Nút thắt cơ chế và chậm tiến độ
Từ kinh nghiệm thực hiện các quy hoạch trước cũng như xu thế phát triển điện lực trên thế giới, Bộ Công thương cảnh báo một số rủi ro có thể xuất hiện khi thực hiện tổng sơ đồ VIII.
Nhóm rủi ro thứ nhất là cơ chế chính sách ngành điện chưa theo kịp xu thế phát triển, đặc biệt trong những vấn đề mới như cơ chế phát triển các loại hình nguồn điện lưu trữ, linh hoạt, phí truyền tải, chi phí dịch vụ phụ trợ hệ thống điện.
Cơ chế để hiện thực hóa việc xã hội hóa đầu tư lưới truyền tải còn thiếu, dẫn tới rủi ro khó triển khai; thiếu khung pháp lý lẫn cơ chế về phát triển điện gió ngoài khơi.
Rủi ro tiếp theo là hoạt động đầu tư các nguồn điện có thể gặp tình trạng chậm tiến độ đặc biệt ở các dự án nguồn điện lớn, quan trọng ưu tiên. Kèm theo đó, là các quy định về an toàn môi trường, cấp phép ngày càng chặt chẽ, phức tạp, cũng như khó khăn trong đàm phán hợp đồng PPA gắn với khả năng thu xếp vốn.
Rủi ro tiếp theo đến từ việc chậm đầu tư hạ tầng lưới điện do hạn chế về nguồn lực, cơ chế, thủ tục kéo dài, thiếu vốn của các doanh nghiệp nhà nước đóng vai trò chủ chốt trong cung ứng điện.
Bộ Công thương dự báo các dự án lưới truyền tải do tư nhân đầu tư có khả năng gặp khó trong thu hút đầu tư.
Nhóm rủi ro cuối cùng là công nghệ và vận hành, một số công nghệ năng lượng sạch chưa chắc chắn và nguy cơ mất an ninh hệ thống do tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng cao, thiếu nguồn dự phòng, hệ thống điện kém linh hoạt.
Dồn lực cho cung ứng điện
Để đảm bảo cung ứng điện từ nay tới năm 2025, sẽ cần khoảng 19.000MW nguồn điện mới, trong đó có 6.100MW nhiệt điện (than, khí), 4.300MW thủy điện, 4.400 điện gió trên bờ và khoảng 1.900MW điện nhập khẩu từ Lào.
Theo số liệu từ các địa phương, đến năm 2025 sẽ đưa vào vận hành 4 dự án nhiệt điện với tổng công suất khoảng 4.700MW gồm An Khánh Bắc Giang, Hiệp Phước giai đoạn 1, Nhơn Trạch 3,4 và Vũng Áng 2.
Cùng với đó là vận hành 176 dự án thủy điện với gần 3.000MW và 165 dự án điện gió trên bờ với gần 14.000MW.
Nếu các dự án nguồn được thực hiện theo dự kiến nêu trên thì nguồn cung điện sẽ đáp ứng đủ. Tuy nhiên, Bộ Công thương cho rằng vẫn tiềm ẩn rủi ro chậm tiến độ, nhất là với nhiệt điện và điện gió trên bờ.
Do đó, để giảm rủi ro trong cung ứng điện đến năm 2025, hàng loạt giải pháp được Bộ Công thương lưu ý.
Thứ nhất, huy động nguồn lực, cải tiến phương pháp quản lý điều hành để sớm đưa vào vận hành đường dây 500kV Quảng Trạch – Quỳnh Lưu – Thanh Hóa – Nam Định trước năm 2025 để tăng dung lượng truyền tải từ miền Trung ra miền Bắc và kịp giải tỏa công suất nguồn điện lớn như nhiệt điện Vũng Áng 1&2, nhiệt điện Quảng Trạch 1 để cấp điện cho khu vực Bắc Bộ.
Thứ hai, cần tăng cường nhập khẩu điện từ các nước trong khu vực. Trước hết, có thể đảm phán nâng cao sản lượng mua điện từ Trung Quốc lên 3,5 tỷ kWh trên các đường dây 220kV hiện trạng từ phía Lào Cai và Hà Giang. Khi thuận lợi, xem xét thực hiện giải pháp mua điện Trung Quốc qua hệ thống Back – To – Back với quy mô công suất khoảng 2.000MW, sản lượng khoảng 9 tỷ kWh/năm.
Ngoài ra, Bộ Công thương cũng cho rằng cần sớm tính đến giải pháp nhập khẩu cụm nguồn điện Nậm Ou trước năm 2025.
Nhằm đảm bảo khả năng triển khai các nguồn điện, nhất là năng lượng tái tạo, cần đôn đốc, đảm bảo tiến độ các nguồn điện nền như nhiệt điện Vũng Áng 2, Hiệp Phước, Nhơn Trạch 3&4, An Khánh.
Đặc biệt, bên cạnh việc tạo điều kiện khuyến khích phát triển nguồn điện gió, điện mặt trời theo vùng nhất là với các khu vực trung tâm phụ tải, có nguy cơ thiếu điện như Bắc Bộ, cần coi phát triển điện mặt trời mái nhà là giải pháp ưu tiên để đảm bảo an ninh cung cấp điện.
Hàng năm có đánh giá về hiệu quả trong phát triển các nguồn điện mặt trời mái nhà để đưa ra điều chỉnh phù hợp.
Đến năm 2030, việc bảo đảm cung ứng điện nhắc tới điện mặt trời tập trung, điện gió kết hợp pin tích trữ năng lượng như một giải pháp dự phòng thay thế cho các nguồn LNG, nhiệt điện than không vào vận hành theo kế hoạch.
Tương tự, nguồn điện gió ngoài khơi cũng chỉ được xác định sẽ xem xét cơ chế phù hợp để hỗ trợ đẩy nhanh quá trình chuẩn bị đầu tư.
