Trương Văn Thiện – Giám đốc PM Solutions Vietnam

Tóm tắt

Việt Nam đặt mục tiêu đưa vào vận hành 22.500 MW điện khí LNG nhập khẩu đến năm 2030 theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh. Đây là bước chuyển dịch chiến lược nhằm thay thế điện than, tăng tính linh hoạt hệ thống và hỗ trợ tích hợp năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, sau nhiều năm đàm phán, hầu hết các dự án LNG tư nhân vẫn chưa thể đạt mốc đóng tài chính, dù nhu cầu điện tăng 9–10%/năm và dư địa phát triển nguồn truyền thống đã cạn.

Điểm nghẽn không nằm ở vốn hay công nghệ — mà ở khung thể chế chưa đủ trưởng thành để phân bổ rủi ro đúng chỗ, khiến PPA chưa đạt chuẩn bankable theo yêu cầu của các tổ chức tài chính quốc tế.

Bài phân tích này chỉ ra ba vấn đề cốt lõi:

1. Ba bên – ba điểm nghẽn thực chất: Chính phủ/Bộ Công Thương, EVN và nhà đầu tư đều có những giới hạn riêng, tạo thành vòng xoáy khiến dự án không thể tiến triển.
2. Rủi ro đang phân bổ sai chỗ: Nhiều loại rủi ro (điều độ, LNG spot, thay đổi pháp luật, hạ tầng truyền tải) đang được đặt vào tay bên không kiểm soát được chúng.

3. Lộ trình tháo gỡ 2026–2030: Một khung thể chế mới, dựa trên Qc phân kỳ, CP dựa trên EAF, LNG SPA dài hạn, cơ chế kiểm soát CAPEX và giám sát sau COD.

Khi rủi ro được đặt vào đúng tay người kiểm soát tốt nhất, 22.500 MW không còn là mục tiêu bất khả thi.

I. Bối cảnh: Tại sao 22.500 MW LNG là bài toán sống còn

Hệ thống điện Việt Nam đang chịu ba áp lực đồng thời:

• Nhu cầu điện tăng 9–10%/năm, chủ yếu từ công nghiệp và xuất khẩu.
• Than và thủy điện lớn đã chạm trần về tiềm năng phát triển.

• Cam kết Net-Zero đòi hỏi giảm nhanh điện than, trong khi năng lượng tái tạo chưa cung cấp đủ tính linh hoạt.

Trong bối cảnh đó, LNG được xem là nguồn điện chuyển tiếp chiến lược: sạch hơn than, linh hoạt hơn các nguồn nền truyền thống, và có thể hỗ trợ tích hợp gió – mặt trời.

Tuy nhiên, khoảng cách giữa quy hoạch và triển khai đang rất lớn: từ 1.600 MW LNG hiện hữu (Nhơn Trạch 3–4), Việt Nam cần xây dựng thêm 21.000 MW trong chưa đầy 4 năm. Đây là tốc độ chưa từng có trong lịch sử ngành điện.

Điểm nghẽn không nằm ở công nghệ hay vốn — mà ở khung thể chế chưa đủ chắc chắn để các ngân hàng quốc tế giải ngân theo mô hình tài trợ dự án (project finance).

II. Giải phẫu điểm nghẽn: Ba bên, ba bài toán chưa được giải

2.1. Chính phủ và Bộ Công thương: Khung pháp lý chưa đạt chuẩn “Bankable”

Dù Luật Điện lực sửa đổi, Nghị định 56/2025 và Thông tư 12/2025 đã tạo nền tảng ban đầu, nhưng vẫn thiếu các cấu phần cốt lõi:

• Chưa có cơ chế thanh toán công suất (Capacity Payment – CP) tách biệt với sản lượng phát. Trong khi Hàn Quốc chi 9,5% tổng thanh toán điện cho CP — một chi phí hệ thống tất yếu.
• Thiếu cơ chế ngày vận hành thương mại quy ước (Deemed COD) để bảo vệ nhà đầu tư trước rủi ro chậm tiến độ do hạ tầng truyền tải hoặc thủ tục hành chính.
• Phân loại sai chi phí kho cảng LNG tích hợp, khiến giá điện bị méo và giảm tính cạnh tranh.
• PPA mẫu thiếu các điều khoản bắt buộc theo chuẩn IFC/ADB: Quyền can thiệp của bên cho vay (Step-in rights), Thay đổi Luật (Change in Law), Cơ chế thanh toán khi dự án bị dừng (Termination payment framework) và Điều độ mặc định (Deemed dispatch).

• Cách tiếp cận “cơ chế đặc thù” theo từng dự án làm tăng chi phí giao dịch và kéo dài đàm phán.

2.2. EVN: Tín nhiệm tài chính và năng lực bao tiêu (offtaker) bị giới hạn

EVN đang chịu ba áp lực lớn:

• Tín nhiệm tài chính suy giảm sau nhiều năm lỗ do giá bán lẻ bị neo thấp.
• Năng lực đàm phán PPA quốc tế còn hạn chế, đặc biệt với các điều khoản LNG phức tạp.
• Hạ tầng truyền tải không theo kịp tiến độ nguồn, tạo rủi ro điều độ và chi phí LNG phát sinh.

EVN không thể gánh toàn bộ rủi ro LNG nếu không có cải cách song song về giá điện bán lẻ.

2.3. Nhà đầu tư tư nhân: Yêu cầu hợp lý và những yêu cầu cần điều chỉnh

Nhà đầu tư có nhiều yêu cầu chính đáng:

• CP dựa trên EAF
• Deemed COD
• Change in Law, Step-in rights
• FX adjustment cho nghĩa vụ USD
• Termination Payment theo chuẩn quốc tế

Nhưng cũng có những yêu cầu cần cân bằng:

• Chuyển ngang (Pass-through) toàn bộ chi phí LNG → dễ tạo rủi ro đạo đức kinh doanh.
• Qc cố định suốt vòng đời → cản trở thị trường điện cạnh tranh.
• Trọng tài quốc tế cho mọi tranh chấp → không phù hợp với bối cảnh Việt Nam.

Điểm mấu chốt: Không có LNG SPA dài hạn, mọi tranh luận về Qc hay pass-through đều vô nghĩa. Ngay cả JERA (35 MTPA) cũng coi phụ thuộc spot LNG là “kịch bản tồi tệ nhất”.

III. Cơ chế Qc – CP – Ma trận rủi ro: Khung cân bằng cho cả ba bên

3.1. Qc phân kỳ theo giai đoạn

Đề xuất Qc theo 4 giai đoạn:

• Giai đoạn 1 (1–10 năm): 75–80% Bảo đảm DSCR và nghĩa vụ LNG SPA.
• Giai đoạn 2 (11–15 năm): 70–75% Cân bằng lợi ích khi vốn đã thu hồi phần lớn.
• Giai đoạn 3 (16–20 năm): 65% ± 5% Tăng linh hoạt điều độ.

• Giai đoạn 4 (sau 20 năm): Không Qc cố định Tham gia thị trường điện cạnh tranh.

3.2. CP dựa trên EAF

CP tách biệt với thanh toán sản lượng điện (energy payment), trả cho khả năng sẵn sàng cung cấp điện. Khi nhà máy đạt hệ số khả dụng tương đương (EAF) cam kết nhưng không được huy động, EVN thanh toán chi phí độ khả dụng đủ bù FC + FOMC.

3.3. Ma trận phân bổ rủi ro

Nguyên tắc: rủi ro về tay người kiểm soát tốt nhất.

• Rủi ro xây dựng → nhà đầu tư
• Rủi ro điều độ → EVN
• Rủi ro LNG trong biên ±15% → nhà đầu tư
• Rủi ro LNG vượt biên → chia sẻ 3 bên
• Rủi ro tỷ giá → chia sẻ
• Rủi ro thay đổi pháp luật → Chính phủ
• Rủi ro thanh toán → Chính phủ bảo lãnh một phần

• Rủi ro bất khả kháng → chia sẻ

IV. Đặc thù Việt Nam: Khi các nhà đầu tư đã được “gọi tên”

Vì hầu hết dự án điện LNG đã có chủ đầu tư được chỉ định, Việt Nam không thể áp dụng Quy trình lựa chọn cạnh tranh nhà cung cấp điện (CSP) như thông lệ ở một số nước. Thay vào đó, cần 4 lớp kiểm soát chi phí đảm bảo hài hòa lợi ích giữa các bên:

1. Tiêu chuẩn công nghệ bắt buộc
2. Thẩm định CAPEX theo benchmark quốc tế
3. Kiểm toán chiến lược mua LNG (LNG Procurement Audit)
4. Giám sát – điều chỉnh định kỳ (True-up)

Cạnh tranh phải diễn ra ở cấp EPC/ nhà cung cấp thiết bị công nghệ CCGT (tuabin khí chu trình hỗn hợp) và LNG SPA, không phải cấp nhà đầu tư.

4.1. Lớp 1 — Tiêu chuẩn công nghệ bắt buộc (Technology Performance Standard)

Cần ban hành quy định kỹ thuật tối thiểu bắt buộc cho mọi nhà máy điện LNG mới — không phụ thuộc vào việc nhà đầu tư là ai. Đó là các yêu cầu về loại công nghệ, suất hao nhiệt, độ khả dụng, độ tin cậy, tiêu chuẩn phát thải…

Cơ chế thực thi: Nhà đầu tư phải nộp kèm báo cáo kỹ thuật độc lập xác nhận công nghệ đạt chuẩn và phù hợp điều kiện vận hành Việt Nam trước khi PPA được phê duyệt.

4.2. Lớp 2 — Thẩm định CAPEX theo chuẩn tham chiếu quốc tế (CAPEX Benchmark Review)

Cần thiết ban hành khung tham chiếu chi phí đầu tư xây dựng công trình (CAPEX reference table) theo từng cấu phần (nhà máy CCGT, LNG terminal (FSRU/onshore), đường ống, các hệ thống phụ trợ), cập nhật hàng năm theo chỉ số giá xây dựng quốc tế. Tham khảo tạp chí Gas Turbine World Magazine.

Cơ chế thực thi: Nhà đầu tư phải tổ chức đấu thầu EPC quốc tế mở dựa trên các tiêu chí đánh giá hiệu quả qua toàn bộ vòng đời dự án. Kết quả đấu thầu EPC được nộp cho Bộ CT.

Nguyên tắc cốt lõi: Cạnh tranh không xảy ra ở cấp nhà đầu tư, nhưng PHẢI xảy ra ở cấp lựa chọn nhà thầu EPC/ nhà cung cấp thiết bị công nghệ CCGT.

4.3. Lớp 3 — Kiểm toán chiến lược mua LNG (LNG Procurement Audit)

Để yêu cầu chuyển ngang chi phí nhiên liệu là hợp lý và được EVN chấp nhận, nhà đầu tư phải chứng minh đã mua LNG theo danh mục tối ưu. 

Danh mục LNG (portfolio) tối ưu theo thông lệ quốc tế:

• Tầng 1 —SPA dài hạn (10–20 năm): 60–70% ACQ (sản lượng hợp đồng hàng năm). Hợp đồng với đối tác chiến lược uy tín. Giá kết hợp: kết hợp oil-indexed (JCC) và hub-indexed (Henry Hub) để giảm biến động. Có điều khoản linh hoạt điểm đến (destination flexibility) để cho phép bán lại cargo sang thị trường spot khác khi nhà máy không được huy động.
• Tầng 2 — Trung hạn (3–5 năm): 15–25% ACQ. Giá indexed theo JKM. Điều chỉnh linh hoạt theo dự báo huy động của A0/NLDC.
• Tầng 3 — Ngắn hạn/ giao ngay: ≤ 15–20% ACQ. Chỉ dùng để bù đắp chênh lệch khối lượng — không phải nguồn cung chính. JERA (35 MTPA) gọi đây là ‘kịch bản tồi tệ nhất’ khi phải phụ thuộc spot.

Cơ chế thực thi: Đấu thầu LNG SPA quốc tế mở (bắt buộc trước khi ký PPA).

Đồng bộ hóa lịch giao LNG với lịch huy động: A0/NLDC cung cấp dự báo huy động 6 tháng cho nhà đầu tư LNG → nhà đầu tư điều chỉnh lịch giao hàng phù hợp. Khi huy động thực tế lệch dự báo >15% và nguyên nhân từ hệ thống: EVN chịu chi phí điều chỉnh lịch giao (cargo rescheduling fee). Khi lệch trong biên 15%: nhà đầu tư chịu — đây là rủi ro vận hành bình thường.

4.4. Lớp 4 — Giám sát và điều chỉnh định kỳ (Annual Performance & True-up)

• Hàng năm sau COD: nhà đầu tư nộp báo cáo kỹ thuật-tài chính (EAF thực tế, suất hao nhiệt thực tế, chi phí LNG thực tế so với SPA). Đơn vị kiểm toán độc lập xác nhận.
• Cơ chế điều chỉnh cân đối cuối kỳ (true-up) (học từ CERC Ấn Độ): nếu CAPEX thực tế tại COD thấp hơn CAPEX được phê duyệt, FC component trong PPA được điều chỉnh giảm tương ứng — bảo vệ lợi ích người tiêu dùng điện.
• Kiểm toán chi phí LNG phát sinh: phân loại nguyên nhân (EVN không huy động vs. quản lý kém của nhà đầu tư). Chỉ phần phát sinh do EVN không huy động mới được bồi hoàn theo PPA.
• Bài học Pakistan (NEPRA): thiếu cơ chế giám sát thực thi dẫn đến hóa đơn bị thổi phồng và tranh chấp kéo dài.

V. Bài học quốc tế và những hàm ý cho Việt Nam

5.1 Thái Lan — Hin Kong 1.400 MW CCGT: Mô hình IPP tư nhân khả thi

Dự án Hin Kong (RATCH Group 51%, Gulf Energy 49%) ký PPA 25 năm với EGAT ngày 12/7/2019, hoàn thành đóng tài chính (financial close) với cơ cấu: AIIB A-loan 100 triệu USD + B-loan thương mại 289 triệu USD. Đây là CCGT đầu tiên tại Thái Lan được tài trợ dự án (project finance) quốc tế với nguồn khí không phải từ PTT — bước đột phá tự do hóa thị trường khí. PPA dùng luật Thái Lan với EGAT làm offtaker; O&M thuê lại EGAT để tận dụng kinh nghiệm vận hành.

Bài học: Dùng luật Thái Lan vẫn được AIIB tài trợ.

5.2 Philippines — Ilijan/MGen/SMGP: Bài học kép về chuyển ngang giá nhiên liệu

Thất bại trong giai đoạn 2021–2023: San Miguel ký PSA giá cố định 4,15 PHP /kWh không có chuyển ngang giá nhiên liệu (fuel pass-through). Khi giá LNG tăng vọt năm 2022, San Miguel lỗ 15 tỷ PHP và hủy hợp đồng. Thành công trong giai đoạn 2024–2025: PSA 15 năm với chuyển ngang chi phí nhiên liệu đầy đủ qua CSP cạnh tranh, mô hình tích hợp dọc (kho cảng LNG + nhà máy). Hợp đồng LNG dài hạn với Vitol (0,8 MTPA × 10 năm) ký tháng 3/2025.

Bài học: Chuyển ngang chi phí nhiên liệu chỉ hiệu quả khi có LNG SPA dài hạn.

5.3. Pakistan NEPRA — Mô hình xác định giá IPP đã chỉ định

Pakistan là ví dụ tiêu biểu về cơ chế kiểm soát chi phí cho IPP đã được chỉ định. NEPRA (National Electric Power Regulatory Authority) ban hành upfront tariff riêng cho từng công nghệ (CCGT, OCGT…) với các tham số chuẩn về CAPEX, OPEX, suất hao nhiệt và tỷ suất lợi nhuận hợp lý. IPP có thể chấp nhận upfront tariff và được cấp phép ngay — tiết kiệm thời gian. Hoặc IPP nộp cost-plus petition kèm hồ sơ chi phí thực tế để NEPRA phê duyệt từng dự án.

Bài học Pakistan cũng là bài học cảnh báo: thiếu cơ chế giám sát thực thi sau COD dẫn đến hóa đơn bị thổi phồng, tranh chấp kéo dài và mất tin tưởng hệ thống. Báo cáo Điều tra 2020 của Pakistan phát hiện hầu hết vấn đề xuất phát từ lập hóa đơn không chính xác của IPP và diễn giải sai các điều khoản PPA.

Bài học: Khung giá tham chiếu (upfront tariff) theo công nghệ là cần thiết nhưng thiếu cơ chế giám sát độc lập sau COD dẫn đến tranh chấp.

5.4. JERA (Nhật Bản) — Chiến lược mua LNG tối ưu và bài học cho nhà đầu tư Việt Nam

JERA xử lý 35 MTPA LNG với danh mục: 25–26 MTPA hợp đồng dài hạn + 5 MTPA giao ngay (spot ~16%). CEO JERA coi phụ thuộc spot LNG là ‘kịch bản tồi tệ nhất’ và đang ký thêm 5,5 MTPA dài hạn từ Mỹ để chuẩn bị cho giai đoạn sau 2030. Hợp đồng FOB cơ sở cho phép kiểm soát logistics; destination flexibility trong đa số hợp đồng mới cho phép bán lại cargo trên spot khi nhà máy không cần.

Bài học: Danh mục LNG tối ưu là điều kiện tiên quyết.

5.5. Hàn Quốc — CP đúng hướng nhưng cần đồng bộ với cải cách giá bán lẻ

Thị trường điện dựa trên chi phí (Cost-Based Pool – CBP) với CP rõ ràng của Hàn Quốc đúng hướng: năm 2023, CP chiếm 9,5% tổng thanh toán điện; 43% CP dành cho điện khí. Nhưng khi giá LNG tăng vọt vào năm 2022, KEPCO lỗ nặng vì mua điện giá cao nhưng bán giá thấp do Chính phủ không điều chỉnh giá bán lẻ vì lý do chính trị. KEPCO tích lũy nợ khổng lồ — không phải vì CP, mà vì thiếu cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ song song.

Cảnh báo cho Việt Nam: CP đúng nhưng phải đi kèm cải cách giá điện bán lẻ.

VI. Lộ trình tháo gỡ 2026–2030

Một lộ trình 4 giai đoạn:

• Giai đoạn 1 (2026) – Hoàn thiện pháp lý: Bổ sung, sửa đổi các nghị định, thông tư
• Giai đoạn 2 (2026–2027) – Hoàn thiện các bước chuẩn bị dự án: Thẩm định độc lập kết quả đấu thầu EPC/ nhà cung cấp thiết bị công nghệ CCGT của từng dự án LNG, xác nhận CAPEX phù hợp; Thẩm định LNG SPA, xác nhận giá LNG cạnh tranh.
• Giai đoạn 3 (2027–2028): Đóng tài chính hàng loạt 
• Giai đoạn 4 (2028–2030): Vận hành – giám sát – tối ưu

VII. Điều kiện đồng thuận: Để ba bên cùng nhìn về một hướng

Bài toán 22.500 MW LNG không thể giải nếu mỗi bên chỉ nhìn từ góc độ lợi ích riêng. 

Đối với Chính phủ / Bộ Công thương:

• Khung pháp lý hiện tại chưa đủ tầm — cần sửa đổi thực chất, không phải điều chỉnh bề mặt. Đặc biệt, tiêu chuẩn lựa chọn công nghệ (Technology Performance Standard), thanh toán công suất (CP) và vận hành thương mại quy ước (deemed COD) phải được luật hóa chung.
• CP là chi phí hệ thống tất yếu, phải được phản ánh vào giá điện bán lẻ qua lộ trình minh bạch. Không cải cách giá bán lẻ đồng bộ = bẫy nợ KEPCO phiên bản Việt Nam.
• Đặc thù VN là nhà đầu tư đã được chỉ định — nên cần cơ chế kiểm soát chi phí sau chỉ định (thẩm định CAPEX, đấu thầu EPC/ nhà cung cấp thiết bị công nghệ CCGT, kiểm toán LNG SPA) thay vì Quy trình lựa chọn cạnh tranh nhà cung cấp điện (CSP).

Đối với EVN:

• Tín nhiệm tài chính của EVN là nút thắt quan trọng — và tín nhiệm đó phụ thuộc vào lộ trình giá điện bán lẻ.
• PPA bankable đòi hỏi EVN chấp nhận CP theo EAF, deemed dispatch và fuel pass-through có điều kiện — đây là nghĩa vụ hệ thống, không phải sự nhượng bộ nhà đầu tư.
• Hạ tầng truyền tải là trách nhiệm của EVN — phải có cam kết tiến độ đồng bộ và cơ chế bồi thường rõ ràng khi không đạt.

Đối với Nhà đầu tư tư nhân:

• Đấu thầu EPC/nhà cung cấp thiết bị công nghệ CCGT quốc tế là điều kiện để CAPEX được công nhận vào PPA — không phải sự can thiệp vào quyết định nội bộ của nhà đầu tư, mà là cơ chế để tạo cạnh tranh thay thế cho CSP.
• Đàm phán LNG SPA dài hạn với đối tác quốc tế uy tín là điều kiện để chấp nhận chuyển ngang chi phí nhiên liệu — chứng minh giá LNG mua là giá thị trường cạnh tranh, không phải giá thỏa thuận không minh bạch. 
• Qc phân giai đoạn (75–80% trong 10 năm đầu, giảm dần ở các giai đoạn tiếp theo) bảo vệ nhà đầu tư bền vững hơn Qc cứng nhắc suốt 25 năm — vì Qc phân giai đoạn có thể được luật hóa và nhân rộng, trong khi Qc cứng nhắc chỉ là đặc thù từng dự án và có nguy cơ bị thách thức khi thị trường điện thay đổi.

VIII. Kết luận

Điện khí LNG không phải bài toán kỹ thuật hay tài chính — mà là bài toán phân bổ rủi ro. Khi rủi ro được đặt vào đúng tay người kiểm soát tốt nhất, Việt Nam hoàn toàn có thể hiện thực hóa 22.500 MW LNG trong giai đoạn 2026–2030.

Tài liệu và nguồn tham chiếu chính

Các phân tích trong bài viết này dựa trên các nguồn công khai sau:

Văn bản pháp quy Việt Nam:

• Luật Điện lực sửa đổi số 58/2024/QH15; Nghị định 56/2025/NĐ-CP; Nghị định 100/2025/NĐ-CP; Thông tư 12/2025/TT-BCT
• Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (QĐ số 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023 và cập nhật tháng 4/2025)

Báo cáo và nghiên cứu quốc tế:

• IEEFA (2024): ‘South Korea’s Power Trilemma’; ‘LNG is not displacing coal in China’s power mix’; ‘Contracting debacles underscore long-term LNG risks in the Philippines’
• S&P Global Commodity Insights (2025–2026): ‘Vietnam’s new law evokes cautious optimism for gas-to-power’; ‘JERA sees vacuum purchasing of spot LNG as worst-case scenario’; ‘KOGAS 10-year US LNG deals’
• Project Finance International / Linklaters (2022): ‘Hin Kong IPP — Liberalising Thai gas’; AIIB Project Disclosure: Hin Kong 1.400 MW CCGT, Thailand
• World Bank Executive Summary Report: ‘LNG Demand Projection, Procurement Strategy and Risk Management for Vietnam’
• NEPRA (Pakistan): Tariff Standards and Procedures Rules; Power Policy Guidelines for IPP Tariff Determination
• CERC (Ấn Độ): ‘Terms and Conditions of Tariff Regulations 2024–2029’ — mô hình thẩm định CAPEX và true-up mechanism
• JERA Press Releases (2022, 2025): LNG Portfolio Strategy; US LNG Agreements with Cheniere, NextDecade, Sempra
• Aboitiz Power / MGen / SMGP Joint Statement (3/2024); Philippines LNG Terminal / Vitol SPA (3/2025)
• YKVN Law (5/2025): ‘Current Financing Landscape of LNG-to-Power Projects in Vietnam’
• Columbia University SIPA / CGEP (2025): ‘Asia’s Fragmented Future on LNG Pricing’
• IEA: ‘Projected Costs of Generating Electricity 2020’; Gas-Fired Power Technology Brief

Nguồn truyền thông chuyên ngành:

• Tạp chí Năng lượng Việt Nam (4/2026): ‘Cơ chế pháp lý cho nguồn điện khí — Góc nhìn của nhà đầu tư dự án Nhà máy điện LNG Hải Lăng’ (T&T Energy)
• The Investor Vietnam (4/2026): ‘Vietnam moves to cement LNG supply chain as power demand surges’ (PV Gas 25-year LNG contract)
• Freshfields Infrastructure Spotlight Vietnam (9/2025, 4/2026)

Nuclear Summit 2026 (Link to download)

Xu hướng này đi kèm với sự gia tăng các đánh giá pháp quy và đặt ra yêu cầu cao hơn đối với các nguồn lực của cơ quan pháp quy. Đồng thời, sự khác biệt hiện tại trong các giải pháp pháp quy và công nghiệp giữa các quốc gia làm cho việc tiêu chuẩn hóa thiết kế lò phản ứng xuyên biên giới quốc gia trở thành vấn đề thách thức lớn.

Theo Cơ quan Năng lượng Nguyên tử Quốc tế IAEA, sự đa dạng của các thiết kế lò phản ứng tiên tiến khiến các cơ quan pháp quy phải đối mặt với khối lượng công việc lớn, yêu cầu chuyên môn sâu và thời gian đánh giá kéo dài. Trong khi đó, nhiều quốc gia – đặc biệt là các nước mới tham gia chương trình hạt nhân – chưa có đủ nguồn lực và kinh nghiệm để tự mình thực hiện toàn bộ quy trình thẩm định.

Để giải quyết thách thức này, IAEA thúc đẩy Sáng kiến Hài hòa và Tiêu chuẩn hóa Hạt nhân (Nuclear Harmonization and Standardization Initiative (NHSI)). Theo Sáng kiến NHSI, các chính phủ, cơ quan pháp quy, tổ chức hỗ trợ kỹ thuật (TSO), nhà thiết kế, nhà sở hữu công nghệ, tổ chức vận hành và các tổ chức quốc tế cùng nhau hợp tác, phù hợp với vai trò và trách nhiệm của họ, để hài hòa và chuẩn hóa các giải pháp pháp quy và công nghiệp nhằm hỗ trợ việc triển khai toàn cầu các lò phản ứng hạt nhân tiên tiến an toàn và an ninh.

Các mục đích của Sáng kiến là để: Giảm thiểu trùng lặp trong các đánh giá pháp quy của các quốc gia khác nhau; Giảm thiểu nhu cầu thay đổi thiết kế do các nội dung quy định khác nhau của các quốc gia; và Thiết lập cơ sở chung cho các quyết định pháp quy của các quốc gia nhưng vẫn tôn trọng chủ quyền của quốc gia.

Sáng kiến NHSI gồm hai mảng là pháp quy và công nghiệp. Trong đó, Khung chia sẻ thông tin phục vụ đánh giá pháp quy đối với các lò phản ứng tiên tiến (Information Sharing Framework for Regulatory Reviews of Advanced Reactors) được IAEA xây dựng để phục vụ cho mảng pháp quy.

1. Khung chia sẻ thông tin phục vụ đánh giá pháp quy đối với các lò phản ứng tiên tiến (Information Sharing Framework for Regulatory Reviews of Advanced Reactors)

Tài liệu Information Sharing Framework for Regulatory Reviews of Advanced Reactors đưa ra một khung hợp tác toàn diện nhằm hỗ trợ các quốc gia trong quá trình đánh giá, thẩm định và cấp phép cho các công nghệ hạt nhân tiên tiến. Những nội dung này mang lại nhiều gợi mở quan trọng cho Việt Nam – quốc gia đang xem xét tái khởi động chương trình điện hạt nhân.

Khung chia sẻ thông tin của IAEA đề xuất ba hình thức hợp tác chính: i) đánh giá phối hợp (collaborative review); ii) đánh giá chung (joint review) và iii) tận dụng kết quả đánh giá của nước khác (leveraging reviews). Đây là những mô hình đã được áp dụng thành công tại nhiều khu vực như Bắc Mỹ, châu Âu hay giữa Hàn Quốc – UAE.

• Đánh giá phối hợp (Collaborative review): đánh giá độc lập dựa trên các yêu cầu quốc gia, thảo luận với các cơ quan pháp quy khác nhưng có thể đưa ra các quyết định khác nhau.
• Đánh giá chung (Joint review): một nhóm các cơ quan pháp quy cùng nhau đánh giá thiết kế dựa trên các yêu cầu chung và đưa ra các quyết định chung.
• Tận dụng các kết quả đánh giá của nước khác (Leveraging reviews): đánh giá dựa trên các yêu cầu quốc gia với việc sử dụng các đánh giá của các cơ quan pháp quy khác.

Việc chia sẻ thông tin liên quan đến các đánh giá pháp quy trong quá trình tiền cấp phép hoặc cấp phép cho các lò phản ứng tiên tiến, bao gồm cả SMR. Các đánh giá này có thể được thực hiện bởi một hoặc nhiều cơ quan pháp quy từ một quốc gia duy nhất sử dụng khung pháp lý quốc gia đó hoặc bởi một số cơ quan pháp quy từ hai hoặc nhiều quốc gia cùng hợp tác và sử dụng các quy trình được phát triển cho mục đích của các quốc gia liên quan. Điều quan trọng cần lưu ý là mỗi quốc gia vẫn giữ chủ quyền quốc gia đối với các quy định của mình , có nghĩa là, trong khi công nhận lợi ích của sự hợp tác giữa các cơ quan pháp quy, quyền hạn cuối cùng và việc thực hiện các quy trình và chức năng pháp quy nằm trong thẩm quyền của mỗi quốc gia tương ứng.

Hình 1. Quy trình và lưu đồ thông tin điển hình nhằm hỗ trợ hợp tác đánh giá pháp quy của một hoặc nhiều cơ quan pháp quy

Hình 2. Tận dụng các kết quả đánh giá pháp quy đã hoàn thành

2. Những trở ngại và giải pháp

Việc chia sẻ thông tin pháp quy không đơn giản, bởi nhiều loại thông tin liên quan đến:

• Quyền sở hữu (bí mật thương mại, tài sản trí tuệ, thông tin tài chính…);
• Liên quan đến an ninh hạt nhân, bao gồm cả thông tin liên quan đến thanh sát hạt nhân;
• Thông tin xuất/ nhập khẩu thuộc diện được kiểm soát
• Thông tin trước khi đưa ra quyết định

Ngoài ra, sự khác biệt về quy định pháp luật, chính sách và quy trình giữa các quốc gia cũng như việc biên dịch từ các ngôn ngữ khác nhau tạo ra thách thức đáng kể. Vì vậy, IAEA khuyến nghị các nước thiết lập các thỏa thuận chia sẻ thông tin, ký kết NDA, chuẩn hóa quy trình đánh giá và tăng cường họp kỹ thuật giữa các cơ quan pháp quy.

Các giải pháp đề xuất

Trong phạm vi kiểm soát của cơ quan pháp quy

Những trở ngại này thường liên quan đến việc sử dụng các thỏa thuận bằng văn bản để tạo điều kiện thuận lợi cho việc trao đổi thông tin.

Các thỏa thuận bằng văn bản này cần bao gồm các điều khoản giới hạn cam kết của các cơ quan pháp quy ở mức độ khả thi trong phạm vi cho phép theo luật và chính sách trong nước của họ. Điều này là do các quốc gia có thể có luật hoặc yêu cầu trong nước khác nhau về cùng một vấn đề cần được dung hòa. Cuối cùng, để trao đổi các thông tin được kiểm soát, các cơ quan pháp quy cần phải có được sự tin tưởng rằng bất kỳ yêu cầu nào trong hệ thống pháp luật của họ liên quan đến việc xử lý hoặc phổ biến thêm thông tin được kiểm soát đó sẽ được tôn trọng một khi thông tin đó nằm trong tay cơ quan quản lý nhận thông tin.

Ngoài sự kiểm soát của cơ quan pháp quy

Đây có vẻ là những trở ngại lớn nhất đối với việc chia sẻ thông tin được kiểm soát, nhưng đồng thời chúng cũng là những trở ngại dễ vượt qua nhất. Trở ngại lớn nhất là bởi nếu không có được sự đồng ý hoặc chấp thuận cần thiết từ bên liên quan có thể dẫn đến việc cấm hoàn toàn việc chia sẻ các thông tin được kiểm soát. Các nước cần chủ động xác định những trở ngại nào trong pháp luật và chính sách trong nước của họ đòi hỏi sự chấp thuận hoặc đồng ý của bên khác, và tiếp theo đó chủ động liên hệ với các bên đó một cách kịp thời để đảm bảo khả năng chia sẻ thông tin được kiểm soát của họ. Tuy nhiên, trong một số trường hợp, việc có được sự đồng ý hoặc chấp thuận này từ bên liên quan sẽ không khó khăn vì việc chia sẻ thông tin được kiểm soát sẽ nằm trong lợi ích của bên đó hoặc thậm chí được chính bên đó khởi xướng.

Khi hợp tác, các cơ quan pháp quy sử dụng 3 mô hình như đề cập ở trên: Đánh giá phối hợp (Collaborative review); Đánh giá chung (Joint review); và Tận dụng các kết quả đánh giá của nước khác (Leveraging reviews), thông qua:

+ Văn bản thỏa thuận;

+ Biên bản ghi nhớ hợp tác.

3. Một số ví dụ hợp tác quốc tế

Diễn đàn của các cơ quan pháp quy đối với SMR (SMR Regulators’ Forum)

Diễn đàn tạo điều kiện cho các cuộc thảo luận giữa các quốc gia thành viên IAEA và các bên quan tâm khác để chia sẻ kiến ​​thức và kinh nghiệm về pháp quy đối với SMR. Mục đích của Diễn đàn là xác định, nâng cao hiểu biết và đề cập các thách thức pháp quy chính trong các cuộc thảo luận pháp quy về SMR mới nổi nhằm giúp nâng cao tính an toàn, an ninh và hiệu quả trong pháp quy đối với SMR, bao gồm cả cấp phép, và cho phép các cơ quan quản lý đưa ra các thay đổi, nếu cần thiết, đối với các yêu cầu và thực tiễn pháp quy của họ.

Chương trình đánh giá thiết kế đa quốc gia (Multinational Design Evaluation Programme)

Chương trình Đánh giá thiết kế đa quốc gia (MDEP) là một sáng kiến ​​đa quốc gia được thực hiện bởi các cơ quan pháp quy quốc gia nhằm phát triển cách tiếp cận đổi mới để tận dụng các nguồn lực và kiến ​​thức của các cơ quan pháp quy đã tham gia vào việc đánh giá các thiết kế lò phản ứng hạt nhân mới. NEA/OECD hỗ trợ các hoạt động của MDEP bằng cách cung cấp các dịch vụ thư ký kỹ thuật cho chương trình.

Mục tiêu của MDEP là cho phép tăng cường hợp tác trong khuôn khổ pháp lý hiện hành và thiết lập các quan điểm được thống nhất nhằm cải thiện sự an toàn của các thiết kế lò phản ứng mới. MDEP cũng nhằm mục đích nâng cao hiệu lực và hiệu quả của công tác đánh giá pháp quy, vốn là một phần của quy trình cấp phép của mỗi quốc gia.

Một khái niệm quan trọng của MDEP là các cơ quan pháp quy quốc gia vẫn giữ quyền chủ quyền đối với tất cả các quyết định pháp quy và cấp phép.

Biên bản ghi nhớ hợp tác giữa CNSC và US NRC) Memorandum of Cooperation between CNSC and US NRC

Vào ngày 15 tháng 8 năm 2019, Ủy ban An toàn hạt nhân Canada (CNSC) và Ủy ban Pháp quy hạt nhân Hoa Kỳ (US NRC) đã ký một Biên bản ghi nhớ  để tăng cường hợp tác trong việc đánh giá kỹ thuật các công nghệ lò phản ứng tiên tiến và SMR. Thông tin liên quan đến sự hợp tác giữa CNSC và US NRC theo Biên bản ghi nhớ có sẵn trên cả trang web của CNSC và US NRC.

Hợp tác giữa ASN, STUK và SÚJB (ASN/STUK/SÚJB collaboration)

Từ tháng 6 năm 2022 đến tháng 6 năm 2023, các cơ quan pháp quy của Pháp, Phần Lan và Cộng hòa Séc đã tiến hành một cuộc đánh giá hợp tác được gọi là Đánh giá Sớm Chung (Joint Early Review – JER) đối với lò phản ứng hạt nhân mô-đun nhỏ sử dụng nước nhẹ, NUWARD SMR, được phát triển một phần bởi Électricité de France S.A. (EDF). Các cơ quan pháp quy tham gia lần lượt là Autorité de Sûreté Nucléaire (ASN), STUK và Văn phòng An toàn Hạt nhân Nhà nước (SÚJB). Cuộc đánh giá JER được tiến hành do các công ty năng lượng từ ba quốc gia này bày tỏ sự quan tâm đến việc xây dựng NUWARD SMR trong tương lai.

Thỏa thuận hợp tác giữa Rostechnadzor và các cơ quan pháp quy của các nước tiếp nhận hạt nhân và các Biên bản ghi nhớ

Theo Nghị định số 339 ngày 15 tháng 4 năm 2014 của Chính phủ Liên bang Nga, Cơ quan Giám sát Môi trường, Công nghiệp và Hạt nhân Liên bang (Rostechnadzor) được chỉ định là cơ quan có thẩm quyền trong lĩnh vực hợp tác phát triển các hệ thống quản lý quốc gia về việc sử dụng năng lượng nguyên tử cho mục đích dân sự tại các nước tiếp nhận hạt nhân đặt hàng xây dựng các cơ sở hạt nhân theo thiết kế của Liên bang Nga.

Hợp tác quốc tế giữa Hàn Quốc và Các Tiểu vương quốc Ả Rập Thống nhất

Sau lần xuất khẩu nhà máy điện hạt nhân đầu tiên của Hàn Quốc sang Các Tiểu vương quốc Ả Rập Thống nhất (UAE) vào tháng 12 năm 2009, dẫn đến nhu cầu hỗ trợ về mặt pháp lý và kỹ thuật cho UAE. Cụ thể, thỏa thuận xuất khẩu, bao gồm thỏa thuận thiết kế, xây dựng và vận hành bốn lò phản ứng APR1400 do Hàn Quốc thiết kế tại Barakah, đã mở đường cho việc tăng cường các hoạt động hợp tác giữa hai nước trong lĩnh vực an toàn và pháp quy hạt nhân. Về lĩnh vực không phổ biến vũ khí hạt nhân, sự hợp tác giữa UAE và Hàn Quốc đã giúp cả hai nước tiến hành công việc một cách hiệu quả, tuân thủ các chuẩn mực quốc tế về không phổ biến vũ khí hạt nhân. Hàn Quốc cũng đã chia sẻ các biện pháp bảo vệ vật lý và an ninh mạng của mình với UAE để đảm bảo an ninh hạt nhân của nhà máy điện.

Hợp tác đối tác SMR của EU

Sáng kiến ​​này xuất hiện sau hội thảo đầu tiên của Liên minh châu Âu (EU) về SMR vào tháng 6 năm 2021, nhằm đáp ứng sự quan tâm ngày càng tăng của các quốc gia thành viên EU đối với công nghệ này.

Kết quả quan trọng của hội thảo này là việc thông qua một bản báo cáo tầm nhìn, bao gồm đề xuất thành lập một Quan hệ đối tác SMR châu Âu, sau đây gọi tắt là Quan hệ đối tác, dưới hình thức một kế hoạch hợp tác liên quan đến các tổ chức công nghiệp, nghiên cứu và công nghệ, các khách hàng quan tâm (ví dụ: các công ty điện lực) cũng như các nhà hoạch định chính sách và cơ quan pháp quy của châu Âu. Nỗ lực này nhằm mục đích tạo điều kiện thuận lợi cho việc khởi động các SMR đầu tiên của châu Âu trong thập kỷ tới, đồng thời giảm bớt sự phụ thuộc mạnh mẽ của châu Âu vào các ngành công nghiệp nước ngoài.

4. Hàm ý cho Việt Nam trong giai đoạn chuẩn bị tái khởi động điện hạt nhân

Việt Nam đang đứng trước cơ hội quan trọng để xây dựng lại chương trình điện hạt nhân với cách tiếp cận hợp tác, linh hoạt và cởi mở hơn. Từ khung chia sẻ thông tin của IAEA, có thể gợi ý một số định hướng:

Xây dựng năng lực pháp quy độc lập và đủ mạnh

Một cơ quan pháp quy hạt nhân độc lập, có thẩm quyền rõ ràng và nguồn lực chuyên môn vững chắc là điều kiện tiên quyết. Việt Nam cần đầu tư mạnh vào đào tạo chuyên gia trong các lĩnh vực: phân tích an toàn (DSA, PSA); mô phỏng – tính toán; an ninh hạt nhân và an ninh mạng; quản lý chất thải và tháo dỡ.

Tận dụng hợp tác quốc tế để rút ngắn thời gian cấp phép

Là quốc gia mới, Việt Nam nên:

• Tham gia joint review hoặc collaborative review với các nước đã có kinh nghiệm (Canada, Hàn Quốc, Pháp…).
• Leveraging reviews: sử dụng kết quả đánh giá của các cơ quan pháp quy uy tín (US NRC, CNSC, ONR…).
• Ký MoC/NDA với các cơ quan pháp quy và nhà thiết kế để tiếp cận thông tin chi tiết.

Cách tiếp cận này giúp giảm rủi ro kỹ thuật, tránh yêu cầu thay đổi thiết kế không cần thiết và tiết kiệm đáng kể thời gian.

Chuẩn hóa quy trình cấp phép theo thông lệ quốc tế

Việt Nam nên áp dụng cấu trúc hồ sơ theo hướng dẫn của IAEA, triển khai cơ chế tiền thẩm định (pre-licensing) và đánh giá theo giai đoạn – phù hợp với đặc thù của SMR và các công nghệ tiên tiến.

Lựa chọn công nghệ phù hợp với năng lực quản lý

SMR có thể là lựa chọn phù hợp cho Việt Nam nhờ công suất nhỏ, vốn đầu tư và yêu cầu hạ tầng thấp hơn lò phản ứng quy mô lớn, linh hoạt trong phân kỳ đầu tư và vận hành. Tuy nhiên, cần đánh giá kỹ mức độ thương mại hóa, kinh nghiệm vận hành quốc tế và khả năng hỗ trợ kỹ thuật từ nhà thiết kế.

Hoàn thiện khung pháp lý về bảo mật thông tin

Để tham gia các cơ chế chia sẻ thông tin quốc tế, Việt Nam cần hoàn thiện hệ thống pháp lý, quy định rõ ràng về:

• Quyền sở hữu (bí mật thương mại, tài sản trí tuệ, thông tin tài chính…);
• An ninh hạt nhân, bao gồm cả thông tin liên quan đến thanh sát hạt nhân;
• Thông tin kiểm soát xuất/ nhập khẩu

Đây là điều kiện bắt buộc để tiếp cận dữ liệu kỹ thuật chi tiết từ các đối tác.

Kết luận

Khung chia sẻ thông tin của IAEA cho thấy một xu hướng rõ ràng: không quốc gia nào có thể đơn độc triển khai công nghệ hạt nhân tiên tiến. Hợp tác pháp quy, chia sẻ dữ liệu và tận dụng kinh nghiệm quốc tế là chìa khóa để bảo đảm an toàn, rút ngắn thời gian triển khai và tối ưu hóa nguồn lực.

Đối với Việt Nam, đây là thời điểm thích hợp để xây dựng một chương trình điện hạt nhân toàn diện – dựa trên nền tảng hợp tác quốc tế sâu rộng, năng lực pháp quy vững mạnh và cách tiếp cận linh hoạt với các công nghệ mới. Nếu thực hiện một cách chặt chẽ và có hệ thống, điện hạt nhân có thể trở thành trụ cột quan trọng trong chiến lược an ninh năng lượng và mục tiêu phát thải ròng bằng 0 của đất nước.

Tổng hợp: T. V. Thiện

Tài liệu tham khảo:

1. IAEA. Information Sharing Framework for Regulatory Reviews of Advanced Reactors. The IAEA’s Nuclear Harmonization and Standardization Initiative. IAEA TecDoc Series. No. 2105. 2025.

Tri thức thiết kế của dự án là những kiến thức, kinh nghiệm, nguyên tắc và phương pháp được sử dụng để lên các ý tưởng, xây dựng các giải pháp, phát triển và hoàn thiện một dự án. Nó bao gồm cả kiến thức chuyên môn liên quan đến lĩnh vực của dự án, cũng như kiến thức về quy trình thiết kế, tiêu chuẩn áp dụng, về phương pháp quản lý dự án và các yếu tố liên quan khác.

Tri thức thiết kế giúp trả lời các câu hỏi như: Thiết kế dành cho ai? Chức năng thiết kế là gì? Ai thực hiện thiết kế? Cách thức thực hiện thiết kế như thế nào? Tại sao thiết kế theo cách đó? Quá trình thiết kế được tiến triển như thế nào? Thiết kế được hoàn chỉnh, bổ sung, phê duyệt khi nào?…

Tri thức thiết kế dự án được tích lũy tăng dần qua các giai đoạn vòng đời dự án, tuy nhiên, thực tế thực hiện các dự án cho thấy chúng bị thất thoát phần nào khi chuyển tiếp qua từng giai đoạn dự án, như minh họa ở hình 1, hay khi có sự thay đổi các bên liên quan chính đến dự án như chủ đầu tư, nhà thầu hay các tài năng quản lý dự án.

Hình 1. Tri thức thiết kế được chuyển giao qua vòng đời dự án

Vì vậy, cần thiết phải có sự cộng tác chặt chẽ, minh bạch giữa các bên liên quan chính trong từng giai đoạn và xuyên suốt vòng đời dự án, để cùng xây dựng và quản lý sử dụng có các “kho lưu trữ” thông tin dự án.

Tổ chức Tiêu chuẩn quốc tế ISO có ban hành bộ tiêu chuẩn ISO 19650 [1] giới thiệu về Mô hình thông tin công trình (Building Information Modelling hay BIM), và định nghĩa BIM là sử dụng dạng thể hiện số hóa của tài sản công trình xây dựng, được dùng chung để tạo thuận lợi cho các quá trình thiết kế, xây dựng và vận hành nhằm tạo cơ sở tin cậy để ra các quyết định. Ứng dụng BIM giúp đạt được lợi ích thông qua việc có được tài liệu đặc tính kỹ thuật tốt hơn và chuyển giao vừa đủ lượng thông tin liên quan đến thiết kế, xây dựng và quản lý các công trình và cơ sở hạ tầng, nhờ sử dụng các công cụ công nghệ thích hợp.

Bộ tiêu chuẩn ISO 19650 mô tả và xác định về việc quản lý thông tin qua toàn bộ vòng đời của một tài sản hình thành từ dự án, với các mối liên kết chặt chẽ giữa các giải pháp áp dụng cho quản lý dự án, quản lý tài sản và quản lý tổ chức, như trình bày tại hình 2.

Hình 2. Quản lý thông tin đặt trong các bối cảnh quản lý rộng hơn [1]

Trong đó, AIM (Asset Information Model) là Mô hình thông tin tài sản; PIM (Project Information Model) là Mô hình thông tin dự án; A: Bắt đầu giai đoạn thực hiện – chuyển giao thông tin liên quan từ AIM sang PIM; B: Phát triển dần mô hình dự định thiết kế thành mô hình ảo công trình; C: Kết thúc giai đoạn thực hiện – chuyển giao thông tin liên quan từ PIM sang AIM.

Thực hiện theo bộ tiêu chuẩn ISO 19650 đòi hỏi có sự cộng tác chặt chẽ giữa các tổ chức và cá nhân liên quan đến quản lý thực hiện dự án và/ hoặc quản lý tài sản, với trình tự các đầu vào, đầu ra như trình bày tại hình 3.

Hình 3. Các mối quan hệ giữa các yêu cầu thông tin và các mô hình thông tin [1]

Hình 3 mô tả ba con đường riêng đi qua mô hình BIM theo ISO 19650, đó là: 1) Thực hiện dự án mà không xem xét đến các yêu cầu thông tin quản lý tài sản (PIR-EIR-PIM); 2) Quản lý tài sản mà không xem xét đến các yêu cầu thông tin thực hiện dự án (OIR-AIR-AIM); 3) Kết hợp quản lý thực hiện dự án và quản lý tài sản  (OIR-AIR-EIR-PIM-AIM và PIR-EIR-PIM AIM).

Hiện nay, mô hình BIM được áp dụng tương đối phổ biến ở các dự án. Ngoài ra, nhiều tổ chức khác trên thế giới cũng giới thiệu và đưa vào áp dụng nhiều loại mô hình thông tin dự án, mô hình thông tin nhà máy, phục vụ cho các loại hình dự án khác nhau.

Tổ chức quản lý dự án cần xem xét lựa chọn mô hình phù hợp để quyết định áp dụng cho dự án ngay từ giai đoạn đầu, đồng thời đề ra các nguyên tắc, các yêu cầu để các bên liên quan chính cùng cộng tác thực hiện.

Ứng dụng AI nâng cao năng lực ra quyết định và quản lý dự án

Sau khi một chatbot GenAI (trí tuệ nhân tạo tạo sinh) ra mắt vào tháng 12 năm 2022, chỉ trong vòng hai tháng số người dùng đã đạt mốc 100 triệu, nhanh hơn bất kỳ ứng dụng nào trong lịch sử. Kể từ đó, hàng loạt các ứng dụng GenAI (hay Generative AI) khác đã được phát triển, ứng dụng khắp mọi lĩnh vực đời sống và hoạt động của con người. Không ngừng lại ở GenAI, trí tuệ nhân tạo đang từng bước phát triển thành những hệ thống tự chủ, có khả năng nhận thức và ra quyết định mà không cần sự can thiệp của con người. Đây chính là bước tiến của Agentic AI (AI tự chủ), một xu hướng được cho là sẽ định hình tương lai của các tổ chức và doanh nghiệp.

Hình 4. So sánh các đặc điểm cơ bản của các AI hiện nay

Ứng dụng trí tuệ nhân tạo (AI) đã và đang thâm nhập vào nhiều lĩnh vực quản lý dự án, chẳng hạn như:

• Xây dựng các mục tiêu dự án: AI hỗ trợ phân tích dữ liệu, mô phỏng các kịch bản phát triển dự án;
• Lập kế hoạch và tiến độ: AI hỗ trợ tạo biểu đồ Gantt, đường găng, phân tích tiến độ và ước tính thời gian, cảnh báo khi các mốc tiến độ bị sai lệch;
• Quản lý rủi ro: AI phân tích xu hướng, tác động của rủi ro, đề xuất hành động ứng phó, tích hợp AI với bảng trực quan (dashboard) để theo dõi tự động các rủi ro;
• Quản lý nguồn nhân lực: AI tối ưu hóa phân bổ theo năng lực và thời gian khả dụng làm việc;
• Quản lý chi phí: AI dự đoán biến động chi phí, kiểm soát vượt hạn mức;
• Quản lý báo cáo & dữ liệu: AI tạo báo cáo tự động, tóm tắt nội dun, hỗ trợ xử lý thông tin;
• Giao tiếp & phối hợp: Chatbot AI, xử lý email, tóm tắt nội dung cuộc họp, gợi ý hành động;
• Quản lý hợp đồng: AI tóm tắt hợp đồng, trích xuất thông tin, cảnh báo;
• Giám sát & kiểm tra: AI phân tích ảnh/quét hiện trường, so khớp tiến độ.

Tổ chức quản lý dự án triển khai ứng dụng AI có thể đem lại các lợi ích như: nâng cao năng lực phân tích và ra quyết định, tối ưu hóa sử dụng nguồn lực, tăng hiệu suất quản lý dự án, phát hiện sớm các rủi ro và cảnh báo sớm.

Tổ chức cần xem xét kỹ về năng lực nhân sự (đội ngũ AI), hạ tầng thiết bị, hạ tầng dữ liệu, hệ thống phương pháp, quy trình quản lý dự án, mức ngân sách cho phép …, để quyết định kế hoạch triển khai AI trong tổ chức.

Tổ chức quản lý dự án cũng cần thiết lập khung đạo đức và kiểm soát AI; các trách nhiệm giải trình. Đặc biệt lưu ý là không nên sử dụng AI khi không lường được các vấn đề đạo đức; hoặc không dùng các mô hình dữ liệu mà bị hạn chế sử dụng (dữ liệu bí mật, nhạy cảm …) để huấn luyện AI; hoặc không sử dụng AI khi việc sử dụng các kỹ thuật truyền thống là thích hợp hơn; hoặc không xem xét đến các rủi ro của các bên liên quan, chẳng hạn như bên thứ ba cung cấp dữ liệu hay bên cấp công nghệ trí tuệ nhân tạo.

Trích từ sách “Quản lý dự án: Hiểu đúng & Làm thật”

Tài liệu tham khảo:

1. Standard ISO 19650:2018. Organization and digitization of information about buildings and civil engineering works, including building information modelling (BIM) — Information management using building information modelling.