Công văn 4329/BCT-ĐL

Kính gửi: Thường trực Chính phủ

Thực hiện nhiệm vụ được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, Bộ Công Thương đã phối hợp với các Bộ, ngành, địa phương triển khai xây dựng Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2045 (Quy hoạch điện VIII) và trình Thủ tướng Chính phủ tại Tờ trình số 1682/TTr-BCT ngày 26/3/2021 và Tờ trình số 6277/TTr-BCT ngày 08/10/2021.

Theo Thông báo số 92/TB-VPCP ngày 31/3/2022 của Văn phòng Chính phủ truyền đạt các ý kiến kết luận của Thường trực Chính phủ về Quy hoạch điện VIII, Bộ Công Thương đã hoàn thiện toàn bộ Đề án, thực hiện các thủ tục thẩm định theo quy định tại Luật Quy hoạch và được Hội đồng thẩm định do Phó Thủ tướng Chính phủ Lê Văn Thành là Chủ tịch Hội đồng thông qua. Ngày 29/4/2022, Bộ Công Thương đã trình Thủ tướng Chính phủ tại Tờ trình số 2279/TTr-BCT phê duyệt Đề án Quy hoạch điện VIII. Bộ Công Thương kính báo cáo các kết quả rà soát Quy hoạch điện VIII như sau:

1. Hiện trạng hệ thống điện và thực hiện quy hoạch điện lực quốc gia

a) Tiêu thụ điện thương phẩm giai đoạn 2011-2020

Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm bình quân giai đoạn 2011-2015 đạt 10,7%/năm, giai đoạn 2016-2020 đạt 7,7%; cả giai đoạn 2011-2020 đạt 9,6%/năm (riêng năm 2020 chỉ đạt 3,4% do ảnh hưởng của đại dịch COVID-19).

Tiêu thụ điện tập trung chủ yếu tại miền Bắc và miền Nam, chiếm trên 90% tổng lượng điện tiêu thụ toàn quốc. Miền Trung chiếm tỷ lệ thấp, dưới 10%. Tỷ trọng tiêu thụ điện của miền Bắc có xu hướng tăng dần (39,2% năm 2011, 44,1% năm 2020), miền Nam có xu hướng giảm dần tỷ trọng tiêu thụ điện (51,1% năm 2011, 47% năm 2020).

b) Phát triển nguồn điện

Tính tới cuối năm 2020, tổng công suất lắp đặt các loại hình nguồn điện của hệ thống điện quốc gia đạt 69.342 MW, trong đó miền Bắc 25.121 MW (36,2%), miền Trung 12.323 MW (17,8%) và miền Nam 31.898 MW (46%). Về cơ bản, hệ thống điện đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải của toàn quốc.

c) Phát triển năng lượng tái tạo

(i) Các dự án điện mặt trời

Trong giai đoạn 2016-2020, tổng số các dự án điện mặt trời được phê duyệt bổ sung quy hoạch là 175 dự án với tổng công suất 19.126 MWp (tương ứng khoảng 15.400 MW ac). Các dự án được bổ sung quy hoạch tập trung chủ yếu tại miền Trung và miền Nam (chiếm tới trên 96%). Cụ thể:

- Có 58 dự án do Thủ tướng Chính phủ quyết định phê duyệt quy hoạch (13.337 MWp, 11.080 MW), trong đó 55 dự án (12.727 MWp, 10.181 MW) tập trung tại khu vực miền Trung và miền Nam (chiếm 95%) và 03 dự án (610 MWp, 488 MW) tại khu vực miền Bắc. Có 21 dự án (5.771 MWp, 4.711 MW) đã đi vào vận hành (tỷ lệ thực hiện đạt 42,5%) và tập trung toàn bộ tại khu vực miền Trung và miền Nam.

- Có 117 dự án do Bộ Công Thương quyết định phê duyệt quy hoạch (5.277 MWp, 4.221 MW), trong đó có 110 dự án (5.034 MWp, 4.208 MW) tập trung tại khu vực miền Trung và miền Nam (chiếm 95%) và 7 dự án (243 MWp, 194 MW) tại khu vực miền Bắc. Có 110 dự án (5.032 MWp, 4.025 MW) đã đi vào vận hành (tỷ lệ thực hiện đạt 95%), trong đó có 106 dự án (4.873 MWp, 3.898 MW) tại khu vực miền Trung và miền Nam.

(ii) Các dự án điện gió

Quy hoạch điện VII điều chỉnh đã phê duyệt danh mục nguồn và lưới điện đấu nối cho 11.741 MW/188 dự án điện gió. Theo thống kê, hiện đã có 146 dự án/8.171,48 MW đã được ký hợp đồng mua bán điện. Trước thời điểm 31/10/2021 (là thời điểm cơ chế ưu đãi theo Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/2018 của Thủ tướng Chính phủ hết hiệu lực), có 88 dự án điện gió với tổng công suất 4.119,9 MW vào vận hành. Khoảng 99% các dự án điện gió (187 dự án/11.621 MW) được bổ sung quy hoạch tập trung tại khu vực miền Trung và miền Nam, chỉ khoảng 1% tại khu vực miền Bắc.

d) Phát triển lưới điện

Tới cuối năm 2020, cả nước có 8.527 km đường dây 500 kV, 18.477 km đường dây 220 kV, 37 trạm biến áp 500 kV/tổng dung lượng 42.900 MVA, 136 trạm biến áp 220 kV/tổng dung lượng 67.824 MVA. Ngoài ra, có 866 trạm biến áp, 24.318 km đường dây 110 kV, 360.000 km lưới điện trung áp, 350.000 km lưới điện hạ áp, đảm bảo cung ứng điện cho 28,94 triệu khách hàng, 100% số xã, 99,47% số hộ dân (99,18% số hộ dân nông thôn).

đ) Đánh giá chung về phát triển nguồn và lưới điện

- Tổng công suất lắp đặt hệ thống điện đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải cực đại của toàn quốc nhưng mức độ dự phòng công suất khả dụng của hệ thống chưa cao (9,06% vào mùa mưa và khoảng 8,16% vào mùa khô).

- Nhiều nguồn điện xây dựng chậm tiến độ (miền Bắc chậm tiến độ hơn 3.000 MW nguồn nhiệt điện; miền Nam chậm tiến độ hơn 3.600 MW nguồn nhiệt điện);

- Phát triển nguồn điện chưa phù hợp với sự phân bố phụ tải. Tăng trưởng nguồn điện tại miền Bắc thấp hơn so với tăng trưởng công suất cực đại (9,3% so với 4,7%), tăng trưởng nguồn điện tại miền Trung và miền Nam cao hơn nhiều so với tăng trưởng công suất cực đại (miền Nam vượt gần 14 GW nguồn điện mặt trời, bao gồm cả điện mặt trời mái nhà).

- Cơ cấu nguồn điện phân bố không đều tại các miền (miền Bắc chủ yếu là nhiệt điện than và thủy điện, miền Trung chủ yếu là thủy điện và miền Nam chủ yếu là nhiệt điện khí).

- Lưới điện vận hành còn nhiều khó khăn, một số khu vực lưới điện 220 kV và 110 kV vẫn còn xuất hiện tình trạng đầy và quá tải, chưa đáp ứng tiêu chí N-1 về độ tin cậy, tiềm ẩn rủi ro trong vận hành an toàn hệ thống điện.

- Tốc độ phát triển lưới điện chậm hơn so với tốc độ phát triển nguồn điện, đặc biệt còn thiếu đồng bộ với các nguồn năng lượng tái tạo.

e) Kết quả triển khai quy hoạch điện VII điều chỉnh

- Tỷ lệ thực hiện quy hoạch của các nguồn điện lớn (than, khí) đóng vai trò quan trọng đảm bảo an ninh cung cấp điện và là nguồn điện chạy nền đạt thấp (63%), dẫn tới thiếu hụt nguồn cấp và tỷ lệ dự phòng công suất của hệ thống thấp.

- Điện mặt trời thực hiện vượt cao hơn nhiều so với quy hoạch đặt ra, tập trung chủ yếu tại khu vực miền Trung và miền Nam.

- Tỷ lệ thực hiện quy hoạch các công trình lưới điện gồm có Trạm biến áp 500 kV và 220 kV lần lượt là 88,8% và 90,6% và đường dây 500 kV và 220 kV lần lượt là 77,6% và 73,9%. Vận hành lưới điện còn nhiều khó khăn, tiềm ẩn rủi ro vận hành vào các thời điểm cao điểm.

2. Kết quả đạt được và tồn tại

a) Kết quả đạt được

- Bảo đảm được cân đối lớn về an ninh năng lượng quốc gia gđ 2016-2020.

- Quy mô nguồn điện của Việt Nam năm 2020 tăng 2 lần so với năm 2015.

- Năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời) phát triển mạnh giúp giảm phát thải khí gây hiệu ứng nhà kính và tăng tính chủ động trong việc cung cấp điện.

- Đầu tư hạ tầng cung cấp điện có sự phát triển mạnh mẽ, đưa điện lưới quốc gia tới hầu hết mọi miền của đất nước với 100% số xã, phường được cung cấp từ lưới điện quốc gia (99,479% số hộ dân trong cả nước có điện).

- Liên kết lưới điện với các nước láng giềng được duy trì, công tác nhập khẩu điện tiếp tục được chú trọng.

- Các thành phần kinh tế tham gia đầu tư phát triển ngành điện ngày càng đa dạng giúp giảm gánh nặng đầu tư từ ngân sách cho phát triển điện lực.

- Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả hơn (hệ số đàn hồi giảm từ 1,84 lần giai đoạn 2011-2015 xuống 1,44 lần giai đoạn 2016-2020.

- Thị trường phát điện cạnh tranh đã đi vào vận hành. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh đã hình thành và đi vào hoạt động; chuẩn bị tiến tới thí điểm thị trường bán lẻ điện cạnh tranh; giá điện đã phản ánh sát hơn chi phí sản xuất kinh doanh, có tính đến các chi phí thực hiện chính sách xã hội.

- Ngành năng lượng trở thành ngành kinh tế năng động, đóng góp quan trọng trong việc thúc đẩy phát triển kinh tế - xã hội của đất nước...

b) Hạn chế - tồn tại

- Phát triển nguồn điện chưa phù hợp với phân bố và phát triển phụ tải, gây mất cân bằng cung - cầu miền, tạo sức ép lên lưới truyền tải liên miền.

- Nguồn điện lớn chậm tiến độ kéo dài gây thiếu nguồn điện chạy nền.

- Mức dự phòng công suất khả dụng của hệ thống khá thấp, gây khó khăn cho công tác vận hành phải sa thải phụ tải.

- Tỷ trọng 24,3% tổng công suất, 44% công suất tiêu thụ của các nguồn điện gió, điện mặt trời gây khó khăn trong công tác vận hành kinh tế hệ thống điện, ảnh hưởng vận hành các nguồn nhiệt điện than, khí.

- Điện năng sản xuất từ nguồn nhiệt điện than chiếm tỉ trọng lớn (khoảng 50% tổng điện năng sản xuất) và cần phải được hạn chế phát triển về dài hạn.

- Phát triển lưới điện truyền tải chưa đi trước một bước để phát huy hiệu quả các nguồn điện; lưới điện chưa được đầu tư kịp thời, dự án triển khai kéo dài.

- Giá điện chưa đủ hấp dẫn để thu hút đầu tư vào ngành cũng như thúc đẩy, tạo động lực cho các hoạt động sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả.

- Việc huy động các nguồn vốn (vốn trong nước và vốn nước ngoài) còn gặp nhiều khó khăn, các thủ tục vay vốn đều kéo dài.

- Nhiều chủ đầu tư nguồn điện trong nước và nước ngoài không đủ năng lực kỹ thuật và năng lực tài chính nên triển khai dự án kéo dài, bế tắc...

c) Các tồn tại về điều hành, thực hiện quy hoạch

- Quản lý nhà nước về quy hoạch chưa hiệu quả, thiếu quyết liệt.

- Quy định pháp luật về quy hoạch, đầu tư chưa toàn diện, đồng bộ, chưa theo kịp thực tiễn và nguồn lực thực hiện, còn nhiều vướng mắc, chồng chéo.

- Tính tuân thủ thực hiện quy hoạch chưa cao. Thiếu sự phối hợp, ủng hộ của địa phương, chậm bố trí nguồn lực, khiến quy hoạch bị phá vỡ trong thực tế.

- Quá trình giải quyết các vướng mắc về đầu tư của các cơ quan có thẩm quyền kéo dài, văn bản hướng dẫn thực hiện còn chung chung, chưa cụ thể...

- Công tác kiểm tra, giám sát, đôn đốc thực hiện quy hoạch chưa phát huy hiệu quả, chưa được thực hiện thường xuyên.

3. Dự báo phụ tải

Dự báo phụ tải thực hiện với 03 phương án tương ứng với 03 kịch bản tăng trưởng GDP từng giai đoạn tới năm 2045 đề ra tại Văn kiện của Đại hội Đảng toàn quốc lần thứ XIII. Tốc độ tăng trưởng GDP theo các giai đoạn như sau:

Kết quả dự báo tốc độ tăng trưởng GDP theo 03 phương án

Kết quả dự báo phụ tải như sau:

- Công suất cực đại: Năm 2025 đạt khoảng 59.300-61.400 MW; năm 2030 khoảng 86.500-93.300 MW; năm 2035 khoảng 114.300-128.800 MW; năm 2040 khoảng 136.500-162.900 MW và năm 2045 khoảng 155.000-189.900 MW.

- Điện thương phẩm: Năm 2025 đạt khoảng 335,0-346,6 tỷ kWh; năm 2030 khoảng 491,2-530,4 tỷ kWh; năm 2035 khoảng 651,3-736,9 tỷ kWh; năm 2040 khoảng 779,7-938,3 tỷ kWh và năm 2045 khoảng 886,9-1.101,1 tỷ kWh^[1].

Kết quả dự báo tốc độ tăng trưởng phụ tải theo 03 phương án

4. Phương án phát triển điện lực đã được Bộ Công Thương trình

Trên cơ sở triển khai các ý kiến kết luận của Thường trực Chính phủ tại cuộc họp về Quy hoạch điện VIII, cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại Hội nghị COP26, ý kiến chỉ đạo của Phó Thủ tướng Chính phủ Lê Văn Thành^[2] tại các cuộc họp về hoàn thiện Quy hoạch điện VIII, trong đó yêu cầu “...bám sát các biện pháp giảm phát thải khí nhà kính để đạt mức phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050 như cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại Hội nghị COP26; cân nhắc thêm quy mô điện gió ngoài khơi, ..., đánh giá kỹ thêm về mức độ dự phòng nguồn điện tối ưu và hợp lý của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện từng miền, có tính đến phương án điều hành bảo đảm cung ứng điện khi tỷ lệ thực hiện nguồn điện không đạt 100% so với quy hoạch và phương án cân đối dự phòng công suất nguồn điện không tính đến nguồn điện mặt trời...”, Bộ Công Thương đã tiến hành cập nhật, rà soát và đánh giá lại tính khả thi của một số nguồn điện (đặc biệt là các nguồn nhiệt điện than chưa giao chủ đầu tư hoặc đã có chủ đầu tư nhưng địa phương/chủ đầu tư có đề nghị không tiếp tục triển khai); đề xuất xây dựng chương trình phát triển nguồn điện đảm bảo cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế - xã hội từng thời kỳ, đáp ứng các mục tiêu dài hạn của quốc gia.

4.1. Một số nguyên tắc xây dựng chương trình phát triển điện lực

(i) Phát triển điện lực đi trước một bước nhằm cung cấp đủ điện, đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội và nhu cầu điện cho sinh hoạt của nhân dân.

(ii) Phát triển đồng bộ nguồn và lưới điện; thực hiện đầu tư phát triển điện lực cân đối giữa các vùng, miền trên cơ sở sử dụng hợp lý, có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng sơ cấp của mỗi vùng, miền; hạn chế tối đa việc xây dựng mới các đường dây truyền tải điện liên miền.

(iii) Bám sát các Nghị quyết của Đại hội Đảng toàn quốc lần thứ XIII, các Nghị quyết, Chương trình hành động, chỉ đạo của lãnh đạo các cấp đối với việc phát triển ngành điện xanh, bền vững. Đảm bảo tính kế thừa các nội dung còn phù hợp của Quy hoạch điện VII điều chỉnh.

(iv) Ưu tiên sử dụng hết lượng khí khai thác trong nước có thể cung cấp được cho sản xuất điện để tăng tính tự chủ trong sản xuất điện, chuyển dần sang đốt kèm nhiên liệu hydrogen khi công nghệ được chứng thực. Nâng cao tính tự chủ của ngành điện, giảm thiểu tối đa sự phụ thuộc vào nước ngoài đối với nhiên liệu sơ cấp.

(v) Đảm bảo các mục tiêu cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại Hội nghị COP26 về trung hòa carbon vào năm 2050; giảm tối đa các nhà máy nhiệt điện than với mục tiêu giảm tối đa phát thải khí CO2; không phát triển thêm nhà máy nhiệt điện than mới sau năm 2030; xem xét chuyển đổi một số dự án nguồn điện dự kiến sử dụng nhiên liệu than sang sử dụng LNG. Phát triển nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu ở quy mô phù hợp.

(vi) Đẩy mạnh phát triển các nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo với giá thành hợp lý gắn với bảo đảm an toàn vận hành hệ thống điện và tính kinh tế chung của hệ thống điện. Ưu tiên phát triển các nguồn năng lượng tái tạo theo phương thức tự cung cấp, tiêu thụ tại chỗ, không phát điện lên lưới điện quốc gia.

(vii) Đẩy mạnh phát triển các loại hình thủy điện tích năng, thủy điện trên các hồ thủy lợi, hồ chứa nước để điều hòa phụ tải, dự phòng công suất và tận dụng nguồn thủy năng. Nghiên cứu các loại hình năng lượng tái tạo khác như địa nhiệt, sóng biển,...

(viii) Ưu tiên phát triển các loại hình điện sản xuất từ rác, chất thải rắn, sinh khối, điện đồng phát để xử lý môi trường, tận dụng phụ phần nông nghiệp, thúc đẩy trồng rừng và tăng hiệu quả sử dụng năng lượng.

(ix) Tăng cường nhập khẩu điện trực tiếp từ các nước láng giềng trong trung và dài hạn, đầu tư khai thác các nguồn điện tại nước ngoài.

(x) Xem xét, nghiên cứu khả năng phát triển điện hạt nhân trong tương lai.

4.2. Các kịch bản tính toán

Bộ Công Thương đã tiến hành tính toán với 03 kịch bản, gồm: Kịch bản phụ tải cơ sở, Kịch bản phụ tải cao và Kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành^[3]. Trong đó, Kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành đưa vào dự phòng khoảng 15% cho  quy mô nguồn điện tăng thêm giai đoạn 2021-2030 so với Kịch bản phụ tải cao (tương ứng với tỷ lệ thực hiện quy hoạch của Kịch bản phụ tải cao là 85% năm 2030) để dự phòng không thực hiện được 100% đầu tư nguồn điện. Kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành sẽ đảm bảo cung cấp điện trong trường hợp các dự án nguồn điện BOT không triển khai thực hiện được. Cụ thể:

a) Kịch bản phụ tải cơ sở

Tổng công suất các nhà máy điện Kịch bản phụ tải cơ sở năm 2030 đạt 120.995 MW và năm 2045 đạt 284.660 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát). Trong đó, nhiệt điện than đạt 37.467 MW (31%) vào năm 2030 và giữ nguyên cho tới năm 2045 (13,2%); nguồn điện LNG đạt 14.800 MW (12,2%) vào năm 2030 và đạt 28.400 MW (10%) vào năm 2035 sau đó giữ nguyên đến năm 2045; điện gió trên bờ đạt 11.700 MW (9,7%) vào năm 2030 và đạt 36.170 MW (12,7%) vào năm 2045; điện gió ngoài khơi chưa phát triển tới năm 2030 nhưng sẽ đạt 30.000 MW (10,5%) vào năm 2045; điện mặt trời quy mô lớn vào năm 2030 giữ nguyên như hiện tại là 8.736 MW (7,2%) và đạt khoảng 58.521 MW (20,6%) vào năm 2045; điện sinh khối và năng lượng tái tạo khác đạt 1.230 MW (1%) vào năm 2030 và đạt 5.160 MW (1,8%) vào năm 2045; thủy điện tích năng và pin lưu trữ đạt 1.250 MW (1%) vào năm 2030 và đạt 5.160 MW (1,8%) vào năm 2045. Chi tiết tại Phụ lục kèm theo.

b) Kịch bản phụ tải cao

Tổng công suất các nhà máy điện Kịch bản phụ tải cao năm 2030 đạt 134.730 MW và năm 2045 đạt 387.875 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát). Trong đó, nhiệt điện than đạt 37.467 MW (27,8%) vào năm 2030 và giữ nguyên cho tới năm 2045 (9,7%); nguồn điện LNG đạt 17.900 MW (13,3%) vào năm 2030 và đạt 31.400 MW (15,1%) vào năm 2035 sau đó giữ nguyên đến năm 2045 (8,1%); điện gió trên bờ đạt 13.921 MW (10,3%) vào năm 2030 và đạt 55.950 MW (14,4%) vào năm 2045; điện gió ngoài khơi đạt 4.000 MW (3%) vào năm 2030 và đạt 64.500 MW (16,6%) vào năm 2045; điện mặt trời quy mô lớn vào năm 2030 giữ nguyên như hiện tại là 8.736 MW (6,5%) và đạt khoảng 75.987 MW (19,6%) vào năm 2045; điện sinh khối và năng lượng tái tạo khác đạt 1.230 MW (0,9%) vào năm 2030 và đạt 5.210 MW (1,3%) vào năm 2045; thủy điện tích năng và pin lưu trữ đạt 2.450 MW (1,8%) vào năm 2030 và đạt 28.950 MW (7,5%) vào năm 2045. Chi tiết tại Phụ lục kèm theo.

c) Kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành

Năm 2030, tổng công suất các nhà máy điện đạt 145.930 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát). Trong đó, nhiệt điện than đạt 37.467 MW (25,7%) vào năm 2030 và giữ nguyên cho tới năm 2045 (9,7%); nguồn điện LNG đạt 23.900 MW (16,4%) vào năm 2030 và đạt 31.400 MW (15,1%) vào năm 2035 sau đó giữ nguyên ở mức 31.400 MW (8,1%) đến năm 2045; điện gió trên bờ đạt 16.121 MW (11%) vào năm 2030 và đạt 55.950 MW (14,4%) vào năm 2045; điện gió ngoài khơi đạt 7.000 MW (4,8%) vào năm 2030 và đạt 66.500 MW (16,6%) vào năm 2045; điện mặt trời quy mô lớn vào năm 2030 giữ nguyên như hiện tại là 8.736 MW (6%) và đạt khoảng 76.000 MW (19,6%) vào năm 2045; điện sinh khối và năng lượng tái tạo khác đạt 1.230 MW (0,8%) vào năm 2030 và đạt 5.210 MW (1,3%) vào năm 2045; thủy điện tích năng và pin lưu trữ đạt 2.450 MW (1,7%) vào năm 2030 và đạt 28.950 MW (7,5%) vào năm 2045. Chi tiết tại Phụ lục kèm theo.

Nhận xét các kịch bản tính toán:

5. Rà soát các dự án điện than, điện khí đã có trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh đến nay không đưa vào dự thảo Quy hoạch điện VIII (theo yêu cầu thực hiện các cam kết tại COP26)

Trong tổng công suất 14.120 MW nhiệt điện than không đưa vào Quy hoạch điện VIII, có 8.420 MW do các Tập đoàn nhà nước được giao làm chủ đầu tư, gồm: Tập đoàn Điện lực Việt Nam được giao 3.600 MW (Quảng Trạch II, Tân Phước I và Tân Phước II), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam được giao 1.980 MW (Long Phú III), Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam được giao 2.840 MW (Cẩm Phả III, Hải Phòng III và Quỳnh Lập I); dự án đầu tư theo hình thức BOT là 4.500 MW (Quỳnh Lập II, Vũng Áng 3, Long Phú II) và chưa giao nhà đầu tư 1.200 MW (Quảng Ninh III).

Trong quá trình rà soát, đánh giá những vấn đề pháp lý khi không xem xét phát triển các dự án điện than nêu trên, Bộ Công Thương thấy rằng đối với các dự án do các Tập đoàn nhà nước được giao làm chủ đầu tư, rủi ro pháp lý là không có, các chi phí phát triển dự án do các Tập đoàn đã bỏ ra không lớn và cơ bản sẽ được xử lý theo quy định.

Riêng đối với 03 dự án đầu tư theo hình thức BOT, chủ đầu tư các dự án Vũng Áng 3, Long Phú II đã có văn bản xin rút khỏi dự án và được Thủ tướng Chính phủ đồng ý để các chủ đầu tư dừng phát triển dự án (Văn bản số 1771/TTg-CN đồng ý cho Công ty Samsung C&T dừng phát triển Dự án Vũng Áng 3; Văn bản số 852/TTg-CN đồng ý cho Công ty TATA Power dừng phát triển Dự án Long Phú II). Dự án BOT Quỳnh Lập II mới được Thủ tướng Chính phủ giao Công ty Posco Energy nghiên cứu, phát triển Dự án NMNĐ Quỳnh Lập II, công suất 2x600 MW theo hình thức BOT tại Văn bản số 623/TTg-CN ngày 04/5/2017, nhưng chưa chính thức giao Công ty Posco Energy làm chủ đầu tư. Hiện nay, Công ty Posco Energy đã có nhiều văn bản xác nhận không nghiên cứu phát triển dự án Quỳnh Lập II sử dụng than mà đề xuất chuyển đổi nhiên liệu sang sử dụng khí LNG và nâng công suất Dự án. Hiện nay, trong Quy hoạch điện VIII, khu vực Quỳnh Lập được xem xét phát triển 01 dự án LNG Quỳnh Lập giai đoạn 2026-2030. Tuy nhiên, ở thời điểm hiện nay Luật PPP đã có hiệu lực nên nếu dự án được phát triển theo hình thức BOT và việc Công ty Posco Energy có được làm chủ đầu tư dự án tiếp hay không cần phải căn cứ vào các quy định của Luật PPP và các Nghị định hướng dẫn.

Các dự án điện khí gồm dự án TBKHH Kiên Giang I và II, quy mô công suất 2x750 MW, do PVN là chủ đầu tư, dự kiến vận hành giai đoạn 2021-2022. Hiện nay chi phí do PVN bỏ ra để phát triển các dự án này khoảng 1 tỷ đồng. Các dự án này không được xem xét trong dự thảo Quy hoạch điện VIII đến năm 2030 do không xác định được nguồn nhiên liệu. Các chi phí cho chuẩn bị đầu tư PVN có trách nhiệm xử lý theo quy định.

6. Các dự án dự án điện mặt trời đã được chấp thuận nhà đầu tư nhưng chưa đưa vào vận hành

Tại Thông báo số 92/TB-VPCP của Văn phòng Chính phủ truyền đạt ý kiến Kết luận của Thường trực Chính phủ về Quy hoạch điện VIII nêu rõ: “... Đối với các dự án điện mặt trời đã có trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh mà chưa triển khai thì đưa ra tiêu chí, điều kiện về giá mua điện, hiệu quả kinh tế, ổn định hệ thống điện quốc gia, cân đối vùng, miền để cân nhắc kỹ lưỡng thận trọng, báo cáo Thường trực Chính phủ xem xét quyết định,…”.

Tại Tờ trình số 2279/TTr-BCT ngày 29/4/2022, Bộ Công Thương đã không cân đối các nguồn điện mặt trời đã được phê duyệt quy hoạch nhưng chưa đưa vào vận hành (tổng công suất khoảng 6.565 MW) để thực hiện rà soát, đánh giá và báo cáo riêng Thường trực Chính phủ xem xét quyết định. Do tỷ lệ các nguồn năng lượng tái tạo đã khá cao (chiếm tới khoảng 21,8% tổng công suất đặt hệ thống, riêng điện mặt trời quy mô lớn khoảng 6%). Nếu tính thêm khoảng hơn 6.565 MW điện mặt trời sẽ làm tỷ lệ các nguồn năng lượng tái tạo tăng lên tới khoảng gần 26% tổng công suất đặt. Tỷ lệ năng lượng tái tạo như vậy được xem là khá cao so với thực tế vận hành hệ thống điện nhiều nước trên thế giới^[4]. Do các nguồn điện mặt trời có đặc tính vận hành không ổn định, số giờ vận hành thấp (khoảng 4 tiếng/ngày) và không thể phát điện vào buổi tối, nên việc phát triển nhiều nguồn điện mặt trời sẽ phải kèm theo nguồn điện dự phòng khác nhằm bù lại sản lượng điện khi các dự án điện mặt trời ngừng phát. Ngoài ra, tỷ lệ năng lượng tái tạo cao còn ảnh hưởng tới công tác vận hành kinh tế các nguồn điện khác như thủy điện, nhiệt điện, tua bin khí.

Bộ Công Thương đã đánh giá kỹ tình hình triển khai, tính pháp lý của từng dự án và có Văn bản số 3787/BCT-ĐL ngày 04/7/2022, Văn bản số 412/BCT-ĐL ngày 22/7/2022 báo cáo Thủ tướng Chính phủ về rà soát Quy hoạch điện VIII.

Bộ Công Thương xin ý kiến Thường trực Chính phủ xem xét, quyết định về các dự án điện mặt trời như sau:

Tổng chi phí đã thực hiện dự án đến thời điểm báo cáo đối với các dự án đã có chủ trương đầu tư và được chấp thuận nhà đầu tư (tổng công suất 2.428,42 MW) ước tính khoảng 12.700 tỷ đồng (chưa tính các dự án các địa phương không cung cấp chi phí đã thực hiện). Trong đó:

- Các dự án/phần dự án đã hoàn thành thi công, đã được kiểm tra công tác nghiệm thu nhưng chưa có giá bán điện với tổng công suất 88,5 MW, chi phí đã thực hiện khoảng 2.249,2 tỷ đồng;

- Các dự án đã được cấp đất và đã ký hợp đồng mua sắm thiết bị với tổng công suất 490,52 MW, chi phí đã thực hiện khoảng 10.074 tỷ đồng;

- Các dự án đã được cấp đất với tổng công suất 45 MW;

- Các dự án đang triển khai thủ tục cấp đất với tổng công suất 1.773,2 MW, chi phí đã thực hiện khoảng 374,6 tỷ đồng;

- Các dự án chưa triển khai thủ tục cấp đất với công suất 23,2 MW, chi phí đã thực hiện khoảng 25,4 tỷ đồng.

Chi tiết chia các nhóm dự án nêu tại Phụ lục kèm theo và Văn bản số 412/BCT-ĐL ngày 22/7/2022 của Bộ Công Thương.

Như vậy, các dự án đã có chủ trương đầu tư, đã được chấp thuận nhà đầu tư với tổng công suất 2.428,42 MW đã triển khai trên thực tế ở các giai đoạn khác nhau, một số dự án đã được cấp đất, giao đất, đã ký hợp đồng mua sắm vật tư thiết bị như Bộ Công Thương đã báo cáo tại Văn bản số 412/BCT-ĐL ngày 22/7/2022. Trường hợp không tiếp tục triển khai sẽ gây lãng phí tài sản xã hội, có khả năng dẫn tới kiện tụng đòi bồi thường của nhà nước.

Vì vậy, để tránh rủi ro về mặt pháp lý, tránh xảy ra khiếu kiện và đền bù cho các nhà đầu tư, Bộ Công Thương đề xuất tiếp tục phát triển các dự án điện mặt trời đã được chấp thuận nhà đầu tư trong giai đoạn đến năm 2030 với tổng công suất 2.428,42 MW. Trong thời gian đến năm 2030, nếu điều kiện kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia tốt hơn, có thêm các công cụ để điều hành, đảm bảo hấp thụ mức độ cao hơn điện mặt trời và vận hành an toàn, kinh tế các nguồn điện trong hệ thống, hoặc có nhiều nguồn điện chậm tiến độ, phải có giải pháp thay thế, Bộ Công Thương sẽ yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán, kiểm tra và báo cáo Chính phủ xem xét điều chỉnh (nếu cần).

7. Về năng lực nhập khẩu LNG đến năm 2030 và tổng công suất lắp đặt hệ thống đến năm 2030

Tại thời điểm tính toán các vấn đề kỹ thuật phục vụ ban hành Nghị quyết 55-NQ/TW, tính toán cơ cấu nguồn điện tối ưu chưa xét đến chi phí ngoại sinh (chi phí xã hội phải gánh chịu trong quá trình phát triển điện lực), vì vậy vào năm 2030 nguồn nhiệt điện than chiếm công suất lớn (khoảng 55 GW), nguồn điện khí đạt 22 GW, tổng công suất các nguồn nhiệt điện khoảng 77 GW.

Quy hoạch điện VIII rà soát sau Hội nghị COP26, quy mô của các nguồn nhiệt điện than năm 2030 giảm mạnh, đạt 37 GW, thấp hơn 18 GW so với quy mô trong Nghị quyết 55-NQ/TW, phù hợp với xu hướng phát triển của Việt Nam, hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050. Quy hoạch điện VIII đã thay thế công suất điện than này bằng khoảng 14 GW nguồn điện nền sạch hơn là điện LNG, còn lại bù bằng 12-15 GW các nguồn năng lượng tái tạo (do số giờ vận hành các dự án nguồn NLTT chỉ bằng khoảng 1/3 (đối với điện gió) và 1/4 (đối với điện mặt trời) so với các nguồn điện than hoặc khí). Vì vậy, nhu cầu nhập khẩu LNG tăng lên, đạt khoảng 14-18 tỷ m³ vào năm 2030 và khoảng 13-16 tỷ m³ vào năm 2045. Bộ Công Thương thấy rằng Quy hoạch điện VIII cơ bản phù hợp, không vi phạm với mục tiêu nêu tại Nghị quyết 55-NQ/TW.

8. Các vấn đề xin ý kiến Thường trực Chính phủ

8.1. Việc không đưa các dự án nhiệt điện than, khí nêu trên Quy hoạch điện VIII phù hợp với đề nghị của các địa phương, kiến nghị của các chủ đầu tư. Do đó, cơ bản không có rủi ro về mặt pháp lý.

Một số chi phí của các Tập đoàn thuộc sở hữu nhà nước đã bỏ ra để khảo sát, chuẩn bị đầu tư dự án, các Tập đoàn có trách nhiệm xử lý theo quy định.

Bộ Công Thương xin ý kiến Thường trực Chính phủ việc loại bỏ các dự án điện than không còn phù hợp nêu trên nhằm đáp ứng cam kết của Việt Nam tại Hội nghị COP26.

8.2. Về các dự án điện mặt trời

(i) Tiếp tục cho phép triển khai để đưa vào vận hành trong giai đoạn đến năm 2030 các dự án/phần dự án đã được quy hoạch, đã được chấp thuận nhà đầu tư, nhưng chưa vận hành với tổng công suất khoảng 2.428,42 MW. Việc đẩy lùi các dự án này ra sau năm 2030 sẽ gặp phải những rủi ro về mặt pháp lý và kinh phí đền bù cho các nhà đầu tư.

Tuy nhiên, các dự án này cần phải tuyệt đối tuân thủ theo đúng các quy định pháp luật về đầu tư, xây dựng, bám sát khả năng hấp thụ của hệ thống điện quốc gia và khả năng giải tỏa công suất của lưới điện; tuân thủ theo đúng cơ chế giá điện tại thời điểm đưa vào vận hành, tự chịu trách nhiệm về hiệu quả dự án theo cơ chế được duyệt. Sau này, nếu các cơ quan thanh tra, kiểm tra phát hiện vi phạm thì sẽ bị xử lý nghiêm theo quy định của pháp luật. Trường hợp vi phạm nghiêm trọng thậm chí rút giấy phép đầu tư, đình chỉ dự án theo các quy định của pháp luật về đầu tư xây dựng.

Trong trường hợp được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận các dự án này được tiếp tục triển khai trong giai đoạn đến năm 2030, tổng công suất nguồn điện của hệ thống năm 2030 khoảng 133.878,5 MW đối với phương án cơ sở và khoảng 148.358,5 MW đối với phương án phụ tải cao phục vụ điều hành.

(ii) Giãn tiến độ các dự án điện mặt trời đã được quy hoạch nhưng chưa được chấp thuận nhà đầu tư với tổng công suất 4.136,25 MW (đã được Bộ Công Thương báo cáo tại Văn bản số 3787/BCT-ĐL ngày 04 tháng 7 năm 2022) sang giai đoạn sau năm 2030. Định kỳ hàng năm thực hiện rà soát, tính toán khả năng hấp thụ của hệ thống điện quốc gia và khả năng giải tỏa công suất cục bộ, vận hành an toàn kinh tế của hệ thống. Trường hợp cần thiết xem xét báo cáo Chính phủ cho phép đẩy lên giai đoạn trước năm 2030 nếu các nguồn khác chậm tiến độ để đảm bảo cung ứng điện cho phát triển kinh tế - xã hội của đất nước và tranh thủ mức giá ngày càng rẻ của điện mặt trời.

8.3. Nghị quyết 55-NQ/TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 có 3 chỉ tiêu liên quan đến điện, đó là:

- Tổng công suất của các nguồn điện đến năm 2030 đạt khoảng 125-130 GW.

- Sản lượng điện đạt khoảng 550-600 tỷ kWh.

- Đủ năng lực nhập khẩu khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) khoảng 8 tỷ m³ vào năm 2030 và khoảng 15 tỷ m³ vào năm 2045.

Quy hoạch điện VIII là một phần của Quy hoạch tổng thể phát triển năng lượng quốc gia, trong đó dự kiến:

- Tổng công suất quy hoạch của các nguồn điện đến năm 2030 đạt khoảng 148 GW (gồm cả 2.428,42 MW nguồn điện mặt trời nếu được chấp thuận triển khai trước năm 2030). Thực tế triển khai các quy hoạch điện thường không đạt được 100% công suất quy hoạch.

- Sản lượng điện đến năm 2030 khoảng 551,3-595,4 tỷ kWh.

- Nhu cầu nhập khẩu LNG sẽ ở mức 14-18 tỷ m³ vào năm 2030 và khoảng 13-16 tỷ m³ vào năm 2045, cao hơn so với Nghị quyết 55-NQ/TW do giảm quy mô nhiệt điện than.

Như vậy, Bộ Công Thương thấy rằng Quy hoạch điện VIII cơ bản phù hợp, không vi phạm với mục tiêu nêu tại Nghị quyết 55-NQ/TW. Bộ Công Thương xin ý kiến Thường trực Chính phủ về vấn đề này.

8.4. Kiến nghị Thường trực Chính phủ xem xét thông qua đề án Quy hoạch điện VIII với cơ cấu nguồn đến năm 2030 như sau:

a) Trường hợp không xem xét đưa 2.428,42 MW công suất các dự án điện mặt trời nêu trên vào vận hành trước năm 2030: cơ cấu chi tiết được nêu tại Tờ trình số 2279/TTr-BCT ngày 29/4/2022.

b) Trường hợp tính đến 2.428,42 MW công suất các dự án điện mặt trời nêu trên vận hành trước năm 2030

Tổng công suất các nhà máy điện khoảng 120.995-148.358 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát), trong đó: thủy điện (tính cả thủy điện nhỏ) đạt 26.795-28.946 MW chiếm tỷ lệ 19,5-22,1%; nhiệt điện than 37.467 MW chiếm tỷ lệ 25,3-31%; nhiệt điện khí (tính cả nguồn điện sử dụng LNG) 29.880-38.980 MW chiếm tỷ lệ 24,7-26,3%; năng lượng tái tạo ngoài thủy điện (điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối, ...) 21.666-35.516 MW chiếm tỷ lệ 17,9- 23,9%; nhập khẩu điện 3.937-5.000 MW chiếm tỷ lệ 3,3-3,4%.

Bộ Công Thương kính báo cáo Thủ tướng Chính phủ./.

Tài liệu gửi kèm:

- Tờ trình 2279/TTr-BCT ngày 29/4/2022

- Văn bản 3787/BCT-ĐL ngày 4/7/2022

PHỤ LỤC:

KẾT QUẢ CÂN BẰNG CÔNG SUẤT VÀ CHIA NHÓM CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI

1. Kết quả cân bằng công suất các kịch bản tính toán

a) Cân bằng công suất kịch bản phụ tải cơ sở (đơn vị - MW)

b) Cân bằng công suất kịch bản phụ tải cao (đơn vị - MW)

c) Cân bằng công suất kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành (đơn vị - MW)

2. Chia nhóm các dự án điện mặt trời

a) Nhóm các dự án/phần dự án đã hoàn thành xây dựng

Có 01 dự án/phần dự án với tổng công suất 88,5 MW đã thi công xong và hoàn thành đầu tư xây dựng, đã được kiểm tra công tác nghiệm thu và đang chờ xác định giá bán điện. Ước tính chi phí phần công suất dự án chưa có giá khoảng 2.249,2 tỷ đồng.

b) Nhóm các dự án đã được cấp đất và ký hợp đồng mua sắm thiết bị

Có 08 dự án với tổng công suất 490,52 MW đã được cấp đất và đã ký hợp đồng mua sắm thiết bị. Ước tính chi phí đã triển khai thực hiện đến thời điểm báo cáo khoảng 10.074 tỷ đồng.

c) Nhóm các dự án đã có chủ trương đầu tư và đã được cấp đất

Có 01 dự án với tổng công suất 45 MW đã có chủ trương đầu tư, đã được cấp đất. Chưa rõ chi phí đã triển khai thực hiện đến thời điểm báo cáo do các địa phương không cung cấp được.

d) Nhóm các dự án/phần dự án đã có chủ trương đầu tư, đang triển khai thủ tục cấp đất

Có 12 dự án/phần dự án với tổng công suất 1.773,2 MW đã có chủ trương đầu tư và đang triển khai thủ tục cấp đất ở các mức độ khác nhau. Ước tính chi phí đã triển khai thực hiện đến thời điểm báo cáo khoảng 374,6 tỷ đồng (chưa kể các dự án chưa rõ chi phí thực hiện do không cung cấp được).

đ) Nhóm các dự án/phần dự án đã có chủ trương đầu tư, nhưng chưa triển khai thủ tục cấp đất

Có 01 dự án/phần dự án với tổng công suất 23,2 MW đã có chủ trương đầu tư, nhưng chưa triển khai thủ tục cấp đất.