Sau gần một năm ngóng đợi, ngày 1/4 vừa qua, Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà đã ký Quyết định 262/QĐ-TTg ngày 1/4/2024 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Kế hoạch thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII). Nhiều ý kiến đánh giá đây là bước trưởng thành đáng kể về tư duy hoạch định thể chế phát triển năng lượng điện so với Quy hoạch điện VII. Tuy nhiên, vẫn có những nhận định bày tỏ sự băn khoăn.
Gian nan điện mặt trời tập trung
Theo đó, chỉ tính thời gian từ nay tới năm 2030 (giai đoạn đầu trong kỳ quy hoạch), điện mặt trời tập trung không được cấp quota phát triển. Đồng thời, giai đoạn sau 2030 tới 2050, loại hình nguồn điện này sẽ được nới room nếu phát triển theo dạng tự tiêu, tự sản trên cơ sở không hợp thức hóa nếu có vi phạm về quy hoạch, đất đai và các quy định khác.
Tuy nhiên, vấn đề “tự sản - tự tiêu” vốn mới chỉ đặt ra với điện mặt trời mái nhà từ cuối năm qua với nhiều nội dung chờ quyết định chính sách về cơ chế mua bán, huy động, đấu nối.
Cụ thể, Quy hoạch điện VIII xác định tổng công suất nguồn điện là 150.489 MW (không bao gồm xuất khẩu, điện mặt trời mái nhà hiện hữu, năng lượng tái tạo để sản xuất năng lượng mới). Trong đó, tổng công suất lắp máy của điện mặt trời là 12.836 MW (không bao gồm điện mặt trời mái nhà hiện hữu), chiếm 8,5% tổng công suất nguồn, gồm 10.236 MW điện mặt trời tập trung và 2.600 MW điện mặt trời tự sản tự tiêu.
Nội dung trong bản kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII vừa ban hành cho thấy khái niệm “tự sản - tự tiêu” đã được áp dụng cho điện mặt trời tập trung với tổng công suất khoảng 4.140 MW phát triển mới từ năm 2030.
Liên quan tới các nhà đầu tư lớn hiện hữu trong sân chơi này, ghi nhận trường hợp điện mặt trời Dầu Tiếng tại Tây Ninh với công suất lớn nhất (hơn 1 GW) do chủ đầu tư Xuân Cầu triển khai, hay như điện mặt trời nổi KN Trị An tại Đồng Nai do Tập đoàn KN Cam Ranh đầu tư.
Bên cạnh điện mặt trời tập trung, còn có một số dự án điện năng lượng tái tạo dạng chuyển tiếp cũng rơi vào cảnh chưa rõ cách xử trí, khi đối chiếu với kế hoạch thực hiện quy hoạch điện quốc gia.
Theo đó, tính tới cuối năm vừa qua, 81/85 dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp với tổng công suất 4.597 MW đã gửi hồ sơ cho Công ty Mua bán điện để đàm phán giá điện, hợp đồng mua bán điện; trong đó có 69 dự án (tổng công suất 3.927MW) đã đề nghị giá tạm bằng 50% giá trần của khung giá.
Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và chủ đầu tư đã hoàn thành đàm phán giá và ký tắt hợp đồng PPA với 63/69 dự án; Bộ Công thương đã phê duyệt giá tạm cho 62 dự án với tổng công suất 3.399,41 MW; có 21 nhà máy/phần nhà máy với tổng công suất 1.201 MW đã hoàn thành thủ tục COD, được phát điện thương mại lên lưới. Ngoài ra, khoảng 40 dự án đã được gia hạn chủ trương đầu tư.
 |
Nhà máy điện mặt trời Xuân Thiện (Ea Súp, Đắk Lắk). Ảnh: EVN |
Dấu hỏi điện khí LNG
Giữ tỷ trọng đáng kể trong cơ cấu nguồn điện phục vụ kinh tế - xã hội từ nay đến năm 2030, là nhiệt điện LNG. Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII đề cập cụ thể danh mục các loại hình nguồn điện sẽ vận hành giai đoạn đến năm 2030.
Điển hình gồm các dự án nhiệt điện khí trong nước sử dụng khí từ các mỏ Cá voi xanh, lô B, Báo vàng như: Ô Môn II, IV, Dung Quất I, II, III, Ô Môn III, tua-bin khí hóa hơi Miền Trung I, II, tua-bin khí hóa hơi Quảng Trị.
Còn cách đích vận hành chừng 6 năm, danh mục 13 dự án nhiệt điện LNG ghi nhận không ít trường hợp mới ở trạng thái lập báo cáo khả thi như Bạc Liêu 3.200 MW, Sơn Mỹ II 2.250 MW, BOT Sơn Mỹ I 2.250 MW, Quảng Ninh 1.500 MW, LNG Hải Lăng giai đoạn 1 1.500 MW.
Một số dự án vẫn chưa nêu chi tiết hiện trạng công việc đang triển khai như LNG Quảng Trạch II 1.500 MW tại Quảng Bình, LNG Quỳnh Lập 1.500 MW tại Nghệ An. Hay như ba dự án LNG cùng có công suất 1.500 MW vẫn đang lựa chọn chủ đầu tư là Thái Bình, Nghi Sơn và Cà Ná.
Ngoài ra, tại Quảng Trị, Nhà máy nhiệt điện Quảng Trị mới đây đón nhận T&T Group đề xuất chuyển đổi loại hình sang LNG. Tuy nhiên, để cụ thể hóa và về đích siêu dự án kéo dài từ nhiều năm qua thì vẫn chưa thể một sớm một chiều.
Theo Quy hoạch điện VIII, tổng công suất đặt các nguồn điện đến năm 2030 vào khoảng 150,5 GW, gần gấp đôi tổng công suất đặt hiện nay. Trong đó, khoảng 30.400 MW công suất các nguồn điện khí phải đầu tư xây dựng mới với 10 dự án khí trong nước và 13 dự án LNG.
Quy hoạch đề ra mục tiêu tới năm 2030 sẽ hoàn thành 13 dự án điện khí LNG, trong năm 2024 hoàn thành Nhơn Trạch 3, Nhơn Trạch 4 sử dụng khí LNG. Tuy nhiên, hiện nay hợp đồng mua bán điện, LNG chưa hoàn thành, do đó nguy cơ khó đưa vào khai thác sử dụng do các đơn vị tiêu thụ điện chưa có cam kết cụ thể.
Nhơn Trạch 3 và 4 đã đầu tư, hoàn thành nhưng có nguy cơ chưa thể vận hành đúng hẹn. Đến nay, báo cáo khả thi nhiệt điện Ô Môn 3 và 4 chưa được phê duyệt, nên việc kịp đưa vào chạy thử năm 2026 vẫn là dấu hỏi.
Mục tiêu phát triển rất tham vọng như vậy, nhưng theo TS Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam trao đổi ít tháng trước, phát triển điện khí LNG đang đối diện với nhiều khó khăn chưa được giải quyết thấu đáo. Những nút thắt cơ bản của điện khí LNG cơ bản xoay quanh hành lang pháp lý, cơ chế chính sách, cam kết về tiêu thụ cũng như chưa bảo đảm về truyền tải.
 |
Nhà máy điện mặt trời đầm Trà Ổ, Bình Định. Ảnh: SONG ANH |
Đây là những vấn đề không mới nhiều năm qua, nhưng trở nên nóng trước đòi hỏi về chuyển đổi xanh, phát triển bền vững cũng như cam kết giảm phát thải C02 đang đếm ngược tới mốc thực hiện.
Hệ quả rõ nhất là nguy cơ dẫn tới mất kiểm soát tiến độ của chuỗi các dự án điện khí LNG khi chỉ còn chừng 6 năm để về đích, nhằm góp phần bảo đảm an ninh năng lượng theo như yêu cầu của Chính phủ cũng như Bộ Công thương hơn sáu tháng trước.
