và 15,9 tỷ USD cho lưới điện truyền tải). Giai đoạn 2036-2050, nhu cầu vốn đầu tư tiếp tục đội lên mức 569,1 tỷ USD (541,2 tỷ cho nguồn và 27,9 tỷ cho lưới điện). Tuyên bố Chính trị về Quan hệ Đối tác Chuyển đổi Năng lượng Công bằng (JETP) với khoản cam kết 15,5 tỷ USD từ Nhóm các Đối tác Quốc tế (IPG) đóng vai trò như một chất xúc tác quan trọng để thu hút các nguồn lực tư nhân khác. Tiên độ giải ngân của JETP trong giai đoạn 2022-2024 diễn ra vô cùng chậm chạp, gây ra không ít quan ngại từ các tổ chức quốc tế. Phần lớn các khoản tài trợ chỉ dừng lại ở các dự án "hỗ trợ kỹ thuật" hoặc đang trong giai đoạn "đề xuất ý tưởng". Nút thắt lớn nhất kìm hãm dòng vốn nằm ở các rào cản nghiêm ngặt của pháp luật trong nước liên quan đến thủ tục tiếp nhận vốn Hỗ trợ Phát triển Chính thức (ODA) và điều kiện vay lại của các doanh nghiệp nhà nước.

Để giải quyết vấn đề, Quốc hội đã ban hành Nghị quyết số 253/2025/QH15 ngày 11/12/2025 về các cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia, đi liền với Nghị định 242/2025/NĐ-CP quản lý và sử dụng vốn hỗ trợ phát triển chính thức (ODA) và vốn vay ưu đãi nước ngoài đã tháo gỡ toàn diện các nút thắt về vốn ODA, bãi bỏ yêu cầu doanh nghiệp nhà nước (như EVN và các công ty con) phải có kết quả kinh doanh có lãi liên tục 3 năm mới được phép vay vốn; đồng thời nới lỏng hoặc loại bỏ các quy định thắt chặt về trần nợ vay. Tháo gỡ pháp lý đã lập tức đem lại kết quả thực tế. Tính đến đầu năm 2026, thông qua các cuộc họp của Ban Thư ký JETP với đại diện EU, Anh, và Liên minh tài chính Glasgow (GFANZ), Việt Nam đã xác định và được xác nhận 44 dự án phù hợp với tiêu chí JETP (tổng vốn cần huy động hơn 10 tỷ USD). Trong đó, 3 dự án hạ tâng trọng điểm đã thu xếp vốn thành công, bao gồm: Dự án Thủy điện tích năng Bác Ái (khoan vay 55/ triệu USD, trong đó Cơ quan Phát triển Pháp - AFD đã ký kết giải ngân đợt đầu 76 triệu Euro vào tháng 12/2025); dự án Mở rộng Nhà máy Thủy điện Trị An (khoan vay 93 triệu USD); và dự án Tăng cường lưới truyền tải điện tại Bình Dương (khoản vay 78 triệu USD). Các bộ ngành tích cực tổ chức các đợt tập huấn cho doanh nghiệp về quy trình lập hồ sơ tiếp cận tài chính JETP đang dần chuyên hóa những cam kết chính trị vĩ mô thành dòng tiền thực tế chảy vào các công trình năng lượng.

4. Nút thắt cấu trúc và rủi ro của hệ thống điện Việt Nam

Điện gió ngoài khơi và Điện khí LNG nhập khẩu là hai trụ cột mới của hệ thống điện, yêu cầu nguồn vốn không lô (thường lên tới hàng tỷ USD cho mỗi dự án) và thời gian phát triển kéo dài hàng thập kỷ. Cả hai lĩnh vực nào hiện đang bị đình trệ nghiêm trọng trong khâu triển khai thực tế do sự thiếu vắng của một khuôn khổ pháp lý hoàn chỉnh để bảo đảm rủi ro cho nhà đầu tư, đặc biệt là thiếu một cơ chế Hợp đồng Mua bán điện (PPA) đạt chuân quôc tê (bankable PPA). Đôi với điện gió ngoài khơi, Việt Nam sở hữu tiềm năng tự nhiên dồi dào với tổng công suất kỹ thuật có thể lên tới 600 GW (trong đó khoảng 261 GW dành cho nền móng cố định và 338 GW sử dụng nền móng nổi). Dù mục tiêu đặt ra là đưa vào vận hành 6.000 - 17.000 MW trong giai đoạn 2030-2035, tiến độ thực tế vô cùng chậm chạp. Các nhà đầu tư gặp vô vàn vướng mắc trong thủ tục xin cấp phép khu vực biến để khảo sát, đo gió, và đánh giá tác động môi trường. LCOE của điện gió ngoài khơi toàn cầu đang leo thang phi mã lên mức 100 USD/MWh do lạm phát chi phí tuabin và tàu thi công. Các tổ chức tài chính quốc tế không cung cấp tín dụng nếu Việt Nam không có một PPA ôn định, quy định rõ cơ chế giá hỗ trợ ban đầu và chia sẻ rủi ro liên quan đến sự cố lưới điện hoặc thay đổi luật pháp. Luật Điện lực (sửa đổi) 2024 đã đề cập đến các dự án điện gió ngoài khơi, nhưng các Nghị định, Thông tư hướng dẫn chi tiết quy trình lựa chọn nhà đầu tư và định giá vẫn cần phải khẩn trương được Chính phủ ban hành để tạo "hành lang pháp lý thông thoáng".

Các dự án Nhiệt điện khí LNG nhập khẩu (như Nhơn Trạch 3 & 4) đối mặt với rủi ro thị trường vô cùng lớn. Các nhà máy phải mua nhiên liệu LNG trên thị trường quốc tế với giá cả biến động mạnh, nhưng lại phải bán điện tại thị trường trong nước với mức giá bị điều tiết khắt khe. Thiếu cơ chế pháp lý cho phép chuyển ngang (pass-through) toàn bộ rủi ro về chi phí nhiên liệu biên động và rủi ro tỷ giá vào giá bán điện đang khiến các nhà đầu tư chùn bước, đe dọa trực tiếp đến tiến độ cung cấp nguồn điện nền linh hoạt cho hệ thống vào năm 2030.

Khủng hoảng cục bộ hạ tầng truyền tải và sự thiếu hụt cơ chế cho hệ thống Lưu trữ năng lượng (BESS). Chuyển đổi nhanh chóng của phụ tải (đặc biệt là nguy cơ thiếu điện tại miền Bắc vào các tháng nắng nóng) kết hợp với tính biến thiên cao của năng lượng tái tạo đã đây hạ tầng lưới điện Việt Nam vào tình trạng quá tải cục bộ thường xuyên. Tại một số khu vực như miền Trung và miền Nam, tỷ lệ cắt giảm công suất (curtailment) của các nhà máy điện mặt trời và điện gió vẫn tiếp tục diễn ra do năng lực của đường dây truyền tải chưa được nâng cấp đồng bộ với tốc độ xây dựng nguồn phát.

Quy hoạch điện VIII điều chỉnh đã đặt ra mục tiêu phát triển từ 10.000 đến 16.300 MW hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) và bắt buộc các dự án điện mặt trời tập trung mới phải tích hợp tôi thiếu 10% công suất pin lưu trữ với khả năng xả trong 2 giờ. Dù vậy, nút thắt lớn nhất ngăn cản sự phát triển của BESS tại Việt Nam hiện nay là hệ thống pháp luật chưa có bất kỳ cơ chế định giá cụ thể (pricing mechanism) nào cho dịch vụ lưu trữ hoặc các dịch vụ phụ trợ hệ thống điện (ancillary services). Không có cơ chế chi trả rõ ràng cho tần suất nạp/xả, điều chỉnh tần số và ổn định điện áp mà BESS cung cấp, các nhà đầu tư tư nhân sẽ không có cơ sở doanh thu (revenue stream) đề triển khai các trạm BESS quy mô lớn. Thiếu vắng công cụ lưu trữ quy mô lưới (grid-scale storage) khiến hệ thống mất đi khả năng linh hoạt thiết yếu để hấp thụ nguồn điện năng lượng tái tạo, gây lãng phí nguồn lực xã hội to lớn.

5. Bài học kinh nghiệm chiến lược cho Việt Nam từ xu hướng toàn cầu 

Từ thành công cũng như sự đứt gãy của quá trình chuyển dịch năng lượng toàn cầu trong giai đoạn 2025-2026, Việt Nam có thể áp dụng các bài học chiến lược mang tính định hướng:

Thứ nhất, nâng cao tính tự chủ chuỗi cung ứng và hình thành hệ sinh thái công nghiệp năng lượng nội địa. Bài học từ Trung Quốc cho thấy, sự thống trị về năng lượng tái tạo trên toàn cầu không đến từ việc mua thiết bị về lắp ráp, mà đến từ việc làm chủ hoàn toàn chuỗi cung ứng sản xuất từ khâu tinh chế khoáng sản đất hiếm, chế tạo tế bào quang điện, cho đến sản xuất tuabin gió. Trước bối cảnh các quốc gia phương Tây và Mỹ đang áp dụng chính sách kiểm soát xuất khẩu, hàng rào thuế quan và chủ nghĩa bảo hộ đối với công nghệ năng lượng sạch, Việt Nam không thể mãi đóng vai trò là một "thị trường tiêu thụ thiết bị" thuần túy. Với quy mô thị trường năng lượng khổng lồ nội địa (ước tính cần hàng trăm tỷ USD đầu tư trong ba thập kỷ tới), Việt Nam phải sử dụng sức mua này như một đòn bẩy đàm phán chiến lược. Cần đưa ra các cơ chế bắt buộc hoặc khuyến khích mạnh mẽ yêu cầu tỷ lệ nội địa hóa, ép buộc chuyển giao công nghệ, và thu hút các tập đoàn đa quốc gia thiết lập cơ sở sản xuất R&D tại Việt Nam. Quá trình này không chỉ bảo đảm an ninh chuỗi cung ứng mà còn tạo ra thặng dư công nghiệp và hàng trăm nghìn việc làm chất lượng cao cho nền kinh tế.

Thứ hai, chuyển đổi tư duy chiến lược từ "chạy đua công suất nguồn" sang "quản trị tính linh hoạt của hệ thống". Kinh nghiệm xương máu từ sự cố sập nguồn diện rộng tại Chile hay tình trạng tắc nghẽn lưới điện trầm trọng tại Hoa Kỳ (với 2.600 GW đang nằm chờ đấu nối) là minh chứng rõ ràng nhất: Sản lượng điện sẽ vô nghĩa nếu lưới điện không thể truyền tải và phân phối. Bài học cho Việt Nam là phải ưu tiên phân bổ nguồn lực tối đa cho việc hiện đại hóa lưới điện thông minh, ứng dụng các công nghệ dự báo phụ tải và khí tượng dựa trên Trí tuệ Nhân tạo (AI), đồng thời phát triển nhanh chóng các nguồn điện linh hoạt (Thủy điện tích năng, BESS, Nhiệt điện khí chạy nên/chạy đinh). Quy định yêu cầu bắt buộc các dự án năng lượng tái tạo mới phải tích hợp BESS là một bước đi định hướng đúng đắn, nhưng cần khẩn trương được củng cố bằng các cơ chế tài chính chi trả dịch vụ phụ trợ phù hợp để kích thích đầu tư thực chất.

Thứ ba, tái định hình vai trò của Nhà nước: Trở thành người kiến tạo và chia sẻ rủi ro (risk-sharing), để thị trường tài chính tự do phân bổ nguồn vốn. Trong bối cảnh mặt bằng lãi suất toàn cầu duy trì ở mức cao và sự khan hiếm của các nguồn vốn vay ưu đãi (ODA) giá rẻ, Việt Nam không thể trông chờ vào việc sử dụng ngân sách nhà nước hay bảo lãnh Chính phủ vô điều kiện cho các siêu dự án năng lượng. Điểm mấu chốt để thu hút phần chia sẻ xứng đáng từ dòng vốn 2,3 nghìn tỷ USD của thị trường năng lượng sạch toàn cầu là phải xây dựng một hành lang pháp lý có tính minh bạch và khả năng dự báo cao. Sửa đổi thành công Luật Điện lực 2024 mới chỉ là bước khởi đầu. Trong thực thi, các Hợp đồng Mua bán điện (PPA) áp dụng cho các dự án quy mô tỷ đô (như điện gió ngoài khơi, LNG) phải được chuẩn hóa theo thông lệ quốc tế. Các rủi ro ngoài tầm kiểm soát của nhà đầu tư như sự thiếu hụt ngoại tệ để chuyển đối doanh thu, việc cắt giảm công suất bắt buộc do lỗi kỹ thuật của lưới điện quốc gia, hay những thay đổi đột ngột về luật pháp cân phải được Nhà nước san sẻ một cách hợp lý và sòng phẳng với khu vực tư nhân.

Thứ tư, chủ động thích ứng với các tiêu chuẩn môi trường quốc tế thông qua việc hoàn thiện thị trường carbon nội địa. Lộ trình áp dụng mạnh mẽ Cơ chế điều chỉnh biên giới carbon (CBAM) của Liên minh Châu Âu và sự hình thành hệ thống giao dịch phát thải (ETS) bắt buộc tại các thị trường trọng điểm như Nhật Bản và Trung Quốc đặt ra một mệnh lệnh kinh tế: Các nền kinh tế định hướng xuất khẩu như Việt Nam bắt buộc phải "xanh hóa" nguồn năng lượng đầu vào nếu không muốn hàng hóa bị đánh thuế nặng và mất tính cạnh tranh. Do đó, việc khẩn trương hoàn thiện và vận hành chính thức sàn giao dịch tín chỉ carbon nội địa, đồng thời triển khai rộng rãi cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), không chỉ đơn thuần là vấn đề bảo vệ môi trường, mà chính là tấm khiên kinh tế sống còn để bảo vệ năng lực cạnh tranh cốt lõi của chuỗi cung ứng xuất khẩu Việt Nam trên thị trường toàn cầu. 

Thứ năm, định hình lộ trình "Chuyển dịch năng lượng công băng" (Just Energy Transition) gắn liền với khả năng chi trả của nền kinh tế và an sinh xã hội. Bài học từ các cuộc khủng hoảng giá năng lượng tại Châu Âu hay sự đứt gãy kinh tế xã hội ở một số quốc gia đang phát triển khi áp dụng các chính sách môi trường cực đoan cho thấy: Chuyển dịch xanh sẽ thất bại hoặc đối mặt với sự phản kháng gay gắt nếu nó tạo ra cú sốc về chi phí cho doanh nghiệp và người dân.

Đối với một nền kinh tế đang phát triển có độ mở cao như Việt Nam, bài toán năng lượng không chỉ dừng lại ở việc bảo đảm đủ nguồn cung, mà còn phải là "điện sạch với giá cả phải chăng" (affordable clean energy). Việc loại bò dân nhiệt điện than và tích hợp các nguồn năng lượng đắt đỏ hơn trong giai đoạn đầu (như điện gió ngoài khơi, LNG) chắc chắn sẽ gây áp lực lớn lên chi phí sản xuất điện.

Thế giới trong giai đoạn 2025-2026 đang chứng kiến sự giao thoa mang tính lịch sử khi năng lượng tái tạo dần thay thế sự thống trị hàng thế kỷ của than đá. Tuy nhiên, quá trình này lại đang diễn ra trong bối cảnh phân mảnh địa chính trị phức tạp, đứt gãy cấu trúc chuỗi cung ứng, và sự thiếu hụt nghiêm trọng về hạ tầng lưới điện trên toàn cầu. Đối với Việt Nam, Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII và việc Quốc hội ban hành Luật Điện lực (sửa đổi) 2024 đã tạo ra một bộ khung pháp lý và quy hoạch hiện đại, mạnh dạn chuyển đổi tư duy từ quản lý nhà nước tập trung sang cơ chế thị trường linh hoạt (thể hiện qua các cơ chế DPPA, giá điện hai thành phần, giá thị trường cạnh tranh) và đề cao an ninh cung cấp năng lượng tuyệt đối thông qua sự trở lại của điện hạt nhân, điện khí, và mũi nhọn điện gió ngoài khơi.

PGS.TS. Nguyễn Đình Thọ
Viện Chiến lược, chính sách nông nghiệp và môi trường

Tài liệu tham khảo:

GFJ. (2026). Renewable energy trends in 2026: Key drivers, growth forecasts & strategic outlook, Green Fuel Journal.

Bộ Chính trị, (2020). Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/02/2020 về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050.

Bộ Chính trị. (2022). Nghị quyết số 29-NQ/TW ngày 17/11/2022 về tiếp tục đẩy mạnh công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045.

Quốc hội. (2024). Luật Điện lực (sửa đổi) số 61/2024/QH15 thông qua ngày 30/11/2024.

Quốc hội. (2025). Nghị quyết số 253/2025/QH15 ngày 11/12/2025 về các cơ chế, chính sách phát triển năng lượng quốc gia.

Thủ tướng Chính phủ. (2025). Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15/04/2025 phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII điều chỉnh).