Việt Nam cần chiến lược năng lượng “thông minh” có số — không chỉ kêu gọi vốn bằng mọi giá

Tác giả: Lê Ngọc Ánh Minh — Chủ tịch điều hành Pacific Group

Đầu tư thông minh đôi khi không đồng nghĩa với việc đầu tư thật nhiều. Bài học từ làn sóng phát triển điện gió, điện mặt trời giai đoạn 2017–2021, từng giúp Việt Nam được thế giới ghi nhận là một trong ba điểm sáng của khu vực châu Á – Thái Bình Dương, cũng để lại không ít vấn đề cần thời gian dài để xử lý. Nhân sự kiện Trung ương ban hành Nghị quyết 70 về ngành năng lượng, tác giả mong muốn góp thêm góc nhìn để Việt Nam có thể định hướng phát triển một nền điện thông minh hơn – ít vốn hơn, hiệu quả và sản lượng cao hơn, đồng thời thực sự sạch và bền vững.

Tóm tắt nhanh:

• Nguồn tham khảo chính: số liệu EVN (2023), IEA (PDP8/2050), số liệu FDI của Bộ Kế hoạch & Đầu tư (MPI), báo cáo IRENA về chi phí lắp đặt năng lượng tái tạo, các phân tích tăng trưởng/độ co giãn điện đối với GDP. 

• Năm cơ sở: 2023 — tổng sản lượng điện hệ thống ~280.6 TWh (EVN). 

• Một chỉ số thường trích dẫn: một số phân tích (trong báo chí, tài liệu chuyên môn) ước tính “mỗi 1% tăng GDP kéo theo khoảng 1.5% tăng tiêu thụ điện” ở Việt Nam trong bối cảnh công nghiệp hóa mạnh; tôi sẽ dùng hệ số co giãn (elasticity) = 1.5 làm giả định tham chiếu (vì các nghiên cứu/ bài viết công bố gần đây hay trích dẫn giá trị tương tự). 

• IEA (PDP8) đưa ra viễn cảnh dài hạn: tiêu thụ điện có thể tăng lên ~1 200 TWh vào 2050 trong kịch bản phát triển mạnh (gần 5× so với 2022). Đây là một mốc tham chiếu hữu ích cho tính toán chiến lược. 

I. Dữ liệu nền tảng (nguồn — tóm tắt)

1. Sản lượng điện năm 2023 (hệ thống): ~280.6 TWh (số EVN báo cáo).

2. FDI vào Việt Nam (tình hình gần đây): xử lý/ chế biến – sản xuất vẫn chiếm phần lớn (ví dụ năm 2024: ngành chế biến, sản xuất nhận ~25.6 tỷ USD ~ 66.9% tổng FDI theo MPI; thực tế FDI cấp vốn lớn vào lĩnh vực điện tử/ linh kiện, dệt may, đồ gỗ, hóa chất…). Đây là động lực chính kéo tăng cầu điện công nghiệp. 

3. Chi phí đầu tư nguồn mới (tham khảo quốc tế): IRENA/ báo cáo ngành cho thấy tổng chi phí lắp đặt (TIC) cho solar PV/ onshore wind nằm trong khoảng vài trăm đến ~1.000 USD/kW tùy công nghệ; giá tham khảo hiện đại dùng ở tính toán: 700–1.000 USD/kW (range để tính ballpark). LCOE solar khoảng 0.04–0.05 USD/kWh (thông số hữu ích nhưng chúng ta tập trung ở đây là vốn đầu tư ban đầu). 

II. Phương pháp tính (rõ ràng, minh bạch)

Để trả lời câu hỏi “FDI ngành nào/bao nhiêu sẽ kéo tăng điện ra sao?” ta cần 3 bước cơ bản:

1. Xác định mức tăng GDP do FDI — (giả định): FDI lớn đổ vào sản xuất có thể nâng tăng trưởng GDP trung bình hàng năm thêm một vài phần trăm so với kịch bản cơ sở. (Tại đây tôi dùng kịch bản minh họa chứ không khẳng định chính xác một cách cố định; thực tế con số này phụ thuộc rất nhiều vào chất lượng dự án FDI, chuỗi giá trị đi theo, nội địa hóa..). OECD/World Bank ghi nhận FDI đã đóng góp đáng kể vào tăng trưởng nhưng không cho phép ta lấy hệ số tĩnh duy nhất; tôi sẽ dùng hai kịch bản tăng GDP để minh họa: Kịch bản A (cơ sở): GDP tăng 5.5%/năm, Kịch bản B (FDI mạnh, công nghiệp hoá nhiều hơn): GDP tăng 7.0%/năm. (Các nguồn dự báo GDP khác nhau; OECD/World Bank cho mốc 5–7% là khả dĩ cho VN thời gian tới nếu thu hút FDI tiếp tục). 

2. Chuyển GDP sang tiêu thụ điện bằng độ co giãn: sử dụng elasticity điện/GDP = 1.5 (tức 1% GDP → 1.5% điện). (Lưu ý: elasticity có thể giảm nếu chính sách hiệu quả năng lượng mạnh; tôi sẽ thêm kịch bản giảm elasticity/tiết kiệm cuối phần). 

3. Từ TWh cần thêm → quy đổi thành GW công suất thêm → nhân giả định chi phí lắp đặt ($/kW) để có ước tính vốn cần huy động tới 2050.

Tôi thực hiện hai kịch bản minh họa (các bước tính toán có công thức rõ ràng bên dưới). Tất cả con số đều gắn nguồn — và mọi giả định lớn đều được ghi nhận để người đọc và nhà hoạch định có thể tùy chỉnh.

III. Kịch bản tính toán (số cụ thể)

Dữ liệu căn bản: 2023 = 280.6 TWh (khởi điểm). Elasticity = 1.5. Số năm tới 2050 = 27 năm. Giả định vốn lắp đặt trung bình: 700–1.000 USD/kW (mix năng lượng mới, tham khảo IRENA). Giả định hệ số công suất trung bình (capacity factor) của “một mix năng lượng tương đương” = 35% (để chuyển TWh → GW).

Kịch bản A — “Cơ sở/ôm trung”

• GDP tăng bình quân: 5.5%/năm.

• Điện tăng = 1.5 × 5.5% = 8.25%/năm.

• Kết quả (compound): Tiêu thụ điện 2050 ≈ 2 386 TWh (tức tăng thêm ≈ 2 105 TWh so với 2023).

• Tính nhu cầu công suất thêm (giả sử CF = 35%): cần thêm ≈ 687 GW mới (tương đương ~687.6 GW).

• Ước tính vốn lắp đặt (700–1.000 USD/kW): ~480 — 687 tỷ USD cần đầu tư cho công suất mới này (tổng vốn đầu tư xây mới, không tính truyền tải, lưu trữ, mạng lưới phân phối, chi phí đền bù đất, chi phí vận hành dài hạn).

  • Chi tiết tính toán: thêm TWh → chuyển sang GWh rồi / (8760*CF) để ra GW; GW × 1e6 × ($/kW). (tôi sẽ đính kèm công thức trong phần phụ lục).
    (Kết quả tính toán đầy đủ: thêm ~2 105 TWh → ~687 GW → vốn ~480–687 tỷ USD).
    (Nguồn số liệu đầu: EVN 2023, giả định elasticity). 

Kịch bản B — “FDI mạnh, công nghiệp hoá dày”

• GDP tăng bình quân: 7.0%/năm (kịch bản tăng trưởng cao do thu hút mạnh FDI sản xuất quy mô lớn).

• Điện tăng = 1.5 × 7% = 10.5%/năm.

• Kết quả (compound): Tiêu thụ điện 2050 ≈ 4 158 TWh (tăng thêm ≈ 3 877 TWh so với 2023).

• Nhu cầu công suất thêm (CF = 35%): ~1 265 GW mới.

• Ước tính vốn lắp đặt (700–1.000 USD/kW): ~885 — 1 265 tỷ USD.
  (Tức là nếu Việt Nam thực sự vào kịch bản “công nghiệp hoá và điện hoá mạnh mẽ” với GDP tăng 7%/năm giữ ổn định — chúng ta cần gần 1.0–1.3 nghìn GW công suất bổ sung và gần 1 nghìn tỷ USD vốn lắp đặt.)

Kịch bản tham chiếu IEA (PDP8) — “IEA/PDP8”

• IEA (PDP8) nêu kịch bản tiêu thụ ~1 200 TWh năm 2050 (đây là mốc ước tính của IEA dựa trên nhiều giả định quy hoạch). IEA

• Từ 280.6 → 1 200 TWh: tăng thêm ≈ 919 TWh tới 2050.

• Công suất thêm (CF = 35%): ~300 GW.

• Ước tính vốn lắp đặt (700–1.000 USD/kW): ~210 — 300 tỷ USD.
  (Ghi chú: con số ~1 200 TWh là ước tính IEA/PDP8; nếu VN muốn theo kịch bản này, vốn đầu tư vào công suất mới sẽ ở mức thấp hơn nhiều so với hai kịch bản dùng elasticity cao mà tôi trình bày phía trên.) I

IV. So sánh và phân tích — ý nghĩa chính sách

1. Rõ ràng: “mức tăng điện” phụ thuộc trực tiếp vào kịch bản tăng trưởng GDP và vào cấu trúc ngành mà FDI đem tới.

   • Nếu FDI chủ yếu là electronics/semiconductor (chuỗi giá trị cao nhưng năng lượng trên 1 USD doanh thu có thể thấp đến vừa phải) thì cùng 1 USD FDI có thể tạo ra nhiều GDP nhưng không tương ứng tỉ lệ điện bằng ngành nặng. Ngược lại, nếu FDI tập trung vào basic metals, hóa chất, hóa dầu, sản xuất thép, xi măng thì điện tiêu thụ trên mỗi USD GDP sẽ lớn hơn nhiều. (IEA/OECD nhấn mạnh: “manufacturing energy intensity depends strongly on sectoral mix”). 

2. Cần phân biệt “vốn đầu tư vào sản xuất” và “vốn cần cho hệ thống điện”: thu hút FDI 50–100 tỷ USD vào sản xuất không có nghĩa là VN phải đầu tư tương đương cho hệ thống điện — nhưng nếu ngành mới là năng lượng-intensity cao, thì chi phí lưới/ nguồn bổ sung sẽ lớn. Bài toán là so sánh lợi ích GDP và thuế với chi phí bổ sung cho điện, truyền tải, dự trữ.

3. Rủi ro xã hội hoá chi phí: nếu Nhà nước vay lớn để mở rộng công suất và sau đó “xã hội hoá” chi phí qua tăng giá điện/ chuyển lỗ sang giá bán (ví dụ những đề xuất cho EVN), thì người dân/doanh nghiệp nội địa có thể phải “cõng” chi phí cho thu hút FDI. Đây là lập luận chính sách mà tôi phản biện: cần ràng buộc nhà đầu tư (FDI) chịu một phần chi phí hạ tầng hoặc đạt KPI tiết kiệm điện. (Thực tiễn quốc tế: nhiều nước yêu cầu biện pháp efficient-demand như một điều kiện ưu đãi). 

V. Kết luận gói — thông điệp chính (và khuyến nghị hành động cụ thể)

1. Không thể cứ mặc nhiên chạy theo con số FDI tổng mà quên chất lượng. Nếu chúng ta thu hút FDI vào ngành năng lượng-intensive (thép, hoá chất), mức tăng tiêu thụ điện sẽ rất mạnh — theo tính toán minh họa, có thể dẫn tới nhu cầu thêm hàng trăm đến cả nghìn GW và vốn đầu tư vào nhà máy phát lớn tương đương hàng trăm tỷ tới >1.2 nghìn tỷ USD tới 2050 (tùy kịch bản). Những con số này cần so với nguồn lực quốc gia để quyết định tính toán chi tiết hơn. (Các con số minh họa ở trên: kịch bản A: ~687 GW thêm (~480–687 tỷ USD); kịch bản B: ~1 265 GW thêm (~885–1 265 tỷ USD); IEA/PDP8: ~300 GW thêm (~210–300 tỷ USD)).

2. Chiến lược đúng đắn:

   • Khi kêu gọi FDI, phải ràng buộc chất lượng đầu tư: ưu tiên lĩnh vực có “giá trị gia tăng cao / cường độ điện thấp” (semiconductors, high value electronics, R&D, logistics thông minh) hơn là chỉ thu hút “số vốn lớn” cho ngành nặng chỉ để tăng kim ngạch xuất khẩu. (OECD/World Bank có nhiều phân tích về chất lượng FDI và tác động đến năng suất). 

   • Bắt buộc hoặc ưu đãi có điều kiện: tất cả dự án FDI lớn tiêu thụ điện phải có kế hoạch quản lý năng lượng, KPI tiết kiệm, và/hoặc góp phần tài chính vào mở rộng lưới (vì hệ thống T&D cũng tốn kém).

   • So sánh chi phí thực tế: trước khi quyết định xây nguồn mới, so sánh “chi phí mỗi kWh sản xuất mới (và chi phí truyền tải, dự trữ, rủi ro)” với “chi phí nhập khẩu điện đáng tin cậy” cộng thêm chi phí quản lý rủi ro (thủy văn, chính trị). Nhập khẩu có thể rẻ NGẮN HẠN nhưng có rủi ro mùa khô / an ninh cung cấp — cần hợp đồng dài hạn, điều khoản nhất định. 

   • Ưu tiên Demand-Side: đầu tư mạnh vào tiết kiệm năng lượng (DSM), xây dựng tiết kiệm năng lượng, CBT cho doanh nghiệp FDI — vì mỗi kWh tiết kiệm thường rẻ hơn nhiều so với chi phí xây nguồn mới. (World Bank, VNEEP).

VI. Phụ lục: các con số & công thức (để chuyên gia hoặc bộ phận kỹ thuật trong Bộ/ Tập đoàn điều chỉnh)

• Công thức chuyển từ TWh sang GW cần lắp đặt mới:

  GW_add=TWh_add×1068760×CF\text{GW\_add} = \frac{\text{TWh\_add} \times 10^6}{8760 \times \text{CF}}GW_add=8760×CFTWh_add×106​

  (với TWh_add = TWh_2050 − TWh_2023)

• Ví dụ (Kịch bản IEA): TWh_add = 1 200 − 280.6 = 919.4 TWh → CF=35% → GW_add ≈ 300 GW. Với giả định 700–1 000 USD/kW → vốn = GW_add×10^6 kW × $/kW ≈ 210–300 tỷ USD. 

• Độ nhạy giả thiết: Thay đổi elasticity (ví dụ nếu triển khai hiệu quả DSM làm elasticity giảm từ 1.5 xuống 1.0) sẽ cắt giảm nhu cầu cuối cùng rất lớn — đây là công cụ chính sách hiệu quả nhất để giảm yêu cầu vốn xây mới.

VII. Lời kết và đề xuất cho đối thoại chính sách

• Số liệu cho thấy rõ: nếu thu hút FDI mà không tính toán “cơ cấu ngành” và không ràng buộc hiệu quả năng lượng có thể kéo nhu cầu điện tăng mạnh — tương đương hàng trăm đến >1 000 GW công suất mới và hàng trăm tỷ đến >1 000 tỷ USD vốn tới 2050 (tùy kịch bản). Những con số này KHÔNG phải là kết luận ngẫu nhiên mà là hậu quả trực tiếp của giả định về tốc độ tăng GDP, độ co giãn điện/GDP, và cơ cấu đầu tư ngành. (Nguồn tham khảo: EVN 2023, IEA PDP8, MPI, IRENA).

• Khuyến nghị (ngắn gọn để trình Bộ/ Chính phủ):

  1. Khi ký khung ưu đãi cho dự án FDI: gắn điều kiện tiết kiệm năng lượng + KPI năng suất điện/đơn vị sản phẩm; bắt buộc audit năng lượng sau 2–3 năm; yêu cầu nhà đầu tư chia sẻ một phần chi phí mở rộng T&D khi họ tạo “nút cầu” mới.

  2. Trước mọi quyết định đầu tư nguồn lớn: thực hiện so sánh chi phí toàn diện giữa xây mới — nhập khẩu dài hạn — và đầu tư vào DSM (cost per kWh saved vs LCOE kWh mới).

  3. Xây kịch bản quốc gia tối thiểu: “kịch bản FDI-friendly (electronics-focused)” vs “kịch bản FDI-heavy industries (steel/chem)” — và dùng chúng để tính nhu cầu điện, vốn, nợ công, và tác động lên giá điện cho người dân.

  4. Tăng cường công cụ chính sách: quỹ hỗ trợ tiết kiệm năng lượng (để trợ giá retrofit cho doanh nghiệp), yêu cầu green-procurement cho KCN, và đánh thuế/ưu đãi dựa trên chỉ số tiêu thụ năng lượng.

Tài liệu tham khảo chọn lọc (đã dùng cho tính toán và lập luận)

• EVN — Báo cáo: Overview of national power sources in 2023 (tổng phát điện & nhập khẩu 2023 ≈ 280.6 TWh). 

• IEA — Achieving a Net Zero Electricity Sector in Viet Nam / PDP8 — (PDP8: tiêu thụ có thể đạt ~1 200 TWh vào 2050 trong kịch bản). 

• MPI (Bộ Kế hoạch & Đầu tư) — báo cáo FDI 2024/2025: ngành chế biến & sản xuất chiếm tỉ trọng lớn (số tuyệt đối FDI theo ngành). 

• IRENA / báo cáo ngành (2024–2025) — chi phí lắp đặt tổng hợp cho PV/ onshore wind, tham khảo mức ~700–1 000 USD/kW làm range tính toán. 

• Bài báo & phân tích (Vietnam Briefing, FT, World Bank) thảo luận về elasticity điện/GDP và áp lực điện do FDI ngành sản xuất (tham chiếu).