Lưới truyền tải điện kết nối khu vực: Định hướng phát triển và dự án hợp tác

Lưới truyền tải điện kết nối khu vực: Định hướng phát triển và dự án hợp tác

1.1 Hiện trạng kết nối lưới điện khu vực

1.1.1 Hiện trạng kết nối lưới điện giữa Việt Nam và các nước trong khu vực

1.1.1.1 Lưới điện liên kết với Trung Quốc

Hiện tại Việt Nam đang nhập khẩu điện từ Trung Quốc qua các đường dây 220kV và 110kV với tổng công suất khoảng 550MW, điện năng khoảng 2-3 tỷ kWh/năm (vào năm 2022 khoảng 0.66 tỷ kWh) [1].

Các đường dây liên kết với lưới điện Trung Quốc:

-Đường dây 220kV Malungtang – Hà Giang;

-Đường dây 220kV Guman – Lào Cai;

-Đường dây 110kV Hà Khẩu - Lào Cai;

-Đường dây 110kV Thanh Thủy – Hà Giang;

-Đường dây 110kV Thâm Câu - Móng Cái.

Hình 1.1.Đường dây 220kV liên kết Việt Nam – Trung Quốc.

1.1.1.2Lưới điện liên kết với Lào

Việt Nam đang nhập khẩu điện từ Lào qua các đường dây 220kV Xekaman 3 – Thạnh Mỹ (Quảng Nam) và 220kV Xekaman 1 – Pleiku (Gia Lai) để mua điện từ các nhà máy thủy điện (NMTĐ) Xekaman 1, 3 và Xekaman Xanxay với tổng công suất 572MW qua hợp đồng song phương hiện hữu [1].

Ngoài ra, ĐD 220kV Tương Dương – Nậm Mô vừa đóng điện (năm 2022) để mua điện từ NMTĐ phía Lào.

Hình 1.2.Đường dây 220kV liên kết Việt Nam – Lào

1.1.1.3 Lưới điện liên kết với Campuchia

Hiện tại, Việt Nam xuất khẩu điện sang Campuchia qua đường dây 220kV Châu Đốc – Tà Keo, với công suất tối đa 250MW, sản lượng điện thương phẩm bán cho Campuchia khoảng 1 tỷ kWh mỗi năm [1].

Hình 1.3.Đường dây 220kV liên kết Việt Nam – Campuchia

1.1.2 Hiện trạng kết nối lưới điện trong khu vực

Kết nối các lưới điện giữa các nước tiểu vùng sông Mê Kông và liên kết trong khu vực ASEAN (ASEAN Power Grid – APG) là chiến lược quan trọng nhằm tăng cường an ninh năng lượng khu vực nói chung và của Đông Nam Á nói riêng, chuyển đổi sang năng lượng tái tạo thông qua chia sẻ tài nguyên hiệu quả. Điều này thậm chí còn nghiêm trọng hơn trong tình hình khủng hoảng năng lượng ngày nay, gây ảnh hưởng đến các hộ gia đình, doanh nghiệp và nền kinh tế, làm chậm quá trình phục hồi của họ sau đại dịch COVID-19.

Trong năm 2022, lưới điện kết nối trong khu vực ASEAN đã nhận được thúc đẩy mạnh mẽ nhờ thành công của hợp đồng buôn bán điện đa phương giữa Lào và Singapore, thông qua Thái Lan và Malaysia. Việc xây dựng và mở rộng đường dây liên kết các nước Lào – Thái Lan – Malaysia – Singapore (Lao PDR, Thailand, Malaysia, and Singapore Power Integration Project (LTMS PIP)), với quy mô truyền tải lên đến 100MW cùng với sự tham gia của 4 nước ASEAN, được xem là dự án chủ lực của APG, dự án sẽ giúp tối ưu hóa các nguồn năng lượng tái tạo của khu vực và cải thiện an ninh và ổn định năng lượng.

Bảng 1.1.Thống kê hiện trang kết nối lưới điện khu vực [2]

Lào - Việt Nam	Thái Lan - Campuchia
Xekaman 3 – Thạnh Mỹ	Watthana Nakhon - Siam Preap
Xekaman 1 - Pleiku	Thái Lan - Malaysia
Nậm Mô - Tương Dương	HVDC Khlong Ngae - Gurun
Campuchia - Việt Nam	Sadao - Bukit Keteri/Chuping
Phnom Penh - Châu Đốc	Malaysia - Singapore
Lào - Campuchia	Plentong - Senoko
Ban Hat - Khamponsalao	Malaysia - Indonesia
Lào - Thái Lan	Mambong - Bengkayan
Vientiane - Nong Khai	Trung Quốc - Lào
Pakxan - Bueng Kan	Mengla - Namo
Thakhek - Nakhon Phanom	Yunnan - Lào
Savannakhet - Mukhadan 2	Trung Quốc - Myanmar
Bang Yo - Sirindhorn	Dehong - Da Pein
Na Bong - Udon Thani 3	Dehong - Myanmar
Nam Theun 2 -Savannakhet, Rot Et 2	Dehong - Myanmar
Hoouay Ho - Ubon Ratchathani 2	Dehong - Myanmar
Thakhek - Nakhon Phanom 2	Trung Quốc - Việt Nam
Houay Ho - Ubon Ratchathani 2	Malungtang – Hà Giang
Hongsa - Nan	Guman – Lào Cai
Xaiyaburi - Thali	Hà Khẩu - Lào Cai
Thanaleng - Nong Khai	Thanh Thủy – Hà Giang
Phone Tong - Nong Khai	Thâm Câu - Móng Cái
Pakbo - Mukdahan 2
Xe-Pain Xe-Namnoy - Ubon Ratchathani 3
Bangyo - Sirindhorn 2

Hình 1.4.Hiện trạng kết nối lưới điện trong khu vực [2]

1.2 Các định hướng và hợp tác phát triển lưới điện truyền tải ASEAN (ASEAN Power Grid)

1.2.1 Nhu cầu và khả năng liên kết lưới điện ASEAN

Các quốc gia ASEAN có nguồn tài nguyên thiên nhiên không đồng đều và điều này đã dẫn đến sự khác biệt về tiềm năng phát triển các nguồn năng lượng tái tạo. Một lưới điện liên kết giữa các nước ASEAN có thể giúp giải quyết vấn đề này bằng cách tạo điều kiện cho các nước trao đổi nguồn năng lượng tái tạo. Các nước có tiềm năng cao có thể xuất khẩu điện năng cho các nước có tiềm năng thấp hơn. Điều này có thể giúp giảm chi phí đầu tư và tăng cường an ninh năng lượng cho khu vực, đồng thời cũng giảm thiểu lượng khí thải nhà kính từ các nguồn nhiên liệu hóa thạch.

Theo số liệu từ Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) và Trung tâm năng lượng ASEAN (The ASEAN Centre for Energy), nhu cầu năng lượng trong khu vực sẽ tăng khoảng 3% mỗi năm cho đến năm 2030, với 3/4 nhu cầu gia tăng đó được đáp ứng bởi nhiên liệu hóa thạch, tuy nhiên việc tăng cường liên kết lưới điện khu vực có thể giúp giảm bớt 154GW công suất lắp đặt, tiết kiệm khoảng 1,87 tỷ USD. [3]

Thái Lan và Singapore là hai nước có nhu cầu nhập khẩu điện năng cao nhất, với tỷ lệ lần lượt là 31% và 11% trên tổng nhu cầu điện năng tiêu thụ của quốc gia. Trong khi đó, Lào, Brunei, Myanmar và Campuchia là các nước có tiềm năng lớn trong việc xuất khẩu điện, với lượng điện năng xuất khẩu có thể chiếm hơn 20% điện năng sản xuất. [3]

Bảng 1.2.Cân bằng điện năng nhập khẩu (+) và xuất khẩu (-) của các nước ASEAN [3]

	Nhập khẩu (+) / Xuất khẩu (-) (GWh)				% sản lượng điện trong nước
	2025	2030	2040	2050	2025	2030	2040	2050
Brunei	-526	-3.504	-3.504	875	8,34	36,89	34,12	12,27
Campuchia	-2.468	-71	-2.055	-14.197	21,71	0,61	11,46	45,01
Indonesia	-1.519	-624	1.115	7.271	0,45	0,16	0,22	1,15
Lào	-4.575	-8.349	-8.901	-58.326	10,09	16,33	16,29	54,26
Malaysia	-1.765	-686	-12.215	-27.851	0,95	0,35	5,62	11,07
Myanmar	-6.326	-8.603	-7.850	-7.634	22,01	23,44	19,83	17,86
Philippines	0	-294	2.433	4.380	0,00	0,20	1,34	1,93
Singapore	3.199	4.225	8.067	9.198	6,09	7,68	13,74	15,69
Thái Lan	58.850	52.357	58.512	48.953	46,38	32,51	27,40	15,96
Việt Nam	-44.869	-34.451	-35.602	37.330	14,71	10,64	8,95	8,37

Ngoài mục tiêu đảm bảo cung cấp điện, việc kết nối lưới điện Asean sẽ là tiền đề to lớn cho việc giảm phát thải cacbon từ các nhà máy điện truyền thống và góp phần thúc đẩy phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo trong khu vực. Khi lưới điện Asean hình thành, có thể khai thác tối đa tiềm năng về năng lượng tái tạo như điện gió, điện mặt trời của các nước có tiềm năng cao như Việt Nam, Thái Lan, Indonesia hay thủy điện ở Lào, Myanmar, Thái Lan, Malaysia để cung cấp điện cho khu vực. Khi các nguồn năng lượng tái tạo phát thấp, các nguồn điện ổn định như nhiệt điện than, nhiệt điện khí từ các nước trong khu vực như Việt Nam, Malaysia, Thái Lan, Indonesia sẽ được huy động để đảm bảo ổn định cho hệ thống điện khu vực. Nhờ việc kết nối lưới điện trên diện rộng sẽ phát huy được tối đa ưu thế về năng lượng tái tạo của khu vực Asean (tương tự như cách làm của các nước châu Âu).

1.2.2 Nhu cầu và khả năng liên kết lưới điện ASEAN với Việt Nam

Theo Quy hoạch điện VIII, Việt Nam dự kiến tăng cường liên kết lưới điện với các nước trong khu vực:

-Tiếp tục nghiên cứu hợp tác, liên kết lưới điện với các nước tiểu vùng sông Mê Kông và các nước ASEAN ở các cấp điện áp 500 kV và 220 kV để tăng cường khả năng liên kết hệ thống, trao đổi điện năng, tận dụng thế mạnh tài nguyên của các quốc gia;

-Thực hiện liên kết lưới điện với Lào bằng các tuyến đường dây 500 kV, 220 kV để nhập khẩu điện từ các nhà máy điện tại Lào theo biên bản ghi nhớ hợp tác đã ký kết giữa hai Chính phủ;

-Duy trì liên kết lưới điện với các nước láng giềng qua các cấp điện áp 220 kV, 110 kV, trung thế hiện có; nghiên cứu thực hiện giải pháp hòa không đồng bộ giữa các hệ thống điện bằng trạm chuyển đổi một chiều - xoay chiều ở cấp điện áp 220-500 kV;

-Xây dựng các công trình đấu nối các dự án xuất khẩu điện có hiệu quả kinh tế cao trên cơ sở đảm bảo an ninh năng lượng và an ninh quốc phòng.

Theo đó, nhu cầu và tiềm năng năng lượng của từng vùng Việt Nam và khả năng liên kết lưới điện với các nước khu vực như sau:

Khu vực Bắc Bộ:

Miền Bắc không được thiên nhiên ưu đãi nhiều về tiềm năng năng lượng tái tạo, nguồn điện ở khu vực này chủ yếu là nguồn điện truyền thống như nhiệt điện than và thủy điện. Việc tiếp tục phát triển các nguồn điện loại này sẽ không khả thi trong tương lai, do các cam kết về khí thải sau hội nghị COP26 và tiềm năng thủy điện trên các sông trong khu vực cũng không còn nhiều. Đây lại là trung tâm phụ tải lớn nhất cả nước, luôn dẫn đầu về sản lượng điện năng tiêu thụ cũng như nhu cầu công suất cực đại, do đó cần thiết phải có các phương án để đảm bảo cung cấp năng lượng cho khu vực phụ tải quan trọng này.

Việc liên kết lưới điện khu vực Bắc Bộ với các nước trong khu vực ASEAN, cụ thể là với quốc gia có tiềm năng thủy điện lớn như Lào, là giải pháp hiệu quả đã được Việt Nam thực hiện và định hướng sẽ tăng cường hơn nữa trong giai đoạn sắp tới. Theo Quy hoạch điện VIII, việc trao đổi buôn bán điện giữa Việt Nam và Lào sẽ có sự tăng trưởng mạnh mẽ từ năm 2030, cụ thể:

-Năm 2030, theo Hiệp định giữa hai Chính phủ, Việt Nam sẽ nhập khẩu khoảng 5.000 MW từ Lào và có thể lên đến 8.000 MW, với sản lượng điện khoảng 18,8 tỷ kWh;

-Đến năm 2050, nhập khẩu khoảng 11.000 MW, điện năng sản xuất khoảng 37 tỷ kWh.

Khu vực Trung Bộ:

Khu vực miền Trung có đường biên giới dài với Lào và Campuchia, hai quốc gia có tiềm năng lớn về xuất khẩu năng lượng tái tạo, tạo điều kiện thuận lợi để xây dựng các đường dây liên kết lưới điện giữa ba nước bán đảo Đông Dương.

Các tỉnh Vũng Áng, Quảng Bình, Quảng Trị hay Ninh Thuận, Bình Thuận đang đề xuất nghiên cứu xây dựng các khu công nghiệp xanh, tận dụng nguồn năng lượng tái tạo tại chỗ của tỉnh, cũng như nguồn năng lượng tái tạo nhập khẩu từ các nước láng giềng, để sản xuất hydro xanh.

Khu vực Tây Nam Bộ:

Với vị trí địa lý chiến lược nằm ở trung tâm khu vực Đông Nam Á và sở hữu tiềm năng năng lượng tái tạo lớn, khu vực Tây Nam Bộ sẽ đóng vai trò quan trọng trong việc hỗ trợ trao đổi năng lượng và thúc đẩy quá trình chuyển đổi năng lượng bền vững trong khu vực.

Tiềm năng năng lượng tái tạo dồi dào, đặc biệt là nguồn điện gió ngoài khơi khu vực các tỉnh Cà Mau, Sóc Trăng và Trà Vinh, là nguồn tài nguyên to lớn của khu vực để xây dựng các khu công nghiệp sản xuất hydro xanh và xuất khẩu sang các nước lân cận. Với lợi thế về vị trí địa lý, hoàn toàn khả thi để nghiên cứu xây dựng các đường dây liên kết để xuất khẩu năng lượng từ khu vực Tây Nam Bộ tới các nước Malaysia và Singapore và duy trì liên kết xuất khẩu điện sang Campuchia.

Tóm lại, cần xem xét xây dựng hệ thống lưới điện kết nối hệ thống điện các nước trong khu vực Đông Nam Á (ASEAN), giúp giảm công suất dự phòng, tăng cường hiệu quả vận hành hệ thống điện, giảm ảnh hưởng đến môi trường, tăng cường khả năng tích hợp NLTT… Xem xét các giải pháp liên kết giữa các hệ thống điện các nước bằng hệ thống truyền tải 1 chiều HVDC hoặc các trạm Back-To-Back. Các liên kết giữa Việt Nam - Lào chủ yếu để phục vụ nhu cầu phụ tải khu vực Bắc Bộ. Phía miền Trung và miền Nam cần tiếp tục nghiên cứu xây dựng các liên kết sang Lào, Thái Lan, Campuchia và Myanmar và Singapore. Cụ thể:

-Liên kết Lào – Việt Nam;

-Liên kết miền Trung Việt Nam – Lào – Thái Lan – Myanmar;

-Liên kết miền Nam Việt Nam – Campuchia – Thái Lan – Myanmar;

-Liên kết miền Nam Việt Nam – Singapore.

Phương án phát triển lưới điện liên kết khu vực nói trên cần được cân nhắc kỹ lưỡng trong tình hình ngành năng lượng thế giới có nhiều biến động, đặc biệt cần xem xét đến xu hướng chuyển dịch xanh và cam kết của Chính phủ các nước về giảm phát thải cacbon.

1.3 Một số nghiên cứu và giải pháp đề xuất của PECC2

1.3.1 Nghiên cứu lưới điện liên kết mua bán điện xanh giữa các nước ASEAN (ASEAN Green Power Grid – AGPG)

1.3.1.1 Sự cần thiết xây dựng AGPG

Việc nghiên cứu xây dựng lưới điện siêu liên kết giữa các nước ASEAN để mua bán điện xanh là một hành động cụ thể rất cần thiết vì những lý do sau:

-Sau hội nghị COP26 và COP27, Chính phủ các nước ASEAN đã triển khai hoạch định các chính sách để thực hiện các cam kết COP26-27;

-Tiềm năng năng lượng tái tạo không đồng đều tại các nước ASEAN;

-Nhu cầu phụ tải của các nước khác nhau theo thời gian trong ngày, tháng, năm đồng thời khả năng phát điện của các nguồn năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện gió và mặt trời rất biến động;

-Với sự phát triển của khoa học công nghệ hiện đại, cơ hội thúc đẩy quá trình chuyển đổi xanh bằng cách kết nối năng lượng tái tạo được sản xuất ở các vùng có nguồn năng lượng mặt trời, gió hoặc thủy điện dồi dào với các khách hàng tiêu thụ nhiều điện ở các thành phố và trung tâm công nghiệp cách xa hàng ngàn kilomet;

-Các nước phát triển thực hiện chính sách đánh thuế cacbon với các sản phẩm nhập khẩu được sản xuất không sử dụng năng lượng sạch, hoặc không chứng minh được việc sử dụng nguồn năng lượng tái tạo. Vì thế cần xây dựng mạng lưới điện xanh để có thể cấp chứng chỉ sử dụng năng lượng xanh cho các khách hàng trong các khu công nghiệp (khu công nghiệp xanh), giúp các nước ASEAN giảm nộp thuế cacbon khi xuất khẩu hàng hóa sang các nước phát triển;

-Ngoài ra, các nước Việt Nam, Lào, Campuchia vừa có tiềm năng về thủy điện và năng lượng tái tạo lớn, lại nằm ở trung tâm khu vực Đông Nam Á.

Do đó, việc nghiên cứu đề xuất trục đường dây liên kết nhằm mục đích mua bán điện xanh giữa các nước ASEAN là hết sức cần thiết.

1.3.1.2 Các liên kết phục vụ mua bán điện xanh giữa các nước ASEAN

Liên kết Lào – Việt Nam: Xây dựng các đường dây trên không 500kV HVAC để trao đổi mua bán điện xanh giữa 2 nước, xuất phát từ Lào và đi đến các tỉnh Hòa Bình, Hà Tĩnh, Quảng Trị, Quảng Nam, Kon Tum của Việt Nam. Các trục liên kết gồm:

-Đường dây 500kV Sam Nuea (Lào) - Hòa Bình 2 (Việt Nam) – Hướng Hóa – Thạnh Mỹ - Kon Tum;

-Đường dây 500kV Sepon (Lào) – Hướng Hóa (Việt Nam);

-Đường dây 500kV Monsoon (Lào) – Thạnh Mỹ (Việt Nam).

Liên kết Lào – Campuchia: Xây dựng các đường dây trên không 500kV HVAC để trao đổi mua bán điện xanh giữa 2 nước Lào và Campuchia. Trục liên kết gồm:

-Đường dây 500kV Sam Nuea (Lào) - Vang Xang (Lào) - Ban Hat (Lào) - Stung Treng (Campuchia).

Liên kết Việt Nam – Campuchia: Xây dựng các đường dây trên không 500kV HVAC để trao đổi mua bán điện xanh giữa 2 nước, xuất phát từ Campuchia và đi đến các tỉnh Đăk Nông, Tây Ninh, Cà Mau của Việt Nam. Các trục liên kết gồm:

-Đường dây 500kV Kon Tum (Việt Nam) - Stung Streng (Campuchia) - Sihanouk (Campuchia) - Cà Mau (Việt Nam);

-Đường dây 500kV Kon Tum (Việt Nam) – Đăk Nông (Việt Nam) – Prasab (Campuchia) / Đăk Nông (Việt Nam) – Cà Mau (Việt Nam).

Liên kết Campuchia – Thái Lan: Xây dựng đường dây trên không 500kV HVAC để trao đổi mua bán điện xanh giữa 2 nước, xuất phát từ Campuchia và đi đến Thái Lan. Trục liên kết gồm:

-Đường dây 500kV Sihanouk (Campuchia) - Pluak Daeng (Thái Lan).

Liên kết Việt Nam - Singapore: Xây dựng đường cáp ngầm biển 500kV/ 220kV HVDC/ HVAC để trao đổi mua bán điện xanh giữa 2 nước, xuất phát từ Việt Nam và đi đến Singapore. Trục liên kết gồm:

-Đường cáp ngầm biển Cà Mau (Việt Nam) - Singapore

Liên kết Việt Nam - Malaysia: Xây dựng đường cáp ngầm biển 500kV/ 220kV HVDC/ HVAC để trao đổi mua bán điện xanh giữa 2 nước, xuất phát từ Việt Nam và đi đến Malaysia. Trục liên kết gồm:

-Đường cáp ngầm biển Cà Mau (Việt Nam) - Malaysia

Hình 1.5.Lưới điện liên kết mua bán điện xanh AGPG [4]

1.3.1.3 Công nghệ truyền tải của lưới điện liên kết mua bán điện xanh AGPG

Lưới điện AGPG được kỳ vọng sẽ hình thành một liên kết xanh cục bộ giữa các nước ASEAN để phục vụ giao dịch năng lượng xanh. Lưới điện này sẽ đi qua các quốc gia có cùng cấp điện áp 500kV, cùng tần số 50Hz, với các đường dây đấu nối chính là các đường dây 500kV có chiều dài từ nguồn đến các trung tâm phụ tải không quá dài, công suất truyền tải không quá lớn. AGPG chỉ là lưới cục bộ phục vụ mua bán điện xanh giữa các quốc gia, không liên kết với lưới truyền tải của từng quốc gia nên việc nghiên cứu đề xuất xây dựng một AGPG sử dụng công nghệ truyền tải HVAC 500 kV là khả thi. Đối với đường dây từ Cà Mau, Việt Nam sang Singapore và Malaysia, do đường dây truyền tải xuyên biển rất dài, khoảng 450 - 850km nên việc nghiên cứu, lựa chọn cáp ngầm HVDC 500kV là khả thi nhất.

Hình 1.6.Công nghệ truyền tải của AGPG [4]

1.3.1.4 Mô hình công ty truyền tải điện tái tạo liên ASEAN

-Tại mỗi nước thành lập một công ty TNHH hoặc nhiều công ty truyền tải để quản lý vận hành hệ thống lưới điện 500-220-110kV tại nước sở tại, phụ thuộc vào quy định tại mỗi nước và điều kiện đàm phán giữa các nhà đầu tư lưới truyền tải và các nhà máy điện đấu nối vào AGPG;

-Các Công ty truyền tải sẽ thu phí truyền tải theo công suất và quãng đường truyền tải từ điểm Node tiếp nhận đến điểm Node giao điện năng.

1.3.1.5 Mô hình hoạt động thị trường điện tái tạo ASEAN

-Các nhà máy phát điện (thủy điện, điện gió, mặt trời, sinh khối) có thể ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp một phần hoặc toàn bộ công suất và điện năng của mình với các khách hàng (EVN, EDC, EGAT, khu công nghiệp xanh, Hydrogen Hub, các khu công nghiệp sản xuất thép, đạm, điện phân nhôm, v.v.) và trả phí truyền tải cho công ty truyền tải điện;

-Các khu công nghiệp xanh, Hydrogen Hub có thể mua điện trực tiếp từ các trung tâm NLTT khu vực, hoặc mua điện từ EVN, EDC, EGAT,…, hoặc có thể mua điện trực tiếp từ các nhà máy điện và trả chi phí cho các nhà máy điện, công ty tư nhân và công ty truyền tải;

-Các công ty phát điện có thể tham gia thị trường điện bán buôn tại các điểm Node trên thị trường phát điện cạnh tranh tại các nước sở tại (nếu có);

-Thành lập Trung tâm điều khiển hệ thống điện và thị trường điện AGPG đặt tại Thành phố Hồ Chí Minh, Việt Nam (tại PECC2 Innovation Hub) để quản lý vận hành hệ thống truyền tải điện 500kV-220kV và kết nối việc mua bán điện xanh trên thị trường điện các nước (ở những nước có thị trường điện hoạt động). Trung tâm này hoạt động trên nền tảng hệ thống điều khiển, giám sát, thu thập dữ liệu và quản lý năng lượng sẽ kết nối, điều khiển toàn hệ thống điện một cách thống nhất, đồng bộ giữa các quốc gia nên khả năng trao đổi dữ liệu sẽ chính xác, kịp thời. Trung tâm điều khiển hệ thống điện và thị trường điện AGPG sẽ hỗ trợ đánh giá, giám sát và dự báo nhu cầu điện năng, đáp ứng nhu cầu phụ tải và huy động nguồn giữa các quốc gia. Trung tâm cũng tham gia xác nhận chứng chỉ năng lượng tái tạo (REC) phối hợp với I-REC và các Tổng (công ty) điện lực địa phương (EVN, EGAT, EDC, TNB, SP) cho các khách hàng phát điện hoặc sử dụng năng lượng tái tạo, phục vụ việc mua bán chứng chỉ REC và chứng minh việc sử dụng năng lượng tái tạo trong sản xuất hàng hóa của mình. PECC2 sẽ làm việc với I-REC và các Tổng công ty điện lực các nước ASEAN tham gia AGPG, để báo cáo các cơ quan quản lý triển khai công tác này.

Hình 1.7.Trung tâm điều khiển hệ thống điện và thị trường điện AGPG [4]

1.3.1.6 Kiến nghị

-Tiến hành đánh giá các dự án thủy điện, điện mặt trời, điện gió có tiềm năng tại Lào, Campuchia và Việt Nam có thể đấu nối bán điện qua đường dây truyền tải của AGPG cho Việt Nam, Campuchia, Thái Lan, Malaysia và Singapore. Lựa chọn những dự án thuận lợi trong đấu nối và có chi phí và rủi ro thấp để nghiên cứu đầu tư hoặc hợp tác với các nhà đầu tư có năng lực kỹ thuật, tài chính để thảo luận mô hình hợp tác;

-Làm việc với các khách hàng mua điện chính như EVN, EDC, EGAT, TNB, SP về khả năng mua điện thông qua AGPG với các cơ chế như trên;

-Làm việc với các nhà đầu tư tiềm năng tại Singapore để thành lập Tổ hợp các nhà đầu tư tham gia chào thầu bán điện sang Singapore theo RFP do Chính phủ Singapore đã phát hành;

-Làm việc với các nhà đầu tư tiềm năng tại Malaysia để thành lập Tổ hợp các nhà đầu tư tham gia bán điện sang Malaysia;

-Lập các tiểu dự án theo khu vực liên kết giữa các nhà máy điện tái tạo với dự kiến lưới điện khu vực để tiến hành các thủ tục đăng ký đầu tư với nước sở tại và đàm phán các hợp đồng mua bán điện (hoặc yêu cầu chủ đầu tư dự án đã được ký MOU phát triển dự án) với các bên mua điện (EVN, EDC, EGAT, TNB, SP...), hợp đồng truyền tải điện với AGPG;

-Thảo luận với các nhà đầu tư tiềm năng tham gia đầu tư vào Công ty truyền tải AGPG và đầu tư vào các dự án nhà máy điện năng lượng tái tạo tại Đông Dương để bán điện thông qua lưới điện truyền tải liên ASEAN;

-Thành lập Trung tâm điều khiển hệ thống điện và thị trường điện AGPG tại thành phố Hồ Chí Minh (Việt Nam – tại PECC2 Innovation Hub);

-Hoàn thiện báo cáo đề án và trình các cấp có thẩm quyền ở các nước ASEAN liên quan;

-Làm việc với các nước và tổ chức tài chính quốc tế đã cam kết hỗ trợ các nước ASEAN trong việc giảm khí phát thải gây hiệu ứng nhà kính và đề nghị các tổ chức này hỗ trợ thu xếp vốn một phần hoặc một số dự án thành phần của Chương trình phát triển năng lượng sạch này;

-Ngoài ra, sau năm 2035, sẽ làm việc với Indonesia và Myanmar để mở rộng lưới điện xanh AGPG, hình thành siêu liên kết mua bán điện xanh giữa các nước ASEAN. Đồng thời cũng nghiên cứu liên kết AGPG với các lưới điện CSG (Trung Quốc) và Ấn Độ trong tương lai.

1.3.2 Nghiên cứu lưới điện đấu nối mua điện Lào

1.3.2.1 Đánh giá khả năng cung ứng điện miền Bắc

Hiện nay, nhu cầu tiêu thụ điện toàn quốc và đặc biệt tại khu vực miền Bắc tăng cao và đang xảy ra tình trạng thiếu hụt điện năng trầm trọng, cụ thể như sau [5]:

-Công suất cực đại của hệ thống điện toàn quốc (đã có điện mặt trời mái nhà) đạt 44.620 MW, tăng 8,52% so với cùng kỳ năm 2022, sản lượng ngày cực đại đạt 918,4 triệu kWh vào ngày 19/05/2023;

Hình 1.8. Phụ tải cực đại toàn quốc ngày 19/05/2023 [5]

-Tổng sản lượng điện sản xuất của hệ thống điện toàn quốc tăng lên khoảng 1,97% so với năm 2022. Tính đến hết tháng 5/2023 tổng sản lượng điện sản xuất của hệ thống điện toàn quốc đạt khoảng 110,8 tỷ kWh;

-Do tình trạng nắng nóng kéo dài dẫn đến phụ tải tiêu thụ cao hơn so với dự báo của các đơn vị quản lý vận hành. Cụ thể vào tháng 5/2023, mức tiêu thụ điện của các Tổng Công ty Điện lực cao hơn so với dự báo khoảng 4%, đặc biệt tại Tổng Công ty Điện lực Hà Nội con số này là 6,4%;

-Đặc biệt, nhu cầu tiêu thụ điện năng trung bình ngày trong tháng 5/2023 tại khu vực miền Bắc đã tăng cao nhất so với miền Trung và miền Nam: miền Bắc ước khoảng 375,9 triệu kWh, miền Trung khoảng 76,7 triệu kWh, miền Nam khoảng 361,7 triệu kWh;

-Trong thời gian từ giữa tháng 5/2023 đến nay, hệ thống điện khu vực miền Bắc liên tục bị cắt giảm công suất tiêu thụ. Cụ thể, công suất tiêu thụ bị cắt giảm ở miền Bắc vào các ngày 10/06/2023, 11/06/2023, 12/06/2023 là lần lượt khoảng 1.300 MW, 2.744 MW và 3.225 MW. Đỉnh điểm là vào ngày 05/06/2023, công suất tiêu thụ miền Bắc đã bị cắt giảm lên đến 3.609 MW lúc 16h30, trong đó khu vực công nghiệp lớn giảm khoảng 1.423 MW, khu sinh hoạt là 1.264 MW.

Một trong những giải pháp đảm bảo cung ứng điện cho khu vực Miền Bắc trong thời gian tới là xem xét giải pháp tăng cường liên kết lưới điện đấu nối mua điện Lào.

1.3.2.2 Về nhu cầu và khả năng liên kết lưới điện Việt Nam với các nước khu vực

Việt Nam có khả năng nhập khẩu điện từ Trung Quốc và Lào vì đây là những nước đang dư thừa nguồn điện (đặc biệt là nguồn thủy điện) và có kế hoạch xuất khẩu điện sang các nước láng giềng.

Việc nhập khẩu điện từ nước ngoài giúp hỗ trợ đáp ứng nhu cầu phụ tải, giảm thiếu hụt công suất/điện năng, giảm ảnh hưởng đến môi trường. Tuy nhiên, khi xem xét nhập khẩu điện cần cân nhắc đến rủi ro phụ thuộc vào nguồn điện nước ngoài, các yếu tố chính trị và hợp tác khu vực và quốc tế. Theo Quy hoạch điện VIII, để đảm bảo an ninh năng lượng, tăng cường tính tự chủ về nguồn điện, xem xét giữ nguyên nguồn điện nhập khẩu Trung Quốc như hiện trạng, phát triển nguồn điện nhập khẩu Lào theo đúng MOU ngày 05/10/2016 giữa Việt Nam và Lào: khoảng 3.000 MW vào năm 2025 và khoảng 5.000 MW vào năm 2030, 8.000 - 10.000 MW sau 2030. Có thể xem xét nâng lên 7.000 – 8.000 MW năm 2030 khi có điều kiện thuận lợi với giá điện hợp lý để tận dụng tiềm năng nguồn điện xuất khẩu của Lào, ưu tiên các dự án đấu nối về khu vực miền Bắc để giảm khả năng phải xây dựng thêm đường dây truyền tải liên miền.

Hình 1.9.Tổng nhu cầu công suất và điện năng nhập khẩu theo Quy hoạch điện VIII [6]

1.3.2.3 Liên kết lưới điện để nhập khẩu điện từ Lào

Với trữ lượng thủy điện dồi dào cũng như tiềm năng các nguồn năng lượng tái tạo lớn, Lào sẽ dư nguồn công suất và khả năng xuất khẩu điện của Lào là rất lớn. Tổng quy mô công suất nguồn điện tiềm năng có thể nhập khẩu từ Lào là hơn 19.500 MW gồm gần 7.000 MW nguồn thủy điện, 5.500 MW nguồn nhiệt điện than, 7.000 MW nguồn điện gió và mặt trời. Các nguồn điện này dự kiến đấu nối về khu vực Bắc Bộ (3.400MW), Bắc Trung Bộ (6.500MW), Trung Trung Bộ (7.000 MW) và Tây Nguyên (2.600 MW). Trong số đó, có khoảng 2.047 MW đã được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận chủ trương nhập khẩu. Hiện trạng phía Lào, nước ta đã nhập khẩu 572 MW, đã được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận chủ trương nhập khẩu và phương án đấu nối là 2.047 MW, EVN đã báo cáo Bộ Công Thương tiềm năng có thể nhập khẩu thêm khoảng 7.500 MW.

Về cơ bản, các danh mục đường dây liên kết lưới điện trong Quy hoạch điện VIII đã đảm bảo giải tỏa các nguồn điện đã được nghiên cứu khảo sát để nhập khẩu từ Lào. Tuy nhiên, với tiềm năng rất lớn về thủy điện và điện gió, điện mặt trời, cũng như việc thiếu hụt công suất tại miền Bắc, cần có sự bổ sung và đẩy sớm các công trình liên kết nhập khẩu Lào nhằm đảm bảo cung ứng điện năng cho phát triển kinh tế xã hội tại Việt Nam nói chung và miền Bắc nói riêng.

1.3.2.4 Danh mục dự án, quy mô và thời điểm xuất hiện

Ngoài các danh mục đường dây liên kết nhập khẩu Lào đã có trong dự thảo Quy hoạch điện VIII, báo cáo kiến nghị đẩy sớm cũng như đề xuất thêm các danh mục đường dây nhằm tăng cường nhập khẩu Lào.

Các công trình nhập khẩu Lào trong dự thảo Quy hoạch điện VIII đề xuất đẩy sớm giai đoạn và gấp rút thực hiện:

-ĐD 2 mạch 220kV Nậm Ou 7 (Lào) - Lai Châu, dài toàn tuyến khoảng 97km;

-ĐD 2 mạch 220kV Nậm Ou 5 (Lào) - Điện Biên, dài toàn tuyến khoảng 65km ;

-Đẩy sớm vận hành ĐD 2 mạch 500kV Sam Nuea – Trạm cắt Hòa Bình 2, chiều dài toàn tuyến khoảng 90km. Trong trường hợp Trạm cắt Hòa Bình 2 chưa kịp đi vào vận hành, có thể xem xét mở rộng ngăn lộ tại Nho Quan để thực hiện đấu tạm đường dây Sam Nuea – Nho Quan.

Các công trình đề xuất mới tăng cường liên kết nhập khẩu nguồn điện Lào

1. Trường hợp giao diện Bắc - Trung chưa có mạch 3,4:
   • Bổ sung thêm 2 mạch đường dây 500kV Sam Nuea – Trạm cắt Hòa Bình 2;
2. Trường hợp giao diện Bắc - Trung đã có mạch 3,4:
   • Kiến nghị bổ sung xây dựng đường dây 500kV 2 mạch Mahaxai (Boulapha) – Hà Tĩnh;
   • Kiến nghị bổ sung xây dựng đường dây 500kV 2 mạch Naphia (Nậm Phia) – Thanh Hóa.

Sau khi tăng cường các liên kết 500kV, hệ thống điện Việt Nam có khả năng nhập khẩu thêm từ Lào khoảng 8 ~ 10GW các nguồn tiềm năng tại Lào.

Hình 1.10.Các trục liên kết Lào -Việt Nam theo Quy hoạch điện VIII và đề xuất để tăng cường khả năng nhập khẩu [6]

Thực hiện: Vũ Đức Quang, Trần Vĩnh Phong, Trương Cảnh Toàn và Hoàng Hải

 

Tài liệu tham khảo

[1]        Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kì 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 - Viện Năng lượng.

[2]        Thống kê lưới điện liên kết khu vực ASEAN, www.pwc.com.

[3]        ASEAN Energy Outlook 7 (AEO7, 2022).

[4]        Báo cáo “Asean Green Power Grid” – PECC2.

[5]        EVN NLDC – Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia.

[6]        Báo cáo “Đảm bảo cung ứng điện miền Bắc – Nghiên cứu đấu nối mua điện Lào” – PECC2.

 

---