Nội dung chính của Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII (phê duyệt tháng 4/2025)

Dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 1 và 2 - Chính phủ xem xét giải pháp đề xuất của chuyên gia Thực hiện ý kiến chỉ đạo của Phó Thủ tướng Chính phủ Bùi Thanh Sơn, Văn phòng Chính phủ vừa có Văn bản số: 2862/VPCP-CN gửi các bộ: Công Thương, Tài chính, Khoa học và Công nghệ, Nông nghiệp và Môi trường - theo chức năng, nhiệm vụ được giao, nghiên cứu và có ý kiến về báo cáo kiến nghị của Tạp chí Năng lượng Việt Nam về thúc đẩy tiến độ, đảm bảo hiệu quả đầu tư dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 1, Ninh Thuận 2, gửi Bộ Công Thương tổng hợp. Nội dung tổng hợp bao gồm các đề xuất (nếu có), báo cáo Thủ tướng Chính phủ.

Các mục tiêu chung:

Mục tiêu cụ thể của điện thương phẩm là cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, đáp ứng mục tiêu phát triển kinh tế, xã hội với mức tăng trưởng GDP bình quân khoảng 10%/năm (trong giai đoạn 2026-2030 và khoảng 7,5%/năm trong giai đoạn 2031-2050). Trong đó:

- Điện thương phẩm: Năm 2030 đạt khoảng 500,4-557,8 tỷ kWh; định hướng năm 2050 đạt khoảng 1.237,7- .375,1 tỷ kWh.

- Điện sản xuất và nhập khẩu: Năm 2030 đạt khoảng 560,4-624,6 tỷ kWh; định hướng năm 2050 khoảng 1.360,1-1.511,1 tỷ kWh.

- Công suất cực đại: Năm 2030 khoảng 89.655-99.934 MW; năm 2050 đạt khoảng 205.732-228.570 MW.

Phấn đấu đến năm 2030 có 50% các tòa nhà công sở và 50% nhà dân sử dụng điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu (phục vụ tiêu thụ tại chỗ, không bán điện vào hệ thống điện quốc gia).

Về chuyển đổi năng lượng công bằng: Sẽ phát triển mạnh các nguồn năng lượng tái tạo (không bao gồm thuỷ điện) phục vụ sản xuất điện, đạt tỷ lệ khoảng 28-36% vào năm 2030. Định hướng đến năm 2050 tỷ lệ năng lượng tái tạo lên đến 74-75%. Xây dựng hệ thống lưới điện thông minh, đủ khả năng tích hợp, vận hành an toàn hiệu quả nguồn năng lượng tái tạo quy mô lớn.

Về phát triển hệ sinh thái công nghiệp và dịch vụ năng lượng tái tạo, dự kiến đến 2030, hình thành 2 trung tâm công nghiệp, dịch vụ năng lượng tái tạo liên vùng bao gồm:

- Sản xuất, truyền tải và tiêu thụ điện.

- Công nghiệp chế tạo thiết bị năng lượng tái tạo, xây dựng, lắp đặt, dịch vụ liên quan, xây dựng hệ sinh thái công nghiệp năng lượng tái tạo tại các khu vực có nhiêu tiềm năng như: Bắc bộ, Nam Trung bộ, Nam bộ khi có các điều kiện thuận lợi.

Phát triển các nguồn điện từ năng lượng tái tạo và sản xuất năng lượng mới phục vụ xuất khẩu sang Singapore, Malaysia và các đối tác khác trong khu vực. Phấn đấu đến năm 2035, quy mô công suất xuất khẩu điện đạt khoảng 5.000-10.000 MW (có thể cao hơn, tùy theo nhu cầu của bên nhập khẩu trên cơ sở có hiệu quả kinh tế cao, đảm bảo an ninh năng lượng trong nước và an ninh quốc phòng).

- Phát triển tối đa nguồn điện từ năng lượng tái tạo:

Về phương án phát triển nguồn điện, phát triển tối đa nguồn điện từ năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối v.v...), tiếp tục gia tăng tỷ trọng của năng lượng tái tạo trong cơ cấu nguồn điện và điện năng sản xuất. Cụ thể:

Thứ nhất: Đẩy mạnh phát triển điện gió trên bờ, gần bờ và ngoài khơi, điện mặt trời, đặc biệt là điện mặt trời mặt nước phù hợp với khả năng hấp thụ của hệ thống, khả năng giải tỏa công suất của lưới điện, giá thành điện năng, chi phí truyền tải hợp lý gắn với bảo đảm an toàn vận hành và tính kinh tế chung của hệ thống điện, tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng lưới điện hiện có.

Thứ hai: Ưu tiên, khuyến khích phát triển điện gió, điện mặt trời (trong đó có điện mặt trời trên mái nhà dân, trung tâm thương mại, mái các công trình xây dựng, mái nhà xưởng, khu công nghiệp, điện mặt trời tại các cơ sở sản xuất kinh doanh) tiêu thụ tại chỗ, không đấu nối, hoặc không bán điện vào lưới điện quốc gia.

Thứ ba: Phát triển điện mặt trời tập trung phải kết hợp với lắp đặt pin lưu trữ với tỷ lệ tối thiểu 10% công suất và tích trong 2 giờ.

I. Phát triển điện gió trên bờ và gần bờ:

- Đến năm 2030, tổng công suất điện gió trên bờ và gần bờ đạt 26.066-38.029 MW (tổng tiềm năng kỹ thuật ở Việt Nam khoảng 221.000 MW). Ưu tiên bố trí các nguồn điện gió quy hoạch mới tại các địa phương có tiềm năng gió tốt, điều kiện kinh tế khó khăn.

- Phát huy tối đa tiềm năng kỹ thuật điện gió ngoài khơi của nước ta (khoảng 600.000 MW) để sản xuất điện và năng lượng mới: Tổng công suất điện gió ngoài khơi phục vụ nhu cầu điện trong nước đạt khoảng 6.000-17.032 MW, dự kiến vận hành giai đoạn 2030-2035. Định hướng đến năm 2050 đạt 113.503-139.097 MW.

Ước tính công suất nguồn điện gió ngoài khơi để sản xuất năng lượng mới vào khoảng 15.000 MW vào năm 2035 và khoảng 240.000 MW vào năm 2050.

II. Phát triển điện mặt trời và sinh khối, điện sản xuất từ rác, chất thải rắn:

Tiềm năng điện mặt trời của Việt Nam khoảng 963.000 MW (mặt đất - 837.400MW, mặt nước - 77.400 MW và mái nhà - 48.200 MW). Đến năm 2030, tổng công suất các nguồn điện mặt trời (gồm điện mặt trời tập trung và điện mặt trời mái nhà, không tính đến các nguồn điện mặt trời theo Khoản 5 Điều 10 Luật Điện lực số 61/2024/QH15) đạt 46.459-73.416 MW; định hướng đến năm 2050, tổng công suất 293.088-295.646 MW.

Bên cạnh đó, ưu tiên, khuyến khích phát triển các loại hình điện sinh khối, điện sản xuất từ rác, chất thải rắn nhằm tận dụng phụ phẩm nông lâm nghiệp, chế biến gỗ, thúc đẩy trồng rừng, xử lý môi trường ở Việt Nam, với mục tiêu vào năm 2030 như sau:

- Tổng công suất nguồn điện sinh khối khoảng 1.523-2.699 MW.

- Điện sản xuất từ rác, chất thải rắn khoảng 1.441-2.137 MW.

- Điện địa nhiệt và năng lượng mới khác khoảng 45 MW.

Định hướng đến năm 2050:

- Điện sinh khối khoảng 4.829-6.960 MW.

- Điện sản xuất từ rác, chất thải rắn khoảng 1.784-2.137 MW.

- Điện địa nhiệt và năng lượng mới khác khoảng 464 MW.

III. Khai thác tối đa tiềm năng nguồn thủy điện:

Khai thác tối đa tiềm năng kinh tế - kỹ thuật các nguồn thủy điện (tổng tiềm năng tối đa ở Việt Nam khoảng 40.000 MW) trên cơ sở bảo đảm môi trường, bảo vệ rừng, bảo vệ an ninh nguồn nước. Mở rộng có chọn lọc các nhà máy thủy điện hiện có để dự phòng công suất; khai thác thủy điện trên các hồ thủy lợi, hồ chứa nước để tận dụng nguồn thủy năng. Tới năm 2030, tổng công suất các nguồn thủy điện (bao gồm cả thủy điện nhỏ) đạt 33.294-34.667 MW, định hướng năm 2050, tổng công suất đạt 40.624 MW.

IV. Phát triển thủy điện tích năng, pin lưu trữ, nhà máy điện đồng phát:

1. Phát triển các nhà máy thủy điện tích năng với quy mô công suất khoảng 2.400-6.000 MW đến năm 2030; định hướng đến năm 2050, công suất thuỷ điện tích năng đạt 20.691-21.327 MW để điều hòa phụ tải, dự phòng công suất và hỗ trợ tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo với quy mô lớn.

2. Pin lưu trữ phát triển phục vụ nhu cầu hệ thống và kết hợp với năng lượng tái tạo, bố trí phân tán gần các trung tâm nguồn điện gió, điện mặt trời, hoặc trên hệ thống điện tại các trung tâm phụ tải. Đến năm 2030 dự kiến đạt công suất khoảng 10.000-16.300 MW; định hướng đến năm 2050, công suất pin lưu trữ đạt 95.983-96.120 MW để phù hợp với tỷ trọng cao của năng lượng tái tạo.

3. Ưu tiên, khuyến khích phát triển các nhà máy điện đồng phát, nhà máy điện sử dụng nhiệt dư, khí lò cao, các sản phẩm phụ của dây chuyền công nghệ trong các cơ sở công nghiệp.

V. Phát triển dự án điện hạt nhân Ninh Thuận 1, Ninh Thuận 2 và nguồn điện than, khí, nguồn điện linh hoạt:

1. Phát triển nguồn điện hạt nhân theo đúng định hướng đã được Quốc hội thông qua tại Nghị quyết số 174/2024/QH15 ngày 30 tháng 11 năm 2024, Nghị quyết số 189/2025/QH15 ngày 19 tháng 2 năm 2025 về cơ chế, chính sách đặc biệt đầu tư xây dựng dự án điện hạt nhân Ninh Thuận, Chỉ thị số 01/CT-TTg ngày 3 tháng 1 năm 2025 của Thủ tướng Chính phủ. Giai đoạn 2030-2035 sẽ đưa vào vận hành các nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 1 và 2 với quy mô đạt 4.000-6.400 MW.

Giai đoạn đến năm 2050 hệ thống cần bổ sung khoảng 8.000 MW nguồn điện hạt nhân để cung cấp nguồn điện nền và có thể tăng lên theo nhu cầu.

2. Nhiệt điện than: Chỉ thực hiện tiếp các dự án đã có trong quy hoạch và đang đầu tư xây dựng đến năm 2030. Định hướng thực hiện chuyển đổi nhiên liệu sang sinh khối, amoniac với các nhà máy đã vận hành được 20 năm (khi giá thành phù hợp). Dừng hoạt động các nhà máy có tuổi thọ trên 40 năm (nếu không thể chuyển đổi nhiên liệu).

Năm 2030, tổng công suất các nhà máy đang vận hành và các dự án đang triển khai xây dựng, khả năng sẽ hoàn thành và đưa vào vận hành khoảng 31.055 MW; khẩn trương hoàn thành 5 dự án/4.360 MW đang xây dựng gồm: Na Dương 2, An Khánh - Bắc Giang, Vũng Áng 2, Quảng Trạch 1, Long Phú 1.

Đối với 3 dự án/5.300 MW (Nam Định 1, Sông Hậu 2, Vĩnh Tân 3), nhưng đang gặp khó khăn trong thu xếp vốn, thay đổi cơ cấu chủ đầu tư, Bộ Công Thương sẽ tiếp tục trao đổi, đàm phán với các nhà đầu tư, đề xuất phương án xử lý theo quy định.

Định hướng năm 2050, không còn sử dụng than để phát điện, chuyển hoàn toàn sang sử dụng sinh khối, amoniac, tổng công suất 25.798 MW.

3. Nhiệt điện khí: Ưu tiên sử dụng tối đa khí trong nước cho phát điện. Trong trường hợp sản lượng khí trong nước suy giảm, thì nhập khẩu bổ sung bằng khí thiên nhiên, hoặc LNG. Phát triển các dự án sử dụng LNG và hạ tầng nhập khấu LNG đồng bộ với quy mô phù hợp, sử dụng công nghệ hiện đại. Thực hiện lộ trình chuyển đổi nhiên liệu sang hydrogen (khi công nghệ được thương mại hóa và giá thành phù hợp).

- Đối với nguồn điện sử dụng khí trong nước: Tập trung đẩy nhanh các dự án khai thác khí Lô B, Cá Voi Xanh và 6.900 MW các dự án hạ nguồn bám sát tiến độ các dự án thượng nguồn: Nhiệt điện Ô Môn 2, 3, 4 (3.150 MW), miền Trung 1, 2 và Dung Quất 1, 2, 3 (3.750 MW); chuyển Ô Môn 1 (660 MW) sang sử dụng khí Lô B. Thực hiện nhà máy tua bin khí hỗn hợp Quảng Trị (340 MW) sử dụng khí mỏ Báo Vàng.

Khu vực Đông Nam bộ: Thực hiện các giải pháp, chú trọng xây dựng hạ tầng, nghiên cứu kết nối trong nước và khu vực phục vụ nhập khẩu nhập khẩu khí thiên nhiên và LNG để đảm bảo nguồn khí cho các nhà máy điện Phú Mỹ, Bà Rịa, Nhơn Trạch.

Khu vực Tây Nam bộ: Thực hiện các giải pháp, đầu tư xây dựng hạ tầng, nghiên cứu kết nối trong nước và khu vực phục vụ nhập khẩu khí thiên nhiên và LNG để đảm bảo nguồn khí cho các nhà máy điện tại Cà Mau.

Năm 2030, tổng công suất các nhà máy sử dụng khí trong nước đạt 10.861-14.930 MW; định hướng năm 2050, khoảng 7.900 MW tiếp tục sử dụng khí trong nước, hoặc chuyển sang sử dụng LNG, 7.030 MW dự kiến chuyển sang sử dụng hydrogen hoàn toàn.

- Đối với nguồn điện khí sử dụng LNG nhập khẩu: Phát triển phù hợp các nguồn điện sử dụng LNG (nếu có phương án thay thế để giảm sự phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu). Đến năm 2030, tổng công suất các nguồn điện LNG đạt 22.524 MW; giai đoạn 2031-2035 sẽ đưa vào vận hành dự án điện khí LNG Long Sơn, Long An 2 đã được phê duyệt, hoặc có thế đẩy sớm tiến độ (nếu điều kiện thuận lợi, đưa một số dự án vào danh mục dự phòng các dự án khác chậm tiến độ triển khai, hoặc phụ tải tăng cao để đón làn sóng đầu tư vào Việt Nam). Định hướng năm 2050, các nhà máy sử dụng LNG đốt kèm hydrogen 18.200-26.123 MW; nhiệt điện khí LNG chuyển chạy hoàn toàn bằng hydrogen 8.576-11.325; nhiệt điện khí LNG CCS (xây mới, lắp đặt thiết bị thu giữ và lưu trữ carbon), tổng công suất 1.887-2.269 MW.

Tiếp tục thực hiện các dự án kho, cảng nhập khẩu LNG tại Thị Vải (cung cấp khí cho Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 và bổ sung khí cho các nhà máy khu vực Đông Nam bộ), Sơn Mỹ (cung cấp khí cho Sơn Mỹ 1, 2). Phát triên hệ thống kho, cảng nhập khẩu LNG đồng bộ với các nhà máy điện trong quy hoạch.

4. Nguồn điện linh hoạt: Đầu tư phát triển các nguồn điện linh hoạt để điều hòa phụ tải, duy trì ổn định hệ thống điện để hấp thụ nguồn điện năng lượng tái tạo quy mô lớn. Năm 2030, dự kiến phát triển 2.000-3.000 MW. Định hướng năm 2050 lên đến 21.333-38.641 MW.

VI. Nhập khẩu điện từ các nước Đông Nam Á và Tiểu vùng sông Mê Kông:

Thực hiện kết nối, trao đổi điện năng có hiệu quả với các nước trong khu vực, bảo đảm lợi ích của các bên, tăng cường an toàn hệ thống điện; đẩy mạnh nhập khẩu điện từ các nước Đông Nam Á (ASEAN) và Tiểu vùng sông Mê Kông (GMS) có tiềm năng về thủy điện. Quan tâm đầu tư, khai thác các nguồn điện tại nước ngoài để cung ứng điện về Việt Nam.

Theo đó, năm 2030, nhập khẩu khoảng 9.360-12.100 MW từ Lào theo Hiệp định giữa hai Chính phủ và tận dụng khả năng nhập khẩu phù hợp với điều kiện đấu nối từ Trung Quốc với quy mô hợp lý; định hướng năm 2050, nhập khẩu khoảng 14.688 MW. (Nếu điều kiện thuận lợi, giá thành hợp lý, có thể tăng thêm quy mô tối đa, hoặc đẩy sớm thời gian nhập khẩu điện từ Lào về khu vực miền Bắc).

Ưu tiên phát triển các nguồn điện từ năng lượng tái tạo phục vụ xuất khẩu. Đến năm 2030, tăng quy mô xuất khẩu điện sang Campuchia lên khoảng 400 MW. Dự kiến đến năm 2035, quy mô công suất xuất khẩu điện sang Singapore, Malaysia và các đối tác khác trong khu vực đạt khoảng 5.000-10.000 MW và duy trì với quy mô 10.000 MW đến năm 2050 (có thể cao hơn tùy theo nhu cầu của bên nhập khẩu trên cơ sở có hiệu quả kinh tế cao, đảm bảo an ninh năng lượng trong nước và an ninh quốc phòng).

VII. Cơ cấu nguồn điện:

Đến năm 2030: Tổng công suất các nhà máy điện phục vụ nhu cầu trong nước (không bao gồm xuất khẩu) là 183.291 - 236.363 MW. Trong đó:

1. Điện gió trên bờ và gần bờ 26.066-38.029 MW (chiếm tỷ lệ 14,2-16,1%).

2. Điện gió ngoài khơi 6.000-17.032 MW đưa vào vận hành giai đoạn 2030-2035 (có thể đẩy sớm tiến độ, nếu điều kiện thuận lợi và giá thành phù hợp).

3. Điện mặt trời (gồm điện mặt trời tập trung và điện mặt trời mái nhà, không bao gồm các nguồn điện mặt trời theo Khoản 5 Điều 10 Luật Điện lực số 61/2024/QH15) 46.459-73.416 MW (chiếm tỷ lệ 25,3 -31,1%).

4. Điện sinh khối 1.523-2.699 MW, điện sản xuất từ rác 1.441-2.137 MW, điện địa nhiệt và năng lượng mới khác khoảng 45 MW (có thể phát triển quy mô lớn hơn, nếu đủ nguồn nguyên liệu, hiệu quả sử dụng đất cao, có nhu cầu xử lý môi trường, hạ tầng lưới điện cho phép, giá điện và chi phí truyền tải hợp lý).

5. Thủy điện 33.294-34.667 MW, chiếm tỷ lệ 14,7-18,2% (có thể phát triển cao hơn, nếu bảo đảm môi trường, bảo vệ rừng, bảo vệ an ninh nguồn nước).

6. Điện hạt nhân 4.000-6.400 MW đưa vào vận hành giai đoạn 2030-2035 (có thể đẩy sớm tiến độ, nếu điều kiện thuận lợi).

7. Nguồn lưu trữ 10.000-16.300 MW (chiếm tỷ lệ 5,5 - 6,9 %).

8. Nhiệt điện than 31.055 MW (chiếm tỷ lệ 13,1 - 16,9%).

9. Nhiệt điện khí trong nước 10.861-14.930 MW (chiếm tỷ lệ 5,9 - 6,3%).

10. Nhiệt điện LNG 22.524 MW (chiếm tỷ lệ 9,5 - 12,3%).

11. Nguồn điện linh hoạt (nhiệt điện sử dụng nhiên liệu LNG, dầu, hydrogen... có độ linh hoạt vận hành cao) 2.000-3.000 MW (chiếm tỷ lệ 1,1 -1,3%).

12. Thủy điện tích năng 2.400-6.000 MW.

13. Nhập khẩu điện 9.360-12.100 MW từ Lào, Trung Quốc (chiếm tỷ lệ 4,0-5,1%, tăng tối đa quy mô nhập khẩu điện từ Lào theo Hiệp định giữa hai Chính phủ, hoặc đẩy sớm thời gian nhập khẩu điện từ Lào về khu vực miền Bắc - nếu điều kiện thuận lợi).

VIII. Phát triển lưới điện:

1. Giai đoạn 2025- 2030:

- Xây dựng mới 102.900 MVA và cải tạo 23.250 MVA trạm biến áp 500 kV.

- Xây dựng mới 12.944 km và cải tạo 1.404 km đường dây 500 kV.

- Xây dựng mới 105.565 MVA và cải tạo 17.509 MVA trạm biến áp 220 kV.

- Xây dựng mới 15.307 km và cải tạo 5.483 km đường dây 220 kV.

2. Định hướng giai đoạn 2031-2035:

- Xây dựng mới 26.000-36.000 MW dung lượng trạm chuyển đổi điện cao áp một chiều (trạm HVDC) và 3.500-6.600 km đường dây truyền tải cao áp một chiều (HVDC).

- Xây dựng mới 73.800 MVA và cải tạo 36.600 MVA trạm biến áp 500 kV.

- Xây dựng mới 7.480 km và cải tạo 650 km đường dây 500 kV.

- Xây dựng mới 44.500 MVA và cải tạo 34.625 MVA trạm biến áp 220 kV.

- Xây dựng mới 4.296 km và cải tạo 624 km đường dây 220 kV.

3. Định hướng giai đoạn 2036-2050:

- Xây dựng mới 26.000-36.000 MW dung lượng trạm HVDC và 3.600-6.700 km đường dây HVDC.

- Xây dựng mới 24.000 MVA dung lượng trạm chuyển đổi điện cao áp xoay chiều (trạm HVAC) trên 500 kV và 2.500 km đường dây truyền tải cao áp xoay chiều HVAC trên 500 kV.

- Xây dựng mới 72.900 MVA và cải tạo 102.600 MVA trạm biến áp 500 kV.

- Xây dựng mới 7.846 km và cải tạo 750 km đường dây 500 kV.

- Xây dựng mới 81.875 MVA và cải tạo 103.125 MVA trạm biến áp 220 kV.

- Xây dựng mới 5.370 km và cải tạo 830 km đường dây 220 kV.

IX. Nhu cầu vốn đầu tư:

1. Giai đoạn 2026-2030, tổng vốn đầu tư phát triển nguồn và lưới điện truyền tải tương đương 136,3 tỷ USD. Trong đó, đầu tư cho nguồn điện khoảng 118,2 tỷ USD, lưới điện truyền tải khoảng 18,1 tỷ USD.

2. Định hướng giai đoạn 2031-2035, ước nhu cầu vốn đầu tư phát triển nguồn và lưới điện truyền tải tương đương 130,0 tỷ USD. Trong đó, đầu tư cho nguồn điện khoảng 114,1 tỷ USD, lưới điện truyền tải khoảng 15,9 tỷ USD (sẽ được chuẩn xác trong các quy hoạch tiếp theo).

Định hướng giai đoạn 2036-2050, ước nhu cầu vốn đầu tư phát triển nguồn và lưới điện truyền tải tương đương 569,1 tỷ USD. Trong đó, đầu tư cho nguồn điện khoảng 541,2 tỷ USD, lưới điện truyền tải khoảng 27,9 tỷ USD (sẽ được chuẩn xác trong các quy hoạch tiếp theo)./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM