Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng cho hay, Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2021 - 2030 có xét đến năm 2045 (Quy hoạch điện VIII) về cơ bản đã hoàn thành, theo đúng kế hoạch Bộ Công Thương sẽ báo cáo Thủ tướng Chính phủ vào tháng 10/2020.

Theo Chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn tới năm 2030, dự kiến tổng công suất nguồn điện sẽ tăng thêm khoảng gần 80.000 MW so với năm 2020; trong đó, các nguồn điện lớn như các nhà máy nhiệt điện than, khí và LNG dự kiến sẽ tăng thêm khoảng trên 30.000 MW. Các nhà máy điện gió onshore, offshore và điện mặt trời dự kiến tăng thêm khoảng gần 30.000 MW.

Phần lớn các nguồn điện này đều tập trung nằm xa trung tâm phụ tải. Vì vậy, việc phát triển lưới truyền tải để giải tỏa công suất các nguồn điện này đặt ra nhiều nội dung cần xem xét và nghiên cứu. Kết quả nghiên cứu của đề án chỉ ra rằng, xu hướng truyền tải điện sẽ có nhiều thay đổi trong thời gian tới. Thay vì truyền tải điện từ miền Bắc vào miền Nam như những năm qua, chiều truyền tải có xu hướng thay đổi dần theo chiều ngược lại.

“Chính vì vậy, việc phát triển hợp lý, hài hòa lưới điện truyền tải, đảm bảo vận hành ổn định hệ thống cần phải được nghiên cứu và xem xét cụ thể”, Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng nhấn mạnh.

Theo báo cáo của Viện Năng lượng, hiện hệ thống điện được phân chia thành 6 vùng: Bắc bộ, Bắc Trung bộ, Trung Trung bộ, Tây Nguyên, Nam Trung bộ và Nam bộ và 19 tiểu vùng để tính toán cơ cấu nguồn từng vùng và quy mô truyền tải liên vùng, gồm công suất, sản lượng, chiều truyền tải.

Quy mô nguồn điện bao gồm tất cả các nguồn điện hiện trạng và đã được đăng ký khoảng 2.200 dự án, tương đương 220 GW. Nhiều vùng, tiểu vùng có quy mô nguồn đăng ký lớn hơn rất nhiều phụ tải khu vực đó.

Theo ông Nguyễn Mạnh Cường, Phó trưởng phòng Phát triển hệ thống điện - Viện Năng lượng, việc thiết kế hệ thống lưới truyền tải đảm bảo đi trước một bước; trong đó, đưa ra lộ trình xây dựng lưới truyền tải giai đoạn 2021-2030, định hướng tới 2031-2045. Đồng thời, lập danh mục đường dây và trạm biến áp cấp điện phụ tải và lưới truyền tải đấu nối nguồn điện, nhất là hệ thống gom nguồn năng lượng tái tạo. Từ đó, giúp sớm triển khai chuẩn bị đầu tư dự án lưới truyền tải.

Bên cạnh đó, lưới truyền tải phải đáp ứng được yêu cầu cung cấp điện ngày càng tin cậy, có chất lượng vận hành ngày càng cao, hoạt động ngày càng hiệu quả, từng bước hình thành lưới điện truyền tải thông minh, mức độ tự động hóa cao: 100% trạm biến áp 220 kV, 500 kV sẽ được chuẩn hóa thành các trạm biến áp không người trực từ năm 2030.

Ông Cường cho hay, hiện đang có sự thiếu cân đối giữa công suất nguồn đăng ký với phụ tải, giữa các vùng, tiểu vùng và các tỉnh. Các nguồn điện hiện đăng ký tập trung quá nhiều tại miền Trung, miền Nam. Đến năm 2030, Nam bộ và Nam Trung bộ đăng ký dư khoảng 80 GW, Tây Nguyên dư 18 GW. Nếu tất cả các nguồn đăng ký đầu tư thêm đều được phê duyệt (162,5 GW) thì tổng công suất nguồn toàn quốc năm 2030 sẽ dư 137 GW (dư 162%).

Do vậy, đến năm 2030 sẽ chỉ có một phần nguồn điện đăng ký được phê duyệt bổ sung quy hoạch. Lượng công suất nguồn còn lại xem xét phát triển trong giai đoạn 2031-2045.

Dự kiến đến năm 2030, miền Bắc có xu hướng bị thiếu nguồn, cần nhận điện từ vùng lân cận như Bắc Trung bộ, Trung Trung bộ và Tây Nguyên. Đến 2045, Nam Trung bộ và Tây Nguyên sẽ là 2 khu vực nguồn lớn của cả nước, cần truyền tải đi xa tới các vùng khác.

Tại hội thảo, ông Cường đưa ra 3 phương án truyền tải điện liên vùng. Phương án 1 là xây dựng thêm đường dây AC 500 kV mạch kép Nam Trung bộ - Bắc bộ có chiều dài khoảng 1.200km, quy mô truyền tải 2.000 MW. Phương án 2, xây dựng thêm đường dây DC 525 kV Nam Trung bộ - Bắc bộ dài 1.200km, quy mô 2.000 MW. Phương án 3, xây dựng thêm đường dây DC 800 kV Nam Trung bộ - Bắc bộ.

Phân tích từng phương án, ông Cường cho hay, phương án 1 đường dây AC 500 kV có mức chi phí đầu tư thấp, còn lại phương án 2 và 3 có vốn đầu tư cao hơn do chi phí của các trạm chuyển đổi đường dây AC-DC lớn. “Do vậy, chúng tôi đề xuất xem xét phương án 1 là phương án nâng cấp hệ thống truyền tải 500 kV Nam Trung bộ - Bắc bộ”.

Giai đoạn 2021-2030, toàn quốc cần xây mới 81 GVA công suất trạm biến áp 500 kV và khoảng 12.000km đường dây 500 kV; 83 GVA công suất trạm biến áp 220 kV và 20.000km đường dây 220 kV.

Trong 10 năm tới, trung bình mỗi năm cần đưa vào vận hành 1.200km đường dây 500 kV (trung bình hiện nay 400km/năm), 2.000km đường dây 220 kV (trung bình hiện nay hơn 1.000km/năm).

Đầu tư lưới truyền tải 500 - 220 kV giai đoạn 2021-2030 sẽ là thách thức rất lớn cho ngành điện. Khối lượng đầu tư trung bình hàng năm cao gấp khoảng 2 lần năng lực hiện nay, nhưng hệ số sử dụng lưới điện năng lượng tái tạo thấp hơn các loại nguồn truyền thống, thời gian hoàn vốn lâu hơn. Điều này khó đáp ứng các chỉ tiêu kinh tế thông thường. Do đó, cần có cơ chế về phí truyền tải phù hợp để tái đầu tư lưới điện với tỷ trọng cao năng lượng tái tạo.

“Cần thực hiện thêm nhiều nghiên cứu chuyên sâu để nâng cao hiệu quả vận hành lưới điện, giảm thiểu các rủi ro về an toàn hệ thống do sự bất định của năng lượng tái tạo như điện mặt trời, điện gió; nghiên cứu ứng dụng các loại công nghệ tích trữ năng lượng, nhà máy điện ảo...”, ông Cường kiến nghị.

Đề cập đến giá truyền tải điện, theo bà Lê Thị Thu Hà, phòng Phát triển Hệ thống điện - Viện Năng lượng, giai đoạn 2020-2025 nhu cầu đầu tư rất lớn, các nguồn vay ODA chính đã dừng hẳn. Do vậy, cần xem xét giá truyền tải, điều chỉnh để các chỉ tiêu tài chính của các đơn vị truyền tải tốt hơn nữa (xem xét tăng tỷ lệ lợi nhuận, tạo nguồn vốn tự có lớn hơn), đáp ứng nhu cầu đầu tư của hệ thống.

“Giá truyền tải cần tăng từ 101,3 đồng/kWh năm 2019 lên mức 138 đồng/kWh năm 2025 và sau đó giảm còn 130 đồng/kWh giai đoạn 2026-2030”, bà Hà cho hay.

Đức Dũng