Quy hoạch điện VIII điều chỉnh: Đáp ứng tăng trưởng hai con số

Đây là một trong những nội dung đáng chú ý của dự thảo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh vừa được Bộ Công thương xây dựng, xin ý kiến tham vấn sau nhiều lần chỉnh sửa, bổ sung.

Đề án lựa chọn kịch bản thực hiện chuyển đổi nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện than, khí nhằm đảm bảo mục tiêu phát thải NetZero năm 2050, quy mô nguồn điện vừa dự phòng cho phát triển kinh tế tăng tốc (tăng trưởng GDP hai con số giai đoạn 2026-2030), vừa không quá dư thừa nguồn điện.

Theo Cục Điện lực và năng lượng tái tạo luận giải, chuyển đổi nhiên liệu cho nhiệt điện than, khí sẽ ít tốn kém hơn so với việc dừng vận hành các nhà máy này khi kết thúc vòng đời.

Nhiều dự án nhiệt điện than sẽ đứng trước cơ hội tiếp tục được duy trì, vận hành khi đáp ứng đòi hỏi chuyển đổi nhiên liệu sang nguồn xanh, sạch (ảnh: Hoàng Anh)

Cụ thể, sau thời điểm năm 2030, các nhà máy nhiệt điện than như Phả Lại II, Hải Phòng, Quảng Ninh, Na Dương I, Sơn Động, Uông Bí, Formusa Đồng nai, VeDan với tổng công suất gần 4.500MW không chuyển đổi nhiên liệu do hiệu suất thấp, sẽ dừng vận hành sau 40 năm tuổi thọ theo Quy hoạch điện VIII.

Thực tế, đối chiếu dự báo phụ tải – tức sức tiêu thụ nguồn điện, việc chấm dứt vận hành nhiệt điện khi hết đời sống kinh tế có chi phí nhiên liệu hàng năm thấp hơn so với kịch bản chuyển đổi nhiên liệu, nhưng lại đòi hỏi chi phí đầu tư cao hơn.

Nguyên nhân xuất phát từ việc phải bổ sung thêm các nguồn nhiệt điện mới (chạy bằng hydrogen xanh) để đảm bảo dự phòng cho các nguồn điện năng lượng tái tạo – tức đầu tư nhiệt điện mới sẽ tốn hơn việc cải tạo để chuyển đổi nhiên liệu cho nhiệt điện than, khí.

Tuy nhiên, việc cho phép chuyển đổi sang sử dụng sinh khối, amoniac, hydro xanh đối với nhiệt điện than, khí để tiếp tục duy trì vận hành, hay đóng cửa sau khoảng 30 năm đời sống kinh tế, sẽ phải chờ đợi quyết sách cuối cùng từ cơ quan chức năng, do vấn đề này sẽ ảnh hưởng đến quyết định đầu tư các nguồn nhiệt điện lớn.

Nhằm đáp ứng kịch bản phụ tải điện cao, giai đoạn từ nay tới năm 2030 sẽ cần đầu tư thêm 30GW điện mặt trời, 6GW điện gió trên bờ, 12,5GW nguồn pin tích năng, 5,7GW thủy điện vừa và nhỏ, cùng một số nguồn khác. Bên cạnh đó, đề án cũng tính toán nhập khẩu thêm 3GW từ Trung Quốc và 6,8GW từ Lào.

Giai đoạn 2031-2050, do nhu cầu tiêu thụ tăng thêm 24GW dẫn tới nguồn năng lượng tái tạo và pin tích năng sẽ phát triển cao hơn nhiều so với Quy hoạch điện VIII. Bên cạnh đó, loại hình điện khí LNG cũng sẽ tăng thêm 7GW ngay trong giai đoạn 2031 - 2035 tại Bắc Bộ.

Ngoài 4.800MW điện hạt nhân đã cam kết tại Ninh Thuận, năm 2050 dự kiến sẽ đón nhận thêm 5GW loại hình này tại Bắc Trung Bộ, 8,4GW nguồn điện khí LNG kèm thu hồi, lưu trữ các-bon tại Bắc Bộ.

Đáng chú ý, tổng vốn đầu tư nguồn và lưới điện truyền tải dự kiến mỗi năm cần hơn 37 tỷ USD cho giai đoạn 2026 - 2030 – vượt xa con số 13,5 tỷ USD/năm nêu trong Quy hoạch điện VIII, và khoảng 56 tỷ USD giai đoạn 2031-2050. Mức chi phí này đặt ra thách thức lớn với ngành điện trong huy động các nguồn lực để đầu tư phát triển thời gian tới.

Giải quyết vấn đề này, Bộ Công thương gợi mở cho EVN một số phương án huy động vốn nhằm phục vụ phát triển điện lực.

Để đáp ứng nhu cầu và tự chịu trách nhiệm về hiệu quả sử dụng vốn, EVN được quyền huy động vốn của các tổ chức, cá nhân trong và ngoài nước theo quy định thông qua các hình thức: phát hành trái phiếu, tín phiếu, kỳ phiếu cũng như vay vốn của các tổ chức tín dụng, cá nhân, tổ chức ngoài doanh nghiệp.

Đồng thời, Tập đoàn Điện lực Việt Nam cũng được cho phép huy động vốn không sử dụng từ các công ty con có vốn điều lệ thuộc sở hữu. Ngoài ra, còn có phương án huy động vốn theo hình thức đầu tư trực tiếp nước ngoài, liên doanh, hay thông qua cơ chế mua bán điện trực tiếp DPPA.

Một kênh huy động hữu hiệu khác, đến từ tham gia JETP cũng đáng chú ý, khi ước tính mang về khoảng 15 - 30 tỷ USD – đóng góp 10 - 20% tổng vốn đầu tư ngành điện giai đoạn 2021 - 2030.

Đảm bảo cấp điện cho miền Bắc: Chờ 'chi viện' từ miền Trung, Nam

Theo Đề án Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, khu vực miền Bắc do hạn chế về tiềm năng xây dựng nguồn năng lượng tái tạo và điện hạt nhân nên sẽ luôn phải nhận điện từ miền Trung và miền Nam để đảm bảo cấp điện.

Tổng sản lượng điện năng từ lưới truyền tải cấp cho miền Bắc dự kiến tăng từ 11 tỷ kWh năm 2025 lên 31 tỷ kWh năm 2030 và đạt ngưỡng 100 - 111 tỷ kWh năm 2045 - 2050. Việc đảm bảo cấp điện cho miền Bắc hiện tại và tương lai sẽ phụ thuộc rất nhiều vào lưới điện truyền tải.

Số liệu tính toán theo kịch bản lựa chọn, cho thấy miền Bắc luôn rơi vào tình trạng cung không đủ cầu. Đơn cử, năm 2025, dự kiến miền Bắc cần khoảng 164.000MW, trong khi tổng điện sản xuất chỉ khoảng 153.000MW – tức thiếu hụt khoảng 10.700MW. Lần lượt con số thiếu hụt điện năng các năm 2030, 2035, 2040 miền Bắc là 30.800MW, 83.600MW và 74.600MW.

Do nhu cầu phụ tải điện vùng Bắc Bộ rất lớn, trong khi tiềm năng xây dựng nguồn điện hạn chế, đề án mở ra 3 liên kết lưới điện 1 chiều Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ, Nam Trung Bộ - Bắc Bộ, và Tây Nguyên – Bắc Bộ để xem xét khả năng xuất hiện các đường dây 1 chiều liên kết vùng từ các khu vực có tiềm năng nguồn điện lớn đến khu vực trung tâm phụ tải lớn.

Cùng với đó, đề án tính toán mở ra 4 liên kết từ Lào sang 4 vùng của Việt Nam để xem xét khả năng tăng cường nhập khẩu điện, cũng như một liên kết lưới điện vùng Bắc Bộ với Trung Quốc được mô phỏng cố định.

Sản lượng điện truyền tải trên các giao diện liên miền từ Trung Bộ ra Bắc Bộ tăng tương đối lớn so với Quy hoạch điện VIII. Riêng hệ thống đường dây 1 chiều Trung Trung Bộ - Bắc Bộ đòi hỏi tăng thêm 10GW giai đoạn 2031 - 2050.

Thái Bình