Diễn đàn hiện thực hóa các mục tiêu của Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII và giải pháp cho các nguồn điện đến năm 2030

Ông Nguyễn Thái Sơn - Phó Chủ tịch Thường trực VEA tuyên bố lý do và giới thiệu đại biểu tham dự Diễn đàn.

Ông Đoàn Ngọc Dương - Phó Cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công Thương) khai mạc Diễn đàn.

Trong lời khai mạc Diễn đàn, ông Đoàn Ngọc Dương - Phó Cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công Thương) cho biết: Thủ tướng Chính phủ đã có quyết định phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII. Trong đó, đặt mục tiêu đến năm 2030, tổng công suất các nguồn điện phục vụ nhu cầu trong nước (không bao gồm xuất khẩu) là 183.000 - 236.000 MW. Tuy nhiên, việc thực hiện các mục tiêu của Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII còn nhiều thách thức do số lượng dự án lớn và yêu cầu vốn đầu tư vào ngành điện rất lớn. Theo ông, Diễn đàn lần này sẽ thảo luận chuyên sâu nhằm đề xuất các chính sách để đạt được mục tiêu của Quy hoạch vào năm 2030 và xa hơn là 2050.

Đoàn Chủ tịch điều hành: Từ phải qua trái là ông Nguyễn Anh Tuấn - Phó chủ tịch (thứ nhất), kiêm Tổng thư ký VEA, ông Đoàn Ngọc Dương - Phó Cục trưởng Cục Điện lực (Bộ Công Thương), bà Nguyễn Thị Thanh Bình - Phó chủ tịch VEA, Phó Tổng giám đốc T&T Group, Chủ tịch T&T Energy và ông Nguyễn Duy Quốc Việt - Phó tổng Giám đốc Tổng công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh.

Toàn cảnh Diễn đàn.

Ông Nguyễn Mạnh Cường - Phòng Kế hoạch và Quy hoạch, Cục Điện lực (Bộ Công Thương).

Tham luận của Cục Điện lực - Bộ Công Thương có chủ đề: “Tổng quan về điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050”, tóm tắt các căn cứ lập và nội dung Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII (QHĐ VIII).

Điều chỉnh QHĐ VIII đã được lãnh đạo Chính phủ, Bộ Công Thương xác định là nhiệm vụ cấp bách để nhanh chóng tìm ra các giải pháp cung cấp đủ điện trong giai đoạn phát triển tăng tốc sắp tới.

Điều chỉnh QHĐ VIII đặt ra mục tiêu phát triển: Bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, chuyển đổi năng lượng công bằng và phát triển hệ sinh thái công nghiệp và dịch vụ năng lượng tái tạo.

Ông Nguyễn Anh Tú - Phó Trưởng ban Kế hoạch EVN.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) trình bày tham luận: “Thách thức trong đầu tư phát triển lưới điện giải tỏa nguồn điện nói chung và nguồn năng lượng tái tạo nói riêng trong Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII”.

Để triển khai Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh, nhu cầu vốn đầu tư cho lưới điện giai đoạn 2025-2030 là khoảng ~3,0 tỷ USD/năm, quy mô đầu tư này hiện vượt quá năng lực thực hiện của EVN và các đơn vị thành viên. EVN chỉ có thể đáp ứng khoảng 40% tổng nhu cầu. Mặc dù Luật Điện lực sửa đổi và một số quy định pháp luật hiện hành đã mở đường cho nhà đầu tư tư nhân tham gia đầu tư lưới điện truyền tải, nhưng các chính sách về thu hút vốn đầu tư, cơ chế đảm bảo thu hồi vốn và lợi nhuận đầu tư chưa đủ hấp dẫn.

Trình tự, thủ tục triển khai các dự án đầu tư xây dựng phức tạp và kéo dài. Đặc biệt các thủ tục liên quan đến chấp thuận chủ trương đầu tư, quy hoạch kế hoạch sử dụng đất, chuyển đổi mục đích sử dụng rừng, bồi thường, giải phóng mặt bằng.

EVN đưa ra một số khuyến nghị về phía Chính phủ và các bộ, ngành liên quan tiếp tục xem xét, xây dựng và ban hành các cơ chế, chính sách đầu tư thực sự hấp dẫn để thu hút nguồn vốn tư nhân vào lĩnh vực truyền tải điện. Các chính sách này cần đảm bảo minh bạch về giá, phí truyền tải, cơ chế thu hồi vốn và lợi nhuận hợp lý cho các nhà đầu tư. Cần ưu tiên hỗ trợ (thu xếp vốn, bố trí quỹ đất của địa phương…) các dự án truyền tải xương sống, liên kết miền như các đường dây 500 kV, HVDC và các trạm biến áp nút quan trọng.

EVN kiến nghị Chính phủ, các bộ, ngành và các địa phương tiếp tục hỗ trợ EVN và các đơn vị trong các công tác thu xếp nguồn vốn, phê duyệt các thủ tục chuẩn bị dự án, công tác bồi thường giải phóng mặt bằng… để thúc đẩy tiến độ các dự án lưới điện truyền tải liên miền.

EVN kiến nghị Bộ Công Thương cũng như các địa phương: Chỉ đạo các chủ đầu tư nguồn điện phối hợp chặt chẽ với EVN/EVNNPT trong quá trình triển khai dự án, cung cấp các thông tin, kế hoạch triển khai kịp thời để xây dựng kế hoạch đầu tư xây dựng các dự án truyền tải đường trục, liên kết và thu gom từ các nguồn phát điện chính đồng bộ, hiệu quả; tổ chức lựa chọn nhà đầu tư triển khai các dự án đã được xem xét xã hội hóa (theo Quyết định 1509/QĐ-BCT) đồng bộ với tiến độ các dự án nguồn điện.

Ông Mai Xuân Ba - Trưởng Ban Đầu tư Xây dựng PV GAS.

Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) - Doanh nghiệp cung cấp khí hàng đầu Việt Nam tham gia Diễn đàn với tham luận: “Giải pháp tháo gỡ vướng mắc đẩy nhanh tiến độ các dự án cung cấp khí LNG cho điện”.

Đến 2030, sẽ có thêm 15 nhà máy điện khí sử dụng LNG, tổng công suất 25.624 MW, chiếm 14% tổng công suất phát điện toàn quốc; tiêu thụ khoảng 17 triệu tấn LNG/năm. Tiến độ 2030 là rất gấp, nguồn vốn yêu cầu lớn, đòi hỏi phải có các cơ chế, chính sách hỗ trợ mạnh mẽ để có thể đạt mục tiêu. Thực tế triển khai một dự án điện khí cần thời gian dài từ 7-10 năm. Với tình hình thực tế triển khai các dự án điện khí LNG như thời gian qua, để đạt mục tiêu đưa tất cả 15 dự án vào vận hành trước năm 2030 như Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh là thách thức rất lớn.

Hạ tầng LNG Việt Nam đến nay chỉ có duy nhất kho cảng LNG Thị Vải của PV GAS đã hoàn thành và hiện đang cung cấp khí LNG tái hóa cho các hộ tiêu thụ tại khu vực Đông Nam bộ. Các kho cảng khác theo Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh hiện gặp rất nhiều khó khăn. Công tác quy hoạch kho cảng LNG chưa tính đến việc kết nối để tối ưu đầu tư, cũng như khai thác hiệu quả tài nguyên cảng biển Việt Nam.

Đã có cơ chế Qc=65%, nhưng chưa có cơ chế đảm bảo sản lượng Qc này được huy động phù hợp với lịch mua LNG theo hợp đồng dài hạn dẫn đến có khả năng các nhà máy điện LNG được huy động rất thấp, thậm chí ngừng hoạt động hoàn toàn không theo kế hoạch của hợp đồng mua LNG. Cơ chế cấp Qc của các nhà máy điện khí được điều chỉnh 6 tháng/lần, thay vì cấp Qc cả năm như trước kia dẫn đến nguy cơ lịch huy động LNG của các nhà máy điện có nhiều sai khác so với lịch mua LNG hàng năm đã được các bên thống nhất trước đó. Từ đó dẫn đến khó khăn cho việc thu xếp nguồn cung LNG theo các hợp đồng dài hạn (term), rủi ro bị phạt.

Việc huy động khí nội địa thấp không chỉ gây khó khăn cho trong hoạt động khai thác các mỏ dầu khí, mà còn ảnh hưởng lớn đến hiệu quả thu ngân sách. Tính toán cho thấy, việc huy động thêm điện năng từ các nhà máy điện khí sẽ đem lại lợi ích tổng thể lớn hơn cho ngân sách Nhà nước (từ khâu thượng nguồn đến hạ nguồn).

PV GAS kiến nghị xây dựng mô hình kho LNG Trung tâm quy mô công suất lớn (LNG Hub) và hệ thống đường ống kết nối tại 4 khu vực: Bắc, Bắc Trung bộ, Nam Trung bộ - Sơn Mỹ, Đông Nam bộ - Thị Vải.

Đối với sản lượng Qc 65%: Có cơ chế đảm bảo nhà máy điện LNG được huy động chạy nền phù hợp với lịch nhập LNG trong hợp đồng mua LNG dài hạn. Phần Qc còn lại được huy động theo nhu cầu của thị trường. Bổ sung cơ chế để các nhà máy điện khí hiện hữu sử dụng khí thiên nhiên được huy động tối đa theo khả năng cấp khí của các mỏ khí nội địa trong nước.

Ông Li Ray - Giám đốc Giải pháp của Goldwind châu Á.

Tham luận của Goldwind về: “Giải pháp ứng dụng công nghệ, thiết bị điện mới, tiên tiến trong quá trình chuyển đổi năng lượng của Việt Nam” đặt ra vấn đề khi năng lượng mới (năng lượng tái tạo) dần trở thành nguồn điện chính, các cơ sở năng lượng tái tạo sẽ không chỉ đóng vai trò là nhà cung cấp điện, mà còn sở hữu khả năng “hình thành lưới điện” đáng kể như hỗ trợ tích cực, điều chỉnh và vượt qua sự cố. Chức năng của các nguồn điện thông thường sẽ dần chuyển sang điều chỉnh và hỗ trợ.

Chế độ cân bằng năng lượng đang chuyển từ cân bằng tạo/tiêu thụ của “các nguồn theo tải” sang cân bằng không gian và thời gian rộng hơn được đệm bởi lưu trữ năng lượng và chuyển đổi đa năng lượng. Hay nói cách khác là chuyển đổi từ “nguồn theo tải” sang “tương tác nguồn - tải”. Kết nối lưới nguồn điện đang chuyển từ đồng bộ hóa AC sang điện tử công suất. Cơ chế hoạt động đồng bộ của hệ thống điện xoay chiều, hiện đang bị chi phối bởi các đặc tính vật lý và quán tính quay lớn, sẽ được chi phối bởi các thuật toán điều khiển nhân tạo trong tương lai.

Goldwind đang nghiên cứu và ứng dụng các công nghệ lưu trữ, bao gồm: BESS thích hợp cho thời gian lưu trữ năng lượng ngắn và phạm vi ứng dụng rộng rãi; công nghệ lưu trữ năng lượng muối nóng chảy nhiệt mặt trời; công nghệ lưu trữ năng lượng khí nén (CAES) và công nghệ thủy điện tích năng.

Ông Nguyễn Ngọc Tú - Giám đốc Kinh doanh và Phát triển dự án IPC E&C.

Đại diện Công ty Cổ phần Xây dựng Công trình IPC (IPC E&C) - nhà thầu EPC tiên phong trong lĩnh vực năng lượng tái tạo cho biết: Tính đến năm 2025, IPC đã và đang thực hiện tổng công suất EPC hơn 2.000 MW cho điện mặt trời và điện gió - đưa IPC E&C trở thành một trong những nhà thầu EPC năng lượng tái tạo lớn nhất Việt Nam. Với năng lực thi công vượt trội, đội ngũ thiết kế nội bộ 70 người, bao gồm thiết kế nền móng, kết cấu, điện, hạ tầng. Công ty sở hữu máy móc thi công hiện đại, đáp ứng các yêu cầu khắt khe của dự án ở vùng cao, vùng xa có địa hình hiểm trở và đồng thời có năng lực tài chính mạnh mẽ, linh hoạt trong việc đồng hành cùng các chủ đầu tư trong quá trình phát triển và triển khai dự án.

IPC E&C là đơn vị nhận Tổng thầu EPC trọn gói các công trình năng lượng và công nghiệp.

Ông Lin Zeyu - Giám đốc thương mại GEDI Việt Nam.

Tham luận của Công ty Viện thiết kế Điện lực Quảng Đông (GEDI) nhấn mạnh về các rủi ro tiềm ẩn và giảm pháp cho hệ thống điện khi có tỷ lệ cao của năng lượng tái tạo biến đổi (VRE). Việc tích hợp năng lượng tái tạo biến đổi có thể chia thành sáu giai đoạn khác biệt, từ tác động không đáng kể đến tác động lớn vào hệ thống và phải cắt giảm công suất VRE lên lưới.

Năng lượng tái tạo, ngay cả như điện gió ngoài khơi, cũng có đặc tính gián đoạn và không thể chủ động kiểm soát được, điều này sẽ gây ra dao động ngẫu nhiên trong công suất đầu ra. Do các máy phát điện gió ngoài khơi được kết nối với lưới điện thông qua bộ biến đổi điện tử công suất, chúng không có quán tính quay. Do đó, GEDI đề xuất các giải pháp:

1. Công nghệ cải tạo linh hoạt nhà máy nhiệt điện than truyền thống (công suất đầu ra tối thiểu của nhà máy than mới phải dưới 20%~30%).

2. Hệ thống lưu trữ năng lượng, bao gồm thủy điện tích năng, BESS…

3. Quy chuẩn liên quan về đấu nối trang trại gió phải đáp ứng yêu cầu: Điều chỉnh tần số hệ thống (sơ cấp, thứ cấp, thiết bị AGC), ổn định điện áp, quán tính hệ thống, công suất dự phòng.

4. Chiến lược liên kết liên ngành, chuyển đổi nhiên liệu để tăng tính linh hoạt phía phụ tải hệ thống điện.

5. Công nghệ điều độ thông minh, công nghệ dự đoán sản lượng điện gió.

GEDI có khả năng và đã thực hiện cung cấp tất cả các khâu để triển khai các giải pháp nói trên, từ lập kế hoạch, khảo sát đến xây dựng EPC các công trình hạ tầng điện.

Ông Phạm Đại Sơn - Trưởng phòng Quản lý Dự án Trọng điểm Toàn quốc - Năng lượng (Công ty SIKA Hữu hạn Việt Nam).

Ông Phạm Đại Sơn trình bày về Công ty Sika, vốn được xem là Top 1 trong Top 20 công ty danh tiếng Thụy Sĩ. Sika chính thức hoạt động tại thị trường Việt Nam từ năm 1993 với tư cách là công ty 100% vốn nước ngoài, trực thuộc Sika AG. Sika Việt Nam chuyên cung cấp sản phẩm và giải pháp cho hầu hết các ứng dụng trong xây dựng, đặc biệt là vật liệu phủ và thi công chống thấm.

Đối với các dự án điện gió, Sika Việt Nam có thể tham gia sửa chữa và phục hồi cánh quạt, bảo vệ, chống thấm móng cột và sửa chữa lớp sơn phủ. Sika Việt Nam đã:

1. Tham gia dự án điện gió Cà Mau với tổng công suất 350 MW, thi công giai đoạn 2021-2022 cung cấp vữa cho đế móng.

2. Cung cấp các giải pháp tiên tiến cho Khu Phức hợp Hóa dầu Long Sơn, cùng với các dòng sản phẩm hiệu suất cao - từ các phụ gia bê tông và chống thấm cho đến sửa chữa và bảo vệ, trám khe, kết dính và phủ sàn.

3. Đối với công trình Thủy điện Sơn La, Sika Việt Nam cung cấp các sản phẩm chống thấm, sửa chữa cải tạo và phủ sàn.

Thảo luận và kết luận Diễn đàn:

Đại diện Ngân hàng Thương mại Cổ phần Nam Á.

Ông Trần Thanh Minh - Phó Giám đốc Sở Công Thương Ninh Bình.

Ông Bùi Văn Thịnh - Tổng giám đốc Công ty CP Phong điện Bình Thuận.

Trong phần thảo luận đã có 12 câu hỏi được đặt ra cho các diễn giả để trả lời và các ý kiến phát biểu, góp ý, chia sẻ trực tiếp của đại biểu tham gia.

Có thể thấy, sau khi Luật Điện lực được Quốc hội thông qua, Bộ Công Thương đã gấp rút ban hành các văn bản hướng dẫn thi hành, đã ban hành khung giá cho tất cả các loại hình nguồn điện. Các ý kiến thừa nhận là mặc dù Nghị định về mua bán điện trực tiếp (DPPA) có rồi, nhưng sau một thời gian dài số lượng hợp đồng thực hiện DPPA còn rất ít ỏi, và chỉ có hợp đồng DPPA dạng kết nối trực tiếp, chưa có DPPA qua lưới điện quốc gia nào được thực hiện.

Các doanh nghiệp tư nhân và FDI dù đã chứng kiến giai đoạn sau FIT đầy khó khăn, vẫn tiếp tục dũng cảm theo đuổi các dự án đầu tư nguồn điện. Chẳng hạn, Tập đoàn T&T vẫn đầu tư mạnh vào hạ tầng năng lượng, trong đó có dự án LNG ở Quảng Trị. Thiết bị của nhà máy dự tính có thể đốt kèm hydrogen theo lộ trình tiến tới Net Zero vào năm 2050.

Cần có tiêu chuẩn kỹ thuật cho BESS và mức độ bắt buộc tỷ lệ BESS, từ đó tạo ra thị trường trong nước. Các doanh nghiệp sẵn sàng đầu tư vào sản xuất BESS nếu họ thấy thị trường đủ lớn. Hiện tại hầu hết các máy móc thiết bị phát điện chúng ta phải nhập khẩu, nên nếu có liên doanh sản xuất BESS tại Việt Nam sẽ là bước tự chủ quan trọng.

Tổng công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh khuyến khích việc lắp đặt điện mặt trời mái nhà. Ở TP. Hồ Chí Minh hiện có khoảng 21.000 hệ thống điện mặt trời mái nhà đã đăng ký với tổng công suất 1.000 MWp. Như vậy chủ yếu vẫn là các nguồn quy mô nhỏ.

Ông Nguyễn Duy Quốc Việt - Phó tổng Giám đốc Tổng công ty Điện lực TP. Hồ Chí Minh.

EVN đã nhận thấy sự chậm trễ trong phát triển nguồn điện nên thúc đẩy kết nối, nhập khẩu điện từ lưới điện các quốc gia láng giềng. Cụ thể là nhập khẩu từ Lào và Trung Quốc qua đường dây 500 kV và 220 kV. Các dự án nói chung đang theo đúng tiến độ đặt ra trong Quy hoạch.

Tốc độ đưa nguồn điện mới vào trong thực tế vài năm qua thấp hơn nhiều so với kế hoạch đặt ra trong Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh. Năm 2030 Quy hoạch dự kiến sẽ có 230 GW công suất đặt - nghĩa là bình quân phải đưa vào lưới hơn 20 GW mỗi năm. Nhưng nguy cơ không hoàn thành khối lượng đó là lớn. Có thể thấy ba nhóm nguyên nhân chính:

- Do một số văn bản quy phạm pháp luật còn chưa rõ ràng, khiến cho đúng - sai cực kỳ mong manh đối với các bên khi thực hiện.

- Công tác đấu thầu ở các địa phương chọn nhà đầu tư, mỗi nơi hiểu và làm theo cách khác nhau.

- Giá điện còn thấp, tăng rất chậm. Nhà đầu tư lo lắng, không đủ tự tin để xúc tiến đầu tư.

Ông Nguyễn Anh Tuấn - Phó chủ tịch, kiêm Tổng thư ký VEA.

Kết luận Diễn đàn, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cảm ơn các bài phát biểu và ý kiến trao đổi chuyên sâu, hiểu biết và có tâm huyết tại sự kiện. Có nhiều giải pháp, đề xuất, kinh nghiệm được chia sẻ tại Diễn đàn nhằm giúp chúng ta vượt qua các thách thức, khó khăn, đảm bảo cung cấp đủ điện, đảm bao an ninh năng lượng, đồng thời chuyển dịch năng lượng và theo lộ trình giảm phát thải khí nhà kính. Hiệp hội sẽ ghi nhận, lựa chọn, tổng hợp và trình các đề xuất tới các cấp có thẩm quyền để sớm có các quy định rõ ràng, thông thoáng, chặt chẽ để ngành điện có thể hiện thực hóa được các mục tiêu quan trọng trong Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII.

Một số hình ảnh tại Diễn đàn:

Các doanh nghiệp gặp gỡ bên lề Diễn đàn:

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM