Đến năm 2025, nhu cầu điện tăng trưởng phù hợp với dự báo, trong khi kế hoạch phát triển nguồn điện hoàn thành ở mức thấp
Đến năm 2024, tiêu thụ điện và công suất phụ tải tối đa (Pmax) toàn quốc đạt 275 tỷ kWh và 49 GW, đạt lần lượt 89% và 96% so với dự báo trong QHĐ VIII. Tuy nhiên, tổng công suất lắp đặt mới chỉ hoàn thành 50% (75/150 GW) đến năm 2030, đặt ra áp lực bổ sung công suất lắp đặt để đáp ứng tiêu thụ điện đến năm 2030, sẽ đạt hơn 500 tỷ kWh.
Tăng trưởng tiêu thụ điện trong kịch bản cơ sở đạt 10.3% đến năm 2030
Tăng trưởng GDP và hệ số cường độ điện năng (triệu kWh/triệu VND) là các giả định chính trong việc dự báo tăng trưởng tiêu thụ điện. Theo đó trong kịch bản cơ sở, mục tiêu tăng trưởng GDP 2026-2030 và 2031-2050 lần lượt đạt 8.0% và 7.5% (6.6%- 6.5%/10%-7.5% cho kịch bản thấp và cao). Cường độ điện năng giảm dần qua các năm từ 45.4 triệu kWh/triệu VND vào năm 2025 còn 26.5 triệu kWh/triệu VND năm 2025 nhờ sử dụng điện năng hiệu quả hơn. Tiêu thụ điện của kịch bản cơ sở đến năm 2030 đạt 500 tỷ kWh (CAGR 10.3%) thấp hơn 5 tỷ kWh so với dự báo trước đó trong QHĐ VIII.
Nguồn cung than trong nước sẽ được duy trì, trong khi nguồn khí nội địa ở suy giảm
Than thương phẩm đủ tiêu chuẩn để cấp cho sản xuất điện chiếm khoảng 80% tổng sản lượng, cụ thể năm 2025: 36.3 triệu tấn, năm 2030: 39.8 triệu tấn và năm 2035: 39.5 triệu tấn. Khả năng cấp khí trong nước cho sản xuất điện giai đoạn 2026 – 2030 khoảng 7 tỷ m3/năm; giai đoạn 2031 – 2045 tăng lên khoảng 13 tỷ/năm sau khi mỏ Cá Voi Xanh đưa vào vận hành. Theo PVN, do nhu cầu tiêu thụ khí gia tăng của Malaysia tăng trong các năm tới, Petronas dự kiến sẽ không cung cấp các nguồn khí từ Malaysia để bổ sung cho phía Việt Nam từ năm 2028 trở đi. Do vậy, đến năm 2030, chỉ có trung tâm điện lực khí Ô Môn có khả năng đưa vào vận hành trước năm 2030 và các dự án còn lại chỉ có khả năng đưa vào vận hành trước 2030 nếu hoàn thành đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) và mua bán khí (GSA) trưóc năm 2026.
Nguồn điện khí LNG gặp khó khăn, dự kiến chỉ bổ sung 2.8 GW công suất trong kịch bản thận trọng
QHĐ VIII phê duyệt phát triển 13 dự án/22,500 MW nhiệt điện LNG vào giai đoạn tới 2030 và 2 dự án/2,800 MW vào giai đoạn 2031-2035. Trong đó có 2 dự án đang triển khai xây dựng là NĐ Nhơn Trạch 3&4 và LNG Hiệp Phước GĐI. Hiện nay, hầu hết các dự án nhiệt điện LNG đều đang gặp khó khăn trong việc đàm phán hợp đồng mua bán điện, thu xếp vốn và rủi ro giá nhiên liệu LNG biến động. Công suất bổ sung từ nguồn LNG trong các kịch bản thận trọng/cơ sở/tích cực đạt 2.8GW, 8.8 GW và 22.5 GW đến năm 2030.
Điện hạt nhân được bổ sung khoảng 2,400MW (2*1,200 MW) đến năm 2031-2035 trong kịch bản cơ sở
Hiện các dự án điện hạt nhân đang được khảo sát vị trí và đánh giá tiềm năng phát triển. Đến thời điểm hiện nay, chỉ có 2 địa điểm Phước Dinh và Vĩnh Hải là có công bố quy hoạch địa điểm xây dựng nhà máy điện hạt nhân. Một số địa điểm tiềm năng khác (2 địa điểm ở Quảng Ngãi, 1 địa điểm ở Bình Định) được xem xét là địa điểm tiềm năng phát triển thêm 4 tổ máy quy mô lớn. Trong kịch bản cơ sở, Việt Nam sẽ đưa vào vận hành nhà máy điện Hạt nhân Ninh Thuận I (2x1,200MW) vận hành giai đoạn 2031 – 2035, điện Hạt nhân Ninh Thuận II (2x1,200MW) vận hành giai đoạn 2036 – 2040.
Thủy điện truyền thống không còn dư địa phát triển, xu hướng chuyển dịch sang thủy điện tích năng
Tổng công suất nguồn thủy điện của Việt Nam đã được xây dựng vận hành đến hết năm 2024 là khoảng 24,200 MW trong đó có 18,300 MW nguồn thủy điện vừa và lớn, như vậy về cơ bản tiềm năng nguồn thủy điện vừa và lớn đã được khai thác gần hết. Tổng công suất bổ sung đến năm 2030 khoảng 2,800 MW (đến năm 2024 đã vận hành khoảng 765 MW). Các thủy điện tích năng được chuyển tiếp từ QHĐ VII điều chỉnh với tổng công suất 2,400 MW bao gồm: Bác Ái (1,200 MW) thời kỳ 2021 - 2030, Đông Phù Yên (900 MW) và Đơn Dương giai đoạn 1 (300 MW) thời kỳ 2031 - 2035.
Các nguồn điện tái tạo sẽ được bổ sung trong quy hoạch nhằm đáp ứng thiếu hụt công suât từ nguồn điện khí
Trong kịch bản cơ sở, do việc chậm trễ triển khai trong thời gian qua nên tiến độ vận hành của phần lớn nguồn điện khí LNG, khí nội địa sẽ nằm ở cuối giai đoạn 2026-2030, nên để cấp điện cho các năm 2026-2029, cần đẩy sớm đầu tư thủy điện nhỏ, điện gió, điện mặt trời, pin tích năng và nguồn nhiệt điện linh hoạt so với QHĐ VIII. Đáng chú ý, trong kịch bản cơ sở đến năm 2030, tổng công suất nguồn điện gió trên bờ và điện mặt trời sẽ đạt 25,798 MW, 30,441 MW (+19,506 MW/13,778 MW so với công suất lắp đặt đến năm 2025). So với QHĐ VIII trước đó, nguồn điện gió được bổ sung thêm 3,918 MW (+17.9%), trong khi điện mặt trời không được quy định cụ thể trong kế hoạch thực hiện QHĐ VIII.