Cơ cấu nguồn, bài toán cho tăng trưởng kinh tế và phát triển bền vững

1. Đặt vấn đề

Để đáp ứng mục tiêu tăng trưởng kinh tế hai con số, cộng hưởng với làn sóng công nghệ số (5G/6G, trí tuệ nhân tạo, trung tâm dữ liệu), nhu cầu điện của Việt Nam phải tăng trưởng khoảng 10,3%/năm đến năm 2030[1].

Tuy nhiên, tăng đủ về lượng chỉ là điều kiện cần; câu hỏi quan trọng là: tăng bằng nguồn điện nào, công nghệ gì, chi phí ra sao, để vừa bảo đảm an ninh năng lượng, vừa phát triển bền vững, vừa giữ được hiệu quả kinh tế toàn xã hội? Đây chính là nội dung trọng tâm của bài viết này.

2. Cơ cấu nguồn năng lượng hiện nay ở Việt Nam

Khi phân tích cơ cấu nguồn, cần phân biệt hai khái niệm: cơ cấu theo công suất lắp đặt (MW), phản ánh quy mô đầu tư hạ tầng và cơ cấu theo tỷ trọng của sản lượng điện thực tế (kWh), phản ánh mức độ huy động thực sự của các loại nguồn trong vận hành hệ thống. Đây là cơ sở kỹ thuật quan trọng để đánh giá đúng vai trò thực sự của từng loại nguồn.

2.1. Cơ cấu theo công suất lắp đặt nguồn điện

Theo báo cáo tổng kết của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, tính đến cuối năm 2025, tổng công suất đặt nguồn điện toàn hệ thống (không kể công suất nhập khẩu) đạt khoảng 87.600 MW, trong đó: nhiệt điện than khoảng 28.100 MW (32,1%); thủy điện khoảng 24.640 MW (28,1%); năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời, sinh khối) khoảng 24.453 MW (27,9%); phần còn lại, chủ yếu là điện khí, nhiệt điện dầu và nguồn nhập khẩu khoảng 10.407 MW (11,9%) [2] (Bảng 1).

Xét theo vùng miền, công suất đặt nguồn điện miền Bắc giai đoạn 2016–2024 tăng khoảng 1,5 lần (từ 21 GW lên 30 GW), với nhiệt điện than và thủy điện chiếm tới 95% cơ cấu nguồn toàn miền, cho thấy mức độ phụ thuộc vào hai loại nguồn truyền thống này đặc biệt cao tại khu vực có phụ tải công nghiệp lớn nhất cả nước [3].

Ngược lại, tại miền Nam, công suất đặt tăng trưởng bình quân 10%/năm trong cùng giai đoạn, chủ yếu nhờ bổ sung mạnh điện mặt trời và điện gió, hai loại nguồn này đã chiếm khoảng 28% cơ cấu nguồn điện toàn miền vào năm 2024 [3].

2.2. Cơ cấu theo tỷ trọng đóng góp vào sản lượng điện thực tế

Theo báo cáo tổng kết của EVN, cơ cấu sản lượng điện toàn hệ thống năm 2025 lại có tỷ trọng khác biệt đáng kể so với cơ cấu công suất đặt: nhiệt điện than đóng góp 44,85% sản lượng, thủy điện 33,25%, năng lượng tái tạo chỉ 12,5%, tua-bin khí 6,30%, nhập khẩu và nguồn khác 3,10% [2] (Bảng 2).

Từ Bảng 1 và Bảng 2 (Hình 1), có thể thấy một nghịch lý đáng chú ý: năng lượng tái tạo chiếm tới 27,9% công suất lắp đặt nhưng chỉ đóng góp 12,5% sản lượng điện thực tế, nghĩa là gần 28% “vốn đầu tư công suất” của toàn hệ thống chỉ tạo ra 12,5% “sản phẩm” cuối cùng. Ngược lại, nhiệt điện than chỉ chiếm 32,1% công suất nhưng tạo ra tới 44,85% sản lượng, tỷ lệ đóng góp cao hơn hẳn tỷ trọng đầu tư.

Nguyên nhân kỹ thuật nằm ở hệ số công suất thực tế (capacity factor, tỷ lệ giữa sản lượng thực phát và sản lượng lý thuyết tối đa nếu vận hành hết công suất). Từ số liệu công suất và sản lượng nêu trên, có thể tính toán hệ số công suất thực tế bình quân của từng loại nguồn trong năm 2025 (Bảng 3):

Ý nghĩa thực tiễn này rất quan trọng đối với công tác nghiên cứu quy hoạch: muốn thay thế 1 MW công suất nhiệt điện than (hệ số công suất ~59%) bằng năng lượng tái tạo (hệ số công suất ~19%), về mặt sản lượng thực tế cần lắp đặt công suất tái tạo gấp khoảng 3 lần chưa kể chi phí đầu tư bổ sung cho hệ thống lưu trữ hoặc điện nền dự phòng để bù đắp về thời gian không có nắng, gió.

Đây chính là lý do vì sao mục tiêu tỷ trọng công suất năng lượng tái tạo trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (37,4% công suất vào năm 2030, Hình 3) không thể quy đổi trực tiếp thành tỷ trọng sản lượng tương ứng, và vì sao vai trò của nguồn điện nền có hệ số công suất cao, chủ động huy động được vẫn mang tính quyết định đối với an ninh năng lượng, bất kể tỷ trọng công suất danh nghĩa của các nguồn năng lượng tái tạo tăng nhanh.

3. Đánh giá các nguồn thành phần

Để có cơ sở khách quan so sánh giữa các loại nguồn điện, bài viết sử dụng hệ thống khung giá phát điện (giá trần) do Bộ Công Thương phê duyệt hằng năm cho từng loại hình nguồn điện, đây là công cụ chính thức, minh bạch, phản ánh chi phí đầu tư, vận hành và nhiên liệu thực tế được cơ quan quản lý nhà nước thẩm định, khác với giá bán lẻ điện sinh hoạt (vốn được trợ giá theo bậc thang xã hội).

3.1. Nhiệt điện than

Theo Quyết định 1009/QĐ-BCT (14/4/2025), khung giá phát điện năm 2025 cho nhiệt điện than có mức giá trần 1.705,68 đồng/kWh [4]. Về công nghệ, các nhà máy nhiệt điện than tại Việt Nam hiện có ba thế hệ công nghệ song song tồn tại: công nghệ cận tới hạn (subcritical, hiệu suất 33 - 38%) tại các nhà máy xây dựng trước 2015; công nghệ siêu tới hạn (SC) và trên siêu tới hạn (USC, hiệu suất 42,5 - 45%) tại các nhà máy mới như Vĩnh Tân 4, Duyên Hải 3 mở rộng, Vũng Áng II, Quảng Trạch I.

Ưu điểm của nhiệt điện than là suất đầu tư thấp hơn so với LNG và điện hạt nhân, thời gian xây dựng 4 - 5 năm, tuổi thọ vận hành 30 - 40 năm, và quan trọng nhất về mặt kỹ thuật cho hệ thống: đây là nguồn phát đồng bộ (synchronous generation) cung cấp quán tính ổn định cho lưới điện, đặc tính mà điện gió, điện mặt trời không có.

Nhược điểm chính là phát thải CO₂, SOx, NOx và bụi cao nhất trong các loại nguồn nhiệt điện, đồng thời phụ thuộc vào than nhập khẩu ngày càng lớn (tỷ lệ than nhập khẩu cho phát điện đã tăng từ 0% năm 2010 lên trên 35% năm 2022) [5].

3.2. Điện khí (khí thiên nhiên nội địa và LNG nhập khẩu)

Khung giá phát điện năm 2026 cho nhà máy tua-bin khí chu trình hỗn hợp sử dụng khí thiên nhiên nội địa đến 3.410,64 đồng/kWh [6], khung giá cho điện khí sử dụng LNG nhập khẩu là 3.327,42 đồng/kWh [7], cao gần 1,9 - 2 lần so với nhiệt điện than.

Về công nghệ, tua-bin khí chu trình hỗn hợp (CCGT) đạt hiệu suất 55 - 62%, cao nhất trong các công nghệ nhiệt điện, thời gian khởi động nhanh (dưới 30 phút so với nhiều giờ của nhiệt điện than), khả năng điều chỉnh phụ tải linh hoạt rất phù hợp vai trò điện nền chuyển tiếp hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo.

Tuy nhiên, giá thành cao và phụ thuộc hoàn toàn vào giá LNG thế giới là rào cản lớn; như đã phân tích, chi phí xây dựng nhà máy CCGT toàn cầu đã tăng vọt (66% tại Mỹ trong 2 năm) do cạnh tranh nhu cầu từ các trung tâm dữ liệu AI, khiến bài toán kinh tế của điện khí LNG tại Việt Nam ngày càng chịu áp lực.

3.3. Thủy điện và thủy điện tích năng

Khung giá phát điện năm 2025 cho thủy điện là 0 - 1.110 đồng/kWh [8], mức giá trần thấp nhất trong tất cả các loại nguồn điện, phản ánh chi phí vận hành thấp (không tốn nhiên liệu) sau khi đã khấu hao xong chi phí đầu tư ban đầu.

Đây là nguồn điện nền truyền thống, có khả năng điều chỉnh phụ tải nhanh, tuổi thọ vận hành trên 50 năm. Tuy nhiên, tiềm năng thủy điện lớn tại Việt Nam về cơ bản đã được khai thác gần hết; dư địa phát triển còn lại chủ yếu là thủy điện nhỏ và thủy điện tích năng.

Đáng chú ý, khung giá phát điện năm 2025 cho thủy điện tích năng lại cao nhất trong tất cả các nguồn: 3.457,02 đồng/kWh [9], do bản chất đây là công nghệ lưu trữ (bơm nước vào giờ thấp điểm, xả nước phát điện vào giờ cao điểm) chứ không phải nguồn phát sơ cấp chi phí phản ánh giá trị của dịch vụ điều tần, dự phòng và cân bằng hệ thống, không đơn thuần là giá thành sản xuất.

3.4. Điện mặt trời

Theo Quyết định 988/QĐ-BCT (10/4/2025), khung giá phát điện năm 2025 cho điện mặt trời mặt đất (không có hệ thống pin lưu trữ) là: miền Bắc 1.382,7 đồng/kWh, miền Trung 1.107,1 đồng/kWh, miền Nam 1.012,0 đồng/kWh; đối với điện mặt trời nổi: miền Bắc 1.685,8 đồng/kWh, miền Trung 1.336,1 đồng/kWh, miền Nam 1.228,2 đồng/kWh [10].

Sự chênh lệch giá giữa ba miền phản ánh đúng bản chất kỹ thuật: bức xạ mặt trời tại miền Nam và Tây Nguyên cao hơn miền Bắc, hệ số công suất (capacity factor) cao hơn nên giá thành trên mỗi kWh thấp hơn.

Suất đầu tư cho điện mặt trời kết hợp hệ thống lưu trữ pin (BESS) hiện dao động 6,3–8,9 triệu đồng/kW theo tính toán mới nhất của EVN [11].

Ưu điểm lớn nhất của điện mặt trời là suất đầu tư đã giảm rất nhanh trong thập kỷ qua, thời gian xây dựng ngắn (dưới 1 năm với dự án quy mô vừa); nhược điểm cố hữu là tính bất ổn định (phát ban ngày, phụ thuộc thời tiết), hệ số công suất bảo đảm thấp, đòi hỏi đầu tư đồng bộ hệ thống lưu trữ hoặc nguồn điện nền dự phòng để bù đắp cho hệ thống (system cost) thường không được phản ánh đầy đủ trong khung giá phát điện của riêng bản thân nguồn điện mặt trời.

3.5. Điện gió

Theo Quyết định 1508/QĐ-BCT (30/5/2025), khung giá phát điện năm 2025 cho điện gió trên đất liền: miền Bắc 1.959,4 đồng/kWh, miền Trung 1.807,4 đồng/kWh, miền Nam 1.840,3 đồng/kWh; điện gió gần bờ áp dụng thống nhất 1.987,4 đồng/kWh cho cả ba miền [12].

Đối với điện gió ngoài khơi, công nghệ mới, tiềm năng lớn nhất của Việt Nam nhưng giá thành cao nhất, Quyết định 1824/QĐ-BCT (26/6/2025) quy định mức giá trần theo ba khu vực biển: Bắc Bộ 3.975,1 đồng/kWh, Nam Trung Bộ 3.078,9 đồng/kWh, Nam Bộ 3.868,5 đồng/kWh [13], cao gấp 2 - 2,3 lần so với nhiệt điện than.

Điện gió ngoài khơi có hệ số công suất cao hơn đáng kể so với gió trên bờ (thường 40 - 50%, so với 27 - 34%) nhờ tốc độ gió ổn định hơn, nhưng đòi hỏi công nghệ móng trụ, cáp ngầm biển và tàu lắp đặt chuyên dụng, hiện Việt Nam chưa có nhiều kinh nghiệm và chuỗi cung ứng nội địa cho lĩnh vực này, khiến chi phí đầu tư ban đầu cao và thời gian triển khai dự án đầu tiên có thể kéo dài.

3.6. Điện hạt nhân

Dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 1 và Ninh Thuận 2 đã được Chính phủ chỉ đạo tái khởi động, hiện đang trong giai đoạn nghiên cứu, đề xuất giải pháp thúc đẩy tiến độ và bảo đảm hiệu quả đầu tư [14].

Do chưa có khung giá phát điện chính thức tại Việt Nam, có thể tham chiếu kinh nghiệm quốc tế: chi phí quy dẫn (LCOE) của điện hạt nhân thế hệ mới thường trong khoảng 6–9 UScent/kWh (tương đương 1.500–2.300 đồng/kWh), cao hơn thủy điện và nhiệt điện than truyền thống nhưng có thể cạnh tranh với LNG và điện gió ngoài khơi về dài hạn, đặc biệt khi tính đến tuổi thọ vận hành dài (60 năm trở lên) và không phát thải CO₂ trong quá trình vận hành.

Thời gian xây dựng một nhà máy điện hạt nhân thường từ 10–15 năm kể từ khi phê duyệt chủ trương đến khi vận hành thương mại, đây là hạn chế khiến điện hạt nhân chỉ có thể đóng vai trò trụ cột điện nền dài hạn (sau 2035–2040), chưa thể giải quyết bài toán thiếu điện trước mắt.

4. Yêu cầu bền vững và định hướng cho phát triển

4.1 Yêu cầu phát triển bền vững

Định hướng bên vững nguồn điện của Việt Nam được xác lập xuyên suốt trong hệ thống văn kiện chính sách: Nghị quyết số 55-NQ/TW về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia, các Nghị quyết 57-NQ/TW và 70-NQ/TW về khoa học công nghệ và tăng trưởng kinh tế, cam kết phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050 tại COP26, và cụ thể hóa trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh.

Theo Quy hoạch, đến năm 2030, nhiệt điện than giảm còn 28,4–31,4% công suất, điện khí (kể cả LNG) tăng lên 21,1–22,4%, và định hướng đến năm 2050 năng lượng tái tạo cùng các công nghệ phát thải thấp phải chiếm trên 70% tổng công suất hệ thống [15] (Hình 3b).

Yêu cầu phát triển bền vững không chỉ đến từ cam kết khí hậu quốc gia, mà còn từ áp lực thị trường quốc tế: cơ chế thuế carbon biên giới (CBAM) của EU buộc doanh nghiệp xuất khẩu Việt Nam phải chứng minh mức phát thải trong chuỗi cung ứng, trong đó cơ cấu nguồn điện là yếu tố quyết định hệ số phát thải của mỗi kWh sử dụng trong sản xuất.

Đồng thời, các tập đoàn công nghệ toàn cầu đặt trung tâm dữ liệu tại Việt Nam ngày càng yêu cầu tiêu chuẩn năng lượng sạch (RE100) như điều kiện đầu tư - biến cơ cấu nguồn điện từ một vấn đề kỹ thuật thuần túy thành một yếu tố cạnh tranh thu hút đầu tư chiến lược của quốc gia.

4.2 Định hướng phát triển

Đối chiếu giữa định hướng chính sách (Mục 4.1) và thực tế triển khai (Mục 2, 3), có thể rút ra một số đánh giá định hương:

Cơ cấu thực tế vẫn lệch xa mục tiêu: sản lượng nhiệt điện than năm 2025 (44,85%) vẫn cao hơn nhiều so với tỷ trọng công suất mục tiêu năm 2030 (27,2% theo tính toán quy đổi từ QHĐ8), cho thấy quá trình chuyển dịch cơ cấu đòi hỏi tốc độ nhanh hơn đáng kể trong 5 năm tới.

Điện khí LNG, nguồn được kỳ vọng thay thế vai trò điện nền của than có giá thành cao gấp gần 2 lần than và đang chịu áp lực chi phí toàn cầu tăng mạnh do cạnh tranh nhu cầu AI/data center, khiến tiến độ các dự án LNG (Nhơn Trạch 3-4, Quảng Ninh, Hiệp Phước...) chậm hơn kế hoạch.

Năng lượng tái tạo (gió, mặt trời) có giá thành ngày càng cạnh tranh, đặc biệt điện mặt trời miền Nam đã thấp hơn cả nhiệt điện than, nhưng tính gián đoạn và thiếu đồng bộ hạ tầng lưu trữ, truyền tải vẫn là rào cản lớn nhất khung giá thủy điện tích năng cao gấp 3 lần than cho thấy chi phí thực sự của việc “làm mượt” năng lượng tái tạo còn rất lớn.

-Điện hạt nhân, dù có tiềm năng trở thành trụ cột điện nền sạch dài hạn, vẫn đang ở giai đoạn nghiên cứu, chưa có khung giá và lộ trình cụ thể, nên chưa thể đóng góp vào cân đối cung, cầu điện trước năm 2035.

Từ các đánh giá trên, có thể khẳng định: trong giai đoạn 5–10 năm tới, không có một nguồn điện đơn lẻ nào đủ khả năng thay thế hoàn toàn vai trò điện nền hiện nay của nhiệt điện than, điện khí LNG vướng chi phí và tiến độ, năng lượng tái tạo thiếu ổn định và hạ tầng lưu trữ đồng bộ, điện hạt nhân chưa kịp cho phát triển ngắn hạn.

5. Kết luận

Thứ nhất, cơ cấu nguồn điện Việt Nam hiện nay (than 44,85%, thủy điện 33,25%, khí 6,30%, tái tạo 12,5% sản lượng năm 2025) phản ánh đúng trình độ phát triển và điều kiện tài nguyên hiện tại, nhưng cần dịch chuyển nhanh và mạnh hơn để đạt mục tiêu QHĐ8 điều chỉnh vào năm 2030.

Thứ hai, từ đánh giá giá thành theo khung giá phát điện cho thấy một trật tự kinh tế rõ ràng: thủy điện và nhiệt điện than có giá thấp nhất (1.110–1.706 đồng/kWh), năng lượng tái tạo trên bờ ở mức trung bình (1.012–1.987 đồng/kWh), trong khi điện khí LNG, thủy điện tích năng và điện gió ngoài khơi có giá cao nhất (3.079–3.975 đồng/kWh) phản ánh đúng chi phí công nghệ, mức độ chín muồi thị trường và giá trị dịch vụ hệ thống (điều tần, dự phòng, lưu trữ) mà mỗi loại nguồn cung cấp.

Thứ ba, có thể nói trong 5–10 năm tới, không nguồn điện đơn lẻ nào kể cả điện khí LNG hay năng lượng tái tạo có thể thay thế hoàn toàn vai trò điện nền hiện nay.

Nguồn điện nền, trong đó có nhiệt điện than công nghệ hiện đại, có thể vẫn là trụ đỡ cần thiết trong giai đoạn chuyển tiếp, song hành với việc đẩy nhanh điện khí LNG, năng lượng tái tạo có lưu trữ và chuẩn bị nghiêm túc cho điện hạt nhân dài hạn. Vai trò cụ thể của nguồn điện nền và nhiệt điện than hiện đại (về công nghệ, tiêu chuẩn môi trường và lộ trình chuyển tiếp) sẽ được phân tích kỹ hơn ở bài tiếp theo và cần được xem xét một cách cận trong quy hoạch.

Tài liệu tham khảo

[1] PGS. TS Đặng Trần Thọ, "Đừng để huyết mạch năng lượng làm nghẽn mạch tăng trưởng" (Bài 1 trong loạt bài), 2026.

[2] Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Báo cáo kết quả thực hiện kế hoạch năm 2025, mục tiêu, nhiệm vụ kế hoạch năm 2026, Hội nghị tổng kết EVN 2025.

[3] Bộ Công Thương (MOIT) / Chương trình Đối tác Năng lượng Việt Nam (VEPG), Báo cáo đánh giá tình hình thực hiện Quy hoạch điện VIII, Cục Điện lực, 2025.

[4] Bộ Công Thương, Quyết định số 1009/QĐ-BCT ngày 14/4/2025 phê duyệt khung giá phát điện nhà máy nhiệt điện than năm 2025.

[5] Tham luận “Thúc đẩy chuyển dịch năng lượng xanh – NQ70” (tài liệu tác giả), số liệu tỷ lệ than nhập khẩu cho phát điện.

[6] Bộ Công Thương, Quyết định số 1882/QĐ-BCT phê duyệt khung giá phát điện năm 2026 cho nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp sử dụng khí thiên nhiên.

[7] Báo Đầu tư (baodautu.vn), “Khung giá phát điện cho dự án điện dùng khí LNG nhập khẩu là 3.327,42 đồng/kWh”, 2025.

[8] Bộ Công Thương, Quyết định số 982/QĐ-BCT ngày 10/4/2025 phê duyệt khung giá phát điện loại hình nhà máy thủy điện năm 2025.

[9] Bộ Công Thương, Quyết định số 1198/QĐ-BCT ngày 26/4/2025 phê duyệt khung giá phát điện loại hình nhà máy thủy điện tích năng năm 2025.

[10] Bộ Công Thương, Quyết định số 988/QĐ-BCT ngày 10/4/2025 phê duyệt khung giá phát điện áp dụng cho loại hình nhà máy điện mặt trời năm 2025.

[11] Báo Tuổi Trẻ, “Bộ Công Thương lấy ý kiến khung giá điện gió, điện mặt trời năm 2026 do EVN tính toán”, 17/7/2026.

[12] Bộ Công Thương, Quyết định số 1508/QĐ-BCT ngày 30/5/2025 phê duyệt khung giá phát điện loại hình nhà máy điện gió năm 2025; PetroTimes, “Khung giá điện gió 2025: Cú hích chính sách mở đường cho chu kỳ đầu tư mới”, 2025.

[13] Bộ Công Thương, Quyết định số 1824/QĐ-BCT ngày 26/6/2025 phê duyệt khung giá phát điện loại hình nhà máy điện gió ngoài khơi năm 2025.

[14] Văn phòng Chính phủ, Văn bản số 2862/VPCP-CN về thúc đẩy tiến độ, bảo đảm hiệu quả đầu tư dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 1, Ninh Thuận 2, 2026.

[15] Quyết định 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), 2025.

[16] VietnamNet, “EVN đang làm gì để giải ‘cơn khát năng lượng’ từ AI và trung tâm dữ liệu?”, 2025–2026.

[17] EVN, “Ứng dụng AI nâng cao hiệu quả quản lý vận hành lưới điện miền Trung”, 5/2026.

[18] Tổng công ty Điện lực miền Bắc (NPC), “Ứng dụng trí tuệ nhân tạo trong ngành Điện”, Chuyên mục Chuyển đổi số.

[19] Tạp chí Năng lượng Việt Nam, “EVNNPT tập trung đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy lưới truyền tải điện năm 2026”, 2/2026.

[20] Báo Chính phủ (baochinhphu.vn), “Công nghệ mở hướng tiết kiệm điện thông minh”, 6/2026.

[21] VietnamNet, “AI và cuộc chiến chống lãng phí năng lượng”, 2026.

[22] Tạp chí Năng lượng Việt Nam, “EVNNPC nâng cao chất lượng dự báo, chủ động đáp ứng tăng trưởng phụ tải”, 4/2026.


[23] VietnamNet, “AI và cuộc chiến chống lãng phí năng lượng”, dẫn số liệu dự báo IEA về tăng trưởng điện cho trung tâm dữ liệu, 2026.