Tin tức

Hệ Thống Điện Việt Nam

trung.pd2 | Jan 11, 23

Hệ Thống Điện Việt Nam

1 Hiện trạng và các xu hướng phát triển hệ thống điện

1.1 Hiện trạng cung cấp điện và nhu cầu tương lai

1.1.1 Hiện trạng cung cấp điện

Hệ thống điện Việt Nam là một trong những hệ thống điện có tốc độ tăng trưởng cao trên thế giới. Sản lượng điện thương phẩm toàn quốc đạt năm 2021 đã hơn gấp 3 lần so với năm 2010, tương ứng tăng trưởng điện thương phẩm bình quân là 9,6%/năm.

Hình 2.1. Diễn biến tăng trưởng điện thương phẩm toàn quốc các năm 2010-2021 [1]

Cùng với tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm, tốc độ tăng trưởng công suất phụ tải cũng luôn ở mức cao.

Hình 2.2. Công suất phụ tải cực đại toàn hệ thống từ 2010 tới nay (Nguồn: Trung tâm Điều độ HTĐ Quốc Gia (A0))

Để đánh giá việc sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả, tốc độ tăng trưởng phụ tải cần được kết hợp phân tích với chỉ số cường độ điện trên GDP. Ở các quốc gia phát triển như Singapore, Nhật Bản, Hoa Kỳ, chỉ số này thấp hơn rất nhiều lần so với Việt Nam, nghĩa là để sản xuất ra cùng một lượng hàng hóa, lượng điện năng họ tiêu thụ ít hơn chúng ta 4-5 lần. So sánh Việt Nam với Trung Quốc, “đại công xưởng” của thế giới, Việt Nam đã gần gấp 1,5 lần Trung Quốc về chỉ số cường độ điện trên GDP. Điều này cho thấy cần phải có các biện pháp nhằm cải thiện hiệu quả sử dụng điện, cụ thể thông qua việc khuyến khích các chương trình tiết kiệm năng lượng, đẩy mạnh phát triển kinh tế song hành với phát triển năng lượng xanh và bền vững.

Hình 2.3. So sánh cường độ điện/GDP giữa các quốc gia (đơn vị kWh/1000USD) [1]

1.1.2 Nhu cầu phụ tải tương lai

Việc thực hiện điện hóa các ngành và lĩnh vực cần phối hợp linh hoạt với hệ thống quản lý nhu cầu sử dụng điện để kiểm soát việc sử dụng năng lượng; tăng cường cập nhật và chuyển đổi công nghệ sử dụng năng lượng hiệu quả, hạn chế xu hướng tăng trưởng phụ tải cao theo từng năm.

Hệ số đàn hồi tăng trưởng điện thương phẩm/tăng trưởng GDP đạt khoảng 1,31-1,34 lần trong giai đoạn 2021-2025; 1,24-1,25 lần trong giai đoạn 2026-2030; 0,97-1,03 lần trong giai đoạn 2031-2035; 0,64-0,82 lần trong giai đoạn 2036-2040; giảm xuống 0,47-0,54 lần trong giai đoạn 2041-2045 và 0,38-0,43 lần trong giai đoạn 2046-2050 (tương đương các nước phát triển).

Hình 2.4. Dự báo tăng trưởng điện thương phẩm đến năm 2050 theo dự thảo Quy hoạch điện VIII

1.2 Hiện trạng và xu hướng phát triển nguồn điện

1.2.1 Hiện trạng nguồn điện Việt Nam

Về nguồn điện, hệ thống điện Việt Nam có tổng công suất lắp đặt nguồn điện đứng thứ 2 khu vực ASEAN (sau Indonesia), đứng thứ 23 trên thế giới. Giai đoạn 5 năm trở lại đây đánh dấu sự bùng nổ về công suất nguồn năng lượng tái tạo, từ chỉ 1% năm 2017 đã tăng tới 27% năm 2022.

Hình 2.5. Cơ cấu nguồn điện và điện năng sản xuất toàn quốc đến cuối năm 2021 [2]

Xét về tổng công suất lắp đặt, Việt Nam có tỷ lệ các nguồn năng lượng hóa thạch là 44% và tỷ lệ các nguồn năng lượng tái tạo (tính cả thủy điện) là 55%. Tỷ lệ này tương đồng với một số nước ở Châu Âu như Đức (41% và 52%) hay Tây Ban Nha (46% và 54%). Thậm chí, tỷ trọng các nguồn năng lượng tái tạo của Việt Nam còn cao hơn Vương quốc Anh hay Ý, những nước có tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo chỉ khoảng hơn 30%. Điểm khác biệt ở đây là năng lượng tái tạo của Việt Nam phần lớn là thủy điện, trong khi các nước châu Âu là điện mặt trời và điện gió.

Dù có tỷ trọng các nguồn năng lượng tái tạo cao xét về tổng công suất đặt, tuy nhiên, điện năng sản xuất của Việt Nam hiện nay hơn 50% lại đến từ các nguồn nhiên liệu “không sạch” (nhiệt điện than, nhiệt điện dầu diesel). Điều này khiến ngành điện là ngành phát thải CO₂ nhiều nhất, chiếm khoảng 41% tổng lượng phát thải của cả nước, phát thải hơn 100 triệu tấn CO₂ mỗi năm (năm 2020).

Cùng với đó, tỷ trọng điện năng từ các nguồn năng lượng tái tạo mới (điện mặt trời, điện gió) vẫn còn khá khiêm tốn. Dù phát triển bùng nổ trong giai đoạn 5 năm trở lại đây, các nguồn năng lượng tái tạo mới chỉ đóng góp khoảng 12% tổng điện năng sản xuất, thấp hơn khá nhiều so với các nước châu Âu nói trên. Ở Đức, điện năng sản xuất từ năng lượng tái tạo năm 2020 đã đạt 35%, với 25% đến từ điện gió và 10% đến từ điện mặt trời. Ở Vương quốc Anh, chỉ riêng điện gió đã đóng góp 24,8% tổng sản lượng điện cung cấp năm 2020.

Từ đó cho thấy, cơ cấu nguồn điện của Việt Nam hoàn toàn phù hợp với xu hướng phát triển của thế giới, tuy nhiên cần phải có những giải pháp về điều hành cũng như về công nghệ, để tăng tỷ trọng đóng góp của các nguồn năng lượng tái tạo mới vào tổng điện năng sản xuất toàn quốc.

1.2.2 Xu hướng phát triển nguồn điện Việt Nam

Theo dự thảo Quy hoạch điện VIII, định hướng đến năm 2030 tổng công suất các nhà máy điện khoảng 121,76-145,99 GW, trong đó:

- Thủy điện 27,35-28,95 GW (tỷ lệ 19,8-22,5%);

- Nhiệt điện than 30,13-36,33 GW (20,6-29,8%);

- Nhiệt điện khí trong nước và LNG 30,33-39,43 GW(24,9-27%)

- Năng lượng tái tạo ngoài thủy điện 21,87-39,49 GW (18-27%);

- Nhập khẩu điện 4,08-5,00 GW (3,3-3,4%).

Định hướng đến năm 2050, tổng công suất các nhà máy điện khoảng 368,46-501,61 GW, trong đó:

- Thủy điện 35,57-36,02 GW (tỷ lệ 7,2-9,7%);

- Nhiệt điện than 0 GW (0%);

- Nhiện điện sử dụng sinh khối/amoniac 25,63-28,83 GW (5,1-7,8%);

- Nhiệt điện khí trong nước 7,90 GW (1,6-2,1%);

- Nhiệt điện LNG đốt kèm hydro 7,50-13,60 GW (1,5-3,7%);

- Nhiệt điện LNG chuyển hydro hoàn toàn 15,4-24,5 GW (4,2-4,9%);

- Năng lượng tái tạo ngoài thủy điện 201,84-295,64 GW (54,9-58,9%);

- Nhập khẩu điện 11,04 GW (2,2-3%).

Hình 2.6. Cơ cấu nguồn điện và điện năng sản xuất toàn quốc đến năm 2050 theo dự thảo Quy hoạch điện VIII [1]

Số liệu này cho thấy tỷ trọng nguồn nhiệt điện than sẽ phải được hạn chế đến mức tối đa và đạt 0GW đến năm 2050. Đồng thời Quy hoạch điện VIII đã định hướng chuyển đổi nhiên liệu với công nghệ đốt kèm sinh khối/amoniac với than, đốt kèm hydro với khí thiên nhiên sẽ giảm phát thải các nhà máy nhiệt điện than, khí, tiến tới sản xuất điện hoàn toàn bằng nhiên liệu không phát thải, lộ trình định hướng chuyển đổi như sau: Các nhà máy nhiệt điện than dự kiến đốt kèm nhiên liệu sinh khối hoặc amoniac sau 20 năm vận hành với tỷ lệ đốt kèm bắt đầu từ 20% tăng dần lên 100%; các nhà máy điện khí dự kiến đốt kèm hydro từ sau năm 2030, bắt đầu từ tỷ lệ 20% tăng dần lên 100%, định hướng phần lớn các nhà máy nhiệt điện khí sẽ chuyển sang sử dụng hoàn toàn hydro.

Tỷ trọng năng lượng tái tạo (cả thủy điện) tăng từ 47% công suất đặt năm 2030 lên tới 66% năm 2050. Quy hoạch điện VIII cũng xác định các dự án điện gió, điện mặt trời phục vụ sản xuất hydro, không bán điện lên lưới điện quốc gia thuộc nhóm ưu tiên phát triển.

1.3 Hiện trạng và xu hướng phát triển công nghệ lưới truyền tải tại Việt Nam

1.3.1 Hiện trạng lưới điện truyền tải Việt Nam

Hệ thống lưới điện truyền tải là một phần không thể thiếu trong hệ thống điện ở bất kỳ quốc gia nào. Chúng có vai trò tiếp nhận trực tiếp và truyền tải công suất từ các nhà máy điện lớn bằng điện áp cao hoặc siêu cao thế đến các vùng trung tâm phụ tải, sau đó biến đổi thành cấp điện áp thấp hơn của lưới điện phân phối. Mặt khác, chúng cũng liên kết các trung tâm phụ tải với nhau giúp nâng cao độ tin cậy và ổn định hệ thống điện.

Tại Việt Nam, hiện nay lưới điện truyền tải được xem là có cấp điện áp từ 220kV đến 500kV, lưới điện phân phối có cấp điện áp từ 22(15)kV đến 110kV. Trong ngành điện, Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) quản lý vận hành lưới điện truyền tải, các Tổng Công ty Điện lực quản lý vận hành lưới điện phân phối và một số trạm biến áp 220kV có tính chất cấp điện phụ tải ở các thành phố lớn.

Hệ thống điện Việt Nam có quy mô đứng thứ 2 khu vực Đông Nam Á về tổng công suất nguồn điện. Khối lượng lưới điện truyền tải và phân phối tại Việt Nam tính đến cuối năm 2020 gồm có: 8.527km đường dây 500kV (theo chiều dài tuyến), 18.477km đường dây 220kV, 24.318 đường dây 110kV; 37 trạm biến áp 500kV/ tổng dung lượng 42.900MVA, 136 trạm biến áp 220kV/ tổng dung lượng 67.824MVA, 866 trạm biến áp 110kV/ tổng dung lượng 84.897MVA.

Toàn bộ hệ thống lưới điện truyền tải và phân phối đang sử dụng là hệ thống điện xoay chiều (AC), gồm các công trình: (i) Đường dây trên không (ĐDK) và đường cáp ngầm (ĐCN), được xây dựng trên đất liền và dưới biển, (ii) Trạm biến áp (TBA) sử dụng công nghệ cách điện không khí (Air Insulation Switchgear - AIS) được xây dựng ngoài trời và công nghệ cách điện bằng khí SF6 (Gas Insulation Switchgear - GIS) được lắp đặt hợp bộ trong nhà. Các công trình này được liên kết và phối hợp với nhau để hoạt động hiệu quả trên nền tảng hệ thống thu thập dữ liệu, giám sát, điều khiển, bảo vệ, đo đếm, v.v..

1.3.2 Xu hướng công nghệ lưới điện truyền tải Việt Nam

1.3.2.1 Thách thức và cơ hội trong tương lai

a) Sự xâm nhập và tăng trưởng của các nguồn điện từ năng lượng tái tạo (NLTT), đặc biệt là nguồn điện gió và mặt trời, sẽ ngày càng tăng và dần thay thế các nguồn điện dùng nhiên liệu hóa thạch trong tương lai. Hai đặc điểm quan trọng của nguồn điện gió và mặt trời là: (i) Sản lượng của nguồn điện gió và mặt trời dễ biến đổi (thay đổi theo thời gian), do đó không thể dự báo một cách chính xác hoàn toàn và có hệ số khả dụng công suất cực đại thấp, (ii) Các địa điểm tiềm năng xây dựng các nguồn điện gió và mặt trời thường nằm xa các khu vực trung tâm phụ tải chính.

Các đặc điểm này sẽ đặt ra thách thức lớn đối với lưới điện, cụ thể việc khai thác nguồn điện gió đòi hỏi có Quy hoạch kết lưới bài bản, khối lượng xây dựng lưới truyền tải lớn hơn so với các nguồn điện truyền thống (thường nằm gần các khu vực trung tâm phụ tải hơn và có hệ số khả dụng công suất cực đại lớn hơn). Hơn nữa, việc xây dựng các đường dây truyền tải quá dài có thể đặt ra các vấn đề kỹ thuật và ảnh hưởng đến sự ổn định của hệ thống điện.

Khi đó, việc đầu tư xây dựng và vận hành hệ thống điện một cách hiệu quả ngày càng trở nên quan trọng. Để tăng cường sự thâm nhập của nguồn điện tái tạo trong khi vẫn duy trì độ tin cậy đòi hỏi phải có những thay đổi về thiết kế và vận hành hệ thống điện.

Hình 2.7. Các khu vực tiềm năng cao để xây dựng điện gió gần bờ và ngoài khơi Việt Nam [3]

b) Đặc điểm nhu cầu điện (hay phụ tải điện) sẽ có những thay đổi liên tục trong tương lai, đặc biệt là gia tăng tỷ lệ thiết bị điện thông minh trong sinh hoạt – dịch vụ, sự thâm nhập của xe điện chạy bằng pin và phương tiện giao thông công cộng được điện khí hóa. Tác động của thay đổi nhu cầu này đến lưới điện sẽ phụ thuộc thời điểm thiết bị được sử dụng nhiều, thời điểm xe điện được sạc và hoạt động giao thông.

c) Nhu cầu liên kết hệ thống điện với các nước trong khu vực ASEAN và các nước tiểu vùng sông Mê Kông mở rộng (GMS) nhằm tận dụng tối ưu nguồn năng lượng, nâng cao hiệu quả hoạt động, nâng cao độ tin cậy hệ thống điện giữa các nước trong khu vực. Mục tiêu chiến lược EVN cũng đã xác định “Mở rộng hợp tác, trao đổi điện năng với các nước trong khu vực ASEAN và các nước tiểu vùng sông Mê Kông mở rộng (GMS) hướng tới mục tiêu hình thành liên kết hệ thống điện ASEAN, GMS”.

Với sự phát triển mở rộng lưới điện truyền tải trong tương lai và xu hướng với các thách thức như trên, việc nghiên cứu một số công nghệ để áp dụng cho lưới điện Việt Nam là tất yếu và là cơ hội lớn. Một số giải pháp xây dựng và công nghệ chính đã và đang áp dụng trên thế giới và dự kiến sẽ áp dụng tại Việt Nam được nêu dưới đây.

1.3.2.2 Hệ thống truyền tải điện một chiều cao áp (HVDC)

Hệ thống điện Việt Nam hiện chỉ có hệ thống truyền tải HVAC với trục xương sống là các đường dây 500kV Bắc Nam mạch 1, mạch 2 và mạch 3.

Sự xuất hiện của các nhà máy điện gió trên biển gồm điện gió gần bờ (ĐGGB) và điện gió ngoài khơi (ĐGNK) và nhu cầu truyền tải xa với lượng công suất lớn sẽ là tiền đề cho việc nghiên cứu áp dụng hệ thống truyền tải điện HVDC.

Khoảng cách càng xa thì sẽ càng làm tăng tính hiệu quả của hệ thống HVDC, về lý thuyết sẽ có một điểm “cân bằng” mà tại đó khoảng cách nhỏ hơn sẽ áp dụng HVAC và khoảng cách lớn hơn sẽ áp dụng HVDC. Do yêu cầu về kỹ thuật, điểm cân bằng của cáp ngầm nhỏ hơn nhiều so với đường dây trên không.

Truyền tải ĐGNK từ biển vào đất liền chủ yếu dùng giải pháp xây dựng tuyến cáp ngầm biển. Với một chiều dài mà điều kiện kỹ thuật cho phép và hiệu quả kinh tế nhất thì cáp HVAC sẽ được lựa chọn. Tuy nhiên, với các tuyến cáp biển có chiều dài lớn mà khi dùng cáp HVAC không khả thi về kỹ thuật, hoặc hiệu quả kinh tế kém hơn, thì cáp HVDC sẽ được lựa chọn.

Theo chương trình phát triển Điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (dự thảo Quy hoạch điện VIII) dự kiến, nhu cầu truyền tải điện ra Bắc Bộ tăng cao cùng với việc phát triển mạnh các nguồn NLTT, đặc biệt là nguồn ĐGNK ở khu vực Nam Trung Bộ, dẫn đến nhu cầu tăng cường truyền tải từ Nam Trung Bộ ra Bắc Bộ là hết sức cần thiết. Theo kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành, định hướng xây dựng mới 8300km đường dây HVDC giai đoạn 2031-2050.

Như vậy, trong tương lai hệ thống HVDC có thể được xem xét ứng dụng trong các trường hợp: (i) Cáp ngầm biển có chiều dài từ 100km trở lên (đối với điện áp đến ± 220kV) và nhỏ hơn nhiều đối với cấp điện áp cao hơn đến ± 500kV, (ii) ĐDK (trên bờ) truyền tải một lượng công suất lớn với khoảng cách xa > 500-600km, (iii) Kết nối hai hệ thống xoay chiều không đồng bộ hoặc khác tần số (liên kết lưới điện các nước trong khu vực, kết nối các nhà máy điện gió vào hệ thống điện), làm nâng cao độ ổn định, giảm dòng ngắn mạch trong hệ thống.

2.1.3.2.3 Đường dây truyền tải

Hiện nay và trong tương lai, ĐDK vẫn là lựa chọn ưu tiên khi xây dựng trên đất liền và trên biển những nơi có độ sâu mực nước biển thấp với các ưu điểm là khả năng tải cao và chi phí phù hợp. Tuy nhiên, các giải pháp xây dựng cần thiết được áp dụng phổ biến nhằm hạn chế ảnh hưởng môi trường, tài nguyên và đất đai như: (i) Xây dựng ĐDK nhiều mạch hỗn hợp trên cùng hành lang tuyến, (ii) Sử dụng cột tháp dùng thép ống, cột thép đơn thân, … với diện tích chiếm đất chân cột và hành lang tuyến giảm, (iii) Sử dụng dây dẫn tổn thất thấp, dây dẫn siêu nhiệt để nâng cao khả năng truyền tải.

Bên cạnh đó, ĐCN cũng được đánh giá là tiềm năng và sẽ phát triển mạnh trong tương lai, đặc biệt là nhu cầu xây dựng ở khu vực trung tâm đối với các thành phố lớn, hay sự phát triển mạnh của lưới điện truyền tải đấu nối từ các nguồn điện gió trên biển.

Cáp ngầm biển HVAC:

Trên thế giới, cáp ngầm biển HVAC đã được dùng phổ biến với cấp điện áp 132 – 345kV. Cáp HVAC 500kV lần đầu tiên vận hành năm 2019, cáp có thể có tiết diện 1 lõi lên đến 2.500mm². Về vật liệu cách điện, trong quá khứ, cáp HVAC được cách điện bằng giấy có dầu áp suất thấp thường được sử dụng dưới biển với công suất lớn. Tuy nhiên, do tác động môi trường tiềm ẩn trong trường hợp rò rỉ, độ phức tạp của chúng và các giới hạn về khoảng cách cấp dầu do chiều dài tuyến, … nên sự xuất hiện của cáp XLPE (polyethylene liên kết chéo) như một công nghệ cạnh tranh, dẫn đến cáp có dầu ngày càng ít sử dụng. Cáp cách điện XLPE có các ưu điểm so với cáp cách điện bằng giấy với cùng tiết diện ruột dẫn như: Nhẹ hơn, cho phép chiều dài vận chuyển dài hơn và khoảng cách giữa các mối nối sẽ dài hơn, bền hơn về mặt cơ học, cho phép mang dòng điện lớn hơn.

Một hạn chế của tất cả các loại cáp HVAC là chúng sinh ra điện dung cao gây ra bởi dòng AC, có nghĩa là đối với chiều dài tuyến cáp càng dài, dòng điện sạc càng trở nên đáng kể và dẫn đến giảm khả năng truyền tải công suất tác dụng của cáp. Điều này được giảm thiểu bằng cách lắp đặt thiết bị kháng bù. Tuy nhiên, vì các lý do kỹ thuật - kinh tế, cáp HVAC chỉ được khuyến nghị áp dụng cho tuyến cáp có chiều dài dưới 100km với cấp điện áp đến 220kV, và sẽ ngắn hơn nhiều với cấp điện áp cao hơn đến 500kV (do công suất phản kháng sinh ra bởi điện dung sẽ tỷ lệ với chiều dài và bình phương điện áp).

Cáp ngầm biển HVDC:

Trên thế giới, cáp ngầm biển HVDC đã được dùng phổ biến với cấp điện áp lên đến 400kV. Cáp HVDC điện áp 600kV vận hành đầu tiên năm 2016 với công suất tải 2.200MW-3.000MW. Chiều dài tuyến cáp về lý thuyết không giới hạn (đã vận hành tuyến cáp dài trên 1.000km), cáp có thể có tiết diện 1 lõi lên đến 2.500mm². Về vật liệu cách điện, trước năm 2005, cáp cách điện giấy tẩm thành khối (Mass Impregnated - MI) được áp dụng phổ biến. Từ năm 2000, cáp biển loại cách điện XLPE là công nghệ mới được áp dụng.

1.3.2.4 Tăng cường đầu tư hệ thống tự động hoá trong TBA truyền tải

Với số lượng đầu tư phát triển ngày càng lớn về quy mô của hệ thống điện, các nội dung kỹ thuật cần phải tiếp tục nghiên cứu đầu tư xây dựng để nâng cao chất lượng điện, độ tin cậy và hiệu quả trong quản lý vận hành lưới điện như sau:

a) Nghiên cứu để trang bị rộng rãi các công cụ điều chỉnh, điều khiển thông minh trong vận hành hệ thống truyền tải như: Các thiết bị FACTs, áp dụng TBA kỹ thuật số, sử dụng các MBA có gam công suất lớn cấp điện áp 500kV, 220kV, 110kV, thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch (Fault current limiter - FCL) công nghệ mới áp dụng vật liệu siêu dẫn, thiết bị tích trữ năng lượng công suất lớn để nâng cao độ ổn định, hiệu quả vận hành lưới điện.

b) Trang bị và nâng cấp các hệ thống giám sát tự động trực tuyến có sử dụng trí tuệ nhân tạo AI và kho dữ liệu lớn BIG DATA nhằm thu thập thông tin, phân tích, đánh giá tình trạng vận hành thiết bị theo thời gian thực đối với các thiết bị được lựa chọn, để giảm nhân công giám sát cho các đường dây và các TBA truyền tải, đặc biệt là các TBA kỹ thuật số và mô phỏng số các hoạt động hệ thống truyền tải.

c) Đưa vào ứng dụng quản lý kỹ thuật (gồm cả quản lý sự cố) hệ thống truyền tải điện trên nền tảng hệ thống thông tin địa lý (GIS) có ứng dụng rộng rãi trí tuệ nhân tạo xử lý phân tích dữ liệu, hình ảnh trong kiểm tra, vận hành đường dây, trạm biến áp, đặc biệt là vận hành TBA không người trực.

d) Số hoá các trạm biến áp, sử dụng các thiết bị chuyển đổi quang điện để chuyển đổi tín hiệu điện sang quang để có thể truyền tín hiệu nhị thứ đến hệ thống điều khiển tích hợp máy tính, giảm các kết cấu xây dựng và số lượng cáp đồng, các hệ thống điều khiển máy tính của trạm biến áp dùng công nghệ kỹ thuật số và kết nối quang để tăng khả năng kết nối, lưu trữ, xử lý dự liệu.

e) Xây dựng các trung tâm giám sát vận hành tập trung, để giám sát và điều khiển cho các TBA, tiến tới các TBA 500kV, 220kV, 110kV là các trạm biến áp không người trực vận hành. Các trạm biến áp sẽ được giám sát và điều khiển từ xa thông qua các trung tâm.

1.3.2.5 Giải pháp công nghệ TBA trên biển

Cùng với sự phát triển các nguồn ĐGNK, việc xuất hiện TBA ngoài khơi (TBANK)/ TBA trên biển là xu hướng tất yếu. TBANK đóng vai trò là các TBA truyền tải, sẽ thu gom công suất từ các trang trại điện gió thông qua các đường cáp ngầm (ĐCN) trung thế 66kV, 35kV hoặc 22kV, qua MBA nâng áp lên cấp 220kV, 500kV và sau đó truyền tải vào đất liền bằng đường dây truyền tải. Các giải pháp xây dựng đặc thù của TBA ngoài khơi trên biển gồm:

- Giải pháp xây dựng móng: Đây là giải pháp chính và khác biệt so với các TBA trên bờ. Tùy theo độ sâu đáy biển mà giải pháp móng sẽ được áp dụng cho phù hợp: (i) Móng cố định bê tông dự ứng lực (BTUST), thường áp dụng cho khu vực có độ sâu đáy biển < 20m; (ii) Móng cố định hệ giàn (Jacket), thường áp dụng cho khu vực có độ sâu đáy biển từ 20-50m, các dự án ĐGNK chủ yếu áp dụng dạng móng cố định này; (iii) Móng nổi (Floating): Dự kiến áp dụng cho khu vực có độ sâu đáy biển > 50m, thường tương ứng với các dự án xa bờ, dạng móng nổi này dự kiến sẽ áp dụng phổ biến sau năm 2030 khi các dự án ĐGNK có độ sâu > 50m sẽ phát triển.

- Giải pháp công nghệ: Để hạn chế thấp nhất diện tích mặt bằng và phù hợp với điều kiện tự nhiên, thời tiết và hạn chế ô nhiễm không khí biển, TBANK sử dụng thiết bị công nghệ GIS. Ngoài ra, xây dựng TBANK cũng cần lưu ý các giải pháp: nối đất, chống sét, PCCC, nước sinh hoạt, dầu vận hành và dầu thải sự cố, bảo dưỡng, vận hành, sửa chữa.

1.3.2.6 Giải pháp công nghệ TBA ngầm

Hiện nay, việc xây dựng các trạm biến áp tại các khu vực trung tâm của các thành phố lớn (như Hà Nội, Hồ Chí Minh, Đà Nẵng) sẽ gặp khó khăn trong việc bố trí đất đủ xây dựng trạm biến áp. Với yêu cầu cung cấp điện ngày càng cao về tính an toàn và dung lượng lớn, các TBA truyền tải 220kV, 110kV phải đưa và sát khu vực phụ tải 22kV, do đó xu hướng tiếp theo sẽ là xây dựng các trạm biến áp ngầm 220kV, 110kV dưới các khu vực nhà cao tầng hoặc trung tâm thương mại, công viên.

Các trạm biến áp ngầm sử dụng MBA cách điện khí SF6 và thiết bị công nghệ GIS, đảm bảo an toàn về an ninh năng lượng (cung cấp điện đến gần phụ tải), và an toàn về vận hành (khi sử dụng các thiết bị cách điện khí như SF6) có độ ổn định và an toàn cao.

Trạm biến áp ngầm sẽ được đặt phía dưới các tòa nhà tại các trung tâm đô thị, chiều sâu trạm biến áp ngầm từ 20-30m, với các tầng hầm đặt MBA, thiết bị GIS, hệ thống điều khiển bảo vệ, đảm bảo mỹ quan tại lối đi lên đi xuống, các vị trí vận chuyển thiết bị và thông gió, PCCC.

1.3.2.7 Một số công nghệ, thiết bị tăng cường năng lực và cải tiến hoạt động của hệ thống truyền tải

Điều chỉnh định mức tải đường dây (Dynamic Line Ratings - DLR)

Hiện nay, định mức công suất tải theo giới hạn nhiệt đường dây được thiết lập cố định (giới hạn tải tĩnh) với giả định là trường hợp thời tiết xấu nhất theo mùa, chẳng hạn như một ngày nắng nóng, không có gió trong mùa hè. Phần lớn thời gian, giới hạn tải tĩnh này mang tính an toàn so với điều kiện thực tế.

Hệ thống DLR có khả năng cho phép tăng công suất vận hành của đường dây truyền tải. Hệ thống DLR với các cảm biến sẽ đo lường điều kiện môi trường thực tế đang thay đổi và cập nhật vào mô hình/ chương trình hệ thống, từ đó điều chỉnh tăng giới hạn công suất tải cho phù hợp với điều kiện thực tế. Trên thế giới, hệ thống DLR được lắp đặt trên các đường dây đã được chứng minh là có thể cải thiện công suất tải từ 5% –30% tùy thuộc vào điều kiện [4].

Hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt (FACTS)

Hiện nay tại Việt Nam, các thiết bị nâng cao độ ổn định, điều khiển điện áp và công suất được lắp trên lưới như kháng bù ngang, tụ bù dọc, tụ bù ngang,... được lắp cố định trên lưới và có công suất không thay đổi. Mặc dù trong các chế độ làm việc bình thường, chúng có thể được kết nối hoặc ngắt kết nối với hệ thống, nhưng vẫn bằng thao tác đóng cắt và gây ra tổn thất hoặc tăng dòng ngắn mạch hệ thống đáng kể khi được kết nối.

Một phần quan trọng của các mô hình điều khiển nâng cao sẽ được áp dụng phổ biến trong tương lai là FACTS. Đây là các thiết bị điện tử công suất được kết nối với lưới điện truyền tải để cho phép điều khiển hệ thống nhanh chóng và linh hoạt hơn và phản ứng gần như tức thời với sự thay đổi điện áp của hệ thống. Các đặc điểm cơ bản của một số thiết bị FACTS được tóm tắt trong bảng dưới đây. Mỗi thiết bị được liệt kê trong bảng đã được triển khai thực tế trên hệ thống điện các nước trên thế giới. Tuy nhiên, việc triển khai các thiết bị không phải SVC (Static VAR Compensator) tại các nước vẫn còn hạn chế hơn vì chi phí tốn kém.

Bảng 2.1. Tóm tắt các thiết bị FACTS chính [4]

Tên thiết bị	Các chức năng phù hợp
Bộ bù VAR tĩnh (SVC)	Điều khiển mức điện áp tại các nút; Nâng cao các đặc tính ổn định của hệ thống;
Bộ bù đồng bộ tĩnh (STATCOM)
Bộ tụ bù dọc điều khiển bằng Thyristor (TCSC)	Nâng cao các đặc tính ổn định của hệ thống; Điều khiển dòng công suất;
Bộ điều khiển dòng công suất hợp nhất (UPFC)	Điều khiển mức điện áp tại các nút; Điều khiển dòng công suất; Nâng cao các đặc tính ổn định của hệ thống;

Thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch công nghệ mới áp dụng vật liệu siêu dẫn (Superconductor Fault Current Limiter - SFCL)

Hiện nay tại Việt Nam, để hạn chế dòng ngắn mạch tại các nút có dòng ngắn mạch cao hơn quy định cho phép, thường sử dụng bộ kháng hạn dòng ngắn mạch (current limit reactor - CLR). Thiết bị CLR được lắp cố định trên thanh cái phân đoạn và có giá trị trở kháng không thay đổi, bình thường khi có dòng đi qua chúng sẽ gây ra tổn thất đáng kể.

Thiết bị hạn chế dòng ngắn mạch công nghệ mới áp dụng vật liệu siêu dẫn (SFCL) sẽ được dần dần áp dụng trong tương lai do tính linh hoạt cao, tính tự đáp ứng khi sự cố và do đó giảm tổn thất. Bộ SFCL là phần tử phi tuyến có trở kháng thấp ở mức dòng điện bình thường, nhưng có trở kháng cao hơn ở mức dòng sự cố. Hơn nữa, sự thay đổi này diễn ra cực kỳ nhanh chóng, trước khi bộ ngắt mạch có thể hoạt động sau đó vài mili giây. Sau khi ngắt kết nối nhánh sự cố, bộ hạn chế dòng sự cố sẽ tự động trở lại hoạt động bình thường. SFCL khai thác hiện tượng mất tính siêu dẫn cực kỳ nhanh (được gọi là "dập tắt”) dựa trên sự kết hợp chủ yếu của nhiệt độ, mật độ dòng điện và từ trường. Trong vận hành bình thường, dòng điện chạy qua chất siêu dẫn mà không có điện trở và trở kháng không đáng kể. Nếu xảy ra sự cố, tính chất siêu dẫn sẽ tắt dần, điện trở của nó tăng mạnh và dòng điện được chuyển hướng sang mạch song song có trở kháng cao hơn mong muốn [4].

2 Mô hình hệ thống điện Việt Nam

Đối với hệ thống điện Việt Nam, do quy mô tương đối lớn cũng như tính chất liên vùng miền tương đối phức tạp nên cần có sự mô phỏng bằng các phần mềm chuyên ngành nhằm đưa ra được lời giải tương đối chính xác cho các vấn đề liên quan đến hệ thống. Sử dụng các mô hình trong phần mềm BALMOREL, PDPAT2E, PLEXOS để đưa ra lời giải cân bằng công suất điện năng toàn quốc đến năm 2050.

Đối với mô hình BALMOREL thì các giá trị về giá nhiên liệu, chi phí xây dựng … được cố định trong 1 năm (độ chia của kết quả là theo năm). Vì vậy để tính toán được độ dự phòng công suất nhằm đáp ứng độ tin cậy cung cấp điện LOLE (do cần chi tiết theo tháng, giờ) thì mô hình BALMORE cần kết hợp thêm với các mô hình PDPAT2E.

Kết quả được đưa ra từ mô hình BALMOREL sẽ là đầu vào của mô hình PDPAT2E nhằm đưa ra được độ tin cậy cung cấp điện LOLE cho từng vùng miền (Bắc, Trung, Nam). Khi thông số LOLE chưa đảm bảo yêu cầu, lúc đó PDPAT2E sẽ hồi tiếp để mô hình BALMORE điều chỉnh lại cơ cấu nguồn điện toàn quốc sao cho đạt yêu cầu về chỉ số LOLE.

Hình 2.8. Phối hợp giữa các mô hình để đưa ra các kết quả về cân bằng công suất điện năng [1]

2.1 Thông tin đầu vào xây dựng mô hình

Mô hình BALMOREL: Mô hình BALMOREL có thể mô phỏng tính bất định của điện mặt trời, điện gió, phụ tải với 8670 giờ trong năm, rất phù hợp cho tính toán quy hoạch nguồn điện với độ chia dài hạn và hệ thống có quy mô điện gió và mặt trời lớn. Đầu vào của mô hình được chi tiết như sau:

Hình 2.9. Phương pháp luận để đưa ra cơ cấu nguồn điện toàn quốc theo từng năm của mô hình BALMOREL – dự thảo Quy hoạch điện VIII [1]

Đầu ra của mô hình Balmorel sẽ bao gồm cơ cấu công suất nguồn đặt của hệ thống đang tính toán và công suất truyền tải vùng, miền để thực hiện quy hoạch lưới điện.

Mô hình PLEXOS: Sử dụng để mô phỏng, huy động nguồn theo cơ chế thị trường điện.

Mô hình PDPAT2E: Mô hình giúp đưa ra chỉ số về độ tin cậy cung cấp điện LOLE nhằm đảm bảo cung cấp điện an toàn, tin cậy.

2.2 Các kết quả đầu ra của mô hình

Kết quả cơ cấu nguồn điện theo công suất đặt của phương án điều hành theo dự thảo Quy hoạch điện VIII như sau:

Hình 2.10. Kết quả cơ cấu nguồn điện theo công suất đặt của phương án điều hành theo dự thảo Quy hoạch điện VIII [1]

Kết quả từ các mô hình cho thấy định hướng giảm phát thải rõ rệt trong sản xuất điện năng. Tăng các thành phần năng lượng tái tạo cả về công suất đặt và điện năng sản xuất, đồng thời tăng cường chuyển đổi và xây dựng mới các nhà máy điện khí sang sử dụng LNG/Hydro.

3 Các kịch bản hệ thống điện Việt Nam

Trong sự phát triển của ngành năng lượng nói chung và hệ thống điện nói riêng đều bị ảnh hưởng bởi nhiều yếu tố. Đặc biệt, trong giai đoạn 2019-2022 với sự phát triển bùng nổ của các nguồn năng lượng tái tạo (điện mặt trời, điện gió) và ảnh hưởng của đại dịch COVID 19 dẫn đến sự thay đổi đáng kể trong việc triển khai đầu tư xây dựng các công trình trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh. Do đó, việc phân tích nghiên cứu đưa ra các kịch bản có thể xảy ra khi thực hiện phương án phát triển theo quy hoạch là rất cần thiết.

Trên cơ sở kịch bản phát triển nguồn và lưới điện theo phương án điều hành của dự thảo Quy hoạch điện VIII đã được Bộ Công Thương trình Thủ Tướng Chính Phủ. Báo cáo phân tích dưới góc nhìn của tư vấn, dựa trên chi phí xây dựng, chi phí nhiên liệu, tiềm năng các nguồn NLTT, nhu cầu phụ tải theo dự thảo Quy hoạch điện VIII để đưa ra nhận định và đề xuất các kịch bản có thể xảy ra đối với sự phát triển hệ thống điện.

3.1 Phân tích dựa trên chi phí xây dựng

Dựa theo chi phí xây dựng của từng loại nguồn có thể đánh giá một cách tương đối về khả năng phát triển của loại nguồn đó trong tương lai.

Trong giai đoạn ngắn hạn (đến 2035) :

Hình 2.11. Chi phí xây dựng các loại nguồn đến 2025 [1]

Hình 2.12. Chi phí xây dựng các loại nguồn giai đoạn 2025-2030 [1]

Hình 2.13. Chi phí xây dựng các loại nguồn giai đoạn 2030 - 2035 [1]

Chi phí xây dựng các loại nguồn mặt trời (áp mái, nổi, trang trại) có xu hướng giảm dần qua các thời kỳ. Do đó, khi có các chính sách giá phù hợp, các loại nguồn này sẽ có khả năng bùng nổ và tạo nên sự biến động rất lớn trong cơ cấu nguồn, tương tự như đã xảy ra trong giai đoạn 2019-2021.

ð Từ những lý do trên, kịch bản phát triển bùng nổ điện mặt trời là hoàn toàn có thể xảy ra trong giai đoạn đến 2035 khi có chính sách phù hợp về giá. Đặc biệt, khu vực Nam Trung Bộ và khu vực Tây Nguyên dự kiến là nơi phát triển bùng nổ nguồn điện mặt trời do tiềm năng khu vực vẫn chưa khai thác hết.

Đối với các nguồn điện gió off-shore móng nổi đang còn rất nhiều tiềm năng, chi phí xây dựng trong tương lai gần (đến 2030) còn tương đối cao so với các loại nguồn khác. Tuy nhiên, điện gió off-shore móng cố định (tiềm năng lớn tại khu vực Ninh Thuận và Bình Thuận) có khả năng cạnh tranh về chi phí xây dựng so với các nguồn khác trong giai đoạn này.

ð Khu vực Ninh Thuận – Bình Thuận dự kiến trở thành trung tâm năng lượng tái tạo với việc xuất hiện thêm các nguồn điện gió ngoài khơi có quy mô rất lớn (>1GW) trong tương lai. Việc này sẽ làm tăng áp lực lên hệ thống điện khu vực.

Đối với các nguồn điện khí, chi phí xây dựng qua các giai đoạn tương đối rẻ, thậm chí có thể cạnh tranh với các nguồn điện mặt trời. Vì vậy, trong giai đoạn tương lai gần (đến khoảng 2035) các nguồn điện khí sẽ đóng vai trò cân đối cung cầu điện năng trong trường hợp các nguồn năng lượng tái tạo có sản lượng thấp. Và các nguồn điện khí sẽ dần được đầu tư xây dựng nhiều nhằm tạm thay thế một phần vai trò của điện than trong hệ thống điện.

- Do khu vực Miền Bắc thiếu hụt công suất những năm gần đây, các nguồn điện khí nhiều khả năng sẽ được ưu tiên phát triển tại các khu vực Đông Bắc (Hải Phòng, Thái Bình, Quảng Ninh…). Đối với khu vực miền Nam, tiếp tục phát triển điện khí dựa trên các mỏ khí đã được phát hiện (Cá Voi Xanh, Lô B…). Dự kiến, các nguồn điện khí sẽ phát triển mạnh mẽ trong tương lai gần.

Các nguồn nhiệt điện than hiện đang đóng vai trò chạy nền trong hệ thống điện có chi phí xây dựng ở mức trung bình và ít thay đổi (có phần gia tăng) trong các giai đoạn. Trong trường hợp các nguồn năng lượng tái tạo sản lượng thấp, tiếp tục đầu tư phát triển các nguồn nhiệt điện than chạy nền là phù hợp trong giai đoạn trước 2035.

- Nhiệt điện than tuy có chi phí xây dựng ở mức trung bình nhưng quá trình đầu tư xây dựng mất nhiều thời gian. Do đó, trong tương lai gần tốc độ phát triển các nguồn này khó có nhiều đột biến.

Các nguồn thủy điện tuy có chi phí xây dựng tương đối thấp, tính cạnh tranh cao nhưng dư địa phát triển đã gần hết. Chủ yếu trong tương lai sẽ tập trung mở rộng các nguồn hiện có cũng như phát triển các dự án thủy điện tích năng.

- Các nguồn thủy điện tiếp tục phát triển theo định hướng của quy hoạch. Các dự án thủy điện mở rộng (Hòa Bình Mở Rộng, Yaly Mở Rộng …) sẽ được chú trọng đầu tư phát triển sớm trong giai đoạn ngắn hạn. Trong tương lai, thuỷ điện chỉ được tiếp tục phát triển với quy mô nhỏ.

- Đối với các dự án thủy điện tích năng, cần có chính sách phù hợp nhằm khuyến khích đầu tư xây dựng loại nguồn này nhằm tăng tính linh hoạt cho hệ thống điện Việt Nam.

Đối với các dạng năng lượng khác như điện sinh khối, điện rác, điện thủy triều, địa nhiệt,… có chi phí xây dựng ở mức tương đối cao. Tuy tiềm năng của các nguồn trên không lớn bằng các nguồn điện gió và điện mặt trời nhưng với chính sách khuyến khích phát triển các nguồn năng lượng sạch sẽ kích thích sự phát triển của các dạng năng lượng trên.

- Trong giai đoạn ngắn hạn, các dạng năng lượng khác sẽ phát triển tương đối chậm (chủ yếu các nguồn đã được nghiên cứu khảo sát theo quy hoạch) nếu như không có bất kỳ chính sách mới khuyến khích phát triển các loại nguồn này.

Trong giai đoạn dài hạn (đến 2050)

Hình 2.14. Chi phí xây dựng các loại nguồn giai đoạn 2035-2040 [1]

Hình 2.15. Chi phí xây dựng các loại nguồn giai đoạn 2040-2050 [1]

Trong giai đoạn dài hạn, với mục tiêu đã cam kết trong COP26 cũng như các công nghệ về năng lượng tái tạo phát triển khiến chi phí xây dựng các nguồn điện gió giảm sâu (đặc biệt là nguồn điện gió ngoài khơi). Đồng thời, chi phí xây dựng các loại nguồn mặt trời (áp mái, nổi, trang trại) luôn luôn ở mức thấp nhất.

- Các nguồn NLTT đặc biệt là điện gió ngoài khơi sẽ phát triển cực kỳ mạnh mẽ trong giai đoạn đến 2050. Các nguồn này sẽ chiếm tỷ trọng điện năng cao nhất trong các loại nguồn nhằm hiện thực hóa mục tiêu Net Zero vào năm 2050 theo cam kết của chính phủ trong COP26.

Đối với các nguồn điện khí, chi phí xây dựng cũng rất cạnh tranh. Đồng thời với tính linh hoạt tốt, các nguồn này sẽ giúp dự phòng cho hệ thống khi các nguồn NLTT phát thấp.

- Tuy nhiên, do vẫn phát thải CO₂ các nguồn điện khí sẽ từng bước giảm dần tỷ trọng trong giai đoạn dài hạn (đến 2050). Các nguồn điện khí sẽ đóng vai trò dự phòng cho hệ thống điện khi các nguồn NLTT bắt đầu xâm nhập cao vào hệ thống.

Các nguồn nhiệt điện than xuất hiện công nghệ thu giữ CO₂ giúp giảm phát thải so với các nguồn nhiệt điện than truyền thống. Tuy nhiên, chi phí xây dựng vẫn rất đắt so với các loại nguồn khác. Chi phí xây dựng các nguồn nhiệt điện than giảm nhẹ so với giai đoạn trước nhưng khó cạnh tranh với các nguồn NLTT trong giai đoạn này.

- Các nguồn nhiệt điện than sẽ gần như không được đầu tư xây dựng thêm vào giai đoạn 2040 - 2045. Các nguồn nhiệt điện than đã được xây dựng sẽ chuyển sang các loại công nghệ giảm phát thải CO₂ nhằm thực hiện mục tiêu Net Zero vào 2050.

Đối với nguồn điện hạt nhân, chi phí xây dựng còn rất cao nhưng do không phát thải CO₂ nên nhiều khả năng sẽ được nghiên cứu xây dựng với quy mô khoảng 5~6 GW tại các vị trí đã được khảo sát (Ninh Thuận, Bình Thuận,…)

ð Các nguồn điện hạt nhân sẽ được xem xét phát triển khi chi phí CO₂ tăng cao. Trong trường hợp chi phí xây dựng giảm, các nguồn hạt nhân sẽ được xem xét thay thế vai trò “chạy nền” của nhiệt điện than trong hệ thống điện.

Các nguồn thủy điện tuy có chi phí xây dựng tương đối thấp, tính cạnh tranh cao nhưng dư địa phát triển đã gần hết.

ð Các nguồn thủy điện giai đoạn này hầu hết sẽ giữ nguyên quy mô và khó có khả năng phát triển thêm các nguồn mới. Tuy nhiên, một số nguồn TĐTN quy mô lớn có khả năng xuất hiện tại khu vực Nam Trung Bộ nhằm đảm bảo cân bằng cung cầu cũng như cung cấp các dịch vụ phụ trợ cho hệ thống điện Việt Nam (dự phòng nóng, dự phòng quay, điều tần…).

Đối với các dạng năng lượng khác như điện sinh khối, điện rác, điện thủy triều, địa nhiệt,… có chi phí xây dựng giảm so với giai đoạn trước và có thể cạnh tranh với các loại hình nguồn khác.

ð Trong giai đoạn ngắn hạn, các dạng năng lượng khác sẽ phát triển nhanh nhằm đa đạng hóa nguồn điện. Đồng thời với các dạng năng lượng không phát thải CO₂ như nguồn địa nhiệt, điện thủy triều sẽ được đẩy mạnh nghiên cứu phát triển trong giai đoạn này khi chi phí xây dựng giảm.

3.2 Phân tích dựa trên giá nhiên liệu, tiềm năng nguồn NLTT

Giá nhiên liệu được quy về chi phí hiện tại, đồng thời đối với các nguồn NLTT sẽ phân tích thêm về tiềm năng của các tỉnh thành đối với loại nguồn NLTT đó.

Dự báo giá nhiên liệu than

Hình 2.16. Dự báo giá than trong nước theo dự thảo Quy hoạch điện VIII [1]

Đối với than trong nước, dự báo theo Quy hoạch phát triển ngành than Việt Nam (VIMCC, 2016) cho thấy giá than có xu hướng tăng đến 2050 do khó khăn trong việc khai thác các mỏ sâu dưới lòng đất. Từ tình hình thực tế, xu hướng này khó có khả năng thay đổi trong giai đoạn tới, giá than nội địa sẽ không chênh lệch nhiều so với dự báo của quy hoạch.

Hình 2.17. Dự báo giá than nhập khẩu theo IEA đã bao gồm phí trung chuyển (dữ liệu đầu vào của Quy hoạch điện VIII) [1]

Đối với than nhập khẩu, do cam kết của các nước cũng như để đạt được mục tiêu Net Zero vào năm 2050, giá than dự báo sẽ giảm so với hiện tại. Tuy nhiên, khi tính toán từ các chính sách phát triển của các nước, giá than nhập khẩu sẽ giảm không nhiều so với hiện tại.

ð Các nguồn nhiệt điện than sẽ là các nguồn đầu tiên “nhường chỗ” cho các nguồn khác theo mục tiêu đã cam kết trong COP26. Đồng thời, giá than nội địa tăng và giá than nhập khẩu giảm không nhiều dẫn đến khó khăn trong việc cạnh tranh với các nguồn điện khác. Tuy nhiên, vẫn tiếp tục giữ một số nguồn chạy nền cho hệ thống đến 2045.

Dự báo giá nhiên liệu khí

Hình 2.18. Dự báo giá nhiên liệu khí trong nước theo dự thảo Quy hoạch điện VIII [1]

Đối với nhiên liệu khí trong nước, dự báo giá sẽ tăng trong giai đoạn đến 2030. Sau đó giữ ở mức khoảng 10USD/GJ. Theo nhận định, giá khí trong nước sẽ có đột biến lớn trong tương lai gần khi hoàn thành các nhà máy điện khí trong dự thảo Quy hoạch điện VIII. Khả năng giá khí trong nước trung bình đến năm 2030 sẽ cao hơn 20~30% theo dự báo của dự thảo Quy hoạch điện VIII là hoàn toàn có thể xảy ra.

Hình 2.19. Dự báo giá nhiên liệu khí nhập khẩu theo IEA (dữ liệu đầu vào của Quy hoạch điện VIII) [1]

Đối với giá nhiên liệu khí nhập khẩu, các kịch bản dự báo của IEA có xu hướng rất khác nhau. Trong trường hợp các nước tuân thủ nghiêm ngặt các cam kết, giá khí nhập khẩu giữ ở mức không đổi. Trường hợp các nước từng bước mạnh mẽ thực hiện Net Zero đến 2050, giá khí sẽ giảm nhẹ. Tuy nhiên, tính toán dự báo theo chính sách phát triển của các nước cũng như kịch bản phát triển bền vững của IEA, giá khí nhập khẩu sẽ tăng mạnh trong giai đoạn đến 2030. Tùy thuộc vào tình hình năng lượng phát triển theo hướng bền vững hay đi theo chính sách phát triển riêng của các nước mà giá khí nhập khẩu tăng/giảm nhẹ giai đoạn đến 2050. Vì sự thiếu hụt nguồn cung, khả năng giá khí nhập khẩu đi theo dự báo tính toán từ chính sách phát triển của các nước là rất cao.

Dự báo giá nhiên liệu dầu

Hình 2.20. Dự báo giá nhiên liệu dầu theo dự thảo Quy hoạch điện VIII [1]

Giá dầu dự báo sẽ tiếp tục tăng cao trong giai đoạn tới. Do vậy các nguồn nhiệt điện chạy dầu gần như sẽ rất khó cạnh tranh với các nguồn khác. Cùng với đó là giá bán điện khá cao cũng như việc thu hút vốn đầu tư rất khó.

Nguồn nhiệt điện dầu sẽ không phát triển thêm và chỉ mang tính chất dự phòng “nóng” cho hệ thống điện.

Dự báo giá nhiên liệu sinh khối

Hình 2.21. Dự báo giá nhiên liệu sinh khối theo dự thảo Quy hoạch điện VIII [1]

Giá nhiên liệu sinh khối theo dự báo sẽ gia tăng không nhiều so với giai đoạn trước. Việc giá không tăng quá cao tạo tiền đề rất lớn cho việc phát triển điện sinh khối ở tất cả các khu vực có tiềm năng. Do đó, điện sinh khối nhiều khả năng sẽ phát triển hết tiềm năng công suất.

Tiềm năng điện mặt trời

Hình 2.22. Tiềm năng kỹ thuật điện mặt trời theo dự thảo Quy hoạch điện VIII [1]

Tiềm năng điện mặt trời khu vực Tây Nguyên và Nam Trung Bộ là cực kỳ lớn. Đặc biệt là đối với điện mặt trời trang trại có khả năng phát triển ở quy mô lớn. Nguồn phát từ điện mặt trời hiện tại đang bị “nén” khả năng phát triển vì nhiều lý do khác nhau (ổn định hệ thống, hệ thống truyền tải, cơ chế giá…). Điện mặt trời nhiều khả năng tiếp tục phát triển bùng nổ khi được khuyến khích cũng như có cơ chế giá phù hợp.

Tiềm năng điện gió

Hình 2.23. Tiềm năng kỹ thuật điện gió theo dự thảo Quy hoạch điện VIII [1]

Tiềm năng điện gió khu vực Nam Trung Bộ và Tây Nguyên là vô cùng lớn. Đối với các nguồn điện gió ngoài khơi, riêng khu vực Ninh Thuận – Bình Thuận quy mô dự kiến lên đến khoảng 40GW. Với chi phí xây dựng còn cao, giai đoạn tương lai gần sẽ khai thác tiềm năng điện gió trên/gần bờ chủ yếu tại Tây Nguyên, Nam Trung Bộ và Tây Nam Bộ. Trong dài hạn khi chi phí xây dựng điện gió ngoài khơi giảm, các nguồn điện gió ngoài khơi sẽ được xây dựng nhiều tại khu vực Nam Bộ, Nam Trung Bộ do tiềm năng to lớn của khu vực này.

2.3.3 Các kịch bản tiềm năng

Từ các phân tích ở trên, cùng với phương án điều hành của dự thảo Quy hoạch điện VIII, báo cáo đề xuất 3 kịch bản có thể xem xét thực hiện để phù hợp với xu hướng phát triển của hệ thống điện Việt Nam.

Các kịch bản cụ thể như sau:

Kịch bản A: Đẩy mạnh phát triển thêm các nguồn NLTT và TĐTN khu vực miền Bắc

Các nguồn NLTT và TĐTN khu vực miền Bắc đã được khảo sát, nghiên cứu hiện có tổng quy mô rất lớn. Tuy nhiên, trong phương án điều hành, lượng nguồn này chưa được khai thác hết (đến 2050). Lượng công suất chưa được đưa vào phương án điều hành của dự thảo Quy hoạch điện VIII lên đến 45GW.

Hình 2.24. Công suất nguồn năng lượng tái tạo và thủy điện tích năng trong phương án điều hành và tiềm năng còn lại (các nguồn đã được nghiên cứu) đến 2050 khu vực miền Bắc

Đối với điện gió ngoài khơi tại Bắc Bộ, chi phí xây dựng cao và tốc độ gió trung bình không tốt bằng khu vực miền Nam nên ở phương án điều hành chỉ đưa vào khoảng 42% tổng tiềm năng, trong kịch bản đẩy mạnh phát triển hết các dự án ĐGNK tiềm năng đã được nghiên cứu thì sau năm 2035 có thể phát triển thêm khoảng 24,9GW nguồn điện này.

Đối với điện gió trên/gần bờ, chi phí xây dựng có tính cạnh tranh tốt và tiềm năng tương đối nên có khả năng đẩy mạnh phát triển thêm giai đoạn trước 2035 tại khu vực Miền Bắc với tổng tiềm năng các dự án đã được nghiên cứu còn lại (nằm ngoài phần công suất trong phương án điều hành của dự thảo Quy hoạch điện VIII) có thể khai thác tại khu vực Bắc Bộ là khoảng 10,9GW.

Các nguồn điện mặt trời khu vực Bắc Bộ (các nguồn đang nghiên cứu đầu tư) nằm ngoài công suất trong phương án điều hành là vào khoảng 7GW. Do chi phí xây dựng thấp, các nguồn điện mặt trời khu vực phía Bắc khi có chính sách phù hợp có thể bùng nổ trong giai đoạn trước 2035 (2023-2035).

Đối với nguồn TĐTN, dựa trên đánh giá tiềm năng cho thấy tổng quy mô tiềm năng các nguồn TĐTN khu vực miền Bắc là vào khoảng 11GW nhưng trong ngắn hạn, chi phí xây dựng các nguồn TĐTN là khá cao. Do đó, việc đưa vào vận hành quy mô lớn các nguồn TĐTN trên sẽ khả thi trong giai đoạn sau 2035. Tổng nguồn tiềm năng còn lại (các dự án đã được nghiên cứu) là vào khoảng 2,5GW.

Trong kịch bản A, việc đẩy mạnh phát triển thêm nguồn TĐTN và NLTT miền Bắc sẽ tăng cường nguồn điện “sạch” cấp điện cho phụ tải của miền Bắc, qua đó tiết giảm nguồn điện than và dầu với chi phí nhiên liệu và phát thải CO₂ cao, góp phần đạt mục tiêu phát thải ròng cacbon về “0” như đã cam kết tại Hội nghị COP26.

Kịch bản B: Phát triển thêm các nguồn TĐTN kết hợp các nguồn NLTT tại Tây Nguyên và Nam Trung Bộ

Tổng quy mô tiềm năng các nguồn TĐTN khu vực Tây Nguyên và Nam Trung Bộ có quy mô rất lớn (khoảng 8,4GW), trong đó có 4,5GW nguồn TĐTN (TĐTN Bác Ái, Phước Hòa, Đơn Dương, Đông Phù Yên) đã được đưa vào danh mục phát triển của phương án điều hành. Trong kịch bản tăng cường phát triển TĐTN có thể phát triển thêm khoảng 3,8GW nguồn TĐTN tiềm năng khu vực này trong giai đoạn đến năm 2050.

Nguồn NTLT tại khu vực Tây Nguyên và Nam Trung Bộ có quy mô rất lớn và hoàn toàn có khả năng phát triển song hành với TĐTN (mô hình Hybrid).

Trong kịch bản B, việc phát triển mô hình Hybrid - NLTT kết hợp TĐTN là cách tốt nhất để tận dụng toàn bộ tiềm năng của nguồn NLTT, tránh quá tải cho lưới điện truyền tải trong thời gian cao điểm và phải cắt giảm lớn sản lượng gây lãng phí, giúp tăng hiệu quả kinh tế và giảm rủi ro cho các nhà đầu tư.

Kịch bản C: Phát triển thêm các nguồn điện hạt nhân

Theo dự thảo Quy hoạch điện VIII, Việt Nam có nhiều khu vực tiềm năng về việc phát triển nguồn điện hạt nhân, tuy nhiên chi phí đầu tư nguồn điện hạt nhân là khá cao (khoảng 6000 USD/kW). Do vậy, trong dự thảo Quy hoạch điện VIII để ngỏ khả năng phát triển nguồn điện hạt nhân theo các kịch bản thay đổi của giá CO2 như hình sau.

Hình 2.25. Mối tương quan giữa giá CO₂ và quy mô các nguồn hạt nhân theo dự thảo Quy hoạch điện VIII [1]

Cùng với đó, theo dự báo giá CO₂ của Bloomberg, giá CO₂ có thể đạt đến mức 24,11USD/tấn vào giai đoạn 2035-2050.

Hình 2.26. Giá CO₂ dự báo theo kịch bản thấp nhất theo dự báo của BloombergNEF [5]

Do đó việc phát triển thêm loại hình nguồn điện hạt nhân theo kịch bản C là có thể được xem xét với quy mô khoảng 3,5GW vào năm 2035 và khoảng 5GW vào năm 2045 và khoảng 15GW vào năm 2050.

Trong kịch bản C, mỗi năm các nhà máy điện hạt nhân sẽ góp phần làm giảm hàng triệu tấn CO₂ so với nguồn điện than, giúp giảm áp lực nhập khẩu nhiên liệu than và LNG, góp phần đạt mục tiêu mà Việt Nam đã cam kết tại Hội nghị COP26.

Từ các nghiên cứu phân tích trên, báo cáo đánh giá các kịch bản theo thứ tự ưu tiên như sau:

Các kịch bản trên có thể xảy ra riêng lẻ hoặc kết hợp cùng xảy ra để góp phần đạt mục tiêu mà Việt Nam đã cam kết tại Hội nghị COP26.

4 Mô hình thị trường điện Việt Nam

4.1 Sơ lược về thị trường điện

Thị trường điện là nơi diễn ra hoạt động cung cấp, mua bán điện giữa các nhà sản xuất điện, công ty mua buôn điện/bán lẻ điện và người tiêu dùng điện trên cơ sở hệ thống điện vật lý.

Hình 2.27. Các khâu chính trong hệ thống điện vật lý (Nguồn: ERAV)

Thị trường điện có thể được mô tả sơ lược qua 2 khía cạnh chính: Cấu trúc thị trường điện, và các hình thức, chức năng giao dịch của các mô hình thị trường điện.

4.1.2 Mô hình cấu trúc thị trường điện

Cấu trúc ban đầu của thị trường điện thường là mô hình tích hợp dọc, ở đó một công ty/tập đoàn (thường là của chính phủ) sở hữu toàn bộ các nhà máy sản xuất điện, hệ thống truyền tải, các đơn vị phân phối và bán lẻ điện, đồng thời nắm giữ chức năng điều khiển, vận hành hệ thống điện. Người tiêu dùng điện trong một khu vực địa lý chỉ có thể mua điện từ một đơn vị phân phối và bán lẻ điện.

Hình 2.28. Mô hình tích hợp dọc thị trường điện

Hiện nay, thị trường điện các nước trên thế giới đã phát triển đến các mô hình thị trường điện cạnh tranh, trong đó mô hình phổ biến là thị trường bán buôn điện cạnh tranh, và mô hình hoàn thiện hơn cả là thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, với việc cạnh tranh tự do diễn ra ở cả khâu bán buôn và khâu bán lẻ, và sự tự do lựa chọn nhà cung cấp của khách hàng. Các đơn vị bán lẻ ở khâu bán lẻ thường là các đơn vị mua buôn ở khâu bán buôn, và các khách hàng của khâu bán lẻ là các hộ tiêu thụ điện. Ở một số thị trường điện, hộ tiêu thụ điện với một số điều kiện đặc biệt, chẳng hạn như có công suất tiêu thụ vượt qua một ngưỡng quy định, có thể trực tiếp mua điện từ khâu bán buôn.

Hình 2.29. Mô hình cấu trúc thị trường bán lẻ điện cạnh tranh

Để tiến tới thị trường bán lẻ điện, thị trường bán buôn điện cần được thiết lập trước một cách ổn định để các công ty bán lẻ có thể thực hiện các giao dịch mua buôn điện với các công ty phát điện, thông qua các thị trường hợp đồng điện tương lai và thị trường điện giao ngay.

4.1.3 Các hình thức, chức năng giao dịch thị trường điện trong khâu bán buôn cạnh tranh

Trong khâu bán buôn cạnh tranh của các mô hình thị trường điện trên thế giới hiện nay, có 2 loại thị trường chính: Thị trường năng lượng (Energy market) và thị trường công suất (Capacity market). Thị trường năng lượng, dựa trên các giao dịch năng lượng điện, là thị trường cơ sở và bắt buộc trong mô hình thị trường điện. Thị trường công suất, nhằm bảo đảm công suất cho hệ thống điện trong trung hạn và dài hạn, hoạt động theo cơ chế đấu thầu cạnh tranh trong đó giá đấu thầu được tính theo chi phí đầu tư phát triển nhà máy điện, thì chỉ tồn tại trong một số thị trường điện (PJM, New England, New York, Tây Úc, Pháp, Anh, Ý, Tây Ban Nha…), do quan điểm về ổn định giá điện và việc bảo đảm công suất dự trữ trong trung và dài hạn của hệ thống điện mỗi nước. Ở các nước không có thị trường công suất, kế hoạch đầu tư xây dựng các nhà máy điện mới thường được thực hiện thông qua các quy định điều hành của chính phủ, chẳng hạn như quy hoạch điện tập trung. Việt Nam không vận hành thị trường công suất, chỉ có thị trường năng lượng, và kế hoạch xây dựng các nhà máy điện mới được thông qua quy hoạch điện tập trung. Bên cạnh đó, Việt Nam có cơ chế giá công suất thị trường được quy định theo chu kỳ trên thị trường năng lượng (quy định tại điều 25, 26 và 80 trong Thông tư 45/2018/TT-BCT). Về bản chất thì cơ chế giá này bổ sung vào giá giao ngay trên thị trường năng lượng để hình thành một mức giá toàn phần nhằm bảo đảm các nhà máy nhiệt điện mới tham gia thị trường điện thu hồi đủ chi phí phát điện, và khác với cơ chế thị trường công suất đề cập ở trên. Một số thị trường điện trên thế giới, đặc biệt là thị trường điện không có thị trường công suất, cũng có những cơ chế bổ sung giá (uplift payment, parallel payment) nhằm bảo đảm cho các nhà máy có chi phí phát điện cao hơn giá thị trường điện có thể thu hồi đủ chi phí phát điện khi tham gia thị trường.

Hình 2.30. Minh họa về cơ chế đấu thầu của thị trường công suất ở Anh [6]

Thị trường năng lượng được chia thành các loại giao dịch (thị trường) khác nhau, gồm thị trường tương lai/kỳ hạn (thị trường phái sinh), thị trường giao ngay, và thị trường thời gian thực. Thị trường giao ngay bao gồm các giao dịch ngày tới (day-ahead) và trong ngày (intraday). Thị trường trong ngày nhằm tạo điều kiện để các nhà máy điện điều chỉnh khối lượng giao dịch của mình bám theo tình hình thực tế một cách sát sao hơn, sau khi thị trường ngày tới đã được chốt giá. Khối lượng giao dịch và giá điện trên thị trường bán buôn điện được quyết định chủ yếu ở các thị trường giao ngay và thị trường tương lai. Việc áp dụng những loại giao dịch nào và áp dụng như thế nào trong mô hình thị trường điện bán buôn cạnh tranh thì được quy định khác nhau ở mỗi thị trường ở mỗi nước. Chẳng hạn như có sự khác nhau cơ bản giữa thị trường điện bán buôn cạnh tranh Châu Âu và các thị trường điện ở Mỹ, như thể hiện ở hình dưới đây, trong đó các thị trường điện ở Mỹ không có giao dịch trong ngày (intra-day) trên thị trường giao ngay.

Hình 2.31. Các chức năng giao dịch năng lượng thị trường bán buôn điện cạnh tranh ở các thị trường điện Mỹ và một số nước Châu Âu [7]

4.1.4 Các hình thức, chức năng giao dịch thị trường điện trong khâu bán lẻ cạnh tranh

Trong khâu bán lẻ cạnh tranh, khách hàng tiêu thụ điện được tự do lựa chọn nhà bán lẻ, tức người mua buôn ở khâu bán buôn, để cung cấp cấp điện năng cho mình. Trong khâu bán lẻ, các công ty phân phối điện và các doanh nghiệp bán lẻ điện được chia tách và hoạt động độc lập với nhau, nhằm bảo đảm công bằng cho hoạt động bán lẻ, đặc biệt trong các vấn đề liên quan đến dữ liệu khách hàng và lợi thế phân phối điện.

Khác với sự phức tạp của khâu bán buôn, khâu bán lẻ thường chỉ có một thị trường thành phần duy nhất là thị trường năng lượng, cùng với một số dịch vụ liên quan khác. Giá mua điện trong khâu bán lẻ được xác định trong hợp đồng dịch vụ ký kết giữa mỗi hộ tiêu thụ và đơn vị bán lẻ điện. Trong trường hợp hộ tiêu thụ chọn không tham gia thị trường bán lẻ điện, khách hàng ký hợp đồng sử dụng dịch vụ sử dụng điện với công ty bán lẻ điện mặc định, trong đó giá điện và công ty mặc định cho mỗi địa phương do cơ quan điều tiết điện lực quy định.

4.2 Hiện trạng thị trường điện Việt Nam

4.2.1 Lộ trình phát triển thị trường điện Việt Nam

Việt Nam đã chính thức chuyển từ mô hình tích hợp dọc sang mô hình thị trường điện cạnh tranh từ ngày 01/7/2012, bắt đầu với thị trường phát điện cạnh tranh (một người mua). Lộ trình hình thành và phát triển thị trường điện Việt Nam được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định 63/2013/QĐ-TTg ngày 08/11/2013 gồm 3 cấp độ và có các mốc thời gian triển khai như được thể hiện ở Hình 2.32dưới đây.

Hình 2.32. Các mốc thời gian triển khai của ba cấp độ thị trường điện trong Quyết định 63/2013/QĐ-TTg

Tuy vậy, quá trình phát triển thị trường điện thực tế ở Việt Nam có độ trễ nhất định so với lộ trình trên. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM) được triển khai chính thức từ đầu 2019 và đang trong quá trình hoàn thiện, trong khi đó thị trường bán lẻ điện cạnh tranh chỉ vừa được thiết kế vào năm 2020, như thể hiện trong Hình 2.33, và được dự kiến sẽ chính thức từ sau 2023.

Hình 2.33. Các mốc thời gian triển khai thực tế của thị trường điện Việt Nam [8]

2.4.2.2 Mô hình thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam

Theo thiết kế chi tiết trong Quyết định 8266/QĐ-BCT và các Thông tư số 45/2018/TT-BCT, 24/2019/TT-BCT, mô hình VWEM hoàn thiện có những đặc điểm sau:

Thành phần tham gia

Hình 2.34. Các thành phần của VWEM [8]

Mô hình VWEM được quy định gồm có bên bán, bên mua và các đơn vị cung cấp dịch vụ thị trường điện. Trong mô hình VWEM hoàn thiện, bên bán bao gồm các nhà máy thủy điện, nhiệt điện lớn hơn 30 MW, trong đó có các nhà máy thuộc các tổng công ty phát điện GENCO1, GENCO2, GENCO3, PV Power, TKV Power, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu (SMHPs), và các nhà máy BOT. Các nhà máy BOT và SMHP có thể trực tiếp tham gia VWEM, hoặc tham gia gián tiếp thông qua đơn vị chào giá thay thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Các nhà máy thủy điện nhỏ hơn 30MW, và các nhà máy điện năng lượng tái tạo bao gồm điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối và điện rác không phải tham gia VWEM. Bên mua bao gồm 5 Tổng Công ty điện lực (TCTĐL), khách hàng lớn đủ điền kiện mua điện trực tiếp từ VWEM, và các đơn vị mua buôn mới ngoài 5 TCTĐL.

Cấu trúc tổng thể VWEM

Hình 2.35. Cấu trúc tổng thể VWEM [8]

Cấu trúc tổng thể của mô hình VWEM hoàn thiện được trình bày ở Hình 2.35, ở đó việc mua bán điện ở thị trường bán buôn được thực hiện trên thị trường giao ngay và qua các hợp đồng mua bán điện dạng sai khác (Cfd). 5 Tổng công ty điện lực là các đơn vị mua buôn trên VWEM và thực hiện việc bán lẻ đến các hộ tiêu thụ.

Các hợp đồng mua bán điện dạng sai khác bao gồm hợp đồng phân bổ, hợp đồng song phương, ở đó hợp đồng phân bổ là các hợp đồng giữa đơn vị phát điện và 5 Tổng Công ty điện lực, được phân bổ từ các hợp đồng dạng sai khác đã ký kết giữa đơn vị phát điện và EVN trong giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM), và hợp đồng song phương là hợp đồng dạng sai khác được ký kết thống nhất về giá và sản lượng cam kết giữa đơn vị phát điện và đơn vị mua điện buôn kể từ khi VWEM chính thức vận hành. Các hợp đồng mua bán điện dạng sai khác về bản chất là hợp đồng kỳ hạn dạng sai khác, có tác dụng hạn chế rủi ro cho bên bán và bên mua khi tham gia thị trường điện giao ngay, tương tự như các hợp đồng tương lai hoặc hợp đồng kỳ hạn của các thị trường điện Mỹ và Châu Âu.

Thị trường giao ngay là thị trường diễn ra việc chào giá bán điện theo chu kỳ và việc xác lập giá mua điện mỗi chu kỳ được Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia, đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện (SMO) thực hiện theo nguyên tắc tối thiểu hóa chi phí mua điện có xét đến ràng buộc an ninh hệ thống điện. Thị trường giao ngay của VWEM hoàn thiện được quy định như sau:

- Chu kỳ điều độ: 30 phút

- Chu kỳ giao dịch: 30 phút

- Chào giá: Bản chào giá cho ngày vận hành được gửi trước 10h sáng của ngày hôm trước. Giá chào được xác định theo mô hình giá tự do khi thị trường đáp ứng được các điều kiện cần thiết.

- Chu kỳ chào giá lại: Trong ngày vận hành, đơn vị phát điện được cập nhật và chào giá lại ít nhất 6h trước giờ vận hành.

- SMO thực hiện lập lịch huy động ngày tới và lịch huy động giờ tới căn cứ vào các bản chào giá, với mục tiêu tối thiểu hóa chi phí phát điện kết hợp đồng tối ưu với dịch vụ điều chỉnh tần số. Trước đó, SMO lập kế hoạch vận hành năm tới, tháng tới để xác định một số thông số cơ bản của thị trường điện giao ngay như giá trần, giá sàn các bản chào, cũng như phân bổ sản lượng năm và tháng đối với các hợp đồng mua bán điện dạng sai khác.

- SMO thực hiện định giá trước vận hành, với giá được xác lập theo 3 nút đại diện cho 3 miền Bắc, Trung, Nam của hệ thống điện Việt Nam.

- SMO tính toán các khoản thanh toán và thực hiện các thanh toán với các đơn vị mua, bán điện.

Do có quy định về việc chào giá lại và không có định giá trước vận hành cho các bản chào ngày tới, có thể hiểu thị trường điện giao ngay của VWEM hiện không có giao dịch ngày tới, mà chỉ có giao dịch trong ngày. VWEM cũng chưa có quy định triển khai thị trường thời gian thực.

4.2.3 Hiện trạng thị trường điện cạnh tranh Việt Nam

Theo các báo cáo của trung tâm điều độ quốc gia (NLDC), trong những năm qua, số lượng các nhà máy điện tham gia VWEM liên tục tăng trưởng. Tính đến cuối năm 2021, có khoảng 104 nhà máy điện với tổng công suất đặt 27990 MW tham gia VWEM, chiếm 36% tổng công suất nguồn điện trong hệ thống điện Việt Nam. Trong khi đó tỉ trọng công suất của các nhà máy gián tiếp tham gia thị trường điện, tức các nhà máy ký hợp đồng mua bán điện dài hạn với EVN, chiếm 52% tổng công suất nguồn điện, như được thể hiện trong Hình 2.37. Trong số 52% này đã bao gồm các nhà máy điện gió và mặt trời ký hợp đồng cung cấp điện theo cơ chế giá điện hỗ trợ FIT (Feed-in-tariff). Theo báo Công thương [9], đến tháng 6/2022 số nhà máy điện tham gia VWEM là 108 nhà máy điện, với tổng công suất 30940 MW. Cũng cần biết rằng kể từ năm 2020 Bộ Công thương đã quy định các nhà máy nhiệt điện mới bắt buộc phải tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh.

Tỉ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng sai khác trong năm 2022 của các nhà máy tham gia thị trường điện do nhà máy và đơn vị mua điện thỏa thuận, nhưng không được nhỏ hơn 60%. Trong trường hợp hai bên không thống nhất được thì đơn vị điều độ hệ thống điện sẽ áp dụng tỉ lệ 90% đối với nhà máy thủy điện và tỉ lệ 80% đối với nhà máy nhiệt điện, theo Kế hoạch vận hành thị trường điện 2022 được Bộ Công thương phê duyệt. Các tỉ lệ này sẽ được điều chỉnh giảm mỗi năm để tiến tới thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh.

Trong cả năm 2021, sản lượng điện năng mà các đơn vị bán lẻ (5 Tổng công ty điện lực) mua trên thị trường điện bán buôn điện cạnh tranh VWEM thấp hơn nhiều so với sản lượng còn lại - được các nhà máy bán trực tiếp cho công ty mua bán điện EVN theo hợp đồng đã ký kết, và được các đơn vị bán lẻ mua từ công ty mua bán điện EVN theo giá bán buôn nội bộ (BST) của EVN. Sản lượng từ VWEM chỉ chiếm 11.5% trong tổng sản lượng toàn hệ thống điện, như thể hiện trên hình 2.37. Bên cạnh đó, các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu và các nhà máy BOT (thực hiện với nhà đầu tư nước ngoài theo cơ chế Xây dựng, Vận hành, Chuyển giao) vẫn chưa tham gia thị trường điện như thiết kế hoàn thiện của VWEM.

Về giá điện bán buôn, theo cơ chế chào giá theo chi phí, giá trần giao ngay của thị trường điện bán buôn được quy định cho năm 2022 là 1602,3 VNĐ/kWh. Để bảo đảm thu hồi chi phí phát điện cho các nhà máy nhiệt điện mới tham gia thị trường điện, chuỗi giá công suất (Capacity-add-on: CAN, thay đổi theo từng chu kỳ điều độ) được quy định trước cho năm 2022 có mức cao nhất lên đến 379,4 VNĐ/kWh. Như vậy trong năm 2022, giá điện năng toàn phần của thị trường bán buôn điện cạnh tranh có mức cao nhất lên đến 1981,7 VNĐ/kWh, là tổng của hai mức trần trên. Mức giá này cao hơn mức trần 1773,76 VNĐ/kWh của khung giá phát điện năm 2022 được Bộ Công thương áp cho các hợp đồng sai khác của các nhà máy điện than tham gia thị trường điện, theo Quyết định 820/QĐ-BCT ngày 29/4/2022. Tuy vậy, với biến động giá nhiên liệu trong năm 2022, chủ yếu từ tác động của cuộc chiến Nga – Ukraina (như đã trình bày ở chương 1), các nhà máy nhiệt điện than tham gia thị trường điện sẽ gặp nhiều khó khăn trong việc thu hồi chi phí phát điện với các mức giá trần trên.

Hình 2.36. Tăng trưởng các nhà máy điện tham gia VWEM [10]

Hình 2.37. Tỉ trọng tham gia VWEM năm 2021 [10]

Hình 2.38. Tỉ trọng sản lượng điện năng mua buôn từ VWEM và ngoài VWEM của các công ty điện lực [10]

Đặc điểm của thị trường điện giao ngay của hệ thống điện Việt Nam, tính đến năm 2022, có một số điểm đáng chú ý sau:

- Chu kỳ điều độ: đã đạt đến 30 phút (từ mức 60 phút năm 2019)

- Chu kỳ giao dịch: 30 phút

- Chào giá: Bản chào giá cho ngày vận hành được gửi trước 10h sáng của ngày hôm trước. Giá chào được xác định theo mô hình chi phí phát điện.

- Chu kỳ chào giá lại: Trong ngày vận hành, đơn vị phát điện được cập nhật và chào giá lại ít nhất 6h trước giờ vận hành.

- SMO thực hiện lập lịch huy động ngày tới và lịch huy động giờ tới căn cứ vào các bản chào giá, nhưng chưa thực hiện đồng tối ưu với dịch vụ điều chỉnh tần số.

- SMO thực hiện định giá sau vận hành, với giá được xác lập thống nhất trên toàn hệ thống điện Việt Nam.

- SMO tính toán các khoản thanh toán, nhưng chưa trực tiếp thực hiện các thanh toán với các đơn vị mua, bán điện.

Như vậy, thị trường điện giao ngay hiện tại tuy đã đạt đến chu kỳ giao dịch và chu kỳ điều độ đều là 30 phút, nhưng vẫn còn một số đặc điểm khác cần tiếp tục điều chỉnh để đáp ứng theo quy định của VWEM hoàn thiện, như: chào giá tự do; đồng tối ưu chi phí và dịch vụ điều chỉnh tần số; định giá trước vận hành và định giá theo nút; thanh toán trực tiếp cho các đơn vị mua, bán điện.

Ngoài ra, Việt Nam hiện cũng chưa có thị trường dịch vụ phụ trợ như thị trường điện nhiều nước trên thế giới. Các dịch vụ phụ trợ hiện đang được huy động trực tiếp bởi Trung tâm điều độ quốc gia, với giá huy động được xác định trước qua hợp đồng hoặc theo quy định thị trường điện.

4.2.4 Nhận xét về triển vọng phát triển thị trường điện Việt Nam

Việt Nam đã vận hành thị trường phát điện cạnh tranh từ năm 2012, và đến năm 2019 đã chuyển sang thị trường bán buôn điện cạnh tranh và hiện đang trong quá trình hoàn thiện mô hình thị trường bán buôn điện cạnh tranh này. Việt Nam đặt mục tiêu sẽ tiến tới thị trường bán lẻ điện cạnh tranh sau 2023. Mô hình thị trường bán buôn điện cạnh tranh của Việt Nam hiện chỉ có thị trường năng lượng, và trong thị trường năng lượng chưa hình thành thị trường dịch vụ phụ trợ. Bên cạnh đó còn có những hạn chế khác như tỉ trọng công suất các nhà máy tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh còn chưa cao, tỉ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng sai khác của các nhà máy này vẫn rất còn cao (80%-90%), đồng thời việc chào giá còn thực hiện theo mô hình chi phí. Điều này có thể giúp hạn chế các tiêu cực thị trường và giúp ổn định giá điện bán buôn, nhưng cũng hạn chế tính cạnh tranh, giảm sức hút và ý nghĩa của thị trường điện.

Trong tương lai 5 năm tới, với một kỳ vọng về tỉ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng sai khác giảm được về không và việc thực hiện chào giá tự do, giá điện bán buôn khi đó sẽ trở về gần với giá trị thực hơn, và có thể cao hơn so với hiện nay (chưa xét trượt giá). Thị trường bán buôn điện cạnh tranh sẽ trở nên sôi động và hấp dẫn hơn, thu hút các nhà máy điện đang vận hành (nhưng chưa tham gia trực tiếp thị trường điện) và các nhà máy điện mới tham gia thị trường.

Thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, được kỳ vọng sẽ chính thức vận hành sau 2023, cũng sẽ đem lại những điều chỉnh đáng kể cho dịch vụ bán lẻ điện. Với việc cho phép các nhà bán lẻ điện khác ngoài 5 tổng công ty điện lực tham gia thị trường, sẽ có nhiều đơn vị mới tham gia vào dịch vụ cung cấp điện hộ tiêu thụ, khiến thị trường bán lẻ điện cũng trở nên sôi động, và dịch vụ cung cấp điện sẽ cũng ngày càng tốt hơn dưới tác động cạnh tranh. Bên cạnh đó, một khi thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh hơn, mức giá điện bán lẻ trên hợp đồng cũng sẽ được các nhà bán lẻ điều chỉnh để phù hợp với bài toán kinh tế theo mức giá điện bán buôn giao ngay, và điều này cũng có thể nâng giá điện bán lẻ lên cao hơn hiện nay.

4.3 Một số định hướng phát triển của các mô hình thị trường điện trên thế giới và hàm ý cho Việt Nam

Trong bối cảnh phải đáp ứng mục tiêu trung hòa cacbon năm 2050, trong đó có việc phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo, giảm và tiến tới ngừng sử dụng hoàn toàn điện than vào những năm 2040, Việt Nam vừa phải đối mặt với các thách thức do tích hợp nguồn điện năng lượng tái tạo, vừa bị giảm các nguồn truyền thống có khả năng cung cấp dịch vụ phụ trợ và hỗ trợ tích hợp nguồn điện năng lượng tái tạo. Với các thách thức như vậy, việc học hỏi từ kinh nghiệm thế giới, vận dụng quy luật thị trường cạnh tranh, sự phát triển công nghệ và tư duy đổi mới sáng tạo để từ đó nghiên cứu xây dựng các giải pháp thực tiễn góp phần giải quyết các thách thức của tích hợp năng lượng tái tạo, thách thức của chuyển dịch năng lượng là hết sức cần thiết.

Trong xu thế của chuyển dịch năng lượng hiện nay, các thị trường điện trên thế giới có một số định hướng phát triển nổi bật như sau:

- Giá thị trường bán buôn điện được phân vùng nhỏ hơn để phản ánh các vấn đề/chi phí liên quan đến khả năng cân bằng nội vùng, giới hạn truyền tải, và qua đó cung cấp chỉ báo đúng đắn cho việc đầu tư phát triển nguồn, phát triển lưới truyền tải. Yêu cầu phát triển này đang bắt đầu nổi lên khá rõ ở Châu Âu, nơi có giá thị trường bán buôn điện chỉ được phân vùng đến cấp quốc gia ở một số nước [7]. Trong khi đó, ở các thị trường điện Mỹ ở New England (ISO-NE), Texas (ERCOT), New York (NYISO), Pennsylvania (PJM), California (CAISO), giá thị trường bán buôn điện cạnh tranh đã được tính toán theo từng nút hệ thống điện.

- Chu kỳ giao dịch, chu kỳ điều độ ngày càng được chia nhỏ hơn nhằm nâng cao khả năng kiểm soát, điều độ hệ thống điện, phục vụ cho việc tích hợp nguồn điện tái tạo biến đổi. Gói sản phẩm giao dịch ở thị trường giao ngay ở Châu Âu, cũng như Mỹ, đã có khung thời gian (chu kỳ giao dịch) tối thiểu đạt đến 15 phút. Chu kỳ điều độ trên thị trường thời gian thực ở nhiều thị trường điện đã đạt đến 5 phút, thậm chí 1 phút, như ở thị trường điện California [11].

- Phát triển cơ chế cho các nguồn mới, như pin lưu trữ và nguồn linh hoạt, tham gia thị trường điện, nhằm phục vụ cho tích hợp nguồn điện tái tạo biến đổi.

- Phát triển các dịch vụ phụ trợ mới trong thị trường thời gian thực như đáp ứng tần số nhanh, đáp ứng quán tính, đồng thời mở rộng đối tượng tham gia dịch vụ phụ trợ (như nguồn năng lượng tái tạo, pin lưu trữ, nguồn phân tán, xe điện) nhằm tăng khả năng linh hoạt hệ thống điện và hỗ trợ tích hợp các nguồn điện tái tạo vào lưới điện.

- Phát triển cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) từ các nguồn điện tái tạo, nhằm tạo động lực và thị trường cho các nguồn điện tái tạo, hỗ trợ việc phát triển năng lượng tái tạo.

- Phát triển các cơ chế cho phép lựa chọn giá điện bán lẻ theo thời gian sử dụng hoặc bám theo giá điện bán buôn, nhằm điều tiết phụ tải điện, giảm chi phí phát điện và giá điện bán buôn [12].

Thị trường điện cạnh tranh Việt Nam hiện nay cũng đã được định hướng việc phát triển theo một số trong các đặc điểm trên, cụ thể như việc sẽ tiến tới phân vùng giá giao ngay thị trường bán buôn điện cạnh tranh theo 3 nút đại diện khu vực lưới điện 3 miền Bắc, Trung, Nam, việc tiến tới chia nhỏ chu kỳ giao dịch, chu kỳ điều độ, việc phát triển cơ chế DPPA. Tuy vậy, một số định hướng khác cũng cần được quan tâm đẩy mạnh, như việc phát triển cơ chế thị trường dịch vụ phụ trợ, cơ chế thị trường điện cho BESS và nguồn linh hoạt. Bên cạnh đó, việc nâng cao tỉ lệ tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh, sớm chuyển đổi sang cơ chế chào giá tự do, sớm phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh để hoàn chỉnh mô hình thị trường điện cũng là những việc rất cần kíp, nhằm đưa giá điện về đúng giá trị thực, thu hút đầu tư đầu tư xây dựng nguồn điện, bảo đảm cung cấp điện và hỗ trợ tích cực quá trình chuyển dịch năng lượng của Việt Nam.

Thực hiện: Vũ Đức Quang, Trần Huỳnh Ngọc, Trần Vĩnh Phong

Tài liệu tham khảo

[1]	Viện Năng lượng, "Dự thảo Quy hoạch phát triển Điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030 tầm nhìn đến 2045".
[2]	EVNNLDC - Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia.
[3]	N. T. T. Nguyệt, "Ứng dụng công nghệ GIS kết hợp phương pháp Fuzzy Logic để xác định vị trí xây dựng các trang trại điện gió tiềm năng tại vùng biển Việt Nam," PECC2, TP.HCM, 2022.
[4]	Massachusetts Institute of Technology, "Enhancing the Transmission Network and System Operations,” in The future of the electric grid," 2011. [Online]. Available: https://energy.mit.edu/research/future-electric-grid/.
[5]	V. Henze, "Carbon Offset Prices Could Increase Fifty-Fold by 2050," BloombergNEF, 10 Jan 2022.
[6]	10 March 2021. [Online]. Available: https://storpower.co.uk/capacity-market-provisional-t-4-auction-results-for-delivery-year-2024-25.
[7]	M. Bichler, J. Knörr, et al., "Electricity Markets in a Time of Change: A Call to Arms for Business Research," Schmalenbach J Bus Res, pp. 77-102, 2022.
[8]	Cục Điều tiết điện lực, "Thị trường điện cạnh tranh và định hướng phát triển thị trường điện tại Việt Nam," 2022.
[9]	"Báo Công Thương," 7 2022. [Online]. Available: https://congthuong.vn/thi-truong-dien-canh-tranh-duoc-gi-sau-10-nam-van-hanh-182474.html.
[10]	EVNNLDC, "Viet Nam Wholesale Electricity Market 2021," 2022.
[11]	CAISO, [Online]. Available: http://www.caiso.com/market/Pages/MarketProcesses.aspx.
[12]	DOE, [Online]. Available: https://www.energy.gov/eere/femp/demand-response-and-time-variable-pricing-programs.