Theo Bộ Công thương, việc đưa các nguồn điện mặt trời tập trung theo quy hoạch vào vận hành rất khó khăn. Nguyên do là nhiều địa phương phải rà soát, cập nhật các quy hoạch phân khu, quy hoạch chung xây dựng, quy hoạch tỉnh trước khi tổ chức thực hiện; các địa phương chậm phê duyệt chủ trương đầu tư và còn lúng túng hoặc chưa quyết liệt trong thực hiện đấu thầu chọn nhà đầu tư hoặc kéo dài thời gian thực hiện đấu thầu, thậm chí có sự lúng túng trong việc xác định lợi ích ngành, địa phương khi đấu thầu các nguồn điện này.

Các nguồn điện mặt trời mái nhà trong các khu/cụm công nghiệp cũng phát sinh các vướng mắc liên quan đến thỏa thuận, thống nhất giữa cơ sở sản xuất công nghiệp (nhà đầu tư nguồn điện mặt trời mái nhà) với đơn vị sở hữu lưới điện trong cụm/khu công nghiệp, ảnh hưởng dao động điện áp. Vì vậy, cũng không dễ đẩy nhanh phát triển nguồn điện này trong khối khách hàng tiêu thụ điện lớn.

Theo thống kê của các tổng công ty điện lực, hiện tổng công suất các nguồn điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu phát triển giai đoạn từ năm 2021 (sau khi hết chính sách giá FIT ưu đãi) đến hết ngày 30/6/2025 trên toàn quốc khoảng 1.261 MWp. Con số này chỉ bằng khoảng 15% công suất điện mặt trời mái nhà được phát triển trong giai đoạn có giá FIT. Đối với cơ chế bán điện trực tiếp (DPPA), hiện chưa có đơn vị nào tham gia theo cơ chế thông qua lưới điện quốc gia.

Thách thức còn lớn hơn với các dự án điện gió ngoài khơi. Theo Bộ Công thương, việc triển khai để đạt mục tiêu đến năm 2030 vận hành 6.000 MW phục vụ trong nước khó khả thi. Có 5 nguyên nhân được liệt kê là Việt Nam chưa có kinh nghiệm phát triển điện gió ngoài khơi, trong khi thời gian thực hiện dự án là 6-8 năm kể từ lúc bắt đầu khảo sát; Việt Nam chưa có các dữ liệu cơ bản phục vụ phát triển điện gió ngoài khơi; thiếu sự đồng bộ của hạ tầng cảng cho phát triển điện gió ngoài khơi vào năm 2030; suất đầu tư điện gió ngoài khơi lớn, cần huy động vốn vay bên ngoài và những yếu tố về an ninh, quốc phòng cần phải được nghiên cứu, đánh giá.

Ở khối các nguồn điện lớn như điện khí trong nước và điện dùng LNG nhập khẩu, nhiều thách thức cũng được Bộ Công thương đề cập. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) - đơn vị đang có 2 nhà máy điện Dung Quất I và III cho hay, hiện chưa có cơ sở triển khai các bước tiếp theo do tiến độ khí Cá Voi Xanh vẫn chưa xác định.

Với điện từ khí LNG nhập khẩu, nhiều dự án gặp khó khăn trong thu xếp vốn mà điểm mấu chốt là các quy định về cam kết sản lượng điện tối thiểu dài hạn (Qc) hoặc cơ chế giá điện nhiều thành phần, cơ chế điều chỉnh theo tỷ giá hối đoái, đồng tiền thanh toán giá điện, thay đổi luật, bất khả kháng, cơ chế chấm dứt hợp đồng trước thời hạn... Đây là những vấn đề đã được đặt ra từ 5-7 năm nay và hiện chưa có lời giải, khiến nhiều dự án điện từ khí LNG dù có chủ đầu tư, cũng không tiến được xa.

Theo dự báo của EVN, chỉ có 4 dự án LNG  với công suất 4.324 MW có thể hoàn thành trước năm 2030 là Nhơn Trạch 3&4 (1.624 MW, sẽ vận hành toàn bộ trong năm 2025); Hiệp Phước (1.200 MW, đang lắp đặt thiết bị, dự kiến vận hành năm 2028) và LNG Quảng Trạch II (1.500 MW, do EVN đầu tư, dự kiến khởi công cuối năm 2025 và phát điện 2028-2029).

Một số dự án có thể vận hành vào năm 2030 là Quảng Trạch III (1.500 MW), Quảng Ninh (1.500 MW) và LNG Hải Phòng. Các dự án điện khí LNG khác cũng được dự báo là khó đáp ứng tiến độ hoàn thành năm 2030, trong đó có 3 dự án chưa lựa chọn được chủ đầu tư là Nghi Sơn, Cà Ná, Quỳnh Lập.

Với 2 dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 1 và 2, tiến độ triển khai được cho là phụ thuộc nhiều vào các đối tác, do Việt Nam chưa có kinh nghiệm thực tế trong lĩnh vực này. Do đó, tiến độ hoàn thành xây dựng các dự án này trước ngày 31/12/2031 là khó khả thi. Hiện Dự án Ninh Thuận 1 được giao cho EVN là chủ đầu tư đang hoàn thiện hồ sơ điều chỉnh báo cáo tiền khả thi để trình cấp thẩm quyền và phấn đấu trình Quốc hội thông qua tại kỳ họp sắp tới của năm 2025. Còn Dự án Ninh Thuận 2 của Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng quốc gia (Petrovietnam) cũng đang ở những bước đầu.