Giá điện năng lượng tái tạo chưa hấp dẫn, quy trình thủ tục đầu tư phức…

Triển khai Quy hoạch điện VIII đối diện nhiều khó khăn

Bộ Công Thương tổ chức Hội thảo “Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII) và báo cáo đánh giá môi trường chiến lược”. Tại Hội thảo, ông Nguyễn Hoàng Long, Thứ trưởng Bộ Công Thương cho biết: Ngay sau khi Quy hoạch điện VIII được ban hành, Bộ Công Thương đã triển khai nhiều kế hoạch thực hiện, tuy nhiên, quá trình triển khai vẫn đối diện nhiều khó khăn.

Nhiều dự án quan trọng đang chậm tiến độ, đặc biệt là nguồn nhiệt điện khí LNG, khi chỉ có 3/13 dự án đang triển khai đúng kế hoạch.

Các dự án tuabin khí nội địa như Báo Vàng và Cá Voi Xanh gặp thách thức do chưa xác định rõ trữ lượng và tiến độ khai thác. Nhiều dự án năng lượng tái tạo như điện gió, điện mặt trời gặp rào cản do giá điện chưa đủ hấp dẫn và quy trình thủ tục đầu tư còn phức tạp.

Bên cạnh đó, các dự án điện khí nhập khẩu yêu cầu vốn đầu tư lớn, công nghệ hiện đại, thời gian chuẩn bị và xây dựng kéo dài.

Ngoài ra, tình hình trong nước và quốc tế cũng có nhiều biến động tác động đến nhu cầu tiêu thụ điện và định hướng phát triển nguồn điện.

“Các yếu tố địa chính trị như xung đột Nga – Ukraine, căng thẳng tại Trung Đông và các biện pháp trừng phạt kinh tế cũng tác động mạnh đến giá nhiên liệu nhập khẩu và dòng vốn đầu tư FDI vào ngành điện”, Thứ trưởng cho biết.

Ngược lại, sự phát triển của công nghệ lưu trữ năng lượng với chi phí ngày càng giảm tạo điều kiện thuận lợi để tích hợp nhiều hơn nguồn điện gió, điện mặt trời vào hệ thống.

Trước những thách thức này, Bộ Công Thương đã phối hợp với các bộ, ngành, cơ quan liên quan và Viện Năng lượng xây dựng Đề án Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII.

“Với mong muốn xây dựng được Đề án Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII có tính khả thi trong thực tiễn, các ý kiến góp ý của các chuyên gia có mặt ngày hôm nay hết sức có giá trị. Bộ Công Thương sẽ tiếp thu, ghi nhận những ý kiến xác đáng để chỉnh sửa và hoàn thiện trong thời gian tới”, Thứ trưởng nhấn mạnh.

Tại hội thảo, ông Trần Kỳ Phúc, Viện trưởng Viện Năng lượng (Bộ Công Thương), đã nêu ra 5 vấn đề trọng tâm cần được thảo luận. Trước tiên là những bài học kinh nghiệm từ quá trình thực hiện các quy hoạch điện trước đây.

Thứ hai, dự báo nhu cầu tiêu thụ điện trong bối cảnh phát triển kinh tế – xã hội.

Thứ ba, định hướng phát triển nguồn điện giai đoạn 2030-2035 và tầm nhìn đến năm 2050, bao gồm quan điểm đối với các nguồn điện truyền thống như nhiệt điện than, nhiệt điện khí trong nước, khí hóa lỏng nhập khẩu, điện hạt nhân, cũng như chính sách phát triển năng lượng tái tạo và hệ thống lưu trữ điện.

Thứ tư, nội dung liên quan đến quy hoạch phát triển lưới điện truyền tải, đặc biệt là hệ thống đường dây kết nối liên vùng.

Cuối cùng là các yếu tố kinh tế, môi trường và quản trị trong quy hoạch điện, bao gồm cơ chế chính sách thúc đẩy đầu tư, giá điện, thị trường điện, huy động vốn và các chính sách đặc thù. Đặc biệt là sự cần thiết của các chế tài mạnh mẽ để xử lý những dự án chậm tiến độ, nhằm đảm bảo hiệu quả thực thi quy hoạch điện quốc gia.

4 kịch bản nhu cầu điện

Dự báo về nhu cầu điện về liên quan đến Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050, TS Nguyễn Ngọc Hưng – Viện Năng lượng (Bộ Công Thương) đưa ra 4 kịch bản nhu cầu điện cụ thể: Kịch bản thấp; Kịch bản cơ sở; Kịch bản cao; Kịch bản cao đặc biệt.

Đáng chú ý với kết quả dự báo của Kịch bản cao đặc biệt chỉ ra tốc độ tăng điện thương phẩm: Từ năm 2026-2030: 12,8%/năm; năm 2031-2040: 8,6%/năm; năm 2041- 2050: 2,8% năm. Theo đó chênh lệch với dự báo Kịch bản cơ sở Quy hoạch điện VIII: Năm 2030: điện thương phẩm trên 56 tỷ kWh, Pmax trên 10,0 GW; năm 2050: điện thương phẩm trên 430 tỷ kWh, Pmax trên 71,5 GW. Cường độ điện năm 2030: 51,0 kWh/triệu đồng; năm 2050: 19,1 kWh/triệu đồng (mức giảm 4,8%/năm)

“Kịch bản này phản ánh nhu cầu điện trong trường hợp nền kinh tế phát triển tăng tốc trong giai đoạn 2026-2030 và tiếp tục duy trì tăng trưởng cao “hai con số” trong thời gian dài. Kịch bản cũng đảm bảo dự phòng cho phát triển điện lực trong dài hạn”, TS Nguyễn Ngọc Hưng phân tích.

Cần cập nhật chi tiết tiềm năng năng lượng tái tạo từng địa phương

Góp ý về điều chỉnh Quy hoạch Điện VIII, ông Nguyễn Văn Dương, nghiên cứu viên Phòng Phát triển Hệ thống Điện (Viện Năng lượng) cho rằng, một trong những vấn đề trọng tâm là cập nhật chi tiết tiềm năng năng lượng tái tạo tại từng địa phương nhằm khai thác hiệu quả nguồn tài nguyên quốc gia. Đồng thời, nhóm nghiên cứu nhấn mạnh sự cần thiết của các phương án dự phòng cho điện gió và điện mặt trời, nhằm đối phó với sự bất ổn định của các nguồn năng lượng này.

Thực tế vận hành hệ thống điện năm 2023 cho thấy, dù công suất lắp đặt cao hơn nhu cầu khoảng 1,5 lần, miền Bắc vẫn xảy ra tình trạng thiếu điện cục bộ. Trong tương lai, khi tỷ trọng điện gió và điện mặt trời tăng lên 60-70% tổng công suất, việc bổ sung dự phòng sẽ trở nên cấp thiết để đảm bảo an ninh năng lượng.

Đánh giá của nhóm nghiên cứu cũng cho thấy, cơ cấu nguồn điện Việt Nam đã có sự chuyển dịch đáng kể. Trước năm 2010, hệ thống điện phụ thuộc vào nhiệt điện than, thủy điện và tua-bin khí. Đến giai đoạn 2011-2019, điện than tiếp tục được mở rộng. Hiện tại, với định hướng không phát triển thêm nhiệt điện than mới và thủy điện gần như đã khai thác hết tiềm năng, cơ cấu nguồn điện đang dần chuyển sang năng lượng tái tạo, với tua-bin khí đóng vai trò trung gian nhờ phát thải thấp và khả năng vận hành linh hoạt.

Thống kê cho thấy, năm 2024, tổng công suất hệ thống điện đạt khoảng 80 GW, sản lượng điện vượt 300 tỷ kWh. Tuy nhiên, một số nguồn điện quan trọng như điện gió ngoài khơi, thủy điện tích năng mới chỉ đạt 19-62% kế hoạch đề ra, làm giảm khả năng dự phòng trong ngắn hạn và đặt ra nhiều thách thức.

Nhằm đảm bảo an ninh năng lượng, các kịch bản phát triển điện năng của Việt Nam tập trung vào hai phương án chính: tận dụng đất chưa sử dụng và chuyển đổi một phần đất rừng sản xuất để phát triển điện mặt trời. Theo đó, tổng tiềm năng điện mặt trời theo kịch bản cơ sở đạt khoảng 295.000 MW, trong khi kịch bản cao ước tính lên tới 576.000 MW.

Dự báo đến năm 2050, Việt Nam sẽ đạt mục tiêu phát thải ròng bằng 0 (Net Zero), với năng lượng tái tạo chiếm tỷ trọng chủ đạo. Để hiện thực hóa mục tiêu này, hệ thống truyền tải cần được mở rộng, đồng thời áp dụng công nghệ lưu trữ năng lượng và phát triển nguồn điện linh hoạt nhằm duy trì ổn định hệ thống điện.

Lưới điện truyền tải 500 kV giữ vai trò xương sống

Tham luận tại Hội thảo, Thạc sĩ Cao Đức Huy, nghiên cứu viên phòng Phát triển Hệ thống điện, Viện Năng lượng (Bộ Công Thương) cho rằng, về định hướng phát triển, phát triển hệ thống truyền tải điện đồng bộ với tiến độ các nguồn điện, nhu cầu phát triển phụ tải của các địa phương, sử dụng công nghệ hiện đại, đảm bảo tiêu chuẩn quốc tế, sẵn sàng kết nối khu vực. Phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) để tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo ở quy mô lớn, đáp ứng yêu cầu vận hành hệ thống điện an toàn, ổn định và kinh tế.

Ngoài ra, sau năm 2030, nghiên cứu phương án phát triển công nghệ truyền tải điện một chiều siêu cao áp (HVDC), công nghệ truyền tải điện xoay chiều điện áp trên 500 kV nhằm nâng cao năng lực truyền tải liên vùng miền, khai thác hiệu quả tiềm năng nguồn điện và đảm bảo cung ứng điện. Nghiên cứu phương án đấu nối, giải tỏa công suất nguồn điện hạt nhân và các phương án kết nối xuyên châu Á – Thái Bình Dương.

Về nhu cầu truyền tải liên miền, ông Cao Đức Huy cho biết, nhu cầu truyền tải liên miền tăng dần theo từng năm. Trên giao diện Bắc – Trung, xu hướng truyền tải từ miền Trung ra miền Bắc đóng vai trò chủ đạo. Truyền tải Trung – Bắc dự kiến tăng từ 17 tỷ kWh năm 2030 lên 135 tỷ kWh năm 2050. Ngoài ra, trên giao diện Trung – Nam, truyền tải từ miền Trung vào miền Nam vẫn chiếm chủ đạo, sản lượng truyền tải trong khoảng từ 37-42 tỷ kWh. Truyền tải Nam – Trung tăng trưởng đáng kể, đạt 29 tỷ năm 2050.

Về lưới truyền tải liên miền, theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII các đường dây liên kết vùng miền đến năm 2030 xem xét định hướng phát triển sơ bộ như sau: Tăng cường liên kết Bắc Trung Bộ – Bắc Bộ: Chương trình phát triển tối ưu nguồn điện cho thấy có nhu cầu truyền tải cao từ Bắc Trung Bộ ra Bắc Bộ, cần 8 mạch đường dây 500 kV (tăng thêm 1 mạch so với Quy hoạch điện VIII).

Ngoài các công trình truyền tải 500 kV liên kết vùng miền nói trên, các công trình đường dây 500 kV nội vùng đáng chú ý trong giai đoạn này có thể kể đến: đường dây 500 kV Lào Cai – Vĩnh Yên giải tỏa công suất thủy điện và tăng cường nhập khẩu điện Trung Quốc, đường dây 500 kV Tây Hà Nội – Vĩnh Yên kết nối mạch vòng 500 kV khu vực Hà Nội, đường dây mạch 2 Đà Nẵng – Dốc Sỏi tăng cường liên kết nội vùng Trung Trung Bộ, đường dây 500 kV Thốt Nốt – Đức Hòa liên kết Tây Nam Bộ – Đông Nam Bộ.

Về khả năng nhập khẩu điện, ông Cao Đức Huy cho biết, Việt Nam có khả năng nhập khẩu điện từ Trung Quốc và Lào vì đây là những nước đang dư thừa nguồn điện (đặc biệt là nguồn thủy điện) và có kế hoạch xuất khẩu điện sang các nước láng giềng.

Đảm bảo an ninh cung cấp cấp điện

TS Nguyễn Mạnh Cường, Phó trưởng Phòng phụ trách phòng Phát triển Hệ thống điện (Viện Năng lượng) nêu 7 giải pháp về đảm bảo an ninh cung cấp điện.

Thứ nhất, xây dựng danh mục dự án khẩn cấp theo Luật Điện lực 2024; Ưu tiên các dự án có khả năng COD trong giai đoạn 2025-2027, được xem xét đưa vào danh mục dự án khẩn cấp để đảm bảo an ninh cung cấp điện.

Thứ hai, Bộ ngành, địa phương sớm cấp chủ trương đầu tư và lựa chọn nhà đầu tư cho các dự án nguồn – lưới điện, đảm bảo quy mô đưa vào vận hành các nguồn điện đáp ứng yêu cầu phụ tải.

Thứ ba, triển khai hiệu quả phương án nhập khẩu điện từ các nước láng giềng Lào, Trung Quốc theo các Hiệp định, Thỏa thuận đã ký.

Thứ tư, đảm bảo tiến độ các dự án đầu tư xây mới, mở rộng và nâng cấp hệ thống truyền tải liên miền, các đường trục chính và hệ thống lưới điện phân phối theo định hướng lưới điện thông minh.

Thứ năm, đảm bảo nguồn cung năng lượng sơ cấp, đầu tư cơ sở hạ tầng kỹ thuật phục vụ nhập khẩu LNG, than đáp ứng kịp thời nhu cầu nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện hiện hữu và phù hợp với lộ trình chuyển dịch năng lượng.

Thứ sáu, phát triển nguồn điện hạt nhân nhằm đảm bảo an ninh năng lượng đồng thời thực hiện cam kết Net Zero.

Thứ bảy, các giải pháp nâng cao khả năng vận hành hệ thống điện, nâng cao tính khả dụng của các nguồn điện, trang bị các công cụ hỗ trợ vận hành để đảm bảo an toàn hệ thống khi tích hợp cao nguồn năng lượng tái tạo.

Đối với các giải pháp về thu hút và huy động vốn đầu tư ngành điện, TS Nguyễn Mạnh Cường nhấn mạnh, cần hoàn thiện các cơ chế tài chính song phương, đa phương hiện có với các chính phủ, tổ chức/định chế tài chính quốc tế theo các cam kết hỗ trợ JETP, AZEC…các cơ chế huy động nguồn tín dụng xanh, tín dụng khí hậu, trái phiếu xanh trong nước và quốc tế…cho các doanh nghiệp nhà nước, tư nhân; Xây dựng, hoàn thiện và kịp thời điều chỉnh đối với các quy định về sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn áp dụng đối với dự án điện năng lượng mới, dự án điện gió ngoài khơi;