Điều này liệu có phù hợp không khi mà với tác động của Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm hiệu quả giai đoạn 2019-2025 có xét đến 2030, của Cách mạng công nghiệp 4.0,
Trang 1Đơn vị góp ý
Giải trình của tư vấn
1 Dự báo nhu cầu phụ tải
-
Hệ số đàn hồi điện thương phẩm/GDP thời gian qua có
xu hướng giảm dần và xuống còn 1,43 lần trong giai
đoạn 2016-2020, trong đó năm 2019 là 1,29 lần và năm
2020 là 1,18 lần Tuy nhiên, trong các giai đoạn qui
hoạch sắp tới thì hệ số đàn hồi các giai đoạn 2021-2025
(1,34 lần), 2026-2030 (1,23 lần) là thiên cao, trong khi
các giai đoạn 2036-2040 (0,64 lần) và 2041-2045 (0,45
lần) là thiên thấp Điều này cho thấy hệ số đàn hồi của
các giai đoạn liền kề nêu trên là không có quy luật rõ
ràng Do đó, đề nghị cơ quan lập Đề án xem xét, làm rõ
vấn đề nêu trên
UB QL vốn nhà nước, EVN
Tư vấn xin tiếp thu và giải trình như sau:
+ Việc đánh giá hệ số đàn hồi cần so sánh cho một giai đoạn 5-năm, không nên tách riêng so sánh hệ số đàn hồi từng năm, đặc biệt là diễn biến tiêu thụ điện năm 2020 do tác động của Covid-19 Hệ số đàn hồi giai đoạn 2016-2019
là 1,5 lần Do đó mức giảm hệ số đàn hồi các giai đoạn 2021-2025 (1,34 lần)
và 2026-2030 (1,23 lần) là phù hợp trên bối cảnh dự báo hồi phục tăng trưởng kinh tế sau Covid-19
+ Hệ số đàn các giai đoạn 2036-2040 (0,64 lần) và 2041-2045 (0,45 lần) giảm
là do xu hướng tăng trưởng nhu cầu chung so với các quốc gia công nghiệp phát triển trên thế giới Dự báo GDP đầu người ở KB cơ sở là 8177
USD/người vào năm 2030 và 11758 USD/ người năm 2035, sau đó tăng lên
23323 USD/người năm 2045 Khảo sát xu hướng quốc tế về mối tương quan giữa GDP đầu người và tiêu thụ điện đầu người cho thấy, khi bước vào vùng thu nhập đầu người >10000 USD, tiêu thụ điện đầu người sẽ có xu hướng giảm tốc và đi ngang do 2 nguyên nhân chính: (i) sử dụng điện đạt mức bão hòa trong khu vực dân dụng và (ii) chuyển dịch cơ cấu kinh tế mạnh mẽ do giảm nhu cầu các ngành công nghiệp thâm dụng năng lượng (sắt, thép, VLXD…) chuyển sang các ngành công nghiệp công nghệ cao, sử dụng ít năng lượng
- Dự báo nhu cầu điện trong dự thảo QHĐ8 đang tương
đối cao so với các kịch bản phát triển KTXH (kịch bản
cơ sở tăng trưởng điện thương phẩm giai đoạn 2021 –
2025 là 9,1%, giai đoạn 2026 – 2030 là 7,9%), điều này
sẽ dẫn đến yêu cầu đầu tư nguồn và đầu tư lưới điện
truyền tải sẽ tăng cao so với nhu cầu thực tế Thực tế thời
gian qua, tăng trưởng điện thương phẩm có xu hướng
giảm dần, trong đó: từ 11% trong giai đoạn 2011-2015
xuống còn 8,5%/năm trong giai đoạn 2016-2020 Do đó
kiến nghị Bộ Công Thương xem xét tốc độ tăng trưởng
- Tổ giúp việc Bộ trưởng về QHĐ8
- NPT
- Cục Công nghiệp,
- Truyền tải điện miền Trung,
Tư vấn xin tiếp thu và giải trình như sau:
+ Dự báo nhu cầu điện dựa trên việc thay đổi cơ cấu trong dự báo kinh tế, theo đó giai đoạn 2021-2030, tăng trưởng công nghiệp vẫn dẫn dắt tăng trưởng kinh tế, chỉ ở giai đoạn sau 2035, tăng trưởng dịch vụ mới cao hơn và dẫn dắt tăng trưởng GDP Do đó, ở giai đoạn 2021-2030, cường độ điện trên GDP vẫn chưa có mức giảm đáng kể
+ Tăng trưởng nhu cầu điện giai đoạn 2016-2020 giảm xuống 8,5% là do tác động của Covid-19 đến nhu cầu sử dụng điện trong năm 2020 (tăng trưởng ĐTP 3,1%) Do đó, sử dụng mốc dị biệt 2020 trong đánh giá tăng trưởng ĐTP 5-năm là chưa hợp lý Nếu xét đến tăng trưởng 2016-2019, ĐTP vẫn tăng ở mức trung bình 10,1%/năm Vì vậy mức tăng trưởng nhu cầu điện thương
Trang 2T
phụ tải phù hợp để có kịch bản cân đối cung cầu và nhu
cầu đầu tư nguồn, lưới phù hợp với thực tế
- Cần xem xét yếu tố ảnh hưởng do dịch bệnh trong dự
báo tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm giai đoạn
2021-2025
-Truyền tải điện miền Nam
- EVN
phẩm giai đoạn 2021-2025 (9,1%), 2026-2030 (7,9%) vẫn có sự giảm tốc phù hợp trong giai đoạn 2021-2025 và 2026-2030
Cần rà soát để cập nhật mục tiêu tiết kiệm năng lượng
theo Nghị quyết 55 (tỷ lệ tiết kiệm năng lượng trên tổng
tiêu thụ năng lượng cuối cùng so với kịch bản phát triển
bình thường đạt khoảng 7% vào năm 2030 và khoảng
14% vào năm 2045) Dự thảo cần quy đổi các chỉ tiêu
này sang lĩnh vực điện năng để làm căn cứ dự báo phụ tải
cũng như lựa chọn biên độ giữa các kịch bản thấp - cơ sở
và cao
- EVN Tư vấn xin tiếp thu và giải trình như sau:
+ Tỷ lệ tiết kiệm trong NQ 55 là nhu cầu năng lượng cuối cùng bao gồm cả các dạng năng lượng khác ngoài điện, việc áp tỷ lệ này vào tiết kiệm điện là không chính xác Trên thực tế, để tăng hiệu quả sử dụng, xu thế sử dụng năng lượng sẽ có sự chuyển dịch sang sử dụng điện cho đến khi các nhu cầu sử sụng bão hòa (ví dụ, sử dụng thiết bị điện cho đun nấu ở khu vực thành thị) Chính vì vậy, chuyển dịch sang sử dụng điện về cơ bản sẽ là giải pháp tiết kiệm năng lượng
+ Dự báo trong QHĐ VIII sử dụng mục tiêu tiết kiệm điện 2%/ năm theo Chỉ thị số 20/CT-TTg ngày 7/5/2020 của Thủ tướng Chính phủ, cho giai đoạn 2020-2025, sau đó tăng dần lên đến mức 4% vào năm 2045 Mức giảm
%/năm so sánh với nhu cầu sử dụng điện trong kịch bản phát triển bình thường
+Việc quy đổi các mục tiêu tiết kiệm năng lượng cuối cùng sang tiết kiệm điện năng là bài toán động, không có sự quy đổi cơ học do có sự chuyển dịch
sử dụng giữa các loại năng lượng khác nhau Trong đó, việc chuyển dịch sang
sử dụng điện để nâng cao hiệu suất sử dụng dụng năng lượng nói chung và có tác động tích cực đến mục tiêu tiết kiệm năng lượng cuối cùng
Trong giai đoạn tới, các nguồn NLTT phát triển mạnh ở
miền Nam, thì cung cầu nội miền của miền Nam sẽ thay
đổi Bên cạnh đó, đầu tư cho khu vực Tây Nam Bộ nói
riêng, miền Nam nói chung tăng lên (KV Tây Nam Bộ sẽ
có thêm 7 tuyến cao tốc), thì xu hướng phụ tải hiện nay
có thể bị ảnh hưởng nhất định, cần cập nhật các định
hướng phát triển kinh tế của các vùng miền để dự báo
phụ tải được chính xác hơn
Cục Điều tiết Điện lực + Khu vực miền Nam đã được xem xét thêm các khả năng tăng trưởng như ý
kiến góp ý và nhu cầu phụ tải đã được hiệu chỉnh trong dự thảo lần 3 của QHĐ8 Tuy vậy, định hướng phát triển công nghiệp vẫn nằm ở miền Bắc, miền Nam sẽ chuyển dần sang định hướng phát triển thương mại - dịch vụ và nông nghiệp Do vậy nhu cầu phụ tải ở miền Bắc vẫn được dự báo có sự tăng trưởng cao hơn miền Nam trong những giai đoạn tới
Trang 3T
- Hệ số phụ tải (load factor) và tỉ lệ Pmin/Pmax được giữ
gần như không đổi trong cả giai đoạn 2021-2045 là
không phù hợp khi càng giai đoạn sau, mức độ công
nghiệp hóa, sử dụng các công nghệ tiên tiến, dịch chuyển
cơ cấu phụ tải, cơ chế chính sách mới… sẽ làm các tỉ lệ
này tăng cao hơn giai đoạn đầu Việc dự báo không chính
xác các hệ số và tỉ lệ này sẽ ảnh hưởng đến đánh giá cơ
cấu nguồn và hiệu quả sử dụng năng lượng trong vận
hành hệ thống điện Ngoài ra, hệ số phụ tải Pmin / Pmax
năm 2020 thực tế đạt trung bình 0,53, cao hơn rất nhiều
so với hệ số Pmin / Pmax ~ 0,34 được sử dụng cho toàn
bộ giai đoạn 2025-2030
- EVN
Tư vấn xin tiếp thu, giải trình và thực hiện điều chỉnh như sau:
+ Theo kết quả dự báo, các thông số hệ số phụ tải và Pmin/Pmax có thay đổi nhỏ trong giai đoạn quy hoạch
+ Thực hiện điều chỉnh các hệ số trên phù hợp với xu hướng phát triển và điều kiện số liệu sẵn có
- Biểu đồ phụ tải: đề nghị báo cáo bổ sung phân tích về
sự chuyển dịch phụ tải trong tương lai giữa các thành
phần phụ tải (do tác động của biểu giá điện, chuyển dịch
cơ cấu ngành nghề…) Điều này có thể tác động đến hình
dáng biểu đồ phụ tải toàn quốc, các thành phần phụ tải…
Theo kết quả của báo cáo, hình dáng biểu đồ phụ tải hệ
thống không thay đổi so với hình dáng biểu đồ hiện tại là
không hợp lý
- EVN Tư vấn xin tiếp thu và giải trình như sau:
+ Trong giai đoạn quy hoạch, biểu đồ phụ tải có sự thay đổi về hình dáng, dù
là nhỏ, thông qua các chỉ số hệ số phụ tải và Pmin/Pmax đều thay đổi
+ Thực chất trong dài hạn, việc dự báo các yếu tố tác động đến hình dáng biểu đồ là một thách thức và nhiều bất định trong dài hạn như: mức và loại hình giá điện áp dụng (TOU), chương trình và công nghệ DSM/DR, chuyển dịch cơ cấu các tiểu ngành công nghiệp, dịch vụ theo các vùng phụ tải, sự phát triển các loại hình nguồn điện phân tán, tự dùng, sự phát triển các công nghệ sử dụng điện mới (xe điện, thiết bị lưu trữ điện…) Trong điều kiện sự sẵn sàng về số liệu (đặc biệt là hành vi sử dụng và đặc điểm của các công nghệ mới chưa có tiền lệ ở Việt Nam), việc tích hợp tất cả các yếu tố này vào
dự báo hình dáng biểu đồ hiện tại là không khả thi Do đó, việc dự báo hình dáng biểu đồ trogn QHĐ VIII vẫn sử dụng phương pháp tổng hợp biểu đồ phụ tải từ các biểu đồ thành phần dựa số liệu nghiên cứu phụ tải mới nhất Phương pháp này tương đối chính xác trong ngắn hạn đến 5 năm và là phương pháp tốt nhất hiện nay dựa trên điều kiện số liệu sẵn có
Dự thảo chưa có các tính toán, đánh giá ảnh hưởng của
sự phát triển ĐMT áp mái đến dự báo nhu cầu phụ tải
điện Đề nghị bổ sung đánh giá ảnh hưởng của ĐMT áp
mái và cập nhật lại kết quả dự báo phụ tải các giai đoạn
Cục Điều tiết Điện lực, Truyền tải điện miền Nam
Tư vấn xin giải trình như sau:
- Điện mặt trời áp mái mới vào vận hành và chưa có số liệu thống kê đầy đủ trong nhiều năm để có thể xây dựng một nghiên cứu đánh giá ảnh hưởng đến nhu cầu phụ tải ở cấp truyền tải
Trang 4T
- Điện mặt trời áp mái trong tương lai vẫn có thể vào vận hành thêm tại các vùng, nên nếu tính gộp điện mặt trời áp mái vào nhu cầu phụ tải dự báo sẽ rất khó dự báo được biểu đồ phụ tải điện trong tương lai
- Bản chất của ĐMT áp mái cũng giống như nguồn điện mặt trời quy mô lớn,
có thể coi là nguồn điện Hành vi sử dụng điện của phụ tải hay dáng biểu đồ phụ tải (khi chưa có điện mặt trời áp mái) đã được nghiên cứu nhiều năm nay
và được sử dụng để dự báo dáng biểu đồ trong tương lai của QHĐ8 Do vậy QHĐ8 lựa chọn phương pháp dự báo nhu cầu phụ tải gốc, không tính đến ĐMT áp mái, và coi ĐMT áp mái nằm trong phần nguồn điện
Dự báo nhu cầu điện chủ yếu mới căn cứ vào tăng trưởng
GDP mà chưa tính đến khả năng cơ cấu lại các ngành và
khu vực tiêu thụ năng lượng
Ông Phạm Hoàng Lương
Tư vấn xin tiếp thu và giải trình như sau:
+ Dự báo nhu cầu điện được xây dựng dựa trên dự báo KT-XH dài hạn cho toàn quốc, 3 miền, 6 vùng Mức độ chi tiết dự báo chỉ có thể phân tách GDP 3 ngành kinh tế: nông nghiệp, công nghiệp, dịch vụ
Kết quả dự báo ở KB phụ tải cơ sở cho thấy mối tương
quan giữa nhu cầu sử dụng điện và thu nhập của Việt
Nam sẽ đi theo hướng công nghiệp hóa của các nước
Nhật Bản, Pháp, CHLB Đức…đến năm 2045 Theo KB
phụ tải cơ sở, mức tiêu thụ điện là 4588 kWh/ người/năm
với mức thu nhập đầu là 8177 USD/người/năm (trang
250)? Điều này liệu có phù hợp không khi mà với tác
động của Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng
tiết kiệm hiệu quả giai đoạn 2019-2025 có xét đến 2030,
của Cách mạng công nghiệp 4.0, các công nghệ sử dụng
năng lượng tiết kiệm và hiệu quả sẽ được thương phẩm
hóa nhiều hơn và có thể thâm nhập vào thi trường tiêu
dùng Việt Nam trong giai đoạn 2021-2030 tầm nhìn 204
Ông Phạm Hoàng Lương Tư vấn xin tiếp thu và giải trình như sau:
+ Dự báo cho thấy xu hướng giảm mạnh nhu cầu và đi ngang khi thu nhập đầu người rơi vào vùng 10 nghìn USD/năm, theo xu thế các nước công nghiệp hóa Các số liệu nghiên cứu cho thấy đây cũng là các quốc gia hàng đầu về điểm kinh tế số, sử dụng các công nghệ tiết kiệm năng lượng để tách rời (decoupling) xu thế tăng GDP và tăng nhu cầu năng lượng/điện Duy trì được mức tăng thu nhập quốc dân nhưng giảm tiêu thụ năng lượng và giảm phát thải khí nhà kính
Cần phân tích thêm vai trò của thị trường điện (bán buôn,
bán lẻ) ảnh hưởng trực tiếp lên nhu cầu phụ tải của hệ
thống trong giai đoạn quy hoạch
Ông Phạm Hoàng Lương
Tư vấn xin tiếp thu và giải trình như sau:
+ Việc hình thành thị trường điện bán buôn, bán lẻ sẽ chủ yếu tác động đến nhu cầu điện thông qua giá bán điện Khảo sát xu thế quốc thế cho thấy, thị trường điện cạnh tranh không đi đôi với giá điện giảm do còn có nhiều yếu tố tác động khác đến giá điện Trong mô hình đa hồi quy, biến số giá bán điện
đã được bao gồm trong phân tích Kết quả phân tích hồi quy cho thấy biến số
Trang 5T
giá điện có ý nghĩa thống kê đối với nhu cầu điện, với mức hệ số đàn hồi giá
so với nhu cầu âm theo đúng lý thuyết
2 Về năng lượng sơ cấp cho phát điện
Giá nhiên liệu dự báo cho các nguồn nhiên liệu than, khí
LNG có thiên hướng tăng cao so với thực tế giai đoạn
vừa qua Do đó, với ảnh hưởng của dịch bệnh trong năm
2020-2021 cũng như phát triển mạnh mẽ của các nguồn
năng lượng tái tạo dẫn đến giá thị trường dự báo cho các
nguồn nhiên liệu năng lượng hóa thạch (than đá, khí tự
nhiên…) trên thị trường thế giới có xu hướng giảm
EVN, Tư vấn xin giải trình như sau:
- Giá nhiên liệu được dự báo theo dài hạn, trong đó có đánh giá tác động ngắn hạn của đại dịch COVID Trên thực tế, giá than, giá dầu, giá khí LNG có biến đổi rất lớn trong giai đoạn ngắn hạn (giá Sport) nhưng lại có xu hướng ổn định trong thời gian dài hạn
- Giá nhiên liệu đã được xây dựng, cập nhật theo “Báo cáo triển vọng năng lượng Việt Nam năm 2019” do Cục Năng lượng Đan Mạch hỗ trợ Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, đồng thời có cập nhật giá nhiên liệu nhập khẩu theo các dự báo của WB, IMF
Cập nhật tiến độ triển khai các dự án Lô B, Cá Voi Xanh,
Báo Vàng, Kèn Bàu thực tế trong thời gian vừa qua, đặc
biệt là các vướng mắc đang gặp phải trong việc triển khai
các dự án Lô B, Cá Voi Xanh có ảnh hưởng đến khả
năng triển khai và tiến độ của dự án
EVN
Tư vấn đã cập nhật tiến độ các dự án và có các kịch bản xem xét tới khả năng thay đổi/ chậm tiến độ của các mỏ khí nêu trên
Cần thiết có các nghiên cứu cụ thể, đồng bộ với các quy
hoạch ngành về hạ tầng nhập khẩu, kho bãi và hệ thống
đường ống vận chuyển LNG phục vụ phát điện và các
nhu cầu sử dụng nhiệt khác nhằm đảm bảo tối ưu, tránh
chồng chéo và lãng phí vốn đầu tư của xã hội
EVN QHĐ8 đã tính toán đề xuất quy mô nguồn điện LNG theo vùng Kết quả cho
thấy nhu cầu LNG cho sản xuất điện chỉ tập trung tại Bắc Bộ và Nam Bộ Việc nghiên cứu quy hoạch các kho cảng LNG tập trung là rất cần thiết, tuy nhiên không chỉ riêng quy hoạch điện có thể làm được, cần phối hợp với nhu cầu khí của các hộ tiêu thụ ngoài điện và các ngành khác để thực hiện Hiện tại, quy hoạch hệ thống kho cảng đầu mối LNG và hệ thống hạ tầng thuộc phạm vi của Quy hoạch Năng lượng Quốc gia, đang triển khai song song cùng với QHĐ VIII
3 Chương trình phát triển nguồn điện
Thống nhất về nguyên tắc 03 tiêu chí xây dựng chương
trình phát triển nguồn điện: (i) đảm bảo an ninh cung cấp
điện; (ii) đáp ứng được các cam kết của Việt Nam đối với
Quốc tế trong giảm ô nhiễm môi trường trong quá trình
sản xuất điện; (iii) có chi phí sản xuất điện thấp, hài hòa
lợi ích của nhà nước, nhà đầu tư và người sử dụng điện
Đề nghị lượng hóa các tiêu chí trên
EVN Tư vấn xin giải trình như sau:
(i) Tiêu chí đảm bảo an ninh cung cấp điện được lượng hóa thông
qua các chỉ số sau: chỉ số HHI (chỉ số đa dạng hóa trong cơ cấu nguồn điện, chỉ số HHI càng thấp thì càng đa dạng), tỷ lệ phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu thấp, và độ tin cậy cung cấp điện (số giờ kỳ vọng không cung cấp điện thấp hơn 12 giờ/năm)
Trang 6T
(ii) Đáp ứng được các cam kết của Việt Nam về phát thải: giảm phát
thải 9% so với kịch bản thông thường và 27% trong trường hợp
có trợ giúp của quốc tế (iii) Được cụ thể hóa bằng chỉ tiêu chi phí sản xuất điện năng tối thiểu
của cả hệ thống điện
Mô phỏng chi phí ngoại sinh của các nguồn điện khi
chưa có các quy định về chi trả sẽ làm phát sinhchi phí
phát triển nguồn điện của hệ thống cũng như tạo ra điều
kiện bất lợi cho phát triển một số loại hình nguồn điện
EVN Hiện tại chưa có các quy định về việc chi trả chi phí ngoại sinh, chi phí xã hội
cả loại hình sản xuất điện Tuy nhiên tại tính toán của chương trình phát triển nguồn điện QHĐ VIII vẫn phải xem xét đến do các lý do: (i) Đáp ứng các cam kết của Việt Nam với Quốc tế về phát thải; (ii) Lượng hóa các chi phí xã hội phải chịu trong quá trình phát triển điện lực
Việc đưa các chi phí ngoại sinh vào tính toán sẽ đưa chương trình phát triển nguồn điện theo đúng xu hướng phát triển bền vững chung của toàn thế giới
- Theo dự thảo, các nguồn điện gió và năng lượng mặt
trời sẽ phát triển mạnh (năm 2045 tỷ trọng nguồn năng
lượng tái tạo gồm cả thủy điện lớn đạt 53%) Tuy nhiên,
nguồn năng lượng tái tạo từ điện mặt trời, điện gió có
tính ổn định không cao, phụ thuộc lớn vào tình hình thời
tiết Bên cạnh đó, trong giai đoạn vừa qua điện gió, điện
mặt trời phát triển rất nhanh nhưng đã xuất hiện một số
tồn tại liên quan đến giá điện, các rào cản kỹ thuật, việc
đấu nối vào hệ thống điện quốc gia,… Đề nghị rà soát tỷ
lệ nguồn năng lượng tái tạo các giai đoạn đến năm 2030
và năm 2045 phù hợp với mục tiêu đặt ra tại Nghị quyết
số 55/NQ-TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị đã quy
định “Tỉ lệ các nguồn năng lượng tái tạo trong tổng cung
năng lượng sơ cấp đạt khoảng 15 - 20% vào năm 2030;
25 - 30% vào năm 2045”
- Cần xem xét hạn chế việc phát triển NLTT với tốc độ
và quy mô quá lớn như trong thời gian qua, đã và sẽ ảnh
hưởng tiêu cực đến việc vận hành của hệ thống điện nói
chung, việc đầu tư và vận hành hiệu quả lưới điện truyền
tải nói riêng
Ngân hàng nhà nước,
Bộ khoa học công nghệ, Tổng công ty truyền tải điện, Tổng công ty Điện lực miền Trung
Tư vấn xin tiếp ý kiến về các tồn tại của NLTT và nên phát triển có lộ trình, phù hợp với sự phát triển của nền kinh tế Quy mô nguồn năng lượng tái tạo tính toán đề xuất trong dự thảo QHĐ8 hiện đã phù hợp với mục tiêu NLTT đặt ra trong Nghị quyết 55-NQ/TW, cụ thể như sau:
Tỷ lệ NLTT trong Nghị quyết 55/NQ-TW là tỷ lệ nguồn NLTT trong tổng cung năng lượng sơ cấp, mức tỷ lệ này tương ứng với tỷ lệ điện năng của năng lượng tái tạo trong tổng điện năng sản xuất toàn quốc là khoảng 30% năm 2030 và 40% năm 2045 Mục tiêu phát triển năng lượng tái tạo theo Chiến lược phát triển nguồn năng lượng tái tạo của Việt Nam giai đoạn đến
2030 định hướng đến 2050 (Quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25/11/2015) đạt 32% năm 2030 và 43% năm 2050
Khi đưa ra chính sách về mục tiêu năng lượng tái tạo là tỷ lệ thấp nhất phải đạt được Mô hình quy hoạch lựa chọn phát triển NLTT vượt mức thấp nhất, chứng tỏ chi phí đầu tư của nguồn NLTT dự báo trong tương lai thấp, việc tăng cường phát triển năng lượng tái tạo hơn so với mục tiêu vẫn đảm bảo là phương án nguồn điện có chi phí thấp nhất
Trang 7T
- Giảm tỷ lệ NLTT cho phù hợp với Nghị quyết
55-NQ/TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị (NQ55), cụ
thể 15-20% vào năm 2030, 25-30% vào năm 2045
- Theo Dự thảo Đề án, trong giai đoạn đến năm 2030, tỷ lệ
dự phòng thô của hệ thống điện (bao gồm cả các nguồn
điện năng lượng tái tạo) là tương đối cao, khoảng 70% năm
2025 và 60% năm 2030; điều này dẫn đến việc các nhà
máy nhiệt điện than và khí sẽ có Tmax hàng năm thấp, có
thể phải cắt giảm công suất các nguồn điện năng lượng tái
tạo tại một số thời điểm cũng như không tận dụng tối đa
hiệu quả của các nguồn điện khác như nhiệt điện khí tự
nhiên, thủy điện Cần xem xét, đánh giá kỹ vấn đề nêu trên
để có đề xuất phát triển nguồn điện phù hợp và sớm có kế
hoạch liên kết lưới điện khu vực để mua bán, trao đổi điện
năng giữa các nước, đảm bảo vận hành an toàn, ổn định hệ
thống điện quốc gia, tránh trường hợp lãng phí, không hiệu
quả trong đầu tư
UB QL vốn nhà nước, EVN
- Tư vấn xin tiếp thu ý kiến và đã xem xét các vấn đề nêu ra, các nguồn điện gió, mặt trời không ổn định, phụ thuộc vào thời tiết nên thường sẽ không tính tới trong dự phòng công suất của hệ thống điện Nếu không tính công suất của điện gió, mặt trời thì dự phòng của hệ thống điện trong các năm 2025, 2030 là 24% và 16,1% đối với phụ tải cơ sở và 21% và 14,7% đối với phụ tải cao, đây
là các con số phù hợp
- Việc sớm phải nghiên cứu và đưa ra kế hoạch liên kết lưới điện khu vực để mua bán, trao đổi điện năng giữa các nước là cần thiết Điều này đã được đề
án đề cập trong mục 18.2.3 các cơ chế đảm bảo vận hành hệ thống điện và thị trường điện, chương 18
- Cân nhắc tỷ trọng nhiệt điện LNG và bố trí cụm nhà máy
nhiệt điện LNG, vì toàn bộ chi phí vốn đầu tư kho cảng,
đường ống cấp khí đến nhà máy sẽ tính trong giá LNG đến
nhà máy, phối hợp lồng ghép với phát triển hệ thống cảng
biển Nếu phát triển quá dàn trải sẽ làm tăng chi phí giá
điện ảnh hưởng đến phát triển kinh tế và không thực hiện
được dự án
- Đề nghị nghiên cứu khả năng quy hoạch các kho cảng
LNG tập trung và phương án trung tâm điện lực tập trung
để nâng cao hiệu quả đầu tư và giảm giá thành khí cho điện
- Cân nhắc việc xây dựng số lượng kho cảng LNG với mật
độ dày và trên cũng một khu vực có phát huy được hiệu
quả kinh tế không? Có phù hợp với quy hoạch quốc gia
hay không?
VP ban chỉ đạo về PTĐL Vụ dầu khí và than, PVN,
PV Gas, Cục
kỹ thuật an toàn và môi trường công nghiệp, EVN, Ông Nguyễn Anh Tuấn
Việc bố trí các cụm nhà máy LNG cũng sẽ được kết hợp với quy hoạch cảng
và nhu cầu khí ngoài điện ở các vùng, chứ không phát triển dàn trải làm tăng chi phí giá điện
QHĐ8 đã tính toán đề xuất quy mô nguồn điện LNG theo vùng Kết quả cho thấy nhu cầu LNG cho sản xuất điện chỉ tập trung tại Bắc Bộ và Nam Bộ Việc nghiên cứu quy hoạch các kho cảng LNG tập trung là rất cần thiết, tuy nhiên không chỉ riêng quy hoạch điện có thể làm được, cần phối hợp với nhu cầu khí của các hộ tiêu thụ ngoài điện và các ngành khác để thực hiện Hiện tại, quy hoạch hệ thống kho cảng đầu mối LNG và hệ thống hạ tầng thuộc phạm vi của Quy hoạch Năng lượng Quốc gia, đang triển khai song song cùng với QHĐ VIII
Trang 8T
- Cần ưu tiên cân bằng năng lượng vùng miền để tránh
xây dựng quá nhiều lưới điện truyền tải Hệ thống truyền
tải liên vùng không được duy trì mang tải cao trong quá
trình vận hành bình thường, chỉ nên mang tính chất liên
lạc, hệ thống truyền tải liên vùng chỉ hoạt động mang tải
tối đa trong trường hợp các vùng lân cận có sự cố
- Xem xét lại phân bố nguồn tại các vùng cho hợp lý
nhằm giảm áp lực đầu tư các dự án lưới điện truyền tải
(một số khu vực có tỷ lệ nguồn/nhu cầu phụ tải rất lớn:
Trung Trung Bộ 107%, Nam Trung Bộ 362%, Tây
Nguyên 303%)
- Cần xem xét định hướng phát triển thêm nguồn điện tại
chỗ tại khu vực Bắc Bộ để giảm đầu tư lưới truyền tải
liên kết Bắc - Trung (kịch bản cơ sở: tổng công suất
truyền tải Trung Trung Bộ - Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ lên
đến 9GW trong giai đoạn 2030-2045)
Tổ giúp việc
Bộ trưởng về QHĐ8, Cục Công nghiệp, Tổng công ty truyền tải điện, Truyền tải điện miền Trung, EVN, Ông Nguyễn Anh Tuấn, Ông Ngô Tuấn Kiệt
Việc ưu tiên cân bằng năng lượng vùng miền là một trong những tiêu chí của bài toán quy hoạch điện Điều này đã được tính đến trong hàm mục tiêu tối thiểu hóa chi phí của mô hình quy hoạch nguồn điện, trong đó có tích hợp cả nguồn điện và lưới điện truyền tải liên vùng
Về nguyên tắc, ý kiến góp ý hoàn toàn đúng đắn khi hệ thống được chia thành các miền đủ lớn để tiềm năng xây dựng nguồn điện của mỗi miền có thể đáp ứng được nhu cầu phụ tải của từng miền Tuy nhiên, khi hệ thống điện được chia thành nhiều vùng nhỏ hơn (nhằm nghiên cứu về lưới điện truyền tải tốt hơn) thì lưới truyền tải liên vùng lại có thể là lưới truyền tải từ các trung tâm nguồn điện về các trung tâm phụ tải Do khu vực Bắc Bộ có nhu cầu phụ tải cao nhưng tiềm năng xây dựng nguồn điện hạn chế, chi phí xây dựng nguồn điện than, khí nhập khẩu cũng sẽ cao hơn các vùng miền Trung, vì vậy một phần nhỏ công suất nguồn ở miền Trung sẽ được mô hình chi phí tối thiểu lựa chọn để cấp cho Bắc Bộ Ngoài ra, nguồn điện khí nội (khí CVX) nằm ở miền Trung cũng sẽ phải truyền tải ra Bắc Bộ để tiêu thụ Các vấn đề này đã khiến lưới điện truyền tải từ miền Trung ra Bắc Bộ luôn phải tải cao và cần mở rộng lưới truyền tải liên vùng
QH đã xem xét xây dựng thêm các nguồn điện tại chỗ khu vực Bắc Bộ: NĐ LNG Quảng Ninh, Hải Phòng, Thái Bình, Nghi Sơn Tuy nhiên khả năng phát triển về NLTT, về nguồn điện miền Bắc không thuận lợi như khu vực Trung Bộ, Nam Trung Bộ Đề án đã đưa ra so sánh tương đối chi phí sản xuất điện tại các vùng Đề xuất xây dựng biểu giá vùng, miền sẽ góp phần điều hòa khả năng xây dựng nguồn điện, tránh truyền tải xa
So sánh, đánh giá chính xác hiệu quả kinh tế của việc xây
dựng nhà máy tại khu vực có nhiên liệu + hệ thống
truyền tải và việc xây dựng nhà máy tại khu vực có tải
cao để đưa ra tiêu chí quy hoạch địa điểm cho các nguồn
sử dụng nhiên liệu hóa thạch
Tổ giúp việc
Bộ trưởng về QHĐ8, Cục Công nghiệp
Tư vấn xin tiếp thu và giải trình như sau:
- Chi phí đầu tư nhà máy nhiệt điện than, khí nhập khẩu trong QHĐ8 được chia theo từng vùng Chi phí đầu tư nguồn LNG, than nhập khẩu ở Bắc Bộ và Tây Nam Bộ sẽ cao hơn so với miền Trung, do phải đầu tư thêm phần cảng và đường ống khí vào bờ
- Chi phí truyền tải liên vùng cũng được đưa vào mô hình để tính toán
Vì vậy mô hình quy hoạch theo chi phí tối thiểu đã so sánh các phương án của của việc xây dựng nhà máy tại khu vực có nhiên liệu + hệ thống truyền tải và việc xây dựng nhà máy tại khu vực có tải cao như ý kiến đề xuất
Đề nghị xem xét tính toán phương án phát triển mỏ khí
Kèn Bầu cho giai đoạn 2030 và phương án dự phòng thay
Vụ dầu khí
và than Tư vấn xin tiếp thu và giải trình như sau:
Trang 9T
thế bằng LNG nếu mỏ khí Kèn Bầu không được phát
triển theo kế hoạch
Dự thảo lần 3 đã tính toán bổ sung phương án phát triển mỏ khí Kèn Bầu 4GW- 6GW tại Quảng Trị, với quan điểm của QHĐ 8 là ưu tiên phát triển nguồn khí trong nước để giảm tỷ trọng nhập khẩu
Các phương án xây dựng nguồn điện tại miền Bắc, miền Trung cũng đã được tính toán đến trong trường hợp mỏ khí Kèn Bầu chậm tiến độ
Với 11 kịch bản phát triển nguồn đưa vào tính toán so
sánh, kịch bản KB6B_Nuclear là có các điều kiện tính
toán không đồng nhất với các KB còn lại (mô phỏng mức
thuế CO2 tăng lên đến 15 USD/tấn) Tuy nhiên KB này
lại có tổng chi phí khá cạnh tranh so với các KB khác và
có điểm xếp hạng thứ 3, sau KB1B-CLNLTT (là KB
được chọn) và KB2B Vì vậy, nên bổ sung một tính toán
so sánh giữa KB1B và KB6B, trong đó KB1B cũng đưa
vào giá trị thuế CO2 tương ứng Rất có thể trong trường
hợp này KB6B sẽ có tổng chi phí thấp hơn KB1B Tuy
theo định hướng chiến lược, ta chưa khởi động sớm
chương trình điện hạt nhân, KB6B vẫn không nên chọn,
nhưng việc mô phỏng như vậy sẽ hoàn toàn khách quan
và có những nhận định ban đầu, để khi có chủ trương
điện hạt nhân ta đã có nền tảng phân tích hữu ích
Ông Nguyễn Anh Tuấn Tư vấn xin giải trình như sau:
Kịch bản KB6B-Nuclear và kịch bản KB1B_CLNLTT đều có các thông số đầu vào giống nhau, mức giá CO2 giống nhau (là mức chi phí xã hội của CO2 đối với nước đang phát triển) Kịch bản KB6B-Nuclear khác với kịch bản KB1B_CLNLTT là điện hạt nhân được đưa vào là nguồn chắc chắn phải xây dựng trong giai đoạn 2040-2045 Như vậy thông số đầu vào tính toán của 2 kịch bản trên là đồng nhất
Do trong phần đánh giá khả năng xuất hiện nguồn điện hạt nhân, tư vấn thay đổi giá thuế CO2 để xem xét khả năng xuất hiện nguồn điện hạt nhân, kết quả cho thấy với các thông số đầu vào cơ sở thì sẽ không xuất hiện nguồn điện hạt nhân Vì vậy trong phần đề xuất các kịch bản phát triển nguồn, tư vấn đã đề xuất xem xét kịch bản KB6B-Nuclear với nguồn điện hạt nhân được “ép” đưa vào phát triển
Để tăng khả năng phủ đỉnh hệ thống điện và dự phòng
nóng khi các nguồn điện từ năng lượng tái tạo tăng cao,
cần xem xét phương án mở rộng các thuỷ điện lớn có hồ
điều tiết, nâng công suất lắp đặt đối với các thuỷ điện nhỏ
sẽ đưa vào vận hành trong giai đoạn quy hoạch và
chuyển chế độ, thời điểm huy động phát đỉnh của thuỷ
điện
Ông Ngô Tuấn Kiệt
Tư vấn xin giải trình như sau: Khi có điện gió, mặt trời, các nhà máy thủy điện là một trong nguồn điện đóng vai trò tích cực trong việc tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi Trong mô hình tính toán, các thủy điện nhỏ cũng đã chuyển thời điểm huy động phù hợp Ngoài việc mở rộng các thủy điện có hồ điều tiết, nâng công suất lắp đặt thủy điện nhỏ cũng có nhiều biện pháp khác để tích hợp nguồn năng lượng tái tạo như: lắp đặt thêm pin tích năng, xây dựng thêm nguồn điện ICE, các nhà máy nhiệt điện cải tạo, bổ sung thiết bị để tăng tính linh hoạt Các biện pháp nêu trên đều đã được đưa vào mô hình để tính toán lựa chọn cơ cấu nguồn có chi phí cực tiểu nhất Việc
mở rộng các nhà máy thủy điện cũng phải được tiếp tục tính toán chi phí đầu
tư mở rộng phù hợp để đảm bảo tính kinh tế của dự án
Quy hoạch điện VIII dự kiến thực hiện theo cơ chế đấu
thầu, trong khi các quy định về đấu thầu chủ đầu tư chưa Ông Ngô Tuấn Kiệt
Tư vấn xin tiếp thu, trong chương 18 đề án đã đề xuất các cơ chế giải pháp để thu hút đầu tư, đảm bảo vận hành hệ thống điện và thị trường điện Cần hoàn
Trang 10T
hoàn chỉnh cả về pháp lý lẫn kỹ thuật công nghệ Các chỉ
tiêu thông số đầu vào của dự án nguồn điện đưa ra đấu
thầu rất cần có các chỉ tiêu thông số cụ thể về quy mô,
công nghệ, vị trí và chế độ huy động công suất, năng
lượng và giá mua điện Đây là bài toán phức tạp khó có
lời giải chuẩn xác trong bối cảnh ngành điện Việt Nam
đang tiến tới thị trường chào giá cạnh tranh Lưu ý rằng,
với chế độ huy động công suất của các nguồn điện chạy
nền dự kiến trong Quy hoạch điện VIII hiệu quả đầu tư sẽ
giảm đáng kể, không hấp dẫn các nhà đầu tư Vì vậy bài
toán huy động vốn đầu tư cho phát triển ngành điện hiện
đang rất khó khăn, trong giai đoạn sắp tới sẽ còn khó
khăn gấp bội, cần có những giải pháp tháo gỡ
thiện cơ chế dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện cạnh tranh để đảm bảo tính linh hoạt trong hệ thống tích hợp quy mô lớn nguồn điện gió và mặt trời, cơ cấu biểu giá điện cũng phải thay đổi để phù hợp với hệ thống tích hợp năng lượng tái tạo Việc xây dựng các cơ chế và các giải pháp cần phải thực hiện ngay để đảm bảo thu hút đầu tư theo định hướng phát triển
Các Kịch bản (KB) phát triển nguồn điện mới chỉ được
xây dựng để đáp ứng nhu cầu phụ tải điện theo kịch bản
cơ sở (trang 365) chứ chưa xét đến 2 kịch bản khác là
nhu cầu phụ tải cao và nhu cầu phụ tải thấp
Ông Phạm Hoàng Lương
Tư vấn xin tiếp thu và giải trình như sau: Các kịch bản trong nhóm kịch bản chính (hay các kịch bản chính sách) được tính toán trên các dữ liệu đầu vào là
cơ sở và trung bình Từ đó có thể đánh giá lựa chọn kịch bản chính sách cho phát triển nguồn điện Việt Nam trong tương lai Các kịch bản về phụ tải cao
và thấp sẽ được tính toán sau khi lựa chọn được kịch bản chính sách Trong
dự thảo đã có kết quả cân đối nguồn điện của kịch bản phụ tải cơ sở và kịch bản phụ tải cao, tư vấn sẽ bổ sung thêm kết quả cân đối nguồn điện của kịch bản phụ tải thấp
Trong phần “Lựa chọn kịch bản chính sách cho phát triển
nguồn điện” (trang 404-408): trọng số của các tiêu chí
xét là như nhau có thực sự khoa học / logic không? Kết
quả chấm do ai thực hiện (phương pháp tư vấn chuyên
gia hay cơ quan tư vấn tự chấm?)
Ông Phạm Hoàng Lương
Theo quan điểm của tư vấn, trọng số của các tiêu chí xét như nhau là khoa học và công bằng, vì các tiêu chí đều quan trọng như nhau Việc cho trọng số vào các tiêu chí có thể dễ dàng nghiêng theo một quan điểm nào đó, do đó đề
án không lựa chọn phương pháp đưa trọng số vào các tiêu chí Kết quả chấm điểm là do nhóm chuyên gia của cơ quan tư vấn kết hợp với các chuyên gia nước ngoài hỗ trợ lập QHĐ8 (tại các chương trình DEPP, VLEEP)
- Đề nghị không phát triển thêm các dự án điện than mới,
đặc biệt là trong giai đoạn 10 năm tới, thay vào đó ưu
tiên phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện mặt trời
phân tán và điện gió
- Đề nghị các dự án nhiệt điện than dự kiến trong
QHĐ7ĐC chuyển sang sử dụng LNG
Các tỉnh có quy hoạch
NĐ than, liên minh NL, Đại sứ quán Đan Mạch
- Quy mô các nhà máy nhiệt điện than đưa vào giai đoạn 2021-2035 đều là những dự án chắc chắn xây dựng, đây là những dự án đã thực hiện công tác xúc tiến đầu tư tốt mà không thể loại bỏ, ví dụ: NĐ Nam Định I, NĐ Thái Bình II, NĐ Vũng Áng II, NĐ Vân Phong I, NĐ Duyên Hải II Sau 2035, hệ thống vẫn cần tiếp tục phát triển một phần nhỏ nhiệt điện than để đảm bảo tiêu chí an ninh năng lượng, giá điện không tăng quá cao QHĐ8 đã yêu cầu các nhà máy nhiệt điện than xây mới sử dụng công nghệ như sau: trong giai