Quy hoạch điện VIII (phiên bản tháng 5/2023): Nhận xét chung và những vấn đề cần lưu ý

Chính sách giá điện, thị trường điện - Những vấn đề Việt Nam cần quan tâm Phân tích, đánh giá, kiến nghị dưới đây của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam liên quan đến thị trường điện và chính sách giá điện Việt Nam hiện nay. Cụ thể là các giải pháp mà ngành điện đã thực hiện, đạt kết quả, cũng như những tồn tại cần khắc phục và kiến nghị giải pháp cần tiếp tục triển khai để đảm bảo các mục tiêu an ninh cung cấp điện, phát triển bền vững trong giai đoạn tới.

Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn: Nhìn từ 6 nội dung kiến nghị của PVN, EVN Sau kiến nghị của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) tới Đoàn giám sát của Ủy ban Tài chính Ngân sách của Quốc hội hỗ trợ thúc đẩy Chính phủ trong Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nêu 3 kiến nghị với Đoàn giám sát Quốc hội xoay quanh các dự án hạ nguồn. Nhân sự kiện này, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam có một vài đánh giá về các kiến nghị của 2 tập đoàn nêu trên.

Theo đánh giá của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Đây là một bản Quy hoạch đậm chất “chuyển dịch năng lượng”.

Tuân thủ các tiêu chí quan trọng:

1/ Quan điểm và mục tiêu phát triển ngành điện, quan điểm lập QHĐ đi theo định hướng chiến lược trong Nghị Quyết 55/TW của Bộ Chính trị, cập nhật các chính sách phát triển năng lượng gần đây và các cam kết quốc tế về chống biến đổi khí hậu.

2/ Phương pháp luận lập QHĐ VIII là giải quyết bài toán tối ưu tổng thể về chi phí phát triển hệ thống điện, được xác định là hợp lý, phù hợp với các định hướng chính sách phát triển ngành điện và hệ thống quy hoạch - quản lý nhà nước hiện hành, tận dụng được các phương pháp luận hiện hành quốc tế, có thừa kế hiệu quả các nghiên cứu trước đây.

3/ Các mô hình tính toán được sử dụng và kết hợp hỗ trợ nhau trong phân tích đầu tư mở rộng và vận hành hệ thống điện là các công cụ tiên tiến nhất, đang được nhiều quốc gia, khu vực sử dụng.

Đánh giá về nội dung dự thảo Quy hoạch điện VIII (phiên bản tháng 5/2023):

Thứ nhất: Về phân tích hiện trạng hệ thống điện:

- Nội dung rà soát trong dự thảo đã cập nhật tình hình tiêu thụ và phát triển các nguồn điện từ năm 2016 tới năm 2020.

- Đánh giá nhu cầu điện thực tế so với dự báo rất sát, năm 2020 chỉ chênh lệch 2,2% về điện năng và 1% về công suất đỉnh.

- Đánh giá xu hướng tăng nhu cầu điện nhanh hơn ở miền Bắc.

- Đánh giá nguyên nhân chậm trễ các nguồn nhiệt điện chỉ đạt 63%, phát triển lưới điện đạt khoảng 80% quy hoạch.

- Phân tích, đánh giá tác động của các nguồn điện mặt trời đưa vào tập trung chủ yếu ở miền Trung và miền Nam, trong khi lưới điện chưa theo kịp, gây mất cân đối cung cầu vào nhiều thời điểm, khó khăn trong điều độ vận hành, nghẽn lưới truyền tải, phải cắt giảm nhiều nguồn điện trong tình hình nhu cầu điện giảm sút do dịch bệnh Covid. Đây là những vấn đề cần cẩn trọng khi bố trí quy hoạch phát triển các nguồn điện gió, mặt trời sắp tới.

Trên cơ sở cập nhật, phân tích các kịch bản phát triển kinh tế, dự báo nhu cầu điện đã xem xét các yếu tố tăng trưởng chung cùng với sự chuyển dịch về cơ cấu ngành và cơ cấu tăng trưởng vùng, miền, được cho rằng: “Bám sát thực tế hơn và có dự phòng” khi nhu cầu điện tăng cao.

Cụ thể là: Dự báo nhu cầu điện thương phẩm trong kịch bản cơ sở năm 2030 là 505,2 TWh, được chia ra theo các ngành, trên 6 vùng và tổng hợp toàn quốc. Dự báo nhu cầu điện đã được xác định mức tăng trưởng trung bình giai đoạn 2021 - 2025 là 9,1%/năm và giai đoạn 2026 - 2030 là 8,6%/năm. Tuy còn những yếu tố bất định, nhưg đây là mức tăng hợp lý, phù hợp với dự báo tăng trưởng GDP trung bình 7%/năm giai đoạn này. Hệ số đàn hồi là 1,3 lần giai đoạn 2021 - 2025 và giảm xuống 1,22 lần giai đoạn 2026 - 2030.

Thứ hai: Nhu cầu điện trong giai đoạn 2031 - 2050: Với dự báo tăng trưởng GDP từ 6,5 - 7,5%/năm, dự báo điện thương phẩm năm 2050 là 1.114,1 tỷ kWh với phương án cơ sở và 1.224,6 tỷ kWh với phương án cao, tốc độ tăng ở phương án cao là bình quân 6,2%/năm từ 2031 - 2040 và 3,1%/năm từ 2041 - 2050.

Thứ ba: Về tiềm năng/trữ lượng tài nguyên:

- Dự thảo đã xem xét, cập nhật các nghiên cứu, đánh giá về tiềm năng/trữ lượng, khả năng khai thác của các loại tài nguyên năng lượng trong nước, từ đó xác định những thách thức lớn khi Việt Nam sẽ ngày càng phụ thuộc hơn vào nguồn năng lượng nhập khẩu.

- Bài toán quy hoạch đã đưa ra mục tiêu nhằm giảm phụ thuộc năng lượng nhập khẩu, tăng chủ động tự cung, tự cấp bằng phát triển các nguồn năng lượng tái tạo trong nước.

- Với tầm nhìn dài hạn, dự thảo đã tăng cao quy mô các nguồn năng lượng tái tạo, vốn có tiềm năng lớn của Việt Nam (tiềm năng kỹ thuật 600 GW điện gió ngoài khơi, trên 960 GW điện mặt trời các loại…).

- Đã nêu và nhận định về tình hình nghiên cứu ứng dụng quốc tế, cũng như dự kiến sử dụng một số dạng năng lượng mới (khí trộn, hydro, amoniac trong tương lai).

- Đã nêu và nhận định về các công nghệ mới (như lưu trữ năng lượng, linh hoạt hệ thống điện).

Trên cơ sở bài toán tối ưu, dự thảo đã đưa ra tổ hợp 11 kịch bản phát triển, lựa chọn và đề xuất kịch bản có chi phí cực tiểu, đáp ứng mục tiêu về tăng cường tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo và giảm ô nhiễm khí nhà kính (nhóm kịch bản A). Tại Phiên bản tháng 5/2023, dự thảo đã đưa vào tính toán nhóm kịch bản B (các kịch bản chuyển đổi năng lượng), trên cơ sở các chỉ đạo của Chính phủ, thực hiện cam kết của Việt Nam về trung hòa các bon vào năm 2050 tại COP26. Nhóm kịch bản này đã có những thay đổi quan trọng so với nhóm các kịch bản A như:

1/ Bám sát các định hướng phát triển trong Quy hoạch tổng thể quốc gia được Quốc hội thông qua tại Nghị quyết số 81/2023/QH15 ngày 9 tháng 1 năm 2023. Nhu cầu phụ tải điện được cập nhật với tốc độ tăng trưởng GDP trung bình giai đoạn 2021 - 2030 là 7%, giai đoạn 2031 - 2050 là 6,5 - 7,5%, đồng thời có sự thay đổi trong cơ cấu GDP của các ngành so với các kịch bản nhóm A.

2/ Phù hợp với chiến lược quốc gia về biến đổi khí hậu, lượng phát thải CO2 tối đa cho phép của ngành sản xuất điện là khoảng 240 triệu tấn vào năm 2030 và khoảng 27 - 31 triệu tấn vào năm 2050 (trong tổng 101 triệu tấn CO2 của toàn ngành năng lượng, theo Chiến lược quốc gia về BĐKH).

3/ Không xây dựng thêm nhiệt điện than sau năm 2030, từng bước trộn và chuyển sang nhiên liệu sinh khối, hoặc amoniac; ưu tiên phát triển điện khí và cũng định hướng chuyển dần sang đốt trộn nhiên liệu, tiến tới đốt hoàn toàn hydro, amoniac trong dài hạn và sau năm 2035 không phát triển nguồn điện LNG mới.

4/ Đưa ra các phương án phụ tải và phương án phát triển nguồn khác nhau (có cân nhắc đến nhiều khía cạnh, quan điểm phát triển), cân bằng các loại nguồn; giảm truyền tải xa; tăng quy mô các nguồn điện mặt trời, gió, sinh khối và ưu tiên điện mặt trời tự sản, tự tiêu (không nối lưới).

Chương trình phát triển nguồn điện được chắt lọc qua nhiều phương án thay đổi các thông số đầu vào, bổ sung các yếu tố “tĩnh”, “mở” và “động” trong bài toán quy hoạch. Dự thảo đã đề xuất 3 kịch bản phát triển nguồn điện theo hướng chuyển đổi năng lượng: Kịch bản cơ sở, kịch bản cao và kịch bản rủi ro. Trong đó, kịch bản phụ tải cao và xét tới một số nguồn điện thường chậm tiến độ được cho là nhiều khả năng xảy ra. Kịch bản phụ tải cao được xét đến trong bối cảnh tương lai khi nhiều hộ tiêu thụ công nghiệp sẽ chuyển dịch theo hướng “điện khí hóa”, giảm tiêu thụ các loại năng lượng hóa thạch (xe điện, công nghiệp thép “xanh”...), cùng với sử dụng năng lượng ngày càng tiết kiệm và hiệu quả hơn. Theo đó, nguồn điện trong kịch bản cao như sau:

Năm 2030:

Tuy quy mô nhiệt điện than tăng lên đến 30,1 GW (nhưng thực tế hiện nay tổng công suất điện than đã là 25,8 GW, chỉ còn hơn 4,3 GW các công trình đang được xây dựng); tỷ trọng nhiệt điện than trong cơ cấu nguồn giảm từ gần 29% năm 2020 xuống 20,5% năm 2030. Điện sản xuất từ nguồn điện than giảm nhanh tỷ trọng, năm 2020 từ 46,5% xuống còn 34,8% vào năm 2030.

Trong khi đó, tỷ trọng nguồn điện khí tăng từ 10,2% (7,08 GW) năm 2020 lên 21,8% (32 GW) năm 2030, cho thấy sự chuyển dịch sang nhiên liệu ít phát thải khí nhà kính hơn, đồng thời linh hoạt hỗ trợ tốt hơn cho nguồn năng lượng tái tạo (NLTT). Điện sản xuất từ nguồn điện khí tăng tỷ trọng, năm 2020 từ 12,5% lên tới 25,5% vào năm 2030.

Các nguồn điện NLTT (bao gồm thủy điện, điện mặt trời, gió, sinh khối) tăng từ 38,2 GW năm 2020 lên đến 73,78 GW, nhất là các nguồn điện gió, mặt trời, sinh khối… tăng từ 17,4 GW năm 2020 lên đến hơn 44,4 GW năm 2030; tỷ trọng tổng các nguồn NLTT trong cơ cấu công suất chiếm tới 50,3% vào năm 2030, mặc dù tỷ trọng thủy điện giảm mạnh do tiềm năng còn ít (từ 30% giảm còn 20%). Điện sản xuất từ nguồn điện NLTT chiếm 36% vào năm 2030.

Năm 2050:

Nguồn điện than sau năm 2030 không phát triển thêm, vì vậy, đến năm 2050 công suất chỉ còn chiếm 4,5% trong tổng cơ cấu công suất (25,6/573,1 GW). Sản lượng điện từ nguồn này chỉ chiếm 5,3% trong tổng sản lượng điện, nhưng trong giai đoạn từ 2030 trở đi đã dự kiến từng bước chuyển nhiên liệu than sang các loại nhiên liệu không phát thải (như sinh khối, hoặc amoniac). Năm 2050 không còn sử dụng than cho sản xuất điện.

Nguồn điện khí được phát triển lên đến 40,3 GW vào năm 2035 và sau đó không phát triển thêm; tỷ trọng công suất nguồn điện khí chỉ còn chiếm 7% vào năm 2050, tuy sản lượng điện vẫn chiếm tới 15,7% tổng điện phát, nhưng đã dự kiến chuyển dần sang khí trộn, hydro; các nguồn nhiệt điện khí linh hoạt tăng lên, chiếm tới 8% tổng cơ cấu, nhưng số giờ chạy thấp, sản lượng không lớn, rất cần thiết để tăng hiệu quả nguồn NLTT.

Tổng công suất các nguồn NLTT (gồm cả thủy điện) năm 2050 lên tới gần 400 GW, chiếm 69,8% tổng công suất nguồn điện, thể hiện tỷ trọng nguồn điện được duy trì và phát triển nguồn này rất cao. Điện năng từ tổng các nguồn NLTT chiếm tới 69% tổng sản xuất điện.

Các nguồn điện dự kiến đã được bố trí tiến độ với tiêu chí cân bằng tối đa nguồn - phụ tải nội miền, giảm khối lượng xây dựng lưới truyền tải.

Dự thảo QHĐ VIII đã đưa cụ thể danh mục các dự án nguồn điện lớn, ưu tiên quan trọng cấp quốc gia. Đối với các nguồn NLTT (điện gió, mặt trời, thủy điện, điện sinh khối, điện rác) và các nguồn khác, dự thảo đã đưa ra tổng quy mô công suất phát triển các nguồn điện gió, mặt trời theo phạm vi 6 vùng và theo chu kỳ 5 năm, thuận tiện cho việc lập kế hoạch, điều hành, điều chỉnh và giám sát thực hiện quy hoạch.

Đây là một quy hoạch được thiết kế mang đậm chất chuyển dịch năng lượng - Định hướng chuyển đổi dần nhiên liệu khỏi nhiên liệu hóa thạch từ các nhà máy điện than, điện khí sang biomass, amoniac, khí trộn, hydro… vào cuối vòng đời công trình, trước năm 2050.

Mặc dù có những thách thức là hiện nay một số công nghệ nhiên liệu sạch còn đang ở quy mô nghiên cứu, thử nghiệm và ứng dụng ở một vài lĩnh vực, một vài quốc gia, chưa thương mại hóa và phổ biến, giá thành còn cao, chưa cạnh tranh với các loại hiện hữu, nhưng xu thế là các công nghệ đó sẽ phát triển nhanh cùng với giảm giá thành. Điều thuận lợi là không riêng Việt Nam mà có gần 150 quốc gia đã cam kết chống biến đổi khí hậu bằng đưa phát thải khí nhà kính về “không ròng” vào năm 2050, hoặc 2060, công nghệ và nhiên liệu sạch sẽ thúc đẩy “cầu”, ắt sẽ sớm có “cung”.

QHĐ VIII sử dụng các tiêu chí thiết kế lưới điện truyền tải như sau:

- Lưới điện truyền tải chính và lưới điện cấp điện phụ tải đáp ứng tiêu chí N-1.

- Lưới truyền tải tại một số thành phố lớn, mật độ phụ tải cao (như TP. Hà Nội, TP. Hồ Chí Minh) đáp ứng tiệm cận tiêu chí N-1-1.

- Lưới điện truyền tải giải tỏa công suất nguồn điện truyền thống (điện than, tua bin khí, thủy điện lớn) đáp ứng tiêu chí N-1.

- Lưới truyền tải giải tỏa cụm nguồn NLTT (điện gió, điện mặt trời) đáp ứng tiêu chí N - 0 và N-1 hệ thống (do hệ số sử dụng lưới điện thấp).

Giai đoạn đến năm 2030 sẽ phát triển các đường dây 500 kV truyền tải liên vùng, nội vùng và các trạm 500 kV để tăng hiệu quả vận hành hệ thống điện, giúp giải tỏa công suất các nguồn NLTT, đặc biệt là các giao diện Bắc Trung bộ - Bắc bộ và Nam Trung bộ - Nam bộ. Không yêu cầu phải xây dựng thêm đường dây 500kV truyền tải liên miền mới giai đoạn từ nay đến năm 2030.

Giai đoạn sau năm 2030, sẽ xem xét xây dựng hệ thống truyền tải điện một chiều siêu cao áp liên miền, tổng công suất từ 20.000 MW đến 30.000 MW (tùy theo từng kịch bản về tăng tỷ lệ NLTT).

Dự thảo QHĐ VIII đã nêu 3 nhóm cơ chế (đầu tư, huy động vốn, đảm bảo vận hành) và 13 giải pháp thực hiện quy hoạch với nhiều điểm quy định cụ thể, khá chi tiết về luật, chính sách, tổ chức thực hiện và giám sát quy hoạch, đảm bảo an ninh cung cấp nhiên liệu, giải pháp khoa học, công nghệ, nội địa hóa công nghệ thiết bị, giải pháp tạo và huy động nguồn vốn, bảo vệ môi trường v.v... Trong phiên bản tháng 5/2023 lần này đã bổ sung thêm giải pháp về chuyển đổi năng lượng công bằng theo JETP (Đối tác Chuyển dịch Năng lượng Bình đẳng) mà Việt Nam đã ký kết.

Một số cơ chế được đề xuất trong dự thảo là cần thiết, quan trọng:

1/ Hoàn thiện công cụ tài chính đối với các loại phát thải trong ngành điện (ví dụ thuế CO2), cần thiết để khuyến khích nghiên cứu, áp dụng vào thực tế các loại công nghệ, nhiên liệu sạch hay không phát thải khí nhà kính.

2/ Cơ chế đấu thầu để các nguồn NLTT được tiếp tục phát triển, tránh đứt gãy quá trình.

3/ Hoàn thiện khung pháp lý cho phép các thành phần kinh tế tham gia đầu tư vào hạ tầng truyền tải.

4/ Cơ chế dịch vụ phụ trợ hệ thống điện như: Tăng độ linh hoạt của các nguồn điện hiện có, phát triển các nguồn linh hoạt, hệ thống pin lưu trữ, đáp ứng phụ tải (DR).

Một cơ chế quan trọng cần được nhấn mạnh hơn là: Cơ chế thúc đẩy phát triển ngành điện gió ngoài khơi của Việt Nam, tận dụng được lợi thế tiềm năng lớn loại hình này.

Một giải pháp triển khai quy hoạch cần được xem xét bổ sung thêm là: Tập trung vào cuộc của các cấp để tháo gỡ khó khăn, thúc đẩy một số dự án nguồn chậm tiến độ như: Nhiệt điện than Long Phú 1, Na Dương 2, An Khánh, Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn, Cá Voi Xanh… và lưới truyền tải đồng bộ. Chính phủ có thể xem xét cơ chế “đặc thù” với các dự án quan trọng, cấp bách như Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn, Cá Voi Xanh, Long Phú 1.

Trong cuộc họp Hội đồng Thẩm định Quy hoạch điện VIII ngày 4/5/2023, các nhà khoa học, chuyên gia đều đánh giá cao tư duy mới, nhất trí với đề xuất các kịch bản phát triển ngành điện của Bộ Công Thương. Kết luận cuộc họp, Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà (Chủ tịch Hội đồng) đã đánh giá: Đây là một quy hoạch có độ phức tạp cao, được các địa phương rất quan tâm, đồng thời lưu ý Bộ Công Thương xem xét hoàn chỉnh thêm một số vấn đề. Cụ thể như sau:

Thứ nhất: Đánh giá kỹ hơn về nguyên nhân chậm tiến độ các dự án điện vừa qua để khắc phục khi thực hiện QHĐ VIII.

Thứ hai: Nhu cầu điện đã và đang chững lại có nguyên nhân từ tác động của dịch Covid, nhưng cần tính đến phụ tải điện có thể tăng cao vào mùa nắng nóng sắp tới, trong khi là mùa ít nước của thủy điện.

Thứ ba: Việc chuyển dịch năng lượng của Việt Nam là tất yếu. Việt Nam là nước sẽ chịu nhiều tác động xấu của biến đổi khí hậu, thiên tai, nước biển dâng, cần tham gia với cộng đồng quốc tế chống biến đổi khí hậu, không thể đứng ngoài cuộc. Tương lai gần, các sản phẩm xuất khẩu của Việt Nam sang châu Âu, sang Mỹ sẽ phải chịu giám sát về “dấu chân carbon”, bổ sung thêm thuế carbon nếu không chuyển dịch sang hướng “xanh”.

Mặt khác, cần cập nhật, tận dụng tối đa vốn hỗ trợ Việt Nam trong Thỏa thuận Đối tác Chuyển dịch Năng lượng Bình đẳng (JETP), với quy mô 15,5 tỷ USD trong 3 đến 5 năm tới để đẩy sớm đỉnh phát thải CO2 vào năm 2030 và sau đó giảm dần phát thải v.v...

Thứ tư: Ngay sau khi QHĐ VIII được phê duyệt, Bộ Công Thương cần có công cụ, giải pháp để triển khai lập tức kế hoạch chi tiết 5 năm để thực hiện quy hoạch, trong đó xác định kế hoạch chi tiết về lộ trình, địa điểm, nhu cầu sử dụng điện, dự án ưu tiên… dựa trên hiệu quả kinh tế; tính tối ưu tổng thể giữa nguồn, hạ tầng truyền tải và phụ tải; giải pháp tiêu thụ điện linh hoạt; sự phát triển các công nghệ mới…

Thứ năm: Cần đẩy mạnh “quản trị công, quản trị tư” trong phát triển lưới truyền tải, nghiên cứu mô hình bán điện trực tiếp, bởi đây đang là điểm nghẽn trong phát triển NLTT.

Thứ sáu: Cần làm rõ hơn kịch bản trung hòa carbon vào năm 2050 với phát thải từ các ngành năng lượng, giao thông, công nghiệp, nông nghiệp và hấp thụ CO2 từ việc trồng rừng, bảo vệ, làm giàu rừng…

Thứ bảy: Có đề xuất chính sách để các doanh nghiệp năng lượng lớn của Việt Nam thí điểm hợp tác với doanh nghiệp nước ngoài, từng bước làm chủ công nghệ, sản xuất thiết bị, hạ tầng truyền tải để hình thành hệ sinh thái công nghiệp năng lượng tái tạo hoàn chỉnh gắn với các khu công nghiệp tập trung, phát triển Việt Nam thành trung tâm năng lượng tái tạo trong khu vực châu Á - Thái Bình Dương./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM