Đánh giá tình hình thực hiện các dự án nguồn, lưới điện trong quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020, có xét đến năm 2030

1. Hiện trạng phát triển nguồn điện

a) Phát triển nguồn điện

Theo quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020, có xét đến năm 2030 (gọi tắt là Quy hoạch điện VII điều chỉnh- QHĐ VII ĐC) và các quyết định bổ sung, công suất nguồn điện quy hoạch cho giai đoạn 2016-2030 là 109.090 MW, trong đó giai đoạn 2016-2020 là 35.470 MW, 2021-2025 là 45.030 MW, 2026-2030 là 28.590 MW.

Tuy nhiên, tổng công suất đã đưa vào vận hành giai đoạn 2016-2020 chỉ đạt 28.377 MW (80% quy hoạch). Hiện nay, tổng công suất các nguồn điện (không tính nguồn năng lượng tái tạo) đang chuẩn bị đầu tư, đang đầu tư là 60 dự án với tổng công suất khoảng 61.770 MW. Trong  đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) thực hiện 15 dự án/11.240 MW; Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) thực hiện 9 dự án/8.100 MW; Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam (TKV) thực hiện 4 dự án/2.730 MW; BOT có 15 dự án/20.730 MW; IPP có 10 dự án (trên 100 MW)/11.092 MW và 6 dự án/8.700 MW chưa có chủ đầu tư.

Tính đến cuối năm 2020, tổng công suất lắp đặt của hệ thống điện quốc gia đạt 69.342 MW (tổng công suất nguồn điện mặt trời đạt 16.428 MWac). Trong đó, tổng công suất lắp đặt các miền: Bắc, Trung và Nam lần lượt đạt: 25.121 MW (chiếm 36,2% tổng công suất), 12.232 MW (17,8% và 31.898 MW (46%); Tổng công suất thủy điện là 20.993 MW (30,3% công suất, 29,6% sản lượng); nhiệt điện than 21.383 MW (30,8%, công suất, 50% sản lượng); tua bin khí 9.025 MW (13,1%, công suất, 14,6% sản lượng); điện gió 538 MW (0,8% công suất, 0,4% sản lượng), điện mặt trời 16.506 MW (23,8% công suất, 3,7% sản lượng), nguồn khác 325 MW (0,4% công suất, 0,5% sản lượng, nhập khẩu 572 MW (0,8% công suất, 1,2% sản lượng). Hệ thống điện Việt Nam có quy mô đứng thứ 2 Đông Nam Á và thứ 23 trên thế giới.

Về cơ bản, hệ thống điện đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải. Tuy nhiên, mặc dù công suất lắp đặt tương đối cao so với phụ tải cực đại (69.342/38.617 MW), nhưng mức độ dự phòng công suất khả dụng của hệ thống khá thấp do tính chất thay đổi theo mùa của thủy điện, nhu cầu sửa chữa, bảo dưỡng nhiệt điện và tính bất định của nguồn điện gió, mặt trời. Nếu không tính các nguồn điện gió, mặt trời thì vào mùa mưa, tỷ lệ dự phòng công suất khả dụng chỉ là 9,06%, mùa khô khoảng 8,16%.

b) Phát triển nguồn điện theo từng miền

+ Nguồn điện miền Bắc

Cơ cấu nguồn điện miền Bắc chủ yếu là thủy điện (46%) và nhiệt điện (51%) năm 2020. Miền Bắc tăng trưởng phụ tải cao nhất cả nước với tốc độ 9,3%/năm trong giai đoạn 2016-2020, tương ứng mức tăng gần 6.000 MW, trong khi nguồn điện chỉ tăng 4.600 MW, tăng trưởng 4,7%/năm. Điều này dẫn tới tỷ lệ chênh lệch công suất lắp đặt/Pmax của miền Bắc có xu hướng giảm dần từ 55% năm 2016 xuống 31% năm 2019-2020.

Sản lượng truyền tải Bắc - Trung có xu hướng giảm dần xuống mức dưới 6 tỷ kWh năm 2020, sản lượng truyền tải từ miền Trung ra miền Bắc các năm 2019, 2020 tăng lên đạt trên 2 tỷ kWh và xu hướng này dự báo sẽ tiếp tục tăng lên.

+ Nguồn điện miền Trung

Hệ thống điện miền Trung có tỷ trọng lớn là thủy điện với trên 5.400 MW, chiếm 57% cơ cấu nguồn điện năm 2020 (giai đoạn từ 2019 trở về trước tỷ trọng thủy điện đạt trên 80%), điện mặt trời với 3.150 MWac, chiếm 33%. Miền Trung chiếm tỷ trọng thấp nhất trong cơ cấu phụ tải toàn quốc (khoảng 10%) và tốc độ tăng trưởng cũng thấp nhất, bình quân 6,3% và 5,3% tương ứng điện năng tiêu thụ và Pmax trong giai đoạn 2016-2020 (tăng trưởng âm trong năm 2020 do ảnh hưởng của đại dịch Covid-19). Tổng công suất nguồn miền Trung tăng từ 5.500 MW năm 2016 lên 9.560 MW năm 2020, tốc độ tăng trưởng nguồn điện bình quân 16,5%/năm, cao hơn nhiều so với tốc độ tăng trưởng phụ tải, sự tăng trưởng này chủ yếu từ nguồn điện mặt trời. Tỷ lệ chênh lệch công suất lắp đặt và Pmax tăng lên từ mức 109-125% năm 2016-2019 tăng lên 237% năm 2020.

+ Hiện trạng nguồn điện miền Nam

Hệ thống điện miền Nam có cơ cấu nguồn đa dạng, trong 34.580 MW tổng công suất lắp đặt năm 2020, điện mặt trời chiếm 37%, nhiệt điện than 25% và tuabin khí 22%, thủy điện chiếm 11% và các nguồn khác (NĐ dầu, sinh khối, …) chiếm 4%.

Tốc độ tăng trưởng nguồn điện miền Nam trong giai đoạn 2016-2020 trên 21%, điện mặt trời 12.600 MW tăng thêm và các nhà máy nhiệt điện than 5.000 MW tăng thêm (các nhà máy lớn được đưa vào vận hành gồm Vĩnh Tân I, Vĩnh Tân VI, Vĩnh Tân IV mở rộng, Duyên Hải III và Duyên Hải III mở rộng, Sông Hậu I). Tốc độ tăng trưởng Pmax bình quân trong giai đoạn này của miền Nam chỉ đạt 7%. Tỷ lệ chênh lệch công suất lắp đặt trên Pmax tăng từ 13% năm 2016 lên 87% năm 2020.

Sản lượng điện năng tiêu thụ của miền Nam cao nhất cả nước, đạt 111,4 tỷ kWh năm 2020, tăng trưởng 6,8%/năm giai đoạn 2016-2020. Trong đó, cung cấp sản lượng lớn nhất là các nhà máy nhiệt điện than với 45%, tuabin khí 36%, thủy điện 8%, các nguồn điện mặt trời khoảng 20% dẫn tới sản lượng điện năng chỉ chiếm 7%. Trong các năm qua, miền Nam luôn phải nhận lượng điện rất lớn từ hệ thống truyền tải liên miền, trong đó các năm 2017-2018 sản lượng điện nhận miền Nam gần 20 tỷ kWh.

c) Điện thương phẩm giai đoạn 2016-2020

Hệ thống điện Việt Nam chia thành 3 miền Bắc, Trung và Nam được liên kết với nhau bằng các đường dây truyền tải điện xoay chiều 500 kV. Hệ thống điện miền Bắc tính từ tỉnh Hà Tĩnh trở ra, hệ thống điện miền Trung từ tỉnh Quảng Bình tới tỉnh Khánh Hòa (bao gồm cả các tỉnh Tây Nguyên), hệ thống điện miền Nam bao gồm các tỉnh còn lại, từ Ninh Thuận trở vào.

Do tính chất địa lý, sự phát triển kinh tế - xã hội giữa các vùng khác nhau nên nhìn chung việc tiêu thụ điện có nhiều khác biệt. Phụ tải tập trung chủ yếu ở miền Bắc và miền Nam trong khi miền Trung phụ tải khá thấp. Thống kê số liệu điện thương phẩm giữa các miền giai đoạn 2010-2020 như sau:

Bảng 1: Điện thương phẩm theo miền

 Nguồn: Dự thảo báo cáo Quy hoạch điện VIII – Viện Năng lượng

Hệ thống điện Việt Nam là một trong những hệ thống điện có tốc độ tăng trưởng cao trên thế giới. Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm giai đoạn 2011-2020 đạt 9,6%/năm, giai đoạn 2011-2015 đạt 10,7% (riêng năm 2020 chỉ đạt 3,36% do ảnh hưởng của đại dịch Covid-19), tương ứng điện thương phẩm đạt 215,27 tỷ kWh năm 2020. Có thể thấy, tiêu thụ điện chủ yếu tập trung tại miền Bắc và miền Nam, chiếm tới 90% tổng lượng điện tiêu thụ toàn quốc, miền Trung chiếm tỉ lệ thấp, khoảng 10% tổng tiêu thụ toàn quốc.

d) Công suất tiêu thụ lớn nhất của các miền

Thống kê công suất tiêu thụ lớn nhất (P_max) của hệ thống điện Việt Nam và từng miền trong giai đoạn 2010-2020 như sau:

Bảng 2: Công suất cực đại theo miền năm 2020

Nguồn: Dự thảo báo cáo Quy hoạch điện VIII – Viện Năng lượng

Công suất cực đại của hệ thống điện miền Bắc có xu hướng tăng nhanh nhất trong các miền với tốc độ tăng trưởng 11,6% trong giai đoạn 2011-2020. Hiện nay, công suất cực đại của miền Bắc đã vượt công suất cực đại của miền Nam và xu hướng này được dự báo sẽ tiếp tục diễn ra trong tương lai.

Về cơ bản, hệ thống điện đang đáp ứng nhu cầu phụ tải nhưng mức độ dự phòng công suất khả dụng của hệ thống khá thấp do tính chất thay đổi theo mùa của thủy điện, nhu cầu sửa chữa của nhiệt điện và tính bất định của nguồn điện gió và điện mặt trời.

e) Đánh giá chung tình hình phát triển nguồn điện

Việc phát triển nguồn điện trong những năm gần đây chưa phù hợp với sự phân bố và phát triển phụ tải.

- Khu vực miền Bắc tăng trưởng điện năng tiêu thụ và P_max cao nhất trong 3 miền, tương ứng 9,1% và 9,3%/năm trong giai đoạn 2016-2020, trong khi tăng trưởng công suất nguồn chỉ đạt 4,7%/năm, dẫn tới tỷ lệ chênh lệch công suất lắp đặt/Pmax giảm dần từ mức 55% năm 2016 xuống 31% năm 2020, khả năng tự cân đối cung - cầu điện của hệ thống điện miền Bắc đã giảm dần.

- Khu vực miền Trung và miền Nam tăng trưởng phụ tải thấp hơn so với miền Bắc, chỉ đạt 5-7%. Tuy nhiên, nguồn điện phát triển mạnh, tăng trưởng bình quân 16%/năm tại miền Trung và 21%/năm tại miền Nam dẫn tới tỷ lệ chênh lệch công suất lắp đặt/Pmax của miền Trung và miền Nam cao, tương ứng 237% và 87%.

- Sự phân bố nguồn chưa phù hợp chủ yếu là do các nhà máy điện gió, điện mặt trời phát triển mạnh tại khu vực miền Trung và miền Nam, nhưng một phần nguyên nhân cũng bắt nguồn từ việc các nhà máy nhiệt điện than miền Bắc dự kiến vận hành trong giai đoạn 2016-2020 chậm tiến độ và chỉ có thể vận hành sau 2020 như: Na Dương II, Thái Bình II, Hải Hà I, ....

2. Hiện trạng phát triển lưới điện

a) Quy mô lưới điện

Tới cuối năm 2020, tổng khối lượng các đường dây từ cấp điện áp 110 kV trở lên của hệ thống điện là 51.322 km, trong đó khối lượng đường dây 500 kV là 8.527 km, 220 kV là 18.477 km và 110 kV là 24.318 km; Tổng dung lượng các trạm biến áp (TBA) 110 kV trở lên của hệ thống điện là 195.621 MVA, trong đó dung lượng TBA 500 kV là 42.900 MVA, 220 kV là 67.824 MVA và 110 kV là 84.897 MVA.

b) Tình hình vận hành

Phần lớn các TBA 500 kV hiện đang vận hành trong giới hạn kỹ thuật cho phép. Tuy nhiên, vẫn tồn tại một số TBA 500 kV cấp điện cho trung tâm phụ tải miền Bắc và miền Nam bị đầy hoặc quá tải liên quan tới việc nhiều nguồn nguồn năng lượng tái tạo được đưa vào vận hành trong thời gian ngắn, tốc độ phụ tải tăng trưởng nhanh và tình trạng chậm tiến độ của nhiều công trình lưới truyền tải.

Lưới điện 220-110 kV nhận nguồn từ các TBA 500 kV và các nhà máy điện, cung cấp cho phụ tải. Hiện tại, lưới điện 220 kV chưa đảm bảo mức dự phòng lưới N-1, đặc biệt là tại các khu vực trung tâm phụ tải miền Bắc và miền Nam. Vì vậy, trong các trường hợp xuất hiện sự cố nguồn điện, sự cố lưới hoặc phụ tải cao đều dẫn đến quá tải các đường dây 220 kV liên kết. Một số đường dây và TBA 220 kV tại các khu vực Tây Nguyên, Nam Trung Bộ và Nam Bộ vận hành quá tải do việc đưa vào vận hành trong thời gian ngắn của nhiều nguồn năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện mặt trời và điện mặt trời mái nhà.

c) Đánh giá năng lực hiện trạng lưới điện truyền tải

- Lưới điện truyền tải cơ bản đảm bảo vai trò xương sống của hệ thống điện quốc gia. Tuy nhiên, do tốc độ tăng trưởng phụ tải tăng cao, thời gian đầu tư để đưa các công trình lưới điện vào vận hành ngày càng bị kéo dài do quá trình giải phóng mặt bằng rất phức tạp nên việc phát triển hệ thống điện truyền tải còn gặp nhiều khó khăn, ảnh hưởng tới công tác vận hành và đảm bảo an ninh cung cấp điện. Lưới điện cục bộ tại một số khu vực chưa đáp ứng được các tiêu chí kỹ thuật vận hành lưới điện truyền tải. Nhiều nơi lưới điện truyền tải chưa đáp ứng tiêu chí vận hành N-1, lưới điện còn phải vận hành trong tình trạng đầy và quá tải.

- Việc phát triển nhanh các dự án điện mặt trời với thời gian xây dựng ngắn tại các khu vực miền Trung, Nam Trung Bộ và miền Tây Nam Bộ thời gian vừa qua làm cho việc phát triển lưới điện truyền tải không đáp ứng kịp, dẫn tới phải cắt giảm công suất phát tại một vài thời điểm, gây lãng phí nguồn lực xã hội. Ngoài ra, việc vận hành lưới điện truyền tải trong tình trạng đó cũng tiềm ẩn nhiều rủi ro đối với công tác đảm bảo vận hành an toàn và ổn định của lưới truyền tải.

- Việc tăng cường đầu tư, hiện đại hóa lưới điện đã giúp chỉ tiêu tổn thất điện năng của toàn hệ thống điện năm 2020 đạt khoảng 6,42%. Chỉ số thời gian mất điện bình quân khách hàng trong năm (SAIDI) đã giảm mạnh từ 2.281 phút vào năm 2015 xuống 356 phút vào năm 2020, vượt chỉ tiêu được giao (400 phút) trong kế hoạch 5 năm 2016-2020 của EVN.

3. Các khó khăn thách thức trong quá trình triển khai

a. Về công tác quy hoạch

Luật quy hoạch có hiệu lực từ 01/01/2019 có ảnh hưởng lớn đến công tác lập, thẩm định, và bổ sung vào quy hoạch các dự án điện, dẫn đến kéo dài thực hiện các công trình điện.  Chính phủ đã ban hành Nghị định số 37/2019/NĐ-CP của Chính phủ: Quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Quy hoạch, tuy nhiên trong quá trình thực hiện vẫn gặp một số vướng mắc chính đối với “Quy định về chuyển tiếp” “Về phạm vi” và “Về trình tự thủ tục bổ sung dự án vào Quy hoạch”.

Một trong những vấn đề phát sinh trong quá trình triển khai quy hoạch ảnh hưởng không nhỏ tới việc đảm bảo cung ứng điện đó là tính tuân thủ và sự ủng hộ của địa phương và người dân tại một vài địa điểm được quy hoạch xây dựng nhà máy nhiệt điện than do lo ngại ảnh hưởng tới môi trường như đối với các dự án (Quảng Ninh, Long An 1,2 , Tân Phước 1...).

b. Vướng mắc trong quy định pháp luật về đầu tư xây dựng cơ bản (ĐTXD)

Các quy định hiện hành về ĐTXD còn thiếu tính thống nhất, chưa rõ ràng, chồng chéo, gây nhiều khó khăn và dẫn tới công tác chuẩn bị đầu tư bị kéo dài Quá trình đàm phán bộ hợp đồng BOT và cấp giấy phép đầu tư vẫn bị kéo dài do liên quan đến nhiều Bộ, ngành. Các vướng mắc chủ yếu từ các vấn đề chính sách ưu đãi, chuyển đổi ngoại tệ, chấm dứt sớm hợp đồng, ý kiến pháp lý… Thời gian xem xét, cho ý kiến của các cơ quan quản lý nhà nước đối với các vấn đề liên quan thường kéo dài (Vân Phong I, Vĩnh Tân III, Nghi Sơn II, Vũng Áng II, Nam Định I…)

c. Việc cung cấp nhiên liệu cho Dự án khó khăn và tiềm ẩn rủi ro

+ Nhiên liệu than: Gia tăng tỷ trọng nguồn than nhập khẩu, khó khăn trong việc cung cấp-vận chuyển than cho các trung tâm điện lực, vấn đề về kho cảng trung chuyển than;

+ Nhiên liệu khí: Tiến độ các dự án khí Lô B, khí Cá Voi Xanh đã chậm khoảng 2 năm so với dự kiến trong QHĐ VII ĐC và còn rủi ro tiếp tục bị chậm;

+ Nhiên liệu LNG nhập khẩu: Việc nhập khẩu LNG cho các dự án tiềm ẩn nhiều khó khăn, đặc biệt việc bổ sung qui hoạch và đầu tư phát triển các nguồn điện LNG với qui mô lớn sẽ có rủi ro trong việc đảm bảo an ninh cung cấp điện, logistic.

+ Nhiên liệu dầu: Do các nguồn điện chính vào chậm thì phải tăng cường các nguồn điện phát bằng dầu, EVN cần tính kỹ các phương án nhập khẩu, tài chính để tránh trường hợp phải tăng giá điện đột xuất hoặc thua lỗ do phải tăng cường phát điện từ dầu.

d. Vướng mắc trong công tác giải phóng mặt bằng (GPMB)

Hiện hầu hết các dự án điện đều gặp khó khăn về GPMB, ảnh hưởng nghiêm trọng đến tiến độ thi công các công trình, khó khăn này do một số các nguyên nhân chính như sau:

+ Chính sách bồi thường hỗ trợ: Đơn giá đất thường thấp hơn giá chuyển nhượng thực tế; Nhà thầu thi công phải thương lượng trực tiếp giá với chủ tài sản; Không có quy định việc bồi thường, hỗ trợ và tái định cư đối với đất ở nằm trong hành lang an toàn đường dây, do đó không có căn cứ áp dụng; Công tác phá dỡ: đơn giá bồi thường không bao gồm chi phí tháo dỡ.

+ Chính sách bồi thường hỗ trợ: Đơn giá đất thường thấp hơn giá chuyển nhượng thực tế; Nhà thầu thi công phải thương lượng trực tiếp giá với chủ tài sản; Không có quy định việc bồi thường, hỗ trợ và tái định cư đối với đất ở nằm trong hành lang an toàn đường dây, do đó không có căn cứ áp dụng; Công tác phá dỡ: đơn giá bồi thường không bao gồm chi phí tháo dỡ.

+ Công tác quản lý đất đai: Tồn tại bất cập, chưa quyết liệt trong việc xác định, xử lý tranh chấp / vi phạm, gây khó khăn cho việc xác định tính pháp lý để quyết định phương án bồi thường.

e. Vướng mắc trong thu xếp vốn đầu tư

Khó khăn trong thu xếp vốn cho Dự án do hiện nay chủ trương hạn chế cấp bảo lãnh Chính phủ cho các dự án hạ tầng năng lượng; các nước thuộc Tổ chức Hợp tác và Phát triển kinh tế - OECD và các tổ chức tín dụng quốc tế khác cũng hạn chế cho vay đối với các dự án nhiệt than. Do vậy phải chuyển sang vay vốn thương mại với lãi suất cao, thời gian vay ngắn, dẫn đến giảm hiệu quả đầu tư của dự án.

Các nguồn vốn ưu đãi (ODA) nước ngoài để đầu tư các dự án điện rất hạn chế, thậm chí có một số khoản vay đã có cam kết của các ngân hàng, tổ chức tài chính quốc tế, nhưng không được các cơ quan quản lý nhà nước chấp nhận.

Việc thu xếp các nguồn vốn trong nước gặp nhiều khó khăn, do tại hầu hết các ngân hàng trong nước đã vượt hạn mức tín dụng đối với chủ đầu tư và các đơn vị liên quan.

Đỗ Thị Bích Thủy

Phòng Thông tin, Thư viện và Xúc tiến Thương mại - VIOIT