Nhiều đề xuất cấp bách bổ sung nguồn cung điện

Hàng loạt nguồn điện lớn chậm tiến độ

Theo báo cáo của Bộ Công thương, tiến độ phát triển nguồn điện đang chậm so với quy hoạch. Các dự án đã vận hành mới chiếm khoảng 5%, đã khởi công nhưng chưa vận hành chiếm 9%, đã lựa chọn nhà đầu tư nhưng chưa khởi công chiếm 28%. Khoảng 45% dự án vẫn trong quá trình lựa chọn nhà đầu tư.

Bổ sung điện mặt trời tại các dự án điện gió hiện hữu có thể tận dụng đất trống, đường nội bộ, trạm biến áp và đường dây truyền tải.

Đáng chú ý, trong số 15 dự án điện khí LNG với tổng công suất hơn 25.600MW, mới có Nhơn Trạch 3 và 4 (1.624MW) vận hành; LNG Hiệp Phước giai đoạn 1 (1.200MW) đang xây dựng. 13 dự án còn lại, tổng công suất khoảng 22.800MW, đã được chấp thuận chủ trương đầu tư hoặc lựa chọn nhà đầu tư nhưng chưa triển khai xây dựng.

Trong đó có các dự án lớn như LNG Quảng Ninh I, Thái Bình, Nghi Sơn, Quỳnh Lập, Quảng Trạch II, Hải Lăng, Long An 1 và Hải Phòng giai đoạn 1. Nguyên nhân chủ yếu do vướng mắc đàm phán hợp đồng mua bán điện và khó đặt hàng tuabin khi nhu cầu thế giới tăng cao.

Với điện khí trong nước, các trung tâm điện khí sử dụng khí từ mỏ Báo Vàng, Cá Voi Xanh và Lô B có tổng công suất quy hoạch khoảng 7.240MW. Trong khi chuỗi khí - điện Lô B - Ô Môn có chuyển biến tích cực, các dự án sử dụng khí từ Báo Vàng và Cá Voi Xanh vẫn chưa xác định được trữ lượng và tiến độ cấp khí.

Thủy điện cũng chậm tiến độ. Trong khoảng 2.900MW thủy điện vừa và lớn dự kiến bổ sung giai đoạn 2025 - 2030, mới có 840MW vận hành, hơn 800MW đã khởi công hoặc lựa chọn nhà đầu tư, còn hơn 1.390MW chưa được chấp thuận chủ trương đầu tư.

Với thủy điện tích năng, trong 14 dự án quy hoạch, tổng công suất hơn 6.200MW, mới có Bác Ái (1.200MW) đang xây dựng và Phước Hòa (1.200MW) được chấp thuận chủ trương đầu tư. 12 dự án còn lại, tổng công suất 3.800MW, chưa được chấp thuận chủ trương đầu tư.

Tương tự, trong khoảng 30.000MW điện gió và 22.000MW điện mặt trời dự kiến bổ sung đến năm 2030, chưa bao gồm các dự án thuộc quy hoạch tỉnh, lần lượt 60% và 75% công suất chưa được chấp thuận chủ trương đầu tư.

Riêng điện gió ngoài khơi, dù đặt mục tiêu 6.000MW đến năm 2030, chưa có dự án nào được chấp thuận chủ trương đầu tư hoặc triển khai. Nguyên nhân do thiếu khung pháp lý, cơ chế giá điện, lộ trình phát triển, trong khi vốn đầu tư lớn, công nghệ phức tạp và thời gian xây dựng kéo dài.

Bộ Công thương xác định các điểm nghẽn chủ yếu nằm ở thủ tục đầu tư, đất đai, giải phóng mặt bằng, thu xếp vốn và hợp đồng mua bán điện. Nguồn điện phân bố không đồng đều cũng khiến miền Bắc phụ thuộc lớn vào khả năng truyền tải từ miền Trung và miền Nam.

Đề xuất loạt giải pháp

Trước nguy cơ thiếu điện từ năm 2027, Bộ Công thương cho biết, đang đề xuất Chính phủ đẩy nhanh phát triển nguồn, lưới điện và tháo gỡ vướng mắc đầu tư cho từng giai đoạn.

Giai đoạn 2027 - 2028, ưu tiên phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ, nhất là tại miền Bắc; bổ sung điện mặt trời tại các khu vực phù hợp. Đồng thời, phát triển hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS) quy mô 3.000 - 5.000MW, trước mắt khoảng 2.000MW vào năm 2028.

Bộ cũng đề xuất đẩy nhanh nhập khẩu điện từ Lào, bổ sung khoảng 700MW năm 2027 và 1.700MW năm 2028.

Giai đoạn 2029 - 2030, xem xét bổ sung các dự án nhiệt điện than có lộ trình lắp đặt hệ thống thu giữ carbon, tổng công suất khoảng 5.300MW; thúc đẩy điện khí LNG, phấn đấu đưa vào vận hành thêm 5.500MW năm 2029 và 3.000MW năm 2030. Điện nhập khẩu từ Lào dự kiến bổ sung lần lượt 1.500MW và 1.000MW.

Về truyền tải, đề xuất đẩy nhanh các công trình 500kV, nhất là các tuyến từ miền Trung ra miền Bắc, tăng khả năng giải tỏa công suất.

Đồng thời, kiến nghị Chính phủ điều chỉnh, cập nhật Quy hoạch điện VIII; tháo gỡ vướng mắc đất đai, giải phóng mặt bằng, thủ tục đầu tư và lựa chọn nhà đầu tư. Đặc biệt, đề xuất ban hành danh mục công trình điện cấp bách, giao doanh nghiệp 100% vốn Nhà nước thực hiện.

Nghiên cứu mô hình tích hợp

Theo ông Nguyễn Ngọc Tú, Giám đốc Kinh doanh và Phát triển dự án, Công ty Cổ phần Xây dựng công trình IPC - một trong những tổng thầu có công suất lắp đặt điện tái tạo lớn tại Việt Nam cho rằng, thực tế triển khai cho thấy, tiến độ các dự án đang vướng ba điểm nghẽn chính.

Thứ nhất, việc lựa chọn nhà đầu tư tại một số địa phương còn chậm. Có dự án sau vòng mời quan tâm chỉ có một nhà đầu tư đáp ứng yêu cầu nên được chấp thuận. Nhưng với những dự án có từ hai nhà đầu tư đủ điều kiện trở lên, địa phương phải tổ chức đấu thầu.

Thực tế, có địa phương mất gần một năm vẫn chưa ban hành được hồ sơ mời thầu, dù đã hoàn tất bước đánh giá hồ sơ quan tâm.

Thứ hai, giá trần mua điện năng lượng tái tạo năm 2025 không còn phù hợp khi chi phí thiết bị, xây dựng tăng cao, khiến nhiều dự án khó đạt hiệu quả tài chính để quyết định đầu tư.

Thứ ba, rủi ro tỷ giá khi doanh thu bán điện bằng đồng Việt Nam, trong khi phần lớn thiết bị nhập khẩu và khoản vay tính bằng USD, làm tăng áp lực trả nợ khi tỷ giá biến động.

Theo ông Tú, cần sớm cập nhật giá trần, xây dựng hợp đồng mua bán điện hài hòa lợi ích các bên. Tuy nhiên, tăng giá mua điện cũng có thể gây áp lực lên giá bán lẻ, đòi hỏi giải pháp giảm chi phí đầu tư.

Một hướng đi được đề xuất là nghiên cứu phát triển mô hình điện lai, tích hợp điện gió, điện mặt trời và lưu trữ năng lượng. Chẳng hạn, bổ sung điện mặt trời tại các dự án điện gió hiện hữu để tận dụng đất trống, đường nội bộ, trạm biến áp và đường dây truyền tải, qua đó giảm chi phí đầu tư, đền bù và tăng sản lượng điện.

Ông cũng đề xuất xem xét kéo dài hợp đồng mua bán điện từ 20 năm lên 25 - 30 năm, tạo dư địa đàm phán giá điện thấp hơn.

Đặc biệt, ông Tú cho rằng, cần tăng quyền chủ động cho địa phương trong điều chỉnh, phân bổ công suất điện gió, điện mặt trời trong phạm vi quy hoạch, tạo điều kiện phát triển các dự án tích hợp.