Xuất, nhập khẩu điện - Xu hướng quốc tế và lý do của Việt Nam

Phê duyệt Quy hoạch điện VIII - Phân tích một số nội dung mới ‘quan trọng’ và ‘cần thiết’ Thủ tướng Chính phủ vừa ký Quyết định số 500/QĐ-TTg, ngày 15 tháng 5 năm 2023 về việc phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII). Dưới đây là tổng hợp về nội dung chính và phân tích của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam về một số “điểm nhấn” rất quan trọng, cần thiết trong Quy hoạch lần này.

Phân tích của chuyên gia về cấu trúc giá bán lẻ điện ở Thái Lan Mặc dù người dân và doanh nghiệp Thái Lan đang phàn nàn giá điện bán lẻ cao, nhưng công ty điện lực nhà nước của Thái Lan (Cơ quan Phát điện Thái Lan - EGAT) vẫn lỗ 136 tỷ baht (khoảng 4 tỷ USD) trong 2 năm vừa qua do giá khí tự nhiên cao. Cùng chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam tìm hiểu, phân tích về giá điện sinh hoạt của quốc gia này.

Xu thế quốc tế:

Đồ thị trong Hình 1 của lưới điện nước Đức (dưới đây) cho thấy sự liên kết mua bán điện của các nước châu Âu với nhau trong năm 2023. Ví dụ, từ đầu năm 2023 đến tháng 5, Đức mua của Pháp 3,9 tỷ kWh, nhưng cũng bán sang Pháp 7,7 tỷ kWh.

Tương tự, Đức mua của Đan Mạch 6,5 tỷ kWh, nhưng bán sang Đan Mạch 1,8 tỷ kWh. Tổng cộng 5 tháng Đức xuất khẩu 29 tỷ kWh điện sang các nước châu Âu, nhưng đồng thời cũng nhập khẩu 23,8 tỷ kWh điện từ chính các nước đó.

Đồ thị cho thấy, nước Đức với tỷ trọng năng lượng tái tạo (NLTT) cao thực hiện xuất, nhập khẩu điện mạnh nhất. Trong khi Ba Lan có tỷ trọng điện than cao lại khá khiêm tốn trong việc xuất nhập khẩu điện. Nhưng nhìn chung các nước EU đều tham gia vào lưới điện, cũng như chủ động xuất và nhập khẩu khi cần.

Hình 1: Xuất, nhập khẩu điện giữa Đức và các nước EU năm 2023. Nguồn: Energy-charts.info.

Lý do xuất, nhập khẩu điện khá đa dạng:

Thứ nhất: Do thiếu hụt các nguồn năng lượng sơ cấp, từ năm 2015 Việt Nam đã từ nước xuất khẩu năng lượng trở thành nước nhập khẩu năng lượng ròng. Trong khi các mỏ dầu, khí, than có giới hạn và công suất khai thác đã dừng lại, hoặc suy giảm, trong khi tăng trưởng kinh tế, cũng như dân số vẫn tiến lên đều đặn. Một đất nước, tùy vào tính kinh tế, có thể lựa chọn nhập khẩu than, dầu, khí, hay nhập khẩu điện.

Thứ hai: Do bản chất tiêu thụ điện không đồng đều, biến thiên theo giờ trong ngày và theo mùa trong năm, nên đường biểu đồ phụ tải điện của mọi nước trên thế giới luôn có đỉnh - đáy. Sau khi tăng, giảm hết cỡ, các nhà máy điện có thể tăng, giảm mà vẫn thừa, hay thiếu điện, nhà vận hành hệ thống điện có thể xuất, hay nhập khẩu điện.

Thứ ba: Do bản chất nguồn phát điện, một số nguồn có khả năng điều chỉnh công suất ít như điện hạt nhân, điện than, một phần điện khí... Một số nguồn hoàn toàn không có khả năng điều chỉnh công suất mà dựa vào thời tiết như nguồn điện gió, mặt trời, một phần thủy điện... Những nước có lãnh thổ rộng lớn, chiếm nhiều múi giờ, các loại nguồn điện có thể tự bù trừ cho nhau. Còn những nước nhỏ, để điều chỉnh cho phù hợp với biểu đồ phụ tải cần phải linh hoạt nhập, xuất với những đối tác có biến thiên phát điện không trùng nhau. Đa dạng hóa nguồn điện, hệ thống sẽ ổn định và an toàn hơn.

Thứ tư: Do địa hình, nên một số vùng ven biên giới kết nối với lưới điện của nước khác rẻ hơn là kết nối với lưới điện trong nước. Hai nước có thể xuất, nhập linh hoạt sang nhau.

Thứ năm: Do nhu cầu thu ngoại tệ.

Xuất, nhập khẩu năng lượng của Việt Nam:

Việt Nam đã thực hiện xuất, nhập khẩu năng lượng từ nhiều năm (xuất khẩu dầu thô, nhập khẩu các sản phẩm xăng dầu, nhập khẩu điện từ Trung Quốc, Lào và cũng xuất khẩu điện sang Lào và Căm Pu Chia). Từ năm 2015 Việt Nam bắt đầu chuyển sang nước nhập khẩu tịnh năng lượng do tổng các nguồn cung trong nước thiếu hụt so với nhu cầu. Nhập khẩu năng lượng đã trở thành xu hướng từ năm 2015 và khối lượng nhập khẩu ngày càng tăng lên. Như trong đồ thị xuất nhập khẩu, Việt Nam nhập khẩu năng lượng ngày càng tăng nhằm đáp ứng nhu cầu của nền kinh tế.

Hình 2: Xuất, nhập khẩu năng lượng của Việt Nam. Nguồn số liệu: Dự thảo Quy hoạch tổng thể năng lượng quốc gia.

Trong Quy hoạch điện VIII, hệ thống điện Việt Nam vừa có xuất khẩu vừa có nhập khẩu điện, phù hợp với xu hướng chung trên thế giới. Dự kiến đến năm 2030, Việt Nam sẽ nhập khẩu lên tới khoảng 5.000 MW (có thể tăng lên 8.000 MW nếu điều kiện cho phép) và dự kiến phấn đấu xuất khẩu điện từ 5.000 - 10.000 MW điện từ các nguồn NLTT, năng lượng mới.

Xuất, nhập khẩu điện của Việt Nam:

Việt Nam đã thiết lập các đường dây để nhập khẩu điện từ năm 2004 với Trung Quốc qua các đường dây cao thế 110 kV nối Lào Cai - Hà Khẩu. Sau đó là tuyến đường dây 220 kV Lào Cai - Hà Khẩu, Hà Giang - Malutang đi qua cửa khẩu Thanh Thủy và tuyến 110 kV Thâm Câu - Móng Cái. Sản lượng điện nhập khẩu từ Trung Quốc liên tục tăng, đạt đỉnh 5,6 tỷ kWh vào năm 2010, chiếm 5,6% tổng sản lượng điện trong nước.

Đó là giai đoạn Việt Nam phải nhập khẩu vì thiếu điện. Giai đoạn 2004 - 2010 miền Bắc nước ta thiếu điện nghiêm trọng, giữa mùa hè nhiều nơi phải cắt điện luân phiên kéo dài nhiều giờ. Nhờ kết nối với Trung Quốc mà các tỉnh miền núi phía Bắc đã có điện ổn định hơn hẳn so với các tỉnh đồng bằng Bắc bộ.

Sau đó, Nhà máy Thủy điện Sơn La đi vào hoạt động từ 2011, cùng với một loạt nhà máy điện lớn được đưa vào vận hành, miền Bắc đã có đủ điện. Đường dây cao thế Thâm Câu - Móng Cái vẫn được duy trì, nhưng không nhập khẩu điện nữa vì phía Quảng Ninh đã sản xuất đủ điện và giá rẻ ngang, hoặc hơn điện nhập khẩu. Lượng điện nhập khẩu từ Trung Quốc giảm xuống còn 1,6 - 2,2 tỷ kWh/năm và duy trì ở mức đó.

Nguồn điện nhập khẩu qua cửa khẩu Lào Cai và Hà Giang vẫn có ưu thế vì giá điện tỉnh Vân Nam (Trung Quốc) rẻ nhờ nguồn thủy điện dồi dào. Tức là chúng ta đi từ nhập khẩu vì thiếu điện sang giai đoạn nhập khẩu để đa dạng hóa nguồn điện.

Nhập khẩu điện từ Lào bắt đầu từ năm 2013 với đường dây 220 kV Xe Ka Man 3 - Thạch Mỹ và Xe Ka Man 1 - Pleiku. Lào chủ trương xuất khẩu điện sang các nước láng giềng Đông Nam Á nhờ nguồn thủy điện và sau này cả nguồn điện gió lớn hơn nhu cầu trong nước. Cho đến nay các nhà máy thủy điện ở Nam Lào do các chủ đầu tư Việt Nam xây dựng và hòa đồng bộ với lưới điện Việt Nam.

Trong những năm gần đây, tổng lượng điện nhập khẩu từ Trung Quốc và Lào chỉ chiếm 1 - 1,5% tổng sản lượng điện của Việt Nam.

Việt Nam xuất khẩu điện qua Căm Pu Chia với sản lượng khoảng 1 tỷ kWh/năm qua các đường dây cao áp và trung áp nối giữa các tỉnh biên giới với nhau.

Nhập khẩu điện để tránh thiếu điện trong ngắn hạn:

Như vậy, khi nhập khẩu, điện từ Trung Quốc cấp thẳng cho các tỉnh miền núi phía Bắc, không hòa đồng bộ với lưới điện Việt Nam. Lưới điện và các trạm biến áp các tỉnh đó được thiết kế để sẵn sàng chuyển từ hệ thống điện Việt Nam sang Trung Quốc và ngược lại chỉ trong vài giờ. Trong thời điểm nắng nóng miền Bắc, việc kết nối như vậy giúp giảm nhu cầu phải truyền tải điện từ miền Nam ra Bắc.

Điện từ Lào được hòa thẳng vào lưới điện Việt Nam và truyền tải ra Bắc, hay vào Nam tùy theo nhu cầu của hệ thống điện. Hệ thống điện 500 kV nước ta ban đầu là để chuyển điện Hòa Bình vào Nam. Ngày nay hệ thống đã được mở rộng nên có thể cấp điện tùy nhu cầu thời điểm từ Bắc vào Nam, hay từ Nam ra Bắc.

Do yêu cầu của chuyển dịch năng lượng, một lượng lớn điện năng lượng tái tạo đã được hòa vào hệ thống. Năm 2022, điện gió và mặt trời chiếm 26% công suất đặt và tạo ra 12,8% sản lượng điện của cả nước. Đây là tỷ lệ thâm nhập lớn, tạo ra áp lực cao cho việc điều độ lưới điện. Sự bất ổn của điện gió, mặt trời biến một số nhà máy điện truyền thống từ “chạy nền” thành “chạy trực ban” để đề phòng thiếu hụt điện do sự thất thường của nguồn điện gió, mặt trời.

Vào tháng 3 - 6 điện gió thường có công suất khả dụng rất thấp, chỉ bằng 10 - 20% công suất đặt. Điện mặt trời trợ giúp được cho lưới vào lúc ban ngày, nhưng lại không thể phát vào lúc chiều tối, khi phụ tải lập đỉnh. Đây lại chính là thời điểm cả nước cần nhiều điện do nắng nóng kéo dài. Những đợt nắng nóng dài thường trùng với mùa cạn, nước không về các hồ thủy điện làm giảm công suất các nhà máy thủy điện. Các nhà máy nhiệt điện dù chạy bằng than vẫn bị giảm công suất, vì nước làm mát quá nóng.

Về dài hạn, do các năm trước, nhiều nhà máy điện lớn không khởi công nên 3 năm gần đây lượng điện truyền thống (điện than, khí) bổ sung cho hệ thống điện luôn thiếu so với kế hoạch. Điện miền Bắc thừa vào mùa đông, nhưng mùa hè chỉ vừa đủ công suất và thiếu vào những ngày nắng nóng (khoảng 10 - 20 ngày trong năm).

Tất cả các nguồn điện NLTT đang chờ được phát điện chuyển tiếp nằm ở phía Nam, trong khi công suất truyền tải điện từ Nam ra Bắc bị giới hạn ở mức 2.000 MW, nên dù có bổ sung thêm công suất phía Nam cũng không thể đưa ra Bắc để chống chọi với cái nóng phía Bắc.

Trong tình huống đó, đường dây Thâm Câu - Móng Cái đã mấy năm không sử dụng lại được huy động trở lại. Thành phố Móng Cái được kết nối với lưới điện phía Nam Trung Quốc với công suất 70 MW (dù nhỏ, nhưng cũng giúp cho hệ thống điện miền Bắc có một chút khoảng dư để vận hành an toàn hơn).

Kết nối lưới điện - Xu hướng tất yếu trong chuyển dịch năng lượng:

Tiến độ xây dựng các nhà máy thủy điện tích năng ở Việt Nam rất chậm, nên khó hy vọng sẽ đủ nguồn tích trữ điện vào năm 2030. Tích trữ bằng pin trong tương lai gần nằm ngoài khả năng chi trả của nền kinh tế nước ta. Ngay cả nước giàu có như Singapore cũng phải tính đến kết nối lưới điện để nhập khẩu điện gió từ Việt Nam trong thời gian sắp tới.

Trong tương lai dài hạn, khi chúng ta tăng mạnh nguồn điện NLTT theo lộ trình chuyển dịch năng lượng thì việc kết nối lưới điện càng rộng càng giúp cho Việt Nam chủ động xuất, nhập khẩu điện, tăng ổn định hệ thống và điều hòa sự thất thường của nguồn điện gió, mặt trời. Đó là xu thế chung của thế giới./.

ĐÀO NHẬT ĐÌNH - CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM