Công nhân Truyền tải điện Quảng Bình kiểm tra đường dây 500 kV bằng flycam hồi tháng 6. Ảnh: Bùi Tiến
"Chưa bao giờ, đường dây 500 kV phải thường xuyên mang tải tới 90% định mức, có đoạn gần 100% như thế", Phó giám đốc Công ty Truyền tải điện 1 Phạm Quang Hòa nói về giai đoạn phải chịu áp lực chuyển điện từ Nam ra Bắc hồi tháng 6.
Đây cũng là thời điểm những nhân viên giám sát lưới điện của ông Phạm Quang Hòa liên tục túc trực tại các điểm cột điện cao thế. Với những vị trí nghi ngờ có sự cố, nguy cơ quá tải, họ dùng thiết bị bay không người lái gắn camera nhiệt và cố gắng nhất để chụp cận cảnh. Trong đó, cung đoạn Đà Nẵng - Vũng Áng, Vũng Áng - Hà Tĩnh - Nho Quan và Ninh Bình - Bỉm Sơn nhiều thời điểm được đặt trong tình trạng báo động khi công suất vượt giới hạn an toàn. Mang tải cao, một số điểm trên đường dây 500 kV và 220 kV bị võng, có khoảng cách từ mặt đất lên điểm thấp nhất của đường dây chưa đến 10 m.
Khi ấy, mỗi ngày miền Bắc nhận khoảng 49 triệu kWh "chi viện" từ miền Trung và miền Nam qua tuyến 500 kV. Các năm trước, mức tải trên tuyến huyết mạch này chỉ khoảng 70% dù đón lượng lớn điện tái tạo. Nếu trước đây công suất truyền tải trên tuyến đường dây 500 kV Bắc - Nam trong ngưỡng 2.000-2.200 MW thì khi miền Bắc thiếu nhất, thường xuyên ở mức 2.500-2.600 MW, thậm chí có thời điểm chạm mức tới hạn của hệ thống là 2.800 MW.
Gần 30 năm kể từ ngày chính thức đóng điện, hơn 10.500 km đường dây siêu cao áp 500 kV vẫn như một tuyến cao tốc chuyển điện liên miền. Nó
cùng lưới 220 kV đưa điện từ nhà máy đến với các trạm biến áp - nơi được ví như nhà ga, trạm dừng trên hành trình truyền tải điện. Từ đây, lưới
điện bán lẻ (cấp điện áp dưới 110 kV) là những mạch máu nhỏ hơn, chở điện tới người dùng cuối tại các khu công nghiệp, nhà xưởng và hộ gia
đình.
Hiện Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) - đơn vị trực thuộc Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) - vận hành, quản lý 100% đường dây 500 kV, 220 kV. Giai đoạn 2017-2021, mỗi năm EVNNPT rót hơn 10.000 tỷ đồng cho các dự án đầu tư nâng cấp lưới, trạm, giúp mạng lưới truyền tải, tăng 2,5 lần so với 2008, khối lượng truyền tải tăng 3-11% mỗi năm. Tuy nhiên, những con số này vẫn thấp hơn đáng kể so với tăng trưởng nhu cầu dùng điện của cả nước, dẫn đến tình trạng quá tải cục bộ xảy ra thường xuyên hơn.
Áp lực lên lưới 500 kV ngày càng lớn khi nguồn phát điện phân bổ không đều giữa các vùng miền. Giai đoạn 2016-2020, truyền tải điện từ Bắc vào
miền Trung và đi tiếp từ đây vào Nam là xu hướng chính. Nhưng sau đó, hiện tượng chở ngược điện từ Nam ra Bắc phổ biến hơn bởi các nhà máy điện
tái tạo phát triển ồ ạt ở miền Nam, cộng thêm nhu cầu dùng điện ở miền Bắc tăng mạnh vào mùa nắng nóng cực đoan.
Dòng điện chở ngược tiếp diễn khi nhiều năm qua, miền Bắc không phát triển được nhiều nguồn điện, mức tăng trưởng về công suất thấp hơn khoảng
10% so với nhu cầu dùng điện của khu vực này. EVN trong báo cáo gửi Chính phủ dự báo, miền Bắc vẫn thiếu điện trong hai năm tới. Còn theo Viện
Năng lượng, khu vực này sẽ không tự cân đối được nguồn và tải - đặc biệt vào cao điểm mùa khô - nên cần "chi viện" lớn từ lưới điện liên
miền.
Miền Nam và miền Trung, nơi chiếm đến 99% nguồn điện gió và điện mặt trời của cả nước, trước đây đã thừa điện thì tới đây càng thừa hơn khi công suất đặt mới tại hai khu vực này vào năm 2030 dự kiến gấp 2-4 lần mức tăng nhu cầu dùng điện.
Không chỉ gây rủi ro cho lưới điện, công suất truyền tải cao cũng khiến hao tổn lớn hơn. Đến cuối năm ngoái, tổn thất điện năng trên lưới điện Việt Nam là 2,54%, tức 100 kWh truyền đi thì hao tổn 2,5 kWh. "Đây là những tổn thất chấp nhận được trong kỹ thuật bởi đặc thù địa hình và đường truyền tải dài. Nhưng nếu giảm được, nhất là ở khâu phân phối điện, sẽ tối ưu đáng kể hiệu quả sản xuất kinh doanh", một chuyên gia trong hội đồng rà soát quy hoạch điện bình luận.
Tốc độ đầu tư lưới điện hiện nay cũng chưa theo kịp sự phát triển của các nguồn năng lượng mới, đặc biệt khi điện mặt trời và điện gió bùng nổ ở khu vực nhu cầu dùng điện thấp như miền Trung và Nam Trung Bộ. Nếu được đưa vào quy hoạch, một dự án điện gió chỉ mất một năm, còn điện mặt trời khoảng 6 tháng là phát được điện trong khi một đầu tư dự án lưới điện, cần ít nhất 2-3 năm do mất nhiều thời gian chuẩn bị đầu tư, phê duyệt từ các cấp và thi công.
Một số dự án truyền tải chậm tiến độ, thậm chí kéo dài 4-5 năm vì "chướng ngại vật" mang tên bồi thường và giải phóng mặt bằng. Khác với đường giao thông, lưới truyền tải chỉ một vị trí cột gặp vướng mắc trong đền bù, giải phóng mặt bằng thì đường dây 200-300 km cũng không thể đóng điện. Bộ Công Thương trong báo cáo gửi đoàn giám sát Ủy ban thường vụ Quốc hội cho biết, nguyên nhân chủ yếu vì đơn giá bồi thường Nhà nước chưa phù hợp, chưa thống nhất giữa nhiều địa phương nên người dân không đồng thuận. Hiện cũng không có quy định với diện tích đất mượn tạm thi công.
Theo lãnh đạo EVNNPT, các dự án truyền tải đi qua địa bàn nhiều tỉnh có nguy cơ chậm tiến độ rất cao. Tỷ lệ xây dựng lưới điện 220 kV theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh trong giai đoạn 2016-2020 đạt 91% kế hoạch, nhưng lưới 500 kV chỉ đạt 72% và trạm 500 kV đạt 88%.
Không chỉ lệch pha về thời gian phát triển, theo Bộ Công Thương, phần lớn nhà đầu tư và địa phương khi triển khai các dự án điện tái tạo chỉ quan tâm đến lưới điện cục bộ của dự án mà thiếu cái nhìn tổng thể về hệ thống điện khu vực và liên miền. Vì thế, hệ quả không thể tránh khỏi là các nhà máy phải giảm phát điện gió và điện mặt trời. Đường dây đầy tải nên cũng phải giảm công suất "vận chuyển" để đảm bảo an toàn.
Một nguyên nhân khác khiến việc phát triển lưới truyền tải chậm so với quy hoạch là giá truyền tải bị chê "quá thấp", 79,09 đồng một kWh (chưa gồm thuế VAT), chỉ chiếm khoảng 4% trong cơ cấu giá thành sản xuất điện của EVN năm 2022.
Ước tính nhu cầu đầu tư hàng năm của EVN hơn 100.000 tỷ đồng. Vốn ngân sách gần như không có nên nguồn lực chủ yếu là vốn vay nước ngoài và vay thương mại. Song, việc thu xếp vốn vay, theo EVN, cũng khó khăn bởi Chính phủ không còn bảo lãnh vay nước ngoài cho các dự án điện, còn ngân hàng thương mại chỉ cho dự án điện vay tối đa 15% vốn điều lệ (tính theo ngân hàng lớn nhất hiện nay thì con số này khoảng 7.500 tỷ đồng) nên chỉ đáp ứng một phần nhỏ so với nhu cầu.
Quy hoạch điện VIII cho thấy đầu tư cho ngành điện tiếp tục tăng mạnh. Từ nay đến 2030, ước tính vốn cần cho phát triển nguồn và lưới điện truyền tải là 1,5 tỷ USD mỗi năm và tăng lên 1,7-1,9 tỷ USD mỗi năm trong giai đoạn 2031-2050, tức gấp khoảng 3-4 lần mức rót bình quân trong 6 năm trở lại đây.
Với khoản đầu tư này, Chính phủ kỳ vọng chiều dài lưới truyền tải vào năm 2050 sẽ gấp 2-3 lần hiện tại và đường dây 500 kV không chỉ giữ vai trò xương sống trong liên kết điện giữa các vùng mà còn giúp trao đổi điện năng với các nước trong khu vực.
Thế nhưng, đến nay vẫn không có một cuộc đua đầu tư "thần tốc" nào diễn ra, dù năm 2022, Luật Điện lực sửa đổi mở đường cho khả năng tư nhân đầu tư vào lưới truyền tải điện.
Văn bản này được kỳ vọng sẽ là cơ sở pháp lý xóa "độc quyền tự nhiên" của EVN trong lĩnh vực này. Hiện mới có một dự án đường dây, trạm biến áp 500 kV do tư nhân đầu tư phục vụ truyền tải điện từ nhà máy của họ tới điểm đấu nối lên lưới điện quốc gia.
Quy hoạch điện VIII đặt ra yêu cầu lớn trong phát triển lưới để đồng bộ với nguồn điện, chuyên gia năng lượng độc lập Đào Nhật Đình góp ý, giống như nhiều doanh nghiệp vốn nhà nước khác, công ty truyền tải điện quốc gia vẫn cần cải tiến nhiều hơn. Ngoài ra, Nhà nước chỉ nên giữ các tuyến huyết mạch chính, mở cho tư nhân đầu tư lưới trung thế (điện áp dưới 35 kV), một số tuyến đường dây 220 kV, sẽ tạo ra cạnh tranh và buộc các bên phải nâng cao quản trị, điều hành.
Nhưng muốn thu hút tư nhân đầu tư vào truyền tải, theo hầu hết chuyên gia, cơ chế và giá truyền tải là điều kiện cần đầu tiên. Các cơ chế chuyển giao hệ thống truyền tải tư nhân đầu tư cho Nhà nước quản lý, vận hành cũng cần được cơ quan quản lý xây dựng, rõ ràng.
Trong đó, "giá" đang được xem là rào cản lớn. Giá truyền tải hiện được tính trên mỗi kWh vận chuyển, không quan tâm khoảng cách xa hay gần. Giá này do Nhà nước quy định và việc điều chỉnh phụ thuộc giá bán lẻ cuối cùng, tức giá bán lẻ tăng thì mới trở lại tính giá truyền tải.
Trong khi đó, theo ông Đào Nhật Đình, tại nhiều quốc gia có cách vận hành lưới điện tương tự Việt Nam, giá truyền tải được tách bạch thành 3 phần là truyền tải, nhu cầu và công suất. Ông ví dụ tại Quảng Tây và Hồ Nam (Trung Quốc), lưới điện do Nhà nước nắm giữ và doanh nghiệp tư nhân muốn đặt trạm biến áp 500 kV thì mỗi tháng phải trả số tiền cố định (giá công suất, giá nhu cầu) cộng thêm giá truyền tải. Mỗi kWh điện truyền tải tại khu vực này hơn 400 đồng (gồm 200 đồng giá công suất, giá nhu cầu và 200 đồng giá truyền tải), gấp 5 lần giá truyền tải ở Việt Nam.
"Giá truyền tải ở ngưỡng 80 đồng một kWh như hiện nay là quá thấp, khó khăn cho cả đơn vị dùng vốn Nhà nước lẫn tư nhân đầu tư vào lĩnh vực này", ông Đình nói.
Ngay cả với kịch bản giá truyền tải tăng lên mức cao nhất là 145,37 đồng mỗi kWh trong giai đoạn 2021-2030 theo tính toán của Tổ chức Sáng kiến về chuyển dịch năng lượng Việt Nam (VIET SE), các phương án huy động vốn đều không khả thi, dù là vốn nhà nước hay tư nhân.
Ông Hà Đăng Sơn - Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu năng lượng và tăng trưởng xanh - đánh giá tư nhân đầu tư vào truyền tải không hề dễ. Nếu rót vốn cùng nhà máy điện để giải toả công suất, nhà đầu tư có thể thu hồi được chi phí đầu tư truyền tải qua hợp đồng bán điện cho EVN. Ngược lại, nếu chỉ làm đường dây thì giá truyền tải quá thấp nên không hiệu quả và ai là bên trả tiền cho nhà đầu tư cũng chưa rõ.
"Cái khó của các nhà đầu tư khi rót vốn vào truyền tải là chưa thấy cơ chế giá và thu phí truyền tải ra sao. Chưa có quy định và chưa thấy hiệu quả khi bỏ vốn, nhà đầu tư chắc chắn sẽ không làm", ông Sơn nói.
Theo khuyến nghị của Viện Năng lượng, để truyền tải điện trở thành miếng bánh đầu tư hấp dẫn, điều quan trọng là giá điện - trong đó có giá truyền tải - phải tính đúng, đủ chi phí và có lợi nhuận hợp lý cho nhà đầu tư.
Quy hoạch điện VIII đặt kế hoạch sau năm 2030 sẽ phát triển đường truyền tải siêu cao áp một chiều kết nối khu vực Trung Bộ, Nam Trung Bộ và phía Bắc để khai thác tiềm năng điện gió ngoài khơi, khi ước tính nguồn điện này khoảng 7.000 MW. Nhưng các chuyên gia cho rằng, với nhu cầu điện ngày càng cao, việc xây dựng đường dây một chiều hỗ trợ chở điện Nam ra Bắc cần sớm hơn. Vốn đầu tư đường dây này ước tính khoảng 4-5 tỷ USD nhưng tính ổn định, giảm tổn thất điện năng và công suất tải điện sẽ gấp 3 lần mạch xoay chiều hiện tại.
Để tăng lưu lượng chuyển điện từ Nam ra Bắc, dự án đường dây 500 kV mạch 3 kéo dài, dài 514 km nối Quảng Trạch (Quảng Bình) tới Phố Nối (Hưng
Yên) với tổng vốn đầu tư 23.000 tỷ đồng đang được EVNNPT gấp rút chuẩn bị, trình các cấp có thẩm quyền phê duyệt chủ trương đầu tư. Dự án này
được Thủ tướng yêu cầu khởi công trong tháng 9, để hoàn thành vào tháng 6/2024, giúp tăng công suất cung ứng điện Nam - Bắc lên gấp đôi (5.000
MW), giảm thiếu điện cho miền Bắc.
Thời gian làm một đường dây truyền tải bình quân lâu gấp nhiều lần một dự án nguồn điện nên một thành viên tư vấn lập quy hoạch điện VIII cho rằng cơ quan quản lý - Bộ Công Thương cần điều tiết quy hoạch, kế hoạch bài bản, hợp lý.
"Tức Bộ cần tính toán cơ chế làm hạ tầng trước, sau đó thu hút đầu tư. Làm sớm, làm trước chi phí đền bù,
giải phóng mặt bằng sẽ dễ thở hơn", ông góp ý.
Hoài Thu - Phương Đông
