Bài 2: Phát triển hệ thống truyền tải đồng bộ với tiến độ các nguồn điện

Lập 4 kịch bản về nhu cầu điện đến năm 2030 khi điều chỉnh Quy hoạch điện VIII

Tại Hội thảo, TS. Nguyễn Ngọc Hưng, Trưởng Phòng Kinh tế năng lượng, Viện Năng lượng (Bộ Công Thương) đã trình bày 4 kịch bản về nhu cầu điện, cụ thể: Kịch bản thấp; Kịch bản cơ sở; Kịch bản cao; Kịch bản cao đặc biệt.

Đáng chú ý, với kết quả dự báo của kịch bản cao đặc biệt, tốc độ tăng điện thương phẩm giai đoạn 2026-2030 là 12,8%/năm, 2031-2040 là 8,6%/năm, 2041-2050 là 2,8%/năm. Theo đó, chênh lệch với dự báo của kịch bản cơ sở Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII) như sau: Năm 2030, điện thương phẩm trên 56 tỷ kWh, Pmax (công suất lớn nhất của hệ thống điện) sẽ trên 10,0 GW; năm 2050, điện thương phẩm trên 430 tỷ kWh, Pmax sẽ trên 71,5 GW.

“Kịch bản này phản ánh nhu cầu điện trong trường hợp nền kinh tế phát triển tăng tốc trong giai đoạn 2026-2030 và tiếp tục duy trì tăng trưởng cao “2 con số” trong thời gian dài. Kịch bản cũng đảm bảo dự phòng cho phát triển điện lực trong dài hạn”, TS. Nguyễn Ngọc Hưng phân tích.

Góp ý về điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, ông Nguyễn Văn Dương, Nghiên cứu viên Phòng Phát triển Hệ thống điện (Viện Năng lượng), đại diện nhóm nghiên cứu đã trình bày tại Hội thảo về các nội dung quan trọng liên quan đến đánh giá hiện trạng hệ thống điện, rà soát thông số đầu vào và phương pháp điều chỉnh Quy hoạch điện VIII.

Theo ông Dương, quá trình điều chỉnh Quy hoạch điện VIII tập trung vào 3 bước chính: Rà soát và cập nhật cơ sở pháp lý, đánh giá thực tiễn vận hành hệ thống điện, cùng với dự báo tăng trưởng kinh tế - xã hội và nhu cầu điện. Việc tối ưu hóa hệ thống điện được thực hiện qua ba giai đoạn là xác định cơ cấu nguồn điện tối ưu, kiểm tra độ tin cậy cung cấp điện và đánh giá vận hành theo từng giờ để đảm bảo sự phù hợp với bối cảnh mới, khi tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng gia tăng.

Một trong những vấn đề trọng tâm là cập nhật chi tiết tiềm năng năng lượng tái tạo tại từng địa phương nhằm khai thác hiệu quả nguồn tài nguyên quốc gia. Đồng thời, nhóm nghiên cứu nhấn mạnh sự cần thiết của các phương án dự phòng cho điện gió và điện mặt trời, nhằm đối phó với sự bất ổn định của các nguồn năng lượng này.

Thực tế vận hành hệ thống điện năm 2023 cho thấy, dù công suất lắp đặt cao hơn nhu cầu khoảng 1,5 lần, miền Bắc vẫn xảy ra tình trạng thiếu điện cục bộ. Trong tương lai, khi tỷ trọng điện gió và điện mặt trời tăng lên 60-70% tổng công suất, việc bổ sung dự phòng sẽ trở nên cấp thiết để đảm bảo an ninh năng lượng.

Đánh giá của nhóm nghiên cứu cũng cho thấy, cơ cấu nguồn điện Việt Nam đã có sự chuyển dịch đáng kể. Trước năm 2010, hệ thống điện phụ thuộc vào nhiệt điện than, thủy điện và tua-bin khí. Đến giai đoạn 2011-2019, điện than tiếp tục được mở rộng. Hiện tại, với định hướng không phát triển thêm nhiệt điện than mới và thủy điện gần như đã khai thác hết tiềm năng, cơ cấu nguồn điện đang dần chuyển sang năng lượng tái tạo, với tua-bin khí đóng vai trò trung gian nhờ phát thải thấp và khả năng vận hành linh hoạt.

Theo thống kê, năm 2024, tổng công suất hệ thống điện đạt khoảng 80 GW, sản lượng điện vượt 300 tỷ kWh. Tuy nhiên, một số nguồn điện quan trọng như điện gió ngoài khơi, thủy điện tích năng mới chỉ đạt từ 19-62% kế hoạch đề ra, làm giảm khả năng dự phòng trong ngắn hạn và đặt ra nhiều thách thức.

Nhằm đảm bảo an ninh năng lượng, các kịch bản phát triển điện năng của Việt Nam tập trung vào hai phương án chính là tận dụng đất chưa sử dụng và chuyển đổi một phần đất rừng sản xuất để phát triển điện mặt trời. Theo đó, tổng tiềm năng điện mặt trời theo kịch bản cơ sở đạt khoảng 295.000 MW, trong khi kịch bản cao ước tính lên tới 576.000 MW.

Dự báo đến năm 2050, Việt Nam sẽ đạt mục tiêu phát thải ròng bằng 0 (Net Zero), với năng lượng tái tạo chiếm tỷ trọng chủ đạo. Để hiện thực hóa mục tiêu này, hệ thống truyền tải cần được mở rộng, đồng thời áp dụng công nghệ lưu trữ năng lượng và phát triển nguồn điện linh hoạt nhằm duy trì ổn định hệ thống điện.

Quy hoạch điện VIII cần tăng tính liên kết vùng của lưới điện truyền tải

Tham luận tại Hội thảo, Thạc sĩ Cao Đức Huy, Nghiên cứu viên Phòng Phát triển Hệ thống điện (Viện Năng lượng) đã trình bày nội dung về điều chỉnh chương trình phát triển lưới điện truyền tải.

Cần tăng cường liên kết lưới điện giữa Bắc Trung Bộ và Nam Trung Bộ (Ảnh minh họa)

Về định hướng phát triển, sẽ phát triển hệ thống truyền tải điện đồng bộ với tiến độ các nguồn điện, nhu cầu phát triển phụ tải của các địa phương, sử dụng công nghệ hiện đại, đảm bảo tiêu chuẩn quốc tế, sẵn sàng kết nối khu vực. Phát triển lưới điện thông minh (Smart Grid) để tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo ở quy mô lớn, đáp ứng yêu cầu vận hành hệ thống điện an toàn, ổn định và kinh tế.

Ngoài ra, phát triển lưới điện truyền tải bảo đảm khả năng giải tỏa công suất các nhà máy điện, nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, giảm tổn thất điện năng, đáp ứng tiêu chí N-1 đối với vùng phụ tải quan trọng, N-1-1 đối với vùng phụ tải đặc biệt quan trọng, lưới điện đấu nối nguồn điện hạt nhân. Phát triển lưới điện truyền tải điện có dự phòng lâu dài, tăng cường sử dụng cột nhiều mạch, nhiều cấp điện áp đi chung để giảm diện tích chiếm đất. Khuyến khích xây dựng các trạm biến áp truyền tải kết hợp cung cấp điện cho phụ tải lân cận.

“Đến năm 2030, lưới điện truyền tải 500 kV giữ vai trò xương sống trong liên kết các hệ thống điện miền và trao đổi điện năng với các nước trong khu vực”, Thạc sĩ Cao Đức Huy phân tích.

Ngoài ra, sau năm 2030, nghiên cứu phương án phát triển công nghệ truyền tải điện một chiều siêu cao áp (HVDC), công nghệ truyền tải điện xoay chiều điện áp trên 500 kV nhằm nâng cao năng lực truyền tải liên vùng miền, khai thác hiệu quả tiềm năng nguồn điện và đảm bảo cung ứng điện. Nghiên cứu phương án đấu nối, giải tỏa công suất nguồn điện hạt nhân và các phương án kết nối xuyên châu Á - Thái Bình Dương.

Đồng thời, xây dựng lưới điện 220 kV bảo đảm độ tin cậy, các trạm biến áp trong khu vực có mật độ phụ tải cao, thiết kế theo sơ đồ đảm bảo vận hành linh hoạt. Xây dựng các trạm biến áp 220 kV đủ điều kiện vận hành không người trực. Đẩy mạnh xây dựng các trạm biến áp GIS, trạm ngầm tại các trung tâm phụ tải, trạm biến áp sử dụng các máy biến áp công suất lớn.

Về nhu cầu truyền tải liên miền, Thạc sĩ Cao Đức Huy cho biết, nhu cầu truyền tải liên miền tăng dần theo từng năm. Trên giao diện Bắc - Trung, xu hướng truyền tải từ miền Trung ra miền Bắc đóng vai trò chủ đạo. Truyền tải Trung - Bắc dự kiến tăng từ 17 tỷ kWh năm 2030 lên 135 tỷ kWh năm 2050. Ngoài ra, trên giao diện Trung - Nam, truyền tải từ miền Trung vào miền Nam vẫn chiếm chủ đạo, sản lượng truyền tải trong khoảng từ 37-42 tỷ kWh. Truyền tải Nam - Trung tăng trưởng đáng kể, dự kiến đạt 29 tỷ vào năm 2050.

Về lưới truyền tải liên miền, theo điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, các đường dây liên kết vùng miền đến năm 2030 cần xem xét định hướng phát triển sơ bộ như sau: Tăng cường liên kết Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ: Chương trình phát triển tối ưu nguồn điện cho thấy có nhu cầu truyền tải cao từ Bắc Trung Bộ ra Bắc Bộ, cần 8 mạch đường dây 500 kV (tăng thêm 1 mạch so với Quy hoạch điện VIII).

Liên kết Trung Trung Bộ - Bắc Trung Bộ, hiện gồm 4 mạch đường dây 500 kV hiện hữu với 2 mạch đơn Vũng Áng - Đà Nẵng và 1 đường dây mạch kép Quảng Trạch - Dốc Sỏi. Trường hợp phát triển nguồn năng lượng tái tạo và tăng cường nhập khẩu điện Lào tại khu vực Quảng Trị, xem xét xây dựng mới đường dây 500 kV mạch kép trạm cắt 500 kV Quảng Trị 2 - trạm cắt Vũng Áng 2 hoặc cải tạo 2 mạch đường dây 500 kV Quảng Trị - Vũng Áng thành 2 đường dây mạch kép.

Liên kết Tây Nguyên - Trung Trung Bộ, có 5 mạch đường dây 500 kV. Trong đó, có 4 mạch đường dây hiện hữu, bao gồm 2 mạch đơn Dốc Sỏi - Pleiku, Thạnh Mỹ - Pleiku và 1 đường dây mạch kép Dốc Sỏi - Pleiku 2. Giai đoạn 2026-2030, dự kiến cải tạo đường dây 500 kV mạch đơn Pleiku - Thạnh Mỹ thành mạch kép.

Có thể thấy rằng, việc khai thông điểm nghẽn trong việc đáp ứng nhu cầu về điện cho phát triển kinh tế - xã hội đất nước phải tính toán song song giữa nguồn điện và phát triển lưới điện truyền tải. Chỉ khi nào hai yếu tố này được đảm bảo hài hòa thì mới tránh được lãng phí trong đầu tư cho ngành điện cũng như đảm bảo an toàn hệ thống điện quốc gia.

Bùi Công