quy ho ch t ng th Ề nĂng lƯỢ Ố Ờ Ỳ Ầm nhÌn ĐẾn...

QUY HOẠCH TỔNG THỂ VỀ NĂNG LƯỢNG QUỐC GIA THỜI KỲ 2021-2030, TẦM NHÌN ĐẾN NĂM 2050

Báo cáo Đánh giá Môi trường Chiến lược Mục lục

MỤC LỤC DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT ......................................................................................... v DANH MỤC BẢNG.................................................................................................... viii DANH MỤC HÌNH ...................................................................................................... xii MỞ ĐẦU ........................................................................................................................ 1 1. SỰ CẦN THIẾT, CƠ SỞ PHÁP LÝ CỦA NHIỆM VỤ XÂY DỰNG QUY HOẠCH ......................................................................................................................................... 1 2. CĂN CỨ PHÁP LUẬT VÀ KỸ THUẬT CỦA VIỆC THỰC HIỆN ĐMC ............. 3

2.1. Căn cứ pháp luật ........................................................................................................ 3

2.1.1. Văn bản Luật và dưới Luật liên quan: ................................................................ 3 2.1.2. Các văn bản và chính sách định hướng phát triển .............................................. 5

2.2. Căn cứ kỹ thuật .......................................................................................................... 7 2.3. Phương pháp thực hiện ĐMC .................................................................................... 7

2.3.1. Phương pháp thực hiện ....................................................................................... 7 2.3.2. Phương pháp khác ............................................................................................. 13

2.4. Tài liệu, dữ liệu cho thực hiện ĐMC ....................................................................... 14

3. TỔ CHỨC THỰC HIỆN .......................................................................................... 15

3.1. Nhân sự .................................................................................................................... 15 3.2. Tổ chức thực hiện .................................................................................................... 18

CHƯƠNG 1 - TÓM TẮT NỘI DUNG QUY HOẠCH NĂNG LƯỢNG .................... 25

1.1. TÊN CỦA QUY HOẠCH ....................................................................................... 25 1.2. CƠ QUAN ĐƯỢC GIAO NHIỆM VỤ XÂY DỰNG QUY HOẠCH ................... 25

1.2.1. Cơ quan được giao nhiệm vụ xây dựng quy hoạch ........................................... 25 1.2.2. Tư vấn lập quy hoạch ........................................................................................ 25

1.3. MỐI QUAN HỆ CỦA QHNL ĐƯỢC ĐỀ XUẤT VỚI CÁC QUY HOẠCH KHÁC CÓ LIÊN QUAN ................................................................................................ 25

1.3.1. Các quy hoạch khác có liên quan đến QHNL ................................................... 25 1.3.2. Mối quan hệ giữa QHNL và quy hoạch, chiến lược đã được phê duyệt liên quan ............................................................................................................................. 27

1.4. MÔ TẢ TÓM TẮT NỘI DUNG CỦA QUY HOẠCH .......................................... 33

1.4.1. Phạm vi không gian, thời gian của QHNL ........................................................ 33 1.4.2. Các phương hướng phát triển của quy hoạch và phương án chọn .................... 50 1.4.3. Các nội dung chính của quy hoạch. .................................................................. 53 1.4.4. Các định hướng, giải pháp chính về bảo vệ môi trường của QHNL .............. 203 1.4.5. Các định hướng về bảo tồn thiên nhiên, đa dạng sinh học ............................. 207 1.4.6. Các chương trình, dự án đầu tư trọng điểm, ưu tiên ....................................... 210

Viện Năng lượng i

QUY HOẠCH TỔNG THỂ VỀ NĂNG LƯỢNG QUỐC GIA THỜI KỲ 2021-2030, TẦM NHÌN ĐẾN NĂM 2050 Báo cáo Đánh giá Môi trường Chiến lược Mục lục

CHƯƠNG 2 - PHẠM VI ĐÁNH GIÁ MÔI TRƯỜNG CHIẾN LƯỢC VÀ ĐIỀU KIỆN MÔI TRƯỜNG TỰ NHIÊN VÀ KINH TẾ XÃ HỘI ................................................ 127

2.1. PHẠM VI KHÔNG GIAN VÀ THỜI GIAN CỦA ĐÁNH GIÁ MÔI TRƯỜNG CHIẾN LƯỢC .............................................................................................................. 127

2.1.1. Phạm vi không gian ......................................................................................... 127 2.1.2. Phạm vi thời gian ............................................................................................ 127

2.2. ĐIỀU KIỆN MÔI TRƯỜNG TỰ NHIÊN VÀ KINH TẾ - XÃ HỘI ................... 129

2.2.1. Điều kiện địa lý, địa chất, thổ nhưỡng ............................................................ 129 2.2.2. Điều kiện khí tượng, thủy văn/hải văn ............................................................ 139 2.2.3. Hiện trạng các thành phần môi trường đất, nước, không khí.......................... 164 2.2.4. Hiện trạng đa dạng sinh học, tài nguyên sinh vật ........................................... 204 2.2.5. Điều kiện về kinh tế ........................................................................................ 218 2.2.6. Điều kiện về xã hội ......................................................................................... 235 2.2.7. Đặc điểm các dân tộc thiểu số tại các vùng quy hoạch ................................... 236 2.2.8. Biến đổi khí hậu .............................................................................................. 241

CHƯƠNG 3 ................................................................................................................ 234 ĐÁNH GIÁ TÁC ĐỘNG CỦA QUY HOẠCH NĂNG LƯỢNG ĐẾN MÔI TRƯỜNG ..................................................................................................................................... 234

3.1. CÁC QUAN ĐIỂM, MỤC TIÊU VỀ BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG ĐƯỢC LỰA CHỌN ........................................................................................................................... 234

3.1.1. Các quan điểm, mục tiêu bảo vệ môi trường được lựa chọn .......................... 234 2.2.9. Các quan điểm thích ứng và giảm nhẹ biến đổi khí hậu được lựa chọn ......... 240

3.2. ĐÁNH GIÁ SỰ PHÙ HỢP GIỮA MỤC TIÊU CỦA QHNL VỚI MỤC TIÊU VỀ BVMT ........................................................................................................................... 242

3.2.1. Đánh giá các quan điểm và mục tiêu của QHNL với mục tiêu về bảo vệ môi trường ........................................................................................................................ 242 3.2.2. Các quan điểm thích ứng và giảm nhẹ biến đổi khí hậu được lựa chọn ......... 261

3.3. ĐÁNH GIÁ, SO SÁNH CÁC PHƯƠNG ÁN PHÁT TRIỂN ĐIỆN ĐỀ XUẤT VÀ LUẬN CHỨNG PHƯƠNG ÁN CHỌN ...................................................................... 264

3.3.1. Các kịch bản đề xuất ....................................................................................... 264 3.3.2. So sánh về cân bằng năng lượng tổng thể ....................................................... 265

3.4. CÁC VẤN ĐỀ MÔI TRƯỜNG CHÍNH CỦA QHNL ......................................... 289

3.4.1. Luận chứng lựa chọn các vấn đề môi trường chính ........................................ 289 3.4.2. Các vấn đề môi trường chính của QHNL ....................................................... 297

3.5. DỰ BÁO XU HƯỚNG CỦA CÁC VẤN ĐỀ MÔI TRƯỜNG CHÍNH TRONG TRƯỜNG HỢP THỰC HIỆN QUY HOẠCH THEO KỊCH BẢN NỀN (PHƯƠNG ÁN 0) ................................................................................................................................... 297

Viện Năng lượng ii


3.5.1. Nguyên nhân ................................................................................................... 297 1.1.1. Hệ thống các chỉ số tương quan kinh tế - năng lượng - môi trường ........... 305 1.1.2. Các vấn đề khác của ngành năng lượng ...................................................... 312 3.5.2. Dự báo xu hướng biến đổi của các vấn đề môi trường chính ......................... 338

3.6. ĐÁNH GIÁ, DỰ BÁO XU HƯỚNG CỦA CÁC VẤN ĐỀ MÔI TRƯỜNG CHÍNH TRONG TRƯỜNG HỢP THỰC HIỆN NHIỆM VỤ QUY HOẠCH ........... 351

3.6.1. Đánh giá, dự báo tác động của quy hoạch đến môi trường............................. 351 1.1.3. Đánh giá, dự báo tác động của QHPTNLQG đến môi trường .................... 351 1.1.4. Dự báo xu hướng của các vấn đề môi trường chính .................................... 374 3.6.2. Đánh giá, dự báo xu hướng tác động của BĐKH trong việc thực hiện NL .... 384

3.7. NHẬN XET VỀ MỨC ĐỘ CHI TIẾT, ĐỘ TIN CẬY CỦA CÁC DỰ BÁO ..... 398

3.7.1. Mức độ chi tiết và tin cậy của dự báo ............................................................. 398 3.7.2. Những vấn đề còn thiếu độ tin cậy, lý do (chủ quan và khách quan). ............ 399

CHƯƠNG 4 - GIẢI PHÁP DUY TRÌ XU HƯỚNG TÍCH CỰC, HẠN CHẾ, GIẢM THIỂU XU HƯỚNG TIÊU CỰC CỦA CÁC VẤN ĐỀ MÔI TRƯỜNG CHÍNH TRONG QUÁ TRÌNH THỰC HIỆN QUY HOẠCH ............................................................... 402

4.1. Các Nội dung của QHNL đã được điều chỉnh trên cơ sở kết quả của ĐMC .. 402

4.1.1. Các đề xuất, kiến nghị từ kết quả của ĐMC ................................................ 402 4.1.2. Các nội dung của quy hoạch đã được điều chỉnh ........................................ 411

4.2. Các giải pháp duy trì xu hướng tích cực, hạn chế, giảm thiểu xu hướng tiêu cực trong quá trình thực hiện quy hoạch ............................................................................. 429

4.2.1. Các giải pháp duy trì xu hướng tích cực...................................................... 429 4.2.2. Các giải pháp hạn chế, giảm thiểu xu hướng tiêu cực ................................. 436 4.2.3. Các giải pháp về công nghệ, kỹ thuật .......................................................... 453 4.2.4. Định hướng về đánh giá tác động môi trường (ĐTM) ................................ 462 4.2.5. Giải pháp trao đổi hợp tác phát triển liên kết điện vùng ASEAN và GMS 468 4.2.6. Các đề xuất, kiến nghị điều chỉnh các chiến lược, quy hoạch liên quan ..... 469

4.3. Các giải pháp giảm nhẹ, thích ứng với biến đổi khí hậu ................................ 470

4.3.1. Các giải pháp giảm nhẹ ............................................................................... 470 4.3.2. Các giải pháp thích ứng ............................................................................... 473

CHƯƠNG 5 - KẾ HOẠCH QUẢN LÝ, GIÁM SÁT MÔI TRƯỜNG ..................... 477

5.1. Chương trình quản lý môi trường .......................................................................... 477 5.2. Chương trình Giám sát môi trường ....................................................................... 477

5.2.1. Chương trình giám sát tổng thể ....................................................................... 477 5.2.2. Chương trình giám sát cụ thể đối với từng phân ngành và dự án thành phần trong mỗi phân ngành................................................................................................ 489 5.2.3. Mục tiêu giám sát ............................................................................................ 490

Viện Năng lượng iii


5.2.4. Trách nhiệm thực hiện giám sát ...................................................................... 490 5.2.5. Nội dung giám sát. .......................................................................................... 490 5.2.6. Nguồn lực cho giám sát................................................................................... 492

5.3. Cách thức phối hợp giữa các cơ quan trong quá trình thực hiện ........................... 492 5.4. Chế độ báo cáo môi trường trong quá trình thực hiện .......................................... 494

CHƯƠNG 6 - THAM VẤN TRONG QUÁ TRÌNH THỰC HIỆN ĐÁNH GIÁ MÔI TRƯỜNG CHIẾN LƯỢC .......................................................................................... 483

6.1. Thực hiện tham vấn ............................................................................................... 483

6.1.1. Mục tiêu tham vấn ........................................................................................... 483 6.1.2. Hình thức tham vấn và đối tượng tham gia ..................................................... 483

6.2. Nội dung tham vấn ................................................................................................ 484

6.2.1. Phiếu tham khảo ý kiến chuyên gia ................................................................ 484 6.2.2. Nội dung tham vấn theo hình thức hội thảo .................................................... 484

6.3. Kết quả tham vấn ................................................................................................... 485

6.3.1. Phiếu tham khảo ý kiến chuyên gia ................................................................ 485 6.3.2. Kết quả các Hội thảo ....................................................................................... 485

KẾT LUẬN, KIẾN NGHỊ VÀ CAM KẾT ................................................................ 487 1. Về hiệu quả của ĐMC............................................................................................. 487 2. Mức độ tác động xấu đối với môi trường của QHNL ............................................ 490 3. Những vấn đề cần tiếp tục nghiên cứu trong quá trình thực hiện Quy hoạch và kiến nghị hướng xử lý ......................................................................................................... 491 TÀI LIỆU THAM KHẢO .......................................................................................... 494

Viện Năng lượng iv


DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT ADB Nhân hàng phát triển Châu Á APEC Diễn đàn Hợp tác Kinh tế châu Á - Thái Bình Dương ASEAN Hiệp hội các quốc gia Đông Nam Á ATMT An toàn môi trường ATNĐ Áp thấp nhiệt đới BAU Kịch bản phát triển thông thường BCT, MOIT Bộ Công Thương BĐKH Biến đổi khí hậu BKHĐT Bộ Kế hoạch và Đầu tư BNNPTNT Bộ Nông nghiệp và Phát triển nông thôn BTNTM Bộ Tài nguyên và Môi trường BVMT Bảo vệ Môi trường CNN Cụm Công nghiệp CDM Cơ chế phát triển sạch CIF Giá thành, bảo hiểm và cước phí CLMTKK Chất lượng môi trường không khí COP21 Hội nghị Liên Hiệp Quốc về Biến đổi Khí hậu 2015 CPI Chỉ số giá tiêu dùng CSP Công nghệ hội tụ năng lượng mặt trời CTR Chất thải rắn CTRSH Chất thải rắn sinh hoạt DEA Cơ quan Năng lượng Thụy Điển DSM Quản lý nhu cầu điện năng DTTS Dân tộc thiểu số DVHST Dịch vụ hệ sinh thái ĐBSCL Đồng bằng Sông Cửu Long ĐBSH Đồng bằng Sông Hồng ĐDSH Đa dạng sinh học ĐG Điện gió ĐMC, SEA Đánh giá môi trường chiến lược ĐMN Điện mặt trời mái nhà ĐTM, IEA Đánh giá tác động môi trường ĐZ Đường dây EPC Hợp đồng thiết kế, cung cấp thiết bị công nghệ và thi công

xây dựng công trình EREA Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo EUTAF Hỗ trợ kỹ thuật của Châu Âu EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVNNPC Tổng Công ty Điện lực miền Bắc EVNSPC Tổng Công ty Điện lực miền Nam EVNCPC Tổng Công Ty Điện lực Miền Trung EVNHANOI Tổng công ty Điện lực thành phố Hà Nội

Viện Năng lượng v


EVNHCMC Tổng công ty Điện lực thành phố Hồ Chí Minh FAO Tổ chức Lương thực và Nông nghiệp Liên Hiệp Quốc FDI Đầu tư trực tiếp nước ngoài F/S Nghiên cứu khả thi JICA Cơ quan Hợp tác Quốc tế Nhật Bản HAPUA Hội nghị của lãnh đạo ngành điện các nước ASEAN HST Hệ sinh thái HTĐ Hệ thống điện HVDC Truyền tải điện cao áp một chiều ICE Động cơ đốt trong ICOR Hệ số hiệu quả sử dụng vốn IMF Quỹ tiền tệ quốc tế IRENA Cơ quan Năng lượng tái tạo Quốc tế IRR Tỷ suất thu nhập nội bộ IUCN Liên minh Bảo tồn Thiên nhiên Quốc tế GDP Tổng sản phâm quốc nội GIZ Tổ chức Hợp tác Quốc tế Đức GTGH Giá trị giới hạn KBT Khu bảo tồn KCN Khu Công nghiệp KCX Khu Chế xuất KHCN Khoa học công nghệ KIGAM Viện Khoa học Địa chất và Khoáng sản Hàn Quốc KNK Khí nhà kính KSH Khí sinh học KTTV Khí tượng thủy văn KTXH Kinh tế xã hội LNG Khí tự nhiên hóa lỏng LVS Lưu vực sông LVHTS Lưu vực hệ thống sông NDC Cam kết quốc gia tự đóng góp NĐMT Nhiệt điện mặt trời NMĐHN Nhà máy điện hạt nhân NMT Nhiệt mặt trời NMNĐ Nhà máy nhiệt điện NLMT Năng lượng mặt trời NLSK Năng lượng sinh khối NLTT Năng lượng tái tạo NPT Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia NPV Giá trị hiện tại thuần MEPS Mức hiệu suất năng lượng tối thiểu O&M Vận hành và bảo dưỡng OECD Tổ chức Hợp tác và Phát triển Kinh tế PPA Hợp đồng mua bán điện

Viện Năng lượng vi


PECC1 Công ty Cổ phần Tư vấn và Xây dựng Điện 1 Pre F/S Nghiên cứu tiền khả thi PPP Hình thức đầu tư đối tác công PTBV Phát triển bền vững QCVN Quy chuẩn Việt Nam QCXDVN Quy chuẩn xây dựng Việt Nam QHĐVIIHC Quy hoạch Điện VII hiệu chỉnh QHĐ VIII, PDP8 Quy hoạch Điện VIII QHPTĐL Quy hoạch Phát triển Điện lực QGBVMT Quốc gia bảo vệ môi trường QLNCNL Quản lý nhu cầu năng lượng RNM Rừng ngập mặn SCGT Tuabin khí chu trình đơn SEMLA Chương trình Hợp tác Việt Nam và Thuỵ Điển về Tăng

cường Quản lý Đất đai và Môi trường SIDA Tổ chức hợp tác phát triển quốc tế Thụy Điển SPV Công nghệ quang điện TBA Trạm biến áp TBKHH Tuabin khí chu trình hỗn hợp TBNN Trung bình nhiều năm TCT Tổng công ty TĐTN Thủy điện tích năng TFP Năng suất nhân tố tổng hợp TKV Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam TLM Tổng lượng mưa TNDT Thu nhập doanh nghiệp TNMT Tài nguyên môi trường TMĐT Tổng mức đầu tư UBND Ủy ban nhân dân USAID USC Công nghệ trên siêu tới hạn VAT Thuế giá trị gia tăng VDB Ngân hàng phát triển Việt Nam VIGMR Viện Khoa học Địa chất và Khoáng sản VLEEP Chương trình Năng lượng phát thải thấp Việt Nam VLXD Vật liệu xây dựng VNEEP Chương trình mục tiêu quốc gia về sử dụng năng lượng tiết

kiệm và hiệu quả VNL, IE Viện Năng Lượng WB Ngân hàng thế giới WHO Tổ chức Y tế Thế giới WWF Tổ chức Quốc tế về Bảo tồn Thiên nhiên XHCN Xã hội chủ nghĩa XLNT Xử lý nước thải

Viện Năng lượng vii


DANH MỤC BẢNG Bảng MĐ - 1: Các mô hình được sử dụng để tính toán các yếu tổ môi trường trong các kịch bản quy hoạch phục vụ cho ĐMC ......................................................................... 10 Bảng MĐ - 2: Các phương pháp đánh giá áp dụng cho các vấn đề môi trường chính của ĐMC ............................................................................................................................. 13 Bảng MĐ - 2: Danh sách các chuyên gia của tổ ĐMC của QHNL .............................. 15 Bảng 1-1: Tiềm năng tiết kiệm năng lượng khu vực Dân dụng ................................... 64 Bảng 1-2: Giải pháp TKNL khu vực GTVT ................................................................. 65 Bảng 1-3: Dự kiến sản lượng khai thác dầu.................................................................. 73 Bảng 1-4: Dự kiến sản lượng khí về bờ theo khu vực giai đoạn 2021-2050 ................ 73 Bảng 1-5: Nguồn nhập khẩu LNG của một số nước trong khu vực ............................. 83 Bảng 1-6: Mục tiêu phát triển điện từ NLTT theo Chiến lược phát triển NLTT ......... 87 Bảng 1-7: Mục tiêu phát triển điện từ năng lượng tái tạo theo TSĐ VII hiệu chỉnh .... 88 Bảng 1-8: Cơ chế khuyến khích cho dự án điện tái tạo nối lưới tại Việt Nam ............. 90 Bảng 1-9: Tiềm năng lý thuyết điện gió trên đất liền tại độ cao 80 m ......................... 91 Bảng 1-10: Danh mục các dự án thủy điện tích năng có thể phát triển tại Việt Nam .. 97 Bảng 1-11: Dự báo giá sản phẩm xăng, dầu trong nước đến 2050 ............................. 103 Bảng 1-12: Dự báo giá than đến 2050 ........................................................................ 104 Bảng 1-13: Dự báo giá khí đến 2050 .......................................................................... 104 Bảng 1-14: Tổng hợp dự báo nhu cầu sử dụng than trong nước ................................ 110 Bảng 1-15: Khả năng nhập than các đơn vị (ĐVT: 1000 tấn) ................................... 112 Bảng 1-16: Tổng hợp quy mô cảng xuất nhập tại các vùng than quy hoạch thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến 2050 ............................................................................................. 122 Bảng 1-17: Nhu cầu khí và LNG ................................................................................ 129 Bảng 1-18: Tốc độ tăng trưởng nhu cầu sản phẩm dầu khí ........................................ 131 Bảng 1-19: Nhu cầu sản phẩm dầu khí ....................................................................... 131 Bảng 1-20: Nhu cầu dầu thô ....................................................................................... 131 Bảng 1-21: Quy mô lựa chọn phát triển, bổ sung quy hoạch, đăng ký đầu tư nguồn điện gió, mặt trời. ................................................................................................................ 135 Bảng 1-22: Quy mô các dự án nguồn điện ưu tiên đầu tư giai đoạn 2021-2030 ........ 136 Bảng 1-23: Định hướng nhu cầu phát triển của các loại hình sản xuất điện giai đoạn 2031-2045- Kịch bản phụ tải cơ sở ............................................................................. 137 Bảng 1-24: Cân bằng công suất HTĐ toàn quốc theo vùng giai đoạn đến năm 2045 (KB phụ tải cơ sở) - Đơn vị: MW ....................................................................................... 140 Bảng 1-25: Cân bằng điện năng HTĐ toàn quốc theo vùng giai đoạn đến năm 2045 (năm nước trung bình, phụ tải cơ sở) - Đơn vị: GWh .......................................................... 141 Bảng 1-26: Cân bằng điện năng HTĐ toàn quốc theo vùng giai đoạn đến năm 2045 (năm nước khô hạn, phụ tải cơ sở) - Đơn vị: GWh ............................................................. 143 Bảng 1-27: Cơ cấu công suất đặt toàn quốc đến 2045 theo vùng (kịch bản phụ tải cao)146

Viện Năng lượng viii


Bảng 1-28: Cân bằng điện năng toàn quốc theo vùng đến 2045 (kịch bản phụ tải cao – năm nước trung bình) .................................................................................................. 147 Bảng 1-29: Điện năng truyền tải trên các hướng liên kết của kịch bản phụ tải cao, năm nước trung bình ........................................................................................................... 148 Bảng 1-30: Nhu cầu than nhập khẩu cho sản xuất điện theo vùng (Kịch bản phụ tải cơ sở) ..................................................................................................................................... 149 Bảng 1.31: Nhu cầu than nhập khẩu cho sản xuất điện theo vùng (Kịch bản phụ tải cao) ..................................................................................................................................... 150 Bảng 1-32: Tiêu thụ khí trong nước cho sản xuất điện giai đoạn đến 2045 ............... 150 Bảng 1-33: Nhu cầu LNG cho sản xuất điện đến năm 2045 (kịch bản phụ tải cơ sở).150 Bảng 1-34: Nhu cầu LNG cho sản xuất điện đến năm 2045 (kịch bản phụ tải cao). . 151 Bảng 1-35: Nhu cầu nhiên liệu của các nhà máy điện chạy dầu – Kịch bản phụ tải cơ sở ..................................................................................................................................... 151 Bảng 1-36: Tổng hợp nhu cầu nhiên liệu theo các năm mốc quy hoạch (năm trung bình) ..................................................................................................................................... 151 Bảng 1-37: Điện năng truyền tải của truyền tải liên vùng theo các tần suất nước (KB phụ tải cơ sở)- Đơn vị: tỷ kWh .......................................................................................... 152 Bảng 1-38: Tổng hợp tiềm năng kỹ thuật năng lượng tái tạo cho phát điện tại Việt Nam. Đơn vị: MW ................................................................................................................ 153 Bảng 1-39: Quy mô công suất nguồn điện gió đã được bổ sung quy hoạch và đã đăng ký chưa được bổ sung QHĐVIIĐC – Đơn vị: MW ......................................................... 155 Bảng 1-40: Quy mô công suất nguồn điện mặt trời đã được bổ sung quy hoạch và đã đăng ký chưa được bổ sung QHĐ VII ĐC.................................................................. 158 Bảng 1-41: Các nhà máy thủy điện dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn 2020- 2025 158 Bảng 1-42: Tổng hợp tiềm năng nhập khẩu điện từ các nước láng giềng .................. 160 Bảng 1-43: Quy mô nhập khẩu điện dự kiến đưa vào mô hình tính toán quy hoạch nguồn Balmorel ...................................................................................................................... 162 Bảng 1-44: Dự kiến nhu cầu vốn đầu tư phân ngành than ......................................... 163 Bảng 1-45: Các giả định và nguyên tắc ước tính vốn đầu tư các DA mới để tìm kiếm thăm dò và phát triển dầu khí ...................................................................................... 166 Bảng 1-46: Suất đầu tư giả định trong khái toán vốn đầu tư các công trình khí (cho mặt bằng giá giai đoạn 2021-2025) ................................................................................... 167 Bảng 1-47: Suất đầu tư giả định trong khái toán vốn đầu tư các công trình/dự án Chế biến dầu khí (cho mặt bằng giá giai đoạn 2021-2025) ....................................................... 169 Bảng 1-48: Suất đầu tư giả định trong khái toán vốn đầu tư các công trình/dự án kho chứa sản phẩm dầu khí (cho mặt bằng giá giai đoạn 2021-2025) ....................................... 171 Bảng 1-49: Nhu cầu vốn đầu tư cho tìm kiếm thăm dò để đạt mục tiêu gia tăng trữ lượng theo quy hoạch ............................................................................................................ 172 Bảng 1-50: Nhu cầu vốn đầu tư cho phát triển mỏ để đạt mục tiêu sản lượng theo quy hoạch ........................................................................................................................... 172

Viện Năng lượng ix


Bảng 1-51: Tổng hợp nhu cầu vốn đầu tư cho tìm kiếm thăm dò và phát triển mỏ để đạt mục tiêu Quy hoạch .................................................................................................... 173 Bảng 1-52: Tổng hợp nhu cầu đầu tư các dự án khí quan trọng quốc gia/dự án ưu tiên đầu tư đến 2030, định hướng 2050 .................................................................................... 173 Bảng 1-53: Nhu cầu vốn đầu tư các dự án chế biến quan trọng quốc gia/dự án ưu đến 2030 và định hướng đến 2050..................................................................................... 174 Bảng 1-54: Nhu cầu vốn cho các dự án kho LPG, kho xăng dầu đầu mối và ngoại quan ưu tiên đầu tư đến 2030 và định hướng đến 2050 ...................................................... 176 Bảng 1-55: Tổng hợp nhu cầu vốn đầu tư cho phát triển các công trình dự án quan trọng quốc gia/dự án ưu tiên theo Quy hoạch phân ngành Dầu khí đến 2030, định hướng đến 2050 ............................................................................................................................. 177 Bảng 1-56: Tổng hợp vốn đầu tư phát triển điện lực quốc gia giai đoạn năm 2021 – 2045. ..................................................................................................................................... 178 Bảng 1-57: Cơ cấu vốn đầu tư ngành điện giai đoạn 2021-2045 ............................... 180 Bảng 2-1: Cường độ bức xạ mặt trời ngày trong năm và số giờ nắng của một số khu vực khác nhau ở Việt Nam. ............................................................................................... 140 Bảng 2.2: Độ ẩm trung bình tại một số trạm quan trắc ở khu vực Tây Bắc ............... 140 Bảng 2-3: Tổng lượng mưa tại một số trạm quan trắc ở khu vực Tây Bắc ................ 141 Bảng 2-4: Tổng lượng mưa tại một số trạm quan trắc ở khu vực Đông Bắc ............. 142 Bảng 2-5: Độ ẩm trung bình tại một số trạm quan trắc ở khu vực đồng bằng sông Hồng ..................................................................................................................................... 143 Bảng 2-6: Tổng lượng mưa tại một số trạm quan trắc thuộc khu vực đồng bằng sông Hồng ............................................................................................................................ 143 Bảng 2-7: Độ ẩm trung bình tại một số trạm quan trắc ở khu vực Bắc Trung Bộ ..... 145 Bảng 2-8: Tổng lượng mưa tại một số trạm quan trắc ở khu vực Bắc Trung Bộ ....... 145 Bảng 2-9: Mực nước biển trung bình tại một số trạm quan trắc ................................. 161 Bảng 2-10: Thực trạng suy thoái đất trên phạm vi toàn quốc..................................... 165 Bảng 2-11: Mức AQI đại diện chất lượng không khí ảnh hưởng đến sức khỏe ......... 189 Bảng 2-12: Tỷ lệ số mẫu vượt chuẩn trong năm đối với các thông số ....................... 198 Bảng 2-13: Lượng CTR được xử lý bình quân 1 ngày giai đoạn 2015 - 2017 ........... 200 Bảng 2-14: Thành phần CTR ở các bãi rác điển hình tại Việt Nam ........................... 203 Bảng 2-15: Thống kê thành phần CTR theo hàm lượng ............................................. 204 Bảng 2-16: Các hệ sinh thái biển và ven bờ chính ..................................................... 213 Bảng 2-17: Tỷ lệ đi học của người dân tộc thiểu số theo cấp học, giới tính theo từng vùng kinh tế - xã hội ............................................................................................................ 239 Bảng 2-18: Tỷ lệ hộ DTTS nghèo, cận nghèo và hộ được hỗ trợ tiền/ vật chất của các xã vùng dân tộc thiểu số theo vùng kinh tế - xã hội ........................................................ 239 Bảng 2-19: Tỷ lệ thôn thuộc các xã vùng DTTS theo tình trạng tiếp cận điện tính đến 01/10/2019 .................................................................................................................. 241 Bảng 2-20: Tỷ lệ xã vùng dân tộc thiểu số có trạm y tế theo mức độ kiên cố và có trạm đạt chuẩn quốc gia ...................................................................................................... 241

Viện Năng lượng x


Bảng 3.1: Đánh giá sự phù hợp của quan điểm, mục tiêu của quy hoạch với quan điểm, mục tiêu BVMT của quốc gia ..................................................................................... 243 Bảng 3.2: Các quan điểm thích ứng và giảm nhẹ biến đổi khí hậu được lựa chọn .... 261 Bảng 3.3: Tiềm năng các loại hình NLTT của Việt Nam ........................................... 280 Bảng 3.4: Khả năng xuất hiện nguồn điện hạt nhân theo các mức giá CO2 ............... 283 Bảng 13.40. Thống kê thiệt hại hàng năm do thiên tai của quốc gia .......................... 391 Bảng 4-1: So sánh truyền tải trên hướng Nam Trung Bộ ra Bắc Bộ của 2 phương án nguồn điện ................................................................................................................... 408 Bảng 4-2: So sánh về phát thải CO2 của 2 Phương án nguồn (Đơn vị: triệu tấn CO2)409 Bảng 4-3: Cơ cấu công suất đặt nguồn điện của kịch bản chọn KB1B_CLNLTT .... 417 Bảng 4-4: Mục tiêu về giảm nhu cầu điện/năng lượng theo một số văn bản pháp luật437 Bảng 4-5: Mức thuế CO2 áp dụng tại một số nước trên thế giới ............................... 448 Bảng 4-6: Chi phí sử dụng đất cho các công trình điện mặt trời quy mô lớn............. 450 Bảng 4-7: Mục tiêu về giảm nhu cầu điện/năng lượng theo một số văn bản pháp luật458 Bảng 5-1: Giám sát môi trường theo các chỉ số tác động ........................................... 478 Bảng KL.1. Giá trị phát thải các chất ô nhiễm từ nhiệt điện kịch bản KB1B-CLNLTT. ....................................................................................... Error! Bookmark not defined.

Viện Năng lượng xi


DANH MỤC HÌNH Hình MĐ - 1: Các bước thực hiện ĐMC ...................................................................... 18 Hình MĐ - 2. Các mô hình tính toán các kịch bản quy hoạch ..................................... 19 Hình MĐ - 3: Sơ đồ các bước thực hiện ĐMC của QHNL .......................................... 20 Hình 1-1: Cơ cấu tiêu thụ năng lượng cuối cùng theo dạng nhiên liệu ........................ 54 Hình 1-2: Cơ cấu tiêu thụ năng lượng cuối cùng theo dạng ngành .............................. 54 Hình 1-3: Tiêu thụ năng lượng khu vực Thương mại dịch vụ ...................................... 56 Hình 1-4: Diễn biến tiêu thụ năng lượng khu vực dân dụng ........................................ 57 Hình 1-5: Cơ cấu tiêu thụ năng lượng khu vực dân dụng năm 2019 ............................ 57 Hình 1-6: Tiêu thụ nhiên liệu theo loại hình giao thông ............................................... 58 Hình 1-7: Tiêu thụ nhiên liệu theo loại nhiên liệu ........................................................ 59 Hình 1-8: Cơ cấu tiêu thụ nhiên liệu ngành Nông nghiệp năm 2019 ........................... 60 Hình 1-9: Tiềm năng tiết kiệm năng lượng theo phân ngành công nghiệp .................. 61 Hình 1-10: Dự báo sản lượng khai thác dầu trong nước hàng năm giai đoạn 2021-2050 (phương án cơ sở) ......................................................................................................... 73 Hình 1-11: Dự báo sản lượng khí đưa về bờ giai đoạn 2021-2050 (theo 4286 + Kèn Bầu + Báo Vàng) ..................................................................................................................... 74 Hình 1-12: Lượng dư cung sản phẩm LPG theo quốc gia giai đoạn 2020-2040 .......... 79 Hình 1-13: Lượng dư cung sản phẩm xăng theo quốc gia giai đoạn 2020-2040 (Nguồn: WM H1, 2020) .............................................................................................................. 80 Hình 1-14: Lượng dư cung sản phẩm DO theo quốc gia giai đoạn 2020-2040 (Nguồn: WM H1, 2020) .............................................................................................................. 81 Hình 1-15: Lượng dư cung sản phẩm FO theo quốc gia giai đoạn 2020-2040 ............ 82 Hình 1-16: Dự báo nguồn cung LNG thế giới (Nguồn: VPI) ....................................... 82 Hình 1-17: Sản lượng than khai thác dự kiến toàn ngành theo các giai đoạn (Đơn vị: 1000 tấn) .............................................................................................................................. 114 Hình 1-18: Phạm vi Quy hoạch phát triển Phân ngành Dầu khí ............................... 129 Hình 1-19: Cân đối cung - cầu sản phẩm Dầu khí ...................................................... 133 Hình 1-20: Sự thay đổi cơ cấu công suất nguồn điện theo các mốc thời gian (KB phụ tải cơ sở) ........................................................................................................................... 135 Hình 1-21: Sự thay đổi cơ cấu công suất nguồn điện theo các mốc thời gian (KB phụ tải cơ sở) ........................................................................................................................... 141 Hình 1-22: Sự thay đổi cơ cấu điện năng sản xuất của các loại hình nguồn điện theo các mốc thời gian quy hoạch (năm nước trung bình) ........................................................ 143 Hình 1-23: Tiềm năng kỹ thuật nguồn điện gió trên bờ toàn quốc ............................. 154 Hình 1-24: Tiềm năng kỹ thuật gió offshore tại Việt Nam ......................................... 155 Hình 1-25: Dự kiến tiềm năng có thể phát triển của điện mặt trời quy mô lớn và số giờ phát công suất cực đại quy đổi .................................................................................... 157 Hình 1-26: Tiềm năng điện sinh khối theo các loại hình sinh khối và theo miền ...... 160

Viện Năng lượng xii


Hình 2-1: Nhiệt độ trung bình và thấp nhất ngày vào tháng 5 trong những năm gần đây ..................................................................................................................................... 141 Hình 2-2: Bản đồ dự báo phân bố độ mặn khu vực đồng bằng sông Cửu Long ........ 151 Hình 2-3: Phân vùng nguy cơ bão cho các vùng ven biển Việt Nam .......................... 154 Hình 2-4: Phân vùng nguy cơ lũ quét vủa Việt Nam .................................................. 156 Hình 2-5: Phân bố hạn hán trên lãnh thổ Việt Nam ................................................... 158 Hình 2-6: Tần suất hạn hán trung bình năm của Việt Nam ........................................ 158 Hình 2-7: Tần suất rét đậm, rét hại trung bình năm của Việt Nam ............................ 159 Hình 2-8: Diện tích đất bị thoái hóa ở một số vùng trong cả nước ............................ 166 Hình 2-9. Tỷ lệ giá trị WQI tại các điểm quan trắc thuộc các lưu vực sông trên cả nước giai đoạn 2014 - 2018 ................................................................................................. 173 Hình 2-10: Diễn biến giá trị WQI trên các sông thuộc LVS Hồng – Thái Bình giai đoạn 2014 - 2018 ................................................................................................................. 174 Hình 2-11: Tỷ lệ % vượt QCVN 08-MT:2015/BTNMT (A2) của một số thông số trên LVS Hồng - Thái Bình năm 2017 - 2018 ................................................................... 175 Hình 2-12: Diễn biến giá trị WQI trên các sông thuộc LVS Cầu giai đoạn 2014 - 2018 ..................................................................................................................................... 176 Hình 2-13: Diễn biến chất lượng nước sông Cầu năm 2017 - 2018 .......................... 177 Hình 2-14: Giá trị BOD5 trên sông Bằng Giang và phụ lưu giai đoạn 2014 - 2018 ... 178 Hình 2-15: Diễn biến giá trị COD trên sông Kỳ Cùng và phụ lưu giai đoạn 2014 - 2018 ..................................................................................................................................... 178 Hình 2-16: Diễn biến giá trị WQI trên LVS Mã giai đoạn 2014 - 2018..................... 179 Hình 2-17: Tỷ lệ % vượt QCVN 08-MT:2015/BTNMT (A2) của một số thông số trên LVS Cả năm 2017 - 2018 ........................................................................................... 180 Hình 2-18: Tỷ lệ % vượt QCVN 08-MT:2015/BTNMT (A2) của một số thông số trên LVS Vu Gia – Thu Bồn giai đoạn 2014 - 2018 .......................................................... 181 Hình 2-19: Diễn biến thông số Amoni trên LVS Trà Khúc giai đoạn 2014 - 2018 ... 182 Hình 2-20: Mức độ ô nhiễm ở một số đô thị ở Việt Nam........................................... 189 Hình 2-21: Diễn biến nồng độ bụi mịn PM2.5 trung bình năm tại các trạm quan trắc tự động đặt tại Hà Nội, Phú Thọ, Quảng Ninh và Đà Nẵng giai đoạn 2013 -2018 ........ 194 Hình 2-22: Diễn biến nồng độ TSP tại một số đô thị Thừa Thiên-Huế, Đà Nẵng, TP. Hồ Chí Minh, Bình Dương, Đồng Nai, giai đoạn 2016 - 2018 ........................................ 195 Hình 2-23: Giá trị TSP ở vùng kinh tế trọng điểm miền Trung 6 đợt năm 2019 ....... 196 Hình 2-24: Phân loại CTR theo nguồn phát sinh và tính chất .................................... 200 Hình 2-25: Phân bố các loài cá ở Việt Nam ............................................................... 212 Hình 2-26: Cơ cấu xã vùng dân tộc miền núi và dân tộc thiểu số so với cả nước...... 238 Hình 3.13: Bản đồ phân vùng thiên tai ....................................................................... 392 Hình 3.14: Bản đồ phân vùng hiểm họa ở Việt Nam ................................................. 394 Hình 3.15: Bản đồ phân vùng rủi ro thiên tai ............................................................. 396 Hình 4-1: Cơ cấu công suất nguồn điện theo các mốc thời gian quy hoạch............... 418 Hình 4-2: Cơ cấu điện năng của các loại hình nguồn điện (năm nước trung bình) .... 419

Viện Năng lượng xiii


Hình 4-3: Dự báo chi phí ngoại sinh cho các loại hình phát thải tại Việt Nam .......... 447 Hình 4-4: Giá CO2 theo đề xuất của EU trong chương trình hỗ trợ QHNL (tháng 6/2020) ..................................................................................................................................... 449

Viện Năng lượng xiv

QUY HOẠCH TỔNG THỂ VỀ NĂNG LƯỢNG QUỐC GIA THỜI KỲ 2021-2030, TẦM NHÌN ĐẾN NĂM 2050 Báo cáo Đánh giá Môi trường Chiến lược Mở đầu

MỞ ĐẦU

1. SỰ CẦN THIẾT, CƠ SỞ PHÁP LÝ CỦA NHIỆM VỤ XÂY DỰNG QUY HOẠCH

Ngành công nghiệp năng lượng trong vòng 10 năm qua đã có những thay đổi

đáng kể. Những đánh giá về tài nguyên gần nhất chỉ ra rằng nguồn tài nguyên năng lượng toàn cầu đã tăng hơn trước đây do các công nghệ mới và hiệu quả hơn. Thông điệp từ những dự báo của các tổ chức nghiên cứu uy tín gần đây chỉ ra rằng các nguồn nhiên liệu hóa thạch: than, dầu và khí còn dồi dào và có thể khai thác trong nhiều thập kỷ tới. Tuy nhiên, bức tranh năng lượng không chỉ có những mảng sáng, vẫn còn đó những hiểm nguy đe dọa đến cung cấp năng lượng toàn cầu. Những bất ổn chính trị vẫn xảy ra ở những khu vực cung cấp năng lượng chủ yếu trên thế giới. Trong khi đó, hàng tỷ người ở châu Á và châu Phi không thể tiếp cận những nguồn năng lượng thương mại sạch và hiện đại. Nhiên liệu hóa thạch cũng là nguồn phát thải khí nhà kính chủ yếu và khí thải ở các thành phố lớn. Việc tìm kiếm sự thỏa hiệp giữa các quốc gia để đạt được những ràng buộc mang tính pháp lý cho các thỏa thuận về biến đổi khí hậu cũng lên đến đỉnh điểm trong những năm gần đây. Đến nay các quốc gia trong khuôn khổ Công ước Khí hậu trong đó có Việt Nam đã cùng nhau đạt được Thỏa thuận mang tính pháp lý, bắt buộc thực hiện về trách nhiệm, nghĩa vụ giảm phát thải khí nhà kính toàn cầu tại Hội nghị Công ước Khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu. Theo đó, giai đoạn sau năm 2021, các quốc gia phải có các nỗ lực đóng góp mục tiêu giảm phát thải khí nhà kính quốc gia bằng nguồn lực trong nước.

Thấy rõ tầm quan trọng của việc phát triển ngành năng lượng Việt Nam, trong nhiều năm qua Đảng và Chính phủ luôn có những chỉ đạo sáng suốt, sâu sát cả về các chiến lược dài hạn cũng như các bước đi cụ thể từng giai đoạn của ngành năng lượng. Nghị quyết 18-NQ/TW ngày 25/10/2007 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia Việt Nam đến năm 2020 và tầm nhìn đến năm 2050 là kim chỉ nam, là cơ sở để phát huy những thành quả đạt được, tiếp tục phát triển ngành năng lượng phục vụ nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội, bảo đảm an ninh, quốc phòng và nâng cao đời sống nhân dân.

Quyết định số 1855/2007/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ ngày 27/12/2007 về Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050 đã có quy định Bộ Công Thương chỉ đạo xây dựng quy hoạch phát triển

Viện Năng lượng 1


ngành năng lượng và các phân ngành năng lượng: điện, than, dầu khí theo từng chu kỳ phát triển kinh tế, xã hội.

Nền kinh tế năng lượng Việt Nam đã thay đổi nhanh chóng trong vài thập kỷ qua với việc chuyển mình từ một nền kinh tế nông nghiệp dựa trên các loại nhiên liệu sinh khối truyền thống sang một nền kinh tế hỗn hợp hiện đại. Việt Nam có nhiều loại nguồn năng lượng nội địa như dầu thô, than, khí tự nhiên và thủy điện, những nguồn năng lượng này đóng một vai trò quan trọng trong phát triển kinh tế trong hai thập kỷ gần đây. Trước đây, xuất khẩu dầu thô và than là những nguồn đóng góp quan trọng cho ngân sách quốc gia. Nhưng trong những năm gần đây, nhập khẩu năng lượng lại có xu hướng tăng mạnh mẽ.

Về mặt kinh tế xã hội, các chỉ số thống kê chính thức cho thấy, tăng trưởng GDP trong cả giai đoạn 2007-2017 là 6%/năm, trong khi đó Dân số có mức tăng trưởng 1,26%/năm. Như vậy nếu tính theo giá so sánh USD của năm 2010, GDP trên đầu người của Việt Nam đã tăng từ 1.162 USD năm 2007 lên 1.837 USD vào năm 2017. Trong cùng giai đoạn, tổng cung năng lượng sơ cấp tăng 4,6%/năm. Năng lượng xuất khẩu của năm 2017 chỉ còn gần 11 ngàn KTOE, nhỏ hơn 30% so với năm 2007. Trong khi đó lượng năng lượng nhập khẩu đã tăng mạnh trở lại kể từ năm 2014 và biến Việt Nam trở thành một quốc gia nhập khẩu tịnh năng lượng vào năm 2015. Trong cùng kỳ, tổng tiêu thụ năng lượng thương mại tăng trưởng 6,4%/năm trong giai đoạn 2007-2017, cao hơn so với tăng trưởng GDP trong cùng giai đoạn. Như vậy, trong giai đoạn vừa qua, các phân ngành năng lượng đã có tốc độ phát triển cao để đáp ứng nhu cầu phát triển của đất nước, tuy nhiên, với những chuyển biến quan trọng về năng lượng trên quy mô toàn cầu, Việt Nam đang đứng trước những thách thức thực sự trong phát triển bền vững năng lượng, đảm bảo cung cấp đầy đủ năng lượng cho nền kinh tế, tăng cường an ninh năng lượng, đẩy mạnh hoạt động của các thị trường năng lượng, thúc đẩy hoạt động sử dụng hiệu quả năng lượng cũng như phát triển các nguồn năng lượng tái tạo.

Trước đây, các quy hoạch phát triển của từng phân ngành năng lượng như điện, than, dầu khí, năng lượng tái tạo… đã được các cơ quan khác nhau lập riêng rẽ, nên các quy hoạch này thiếu gắn kết, không tạo ra được một bức tranh chung cân đối và hài hòa về các mục tiêu mà chiến lược phát triển năng lượng quốc gia đã đề ra. Hơn nữa, những quy hoạch riêng rẽ tập trung nhiều vào phía cung cấp và ít chú ý vào phía tiêu thụ năng lượng, do đó, khó đưa ra một tầm nhìn tổng thể về vấn đề sử dụng hiệu quả năng lượng, một yếu tố đặc biệt quan trọng trong việc đánh giá nhu cầu năng lượng quốc gia và triển khai các kế hoạch thúc đẩy hoạt động sử dụng năng lượng hiệu



quả. Đặc biệt, trong bối cảnh Việt Nam đã đặt ra các mục tiêu về tiết kiệm năng lượng, giảm phát thải khí nhà kính trong Báo cáo đóng góp quốc gia tự quyết định thực hiện Thỏa thuận Paris về biến đổi khí hậu.

Để đáp ứng tình hình phát triển mới, Luật Quy hoạch số 21/17/QH14 ban hành ngày 26/12/2017 đã quy định việc lập Quy hoạch tổng thể về năng lượng trong danh mục các quy hoạch kết cấu hạ tầng. Việc xây dựng một quy hoạch tổng thể về năng lượng sẽ góp phần đánh giá toàn diện về cung – cầu năng lượng quốc gia và kết nối việc phát triển năng lượng với các mục tiêu phát triển kinh tế - xã hội - môi trường mà Việt Nam đã đặt ra: Mục tiêu Thiên niên kỷ, Chiến lược Phát triển Bền vững, Chiến lược Tăng trưởng xanh và các chương trình mục tiêu quốc gia khác. Căn cứ Điều 18 của Luật Quy hoạch quy định Cơ quan lập quy hoạch có trách nhiệm tổ chức lập báo cáo Đánh giá môi trường chiến lược (ĐMC) và báo cáo ĐMC phải được lập, thẩm định đồng thời với quá trình lập thẩm định quy hoạch.

Để vượt qua các khó khăn, thách thức, đảm bảo cung cấp năng lượng đầy đủ đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội và an ninh quốc phòng của đất nước, việc xây dựng “Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến 2050” (QHNL) là thực sự cần thiết.

Theo quy định tại điều 13 của Luật Bảo vệ Môi trường năm 2014 và danh mục đối tượng phải thực hiện Đánh giá môi trường chiến lược tại tiểu mục 1, phụ lục I, mục I của Nghị định số 40/2019/NĐ-CP ngày 13 tháng 5 năm 2019 của Chính phủ về Sửa đổi, bổ sung một số phụ lục của Nghị định số 18/2015/NĐ-CP ngày 14 tháng 02 năm 2015 của chính phủ quy định về quy hoạch bảo vệ môi trường, đánh giá môi trường chiến lược, đánh giá tác động môi trường và kế hoạch bảo vệ môi trường; Nghị định số 19/2015/NĐ-CP ngày 14 tháng 02 năm 2015 của chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của luật bảo vệ môi trường và Nghị định 38/2015/NĐ-CP ngày 24 tháng 4 năm 2015 của chính phủ quy định về quản lý chất thải và phế liệu, thì quy hoạch này là đối tượng phải thực hiện đánh giá môi trường chiến lược. Báo cáo ĐMC sẽ được trình Bộ TNMT xem xét thẩm định. Báo cáo kết quả thẩm định báo cáo ĐMC là căn cứ để Chính phủ xem xét phê duyệt.

2. CĂN CỨ PHÁP LUẬT VÀ KỸ THUẬT CỦA VIỆC THỰC HIỆN ĐMC

2.1. Căn cứ pháp luật

2.1.1. Văn bản Luật và dưới Luật liên quan:

- Luật Biển Việt Nam số 18/2012/QH13 của Quốc hội ban hành ngày 21/6/2012.

- Luật Tài nguyên nước số 17/2012/QH13 của Quốc hội ban hành ngày 21/6/2012.



- Luật Điện lực và Luật Bổ sung sửa đổi Luật điện lực số 24/2012/QH13;

- Luật đất đai số 45/2013/QH13 được Quốc hội ban hành ngày 29/11/2013;

- Luật bảo vệ môi trường số 55/2014/QH13 được Quốc hội ban hành ngày 3/6/2014;

- Luật Tài nguyên, môi trường biển và hải đảo số 82/2015/QH13.

- Luật Lâm nghiệp số 16/2017/QH14 được Quốc hội ban hành ngày 15/11/2017

- Luật Quy hoạch số 21/2017/QH14 được Quốc hội ban hành ngày 24/11/2017;

- Luật Đa dạng sinh học số 20/2008/QH12. Luật số 35/2018/QH14 về sửa đổi, bổ sung một số điều của 37 Luật có liên quan đến quy hoạch, có hiệu lực kể từ ngày 01/01/2019. Luật Đa dạng sinh học số 32/VBHN-VPQH của Quốc hội ban hành ngày 10/12/2018.

- Nghị định 160/2013/NĐ-CP của Chính phủ ngày 12/11/2013 về tiêu chí xác định loài và chế độ quản lý loài thuộc danh mục loài nguy cấp, quý hiếm được ưu tiên bảo vệ. Nghị định 64/2019/NĐ-CP của Chính phủ ngày 16/7/2019 sửa đổi điều 7 nghị định số 160/2013/NĐ-CP.

- Nghị định 201/2013/NĐ-CP ngày 27/11/2013 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Tài nguyên nước.

- Nghị định số 43/2014/NĐ-CP ngày 15/5/2014 Quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Đất đai;

- Nghị định 51/2014/NĐ-CP ngày 21/5/2014 của Chính phủ quy định việc giao các khu vực biển nhất định cho tổ chức, cá nhân khai thác, sử dụng tài nguyên biển;

- Nghị định số 80/2014/NĐ-CP ngày 06/08/2014 Quy định về thoát nước và xử lý nước thải;

- Nghị định số 38/2015/NĐ-CP ngày 24/4/2015 về quản lý chất thải và phế liệu;

- Nghị định số 18/2015/ND-CP ngày 14/2/2015 quy định về Quy hoạch Bảo vệ Môi trường, Đánh giá Môi trường Chiến lược, Đánh giá Tác động Môi trường và Kế hoạch Bảo vệ Môi truờng;

- Nghị định số 37/2019/NĐ-CP ngày 7/5/2019 của Chính phủ quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Quy hoạch.

- Nghị định số 40/2016/NĐ-CP ngày 15/5/2016 Quy định chi tiết thi hành một số điều của Luật Tài nguyên, Môi trường biển và Hải đảo.

- Nghị định số 06/2019/NĐ-CP ngày 22/1/2019 của Chính phủ về quản lý thực vật rừng, động vật rừng nguy cấp, quý, hiếm và thực thi công ước về buôn bán quốc tế các loài động vật, thực vật hoang dã nguy cấp.


http://vanban.chinhphu.vn/portal/page/portal/chinhphu/hethongvanban?class_id=1&_page=1&mode=detail&document_id=192206

http://vanban.chinhphu.vn/portal/page/portal/chinhphu/hethongvanban?class_id=1&_page=1&mode=detail&document_id=192206

http://www.gree-vn.com/pdf/Nghi-dinh-155-2016-ND-CP-xu-phat-vi-pham-trong-linh-vuc-moi-truong.pdf

http://www.gree-vn.com/pdf/Nghi-dinh-155-2016-ND-CP-xu-phat-vi-pham-trong-linh-vuc-moi-truong.pdf


- Nghị định 40/2019/NĐ-CP ngày 13/5/2019 của Chính phủ sửa đổi, bổ sung một

số điều của các nghị định quy định chi tiết, hướng dẫn thi hành Luật Bảo vệ Môi trường;

- Thông tư 43/2012/TT-BCT ngày 27/12/2012 của Bộ Công Thương quy định về quản lý quy hoạch, đầu tư xây dựng dự án thủy điện và vận hành khai thác công trình thủy điện.

- Thông tư số 36/2015/TT-BTNMT ngày 30/6/2015 của Bộ trưởng Bộ Tài nguyên và Môi trường quy định về quản lý chất thải nguy hại.

- Thông tư số 25/2019/TT-BTNMT ngày 31/12/2019 của Bộ TNMT quy định chi tiết thi hành một số điều của nghị định số 40/2019/NĐ-CP ngày 13/5/2019 của Chính Phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của các nghị định quy định chi tiết, hướng dẫn thi hành Luật bảo vệ môi trường và quy định quản lý hoạt động dịch vụ quan trắc môi trường.

2.1.2. Các văn bản và chính sách định hướng phát triển

- Nghị quyết số 24-NQ/TW ngày 03/6/2013 của Ban Chấp hành Trung ương Đảng khóa XI về chủ động ứng phó với biến đổi khí hậu, tăng cường quản lý tài nguyên và bảo vệ môi trường.

- Nghị quyết số 08/NQ-CP ngày 23/1/2014 của Chính phủ ban hành Chương trình hành động thực hiện Nghị quyết số 24-NQ/TW ngày 03/6/2013 của Ban Chấp hành Trung ương Đảng khóa XI về chủ động ứng phó với Biến đổi khí hậu, tăng cường quản lý tài nguyên và bảo vệ môi trường.

- Nghị Quyết số 11/NQ-CP của Chính phủ ngày 5/2/2018 về triển khai thi hành Luật Quy hoạch.

- Nghị quyết số 23-NQ/TW ngày 22/3/2018 của Bộ Chính trị về định hướng xây dựng chính sách phát triển công nghiệp Quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045.

- Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến nă 2030, tầm nhìn đến năm 2045.

- Dự thảo báo cáo Chính trị của Ban Chấp hành Trung ương Đảng khoá XII tại đại hội đại biểu toàn quốc lần thứ XIII của Đảng, tháng 10/2020. Trong đó có các dự thảo báo cáo “Tổng kết thực hiện Chiến lược Phát triển Kinh tế - Xã hội 10 năm 2011 - 2020, xây dựng chiến lược phát triển kinh tế - xã hội 10 năm 2021 – 2030”; và “Đánh giá kết quả thực hiện Nhiệm vụ phát triển Kinh tế - Xã hội 5 năm 2016 - 2020 và Phương hướng, nhiệm vụ Phát triển Kinh tế - Xã hội 5 năm 2021 – 2025”.



- Quyết định số 432/QĐ-TTg ngày 12/04/2012 của Thủ tướng Chính Phủ phê

duyệt Chiến lược phát triển bền vững Việt Nam giai đoạn 2011-2020 và Quyết định số 403/QĐ-TTg ngày 20/3/2014 của Thủ tướng Chính Phủ phê duyệt Kế hoạch hành động quốc gia về tăng trưởng xanh giai đoạn 2014-2020.

- Quyết định số 1393/QĐ-TTg ngày 25/09/2012 của Thủ Tướng Chính Phủ Phê duyệt “Chiến lược quốc gia về tăng trưởng xanh thời kỳ 2011- 2020 và tầm nhìn đến năm 2050”.

- Quyết định số 1216/QĐ-TTg ngày 05/9/2012 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Chiến lược bảo vệ môi trường quốc gia đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030; Quyết định số 166/QĐ-TTg ngày 21/1/2014 về việc ban hành kế hoạch hành động thực hiện Chiến lược bảo vệ Môi trường quốc gia đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030.

- Chương trình mục tiêu quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả ban hành theo quyết định số 1427/QĐ-TTg ngày 02/10/2012 bước đầu đã thu được những kết quả là hoàn thiện được Luật Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, dự thảo thông tư hướng dẫn sử dụng điện tiết kiệm trong các cơ quan nhà nước, đơn vị sự nghiệp, tại địa phương và các hộ gia đình.

- Quyết định số 2612/QĐ-TTg ngày 30/12/2013 của Thủ tướng Chính Phủ phê duyệt Chiến lược sử dụng công nghệ sạch giai đoạn đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030.

- Quyết định số 73/2013/QĐ-TTg ngày 25/12/2013 về việc ban hành danh mục lộ trình phương tiện, thiết bị sử dụng năng lượng phải loại bỏ và các tổ máy phát điện hiệu suất thấp không được xây dựng mới. Không được phép nhập các thiết bị cũ.

- Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24/3/2014 của Thủ Tướng Chính Phủ về Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam.

- Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29/6/2011 của Thủ Tướng Chính Phủ về Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam; ưu đãi về vốn đầu tư và thuế (tín dụng đầu tư, thuế nhập khẩu nguyên liệu, hàng hóa, vật tư; ưu đãi về thuế thu nhập doanh nghiệp; Ưu đãi về đất đai như miễn giảm tiền sử dụng đất, thuê đất; hỗ trợ giá bán điện với dự án phát điện gió nối lưới. Các dự án điện gió được áp dụng cơ chế phát triển sạch. Bên mua điện cũng được trợ giá cho toàn bộ sản lượng điện mua từ các nhà máy điện gió thông qua Quỹ bảo vệ Môi trường.

- Quyết định số 995/QĐ – TTg ngày 9/8/2018 của Thủ tướng Chính phủ giao nhiệm vụ cho các bộ tổ chức lập quy hoạch ngành quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2050.



- Công văn số 9699/BCT-KH ngày 28/11/2018 của Bộ Công Thương về việc triển

khai thực hiện nhiệm vụ lập quy hoạch năm 2019.

- Các quy chuẩn kỹ thuật môi trường Việt Nam về phát thải khí thải, nước thải, chất thải rắn.

2.2. Căn cứ kỹ thuật

Báo cáo ĐMC của QHNL được tiến hành dựa trên các tài liệu và hướng dẫn kỹ thuật chính sau:

- Nội dung và cấu trúc cụ thể của báo cáo tuân thủ theo hướng dẫn tại mẫu số 4 phụ lục I của Thông tư số 25/2019/TT-BTNMT ngày 31/12/2019 của Bộ TNMT quy định chi tiết thi hành một số điều của nghị định số 40/2019/NĐ-CP ngày 13/5/2019 của Chính Phủ sửa đổi, bổ sung một số điều của các nghị định quy định chi tiết, hướng dẫn thi hành Luật bảo vệ môi trường và quy định quản lý hoạt động dịch vụ quan trắc môi trường.

- Tài liệu hướng dẫn kỹ thuật chung về ĐMC do Vụ thẩm định và đánh giá tác động môi trường thuộc BTNMT xây dựng và hoàn thành tháng 1/2008, công bố 10/2008 với sự phối hợp của chương trình tăng cường năng lực quản lý đất đai và môi trường (SEMLA) do SIDA Thuỵ Điển tài trợ;

- Đánh giá môi trường chiến lược trong hành động, Riki Therivel, phiên bản 2 của Earthscan theo mẫu Routledge.

- Dự thảo Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến 2050 (QHNL) do Viện Năng lượng, Bộ Công Thương lập, phiên bản tháng 12/2020.

2.3. Phương pháp thực hiện ĐMC

2.3.1. Phương pháp thực hiện

Áp dụng 6 nguyên tắc cơ bản thực hiện ĐMC của quy hoạch theo kinh nghiệm quốc tế như sau:

Thứ nhất: - ĐMC là một công cụ để cải thiện các hành động chiến lược, hành động chiến

lược cũng có thể được thay đổi từ kết quả của ĐMC. - ĐMC cần được bắt đầu sớm, tích hợp trong quá trình ra quyết định và tập trung

vào việc xác định các lựa chọn thay thế và sửa đổi có thể của hành động chiến lược.

- Người ra quyết định chủ động tham gia tích cực vào quá trình ĐMC. Thứ hai:



- ĐMC thúc đẩy sự tham gia của các bên liên quan khác trong quá trình ra quyết

định. - Các lần tham vấn cần phải có văn bản ghi lại, để làm cơ sở trả lời tại sao các

quyết định đó đã được lựa chọn, các giả định và sự không chắc chắn. Thứ ba:

- ĐMC nên tập trung vào ngưỡng và giới hạn mức độ quan trọng về môi trường/tính bền vững ở kế hoạch phát triển phù hợp.

- ĐMC chỉ nên tập trung vào các vấn đề chính. - Giới hạn phạm vi theo Giai đoạn để sắp xếp các vấn đề chính là gì.

Thứ tư: - ĐMC giúp để nhận biết phương án lựa chọn tốt nhất của hành động chiến lược

thông qua việc đánh giá các phương án quy hoạch khác nhau. - Ví dụ các phương án đó đáp ứng nhu cầu nhưng vẫn phải giảm thiểu tối đa thiệt

hại và phương án quản lý nhu cầu – theo hướng điều chỉnh dự báo nhu cầu hơn là chấp nhận nó.

Thứ năm: - ĐMC sẽ giúp giảm thiểu tối đa các tác động tiêu cực, tối đa các tác động tích

cực, các lợi ích có giá trị và đền bù cho các tổn thất quan trọng. - ĐMC áp dụng nguyên tắc cảnh báo. - Tác động được giảm thiểu ở ĐMC là việc thay đổi các khía cạnh của hành động

chiến lược để tránh tác động tiêu cực ảnh hưởng đến các tổ chức. Hành động theo những cách thức nhất định hoặc đặt ra các ràng buộc đối với việc thực hiện dự án tiếp theo.

Cuối cùng: - ĐMC có thể đảm bảo các hành động chiến lược không vượt quá các giới hạn

của các thiệt hại đến môi trường và xã hội mà không thể đảo ngược được do các tác động có thể xảy ra.

- Điều này yêu cầu phải nhận biết các giới hạn đó. - Một đánh giá được yêu cầu, để biết được liệu rằng ảnh hưởng là nghiêm trọng

hay không và sẽ gây ra các hậu quả về môi trường ở mức độ nào nếu các giới hạn bị vượt quá.

Theo nguyên tắc trên, phương pháp luận thực hiện ĐMC phải là quá trình đánh giá song song và lồng ghép giữa quá trình thực hiện quy hoạch năng lượng và đánh giá tác động môi trường để đề xuất kế hoạch phát triển năng lượng và đề xuất lựa chọn kế hoạch phát triển năng lượng tốt nhất trên cơ sở kết quả tương tác lẫn nhau. Trọng tâm



của ĐMC là đánh giá vai trò và sự đóng góp của Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến 2050 (QHNL) đảm bảo cung cấp điện phù hợp với sự phát triển của đất nước trong thời kỳ này. Thông qua ĐMC này sẽ giúp QHNL cân bằng các yếu tố phát triển công nghiệp năng lượng với kinh tế, công bằng xã hội và bền vững về môi trường. Đồng thời, ĐMC cũng giúp nhận biết được những vấn đề cần lưu ý để định hướng và chuẩn bị sẵn sàng cho kế hoạch phát triển từng dự án thành phần trong tương lai đảm bảo được các mục tiêu môi trường, xã hội.

Phương pháp xem xét lựa chọn thông tin tại văn phòng: Đây là phương pháp quan trọng trong quá trình thực hiện ĐMC. Các văn bản pháp luật liên quan, chính sách, tài liệu và kết quả nghiên cứu trước đó được nhóm chuyên gia thực hiện xem xét sàng lọc và lựa chọn để xác định phương pháp nghiên cứu, mục tiêu BVMT của các kịch bản năng lượng đề xuất, phạm vi khảo sát, phương pháp và những thông tin cần thiết phải thu thập, công cụ sử dụng để đánh giá.

Phương pháp khảo sát: được thực hiện dưới hình thức (1) Gián tiếp như gửi các mẫu khảo sát thu thập thông tin đến các đơn vị chức năng và cơ sở hoạt động năng lượng và điện lực để thu thập thông tin, số liệu về đất đai, rừng, số hộ di dân tái định cư, về loại các dự án năng lượng đang và sẽ triển khai ở Việt Nam, lượng thải rắn, số liệu về hiện trạng môi trường đất, nước, không khí... (2) Trực tiếp đi khảo sát một số địa điểm mang tính đại diện và nổi cộm về vấn đề môi trường để thu thập số liệu bổ sung và xác nhận lại các thông tin để củng cố thêm các nhận định và đánh giá đã có, nhận biết thêm các quan điểm của cộng đồng dân cư, các chủ đầu tư và các nhà quản lý về các vấn đề môi trường, xã hội họ quan tâm.

Phân tích xu hướng: Theo kinh nghiệm thực tế thực hiện ĐMC của Liên minh Châu Âu và sổ tay Hướng dẫn kỹ thuật lập ĐMC của Bộ Tài nguyên và Môi trường, ĐMC của QHNL sử dụng phương pháp phân tích xu hướng như là Công cụ phân tích chính. Phân tích xu hướng được thực hiện chủ yếu theo kinh nghiệm chuyên gia. Căn cứ theo đặc trưng của các sự việc, hiện tượng liên quan đến các vấn đề môi trường chính xảy ra trong quá khứ cho đến hiện tại để dự báo khả năng trong tương lai, có xem xét thêm ảnh hưởng từ các hoạt động của QHNL tới các khía cạnh môi trường – xã hội đó trong thời gian tới. Đây là phương pháp quan trọng nhất của công tác đánh giá môi trường chiến lược. Trong bối cảnh các yêu cầu cụ thể về ĐMC ở Việt Nam, sự phân tích này có thể được xác định như là phân tích các thay đổi, cả tích cực và tiêu cực, theo thời gian của các vấn đề chính về môi trường, xã hội và kinh tế. Trong đó, các vấn đề môi trường chính đã được xác định và lựa chọn dựa trên kết quả khảo sát các địa phương và tham vấn tại hội thảo.



Phương pháp chấm điểm trọng số: được áp dụng để phân tích lựa chọn các vấn

đề môi trường chính và kịch bản năng lượng tối ưu. QHNL đã tính toán điểm số của các vấn đề môi trường dựa trên Công thức tính điểm trọng số như trình bày dưới đây. Điểm số từ kết quả tính toán sẽ xếp loại các vấn đề môi trường của các thành phần quy hoạch:

R = Xp

Trong đó: R: là điểm số của vấn đề môi trường W: điểm số của chỉ số môi trường i X: trung bình cộng của trọng số của chỉ số môi trường i Phương pháp thống kê: được áp dụng rộng rãi ở mọi khía cạnh và loại hình

nghiên cứu. Với QHNL này, danh mục các dự án năng lượng đang vận hành, sử dụng đất, tiêu thụ nhiên liệu, phát thải khí, số liệu chất thải rắn, được thu thập từ các cơ quan chức năng, các địa phương cho giai đoạn quy hoạch trước được thống kê và tổng hợp lại phục vụ cho việc phân tích và đánh giá.

Trên cơ sở chuỗi số liệu thống kê này, áp dụng cụ thể vào việc lượng hóa các chỉ số có thể như thiệt hại về rừng, diện tích đất, dự báo phát thải, số dân phải di dời… giúp dự báo được xu hướng và mức độ tác động.

Phương pháp mô hình hóa: đặc biệt quan trọng đối với một báo cáo ĐMC của ngành có quy mô quốc gia và được sử dụng để tính toán các kịch bản, tính toán mức tiêu thụ năng lượng, phát thải khí thải, mức thải và giảm CO2, chi phí đầu tư trong trường hợp không tính các chi phí môi trường và chi phí đầu tư có tính đến các chi phí ngoại sinh liên quan đến ô nhiễm môi trường và sức khỏe con người mà xã hội phải gánh chịu. Các kết quả tính toán này là cơ sở để đánh giá và dự báo quy mô và mức độ tác động của quy hoạch, thông qua đó sẽ lồng ghép đánh giá và phân tích chi phí và lợi ích tổng thể về môi trường và xã hội vào chi phí đầu tư của chương trình phát triển các loại hình năng lượng đề xuất theo hướng công bằng và cạnh tranh hơn của lần quy hoạch này.

Với ĐMC của QHNL, các mô hình được sử dụng để tính toán các yếu tố môi trường nêu trên cũng là các mô hình sử dụng tính toán các kịch bản quy hoạch, gồm các mô hình sau:

Bảng MĐ - 1: Các mô hình được sử dụng để tính toán các yếu tổ môi trường trong các kịch bản quy hoạch phục vụ cho ĐMC

Tên mô hình Nhà phát triển Loại mô hình Mô tả



ENPEP-BALANCE

Argonne National Lab

Mô phỏng Phân tích hệ thống năng lượng tổng thể

EnergyPLAN Aalborg University, Denmark

Mô phỏng/Tối ưu hóa

Mô phỏng và tối ưu vận hành hệ thống năng lượng quốc gia đến từng giờ hàng năm

LEAP (Long-range Energy Alternatives Planning System)

SEI Quyết toán/Mô phỏng/Tối ưu hóa

Phân tích năng lượng môi trường tổng thể

MESSAGE (Model for Energy Supply Strategy Alternatives)

IAEA và IIASA Tối ưu hóa Phân tích năng lượng môi trường tổng thể

OSeMOSYS (The Open Source Energy Modeling System)

KTH, SEI, UCL Tối ưu hóa Quy hoạch năng lượng dài hạn dựa trên tối ưu hóa quy hoạch tuyến tính

The Integrated MARKAL-EFOM System (TIMES)

ETSAP Tối ưu hóa Phân tích năng lượng môi trường tổng thể

IKARUS Institute of Energy Research at Research Centre Jülich

Tối ưu hóa Mô hình các kịch bản tối ưu chi phí tuyến tính từ dưới lên cho hệ thống năng lượng quốc gia

INFORSE International Network for Sustainable Energy

Mô phỏng Mô hình cân bằng năng lượng cho các hệ thống năng lượng quốc gia

Invert Energy Economics Group (EEG), Vienna University of Technology

Mô phỏng Công cụ mô phỏng hỗ trợ việc thiết kế các cơ chế khuyến khích hiệu quả cho các công nghệ NLTT và TKNL

Mesap PlaNet Institute for Energy Economics and the Rational Use of Energy (IER), University of Stuttgart

Mô phỏng Cân bằng năng lượng và phát thải cho các hệ thống năng lượng tham chiếu

MODEST Dag Henning Tối ưu hóa Mô hình tối ưu hóa hệ thống năng lượng



Tuy nhiên, xét trên các tiêu chí về (i) khả năng mô phỏng và tối ưu hóa hệ thống năng lượng và (ii) kinh nghiệm xây dựng và sử dụng mô hình và (iii) tính sẵn có, Viện Năng lượng lựa chọn mô hình TIMES (The Integrated MARKAL-EFOM System) trong Đề án quy hoạch này.

Với mô hình TIMES phần dự báo phát thải khí thải và chi phí đầu tư, giảm thiểu và các ràng buộc chính sách đối với từng kịch bản năng lượng đang được tích hợp tính toán và cung cấp số liệu đầu vào phục vụ cho ĐMC.

Phương pháp chồng ghép bản đồ: Công cụ bản đồ là một công cụ đánh giá trực quan giúp các chuyên gia và các nhà quản lý có được các nhìn tổng thể và trực quan về quy mô, mức độ của từng loại hình tác động do đối tượng gây tác động đến đối tượng bị tác động trong một vùng, một khu vực hoặc quy mô lớn hơn. Từng loại hình tác động được chồng lớp qua hình ảnh đó, có thể giúp các chuyên gia và các nhà quản lý nhìn nhận được ngay các khu vực và các loại hình công nghiệp điện có nguy cơ ảnh hưởng đến các đối tượng bị tác động mà mình quan tâm để từ đó có giải pháp phòng tránh. Ngược lại từ các bản đồ này, những khu vực tiềm ẩn rủi ro lớn được lưu ý để hạn chế đầu tư các công trình năng lượng lớn và quan trọng trong tương lai. Công cụ bản đồ về hệ sinh thái rừng, khu bảo tồn, cơ sở hạ tầng giao thông được sử dụng và chồng ghép với các công trình năng lượng được sử dụng trong quy hoạch này.

Phương pháp kế thừa: Trong báo cáo nhiều kết quả và nhận định, đánh giá và cả số liệu được trích dẫn từ kết quả của các công trình nghiên cứu khác như là sự kế thừa

PRIMES National Technical University of Athens

Mô phỏng Giải pháp cân bằng thị trường cung cầu năng lượng

STREAM Ea Energy Analyses

Mô phỏng Công cụ xây dựng kịch bản cung cấp tổng quan về cân bằng cung-cầu năng lượng quốc gia

POTEnCIA (Policy Oriented Tool for Energy and Climate Change Impact Assessment)

Joint Research Centre of the European Commission

Mô phỏng/Tối ưu hóa

Phương pháp lai cân bằng một phần kết hợp các quyết định hành vi và dữ liệu kinh tế - kỹ thuật chi tiết

POLES (Prospective Outlook on Long-term Energy Systems)

Enerdata Mô hình mô phỏng toàn diện cho cung, cầu và giá năng lượng toàn cầu



có chọn lọc để minh chứng cho những đánh giá và nhận xét về các vấn đề môi trường và xã hội trong báo cáo như các nghiên cứu liên quan đến lĩnh vực dầu khí, than.

2.3.2. Phương pháp khác

Ngoài các phương pháp cơ bản trên, các chỉ số của các vấn đề môi trường chính sẽ được đánh giá và tính toán bằng các biện pháp cụ thể và được trình bày trong bảng sau.

Bảng MĐ - 2: Các phương pháp đánh giá áp dụng cho các vấn đề môi trường chính của ĐMC

Các hợp phần

của QHNL Tác động môi

trường Các chỉ số

Phương pháp

đánh giá Nguồn thông tin

và dữ liệu dự kiến

NGÀNH ĐIỆN

Ô nhiễm không khí và axit hóa

Thay đổi sử dụng đất

Tài nguyên nước và nước làm mát

Chất thải rắn

NGÀNH THAN

Thay đổi sử dụng đất

Ảnh hưởng đến sinh thái và đa dạng sinh học

Ảnh hưởng đến tài nguyên nước

Rủi ro và sự cố môi trường

DẦU KHÍ An toàn hạt nhân

Nước làm mát

Năng lượng tái tạo

Thay đổi sử dụng đất, mặt biển.

Chất thải rắn và chất thải rắn nguy hại

Tiếng ồn, bóng



động, tầm nhìn.

Ảnh hưởng do sóng âm, ảnh hưởng đến chim di cư của điện gió.

Mất rừng và môi trường sống

Phân cắt các hệ sinh thái.

Điện từ trường

2.4. Tài liệu, dữ liệu cho thực hiện ĐMC

Báo cáo ĐMC của QHNL được thực hiện dựa trên các tài liệu, dữ liệu kỹ thuật chính sau:

- Báo cáo Dự thảo QHNL do Viện Năng lượng lập, tháng 12/2020;

- Cơ sở dữ liệu về các hồ chứa vừa và lớn toàn quốc, Bộ Nông nghiệp và phát triển nông thôn và Viện Khí tượng thủy văn và Biến đổi khí hậu, Bộ TNMT.

- Cơ sở dữ liệu và bản đồ hệ sinh thái khu bảo tồn quốc gia, vùng bảo vệ do WWF và IUCN hỗ trợ cung cấp.

- Sử dụng đất theo quyết định số 2908/QĐ-BTNMT ngày 13/11/2019 phê duyệt và công bố diện tích đất đai năm 2018 của Việt Nam tính đến ngày 31/12/2018.

- Báo cáo chuyên đề về hiện trạng và xu hướng biến đổi chế độ thủy văn các lưu vực sông lớn ở Việt Nam, nhóm chuyên gia Viện Khí tượng thủy văn và Biến đổi khí hậu, Bộ TNMT thực hiện tháng 9/2020.

- Báo cáo và thiết lập bản đồ vùng thiên tai và rủi ro do biến đổi khí hậu do nhóm chuyên gia Viện Khí tượng thủy văn và Biến đổi khí hậu, Bộ TNMT thực hiện tháng 9/2020.

- Số liệu thống kê về phát thải khí thải, chất thải rắn các nhà máy điện ở Việt Nam do Cục Kỹ thuật An toàn và môi trường Công nghiệp cung cấp, tháng 9/2020.

- Số liệu thống kê về diện tích đất, số hộ tái định cư để xây dựng các dự án năng lượng giai đoạn 2015-2019 được tổng hợp từ UBND các tỉnh, thành phố.

- Báo cáo tổng hợp nghiên cứu đánh giá hiện trạng và lập bản đồ phân bố lắng đọng axit ở Việt Nam, đề tài khoa học công nghệ, ThS. Ngô Thị Vân Anh, Trung



tâm Nghiên cứu Môi trường, Viện Khoa học Khí tượng Thủy văn và Biến đổi khí hậu, 2018.

- Mật độ công suất của các trang trại gió ngoài khơi châu Âu, khu vực Biển Baltic, Báo cáo của Deutsche WindGuard GmbH, Quỹ phát triển khu vực châu Âu, Liên minh châu Âu, tháng 6 năm 2018.

3. TỔ CHỨC THỰC HIỆN

Việc triển khai thực hiện ĐMC của QHNL được tổ chức tuần tự theo các bước như mô tả dưới đây:

3.1. Nhân sự

Ngay sau khi được giao nhiệm vụ thực hiện QHNL và ĐMC của QHNL, Với tư cách là cơ quan tư vấn thực hiện xây dựng Quy hoạch, Viện Năng lượng đã thành lập tổ chuyên gia ĐMC đồng thời với tổ chuyên gia QHNL để cùng tham gia vào quá trình lập ĐMC. Việc khởi động thực hiện QHNL và ĐMC của QHNL cũng được Viện Năng lượng triển khai đồng thời.

Tổ chuyên gia ĐMC gồm 20 người, trong đó có 15 chuyên gia của Viện Năng lượng thuộc các chuyên ngành môi trường, kinh tế, hệ thống điện... trong đó có 6 thành viên thuộc nhóm QHNL dưới sự chủ trì của Viện trưởng Viện Năng lượng – Chủ nhiệm đề án quy hoạch.

Các chuyên gia từ bên ngoài là các chuyên gia thuộc các lĩnh vực khác nhau và các chuyên gia Quốc tế cùng tham gia và hỗ trợ nhóm ĐMC và nhóm QHNL.

Danh sách các chuyên gia của tổ ĐMC của QHNL được liệt kê trong bảng sau:

Bảng MĐ - 2: Danh sách các chuyên gia của tổ ĐMC của QHNL TT Họ và tên Chuyên môn/tham gia

trong ĐMC Nơi công tác

I. Các chuyên gia Viện Năng lượng 1 TS. Trần Kỳ Phúc Kỹ thuật điện

Chủ nhiệm đề án NL, chỉ đạo chung

Viện Trưởng Viện Năng lượng (VNL)

2 Nguyễn Thị Thu Huyền

ThS. Khoa học Môi trường. Phụ trách ĐMC

Phó trưởng phòng Môi trường và Phát triển bền vững (P16), VNL

3 TS. Nguyễn Ngọc Hưng

TS. Kinh kế Năng lượng-Tính toán nhu cầu và mức đầu tư và phân tích kinh tế các kịch bản năng lượng.

Phó trưởng phòng Kinh tế dự báo và QLNCNL (P9), VNL



Xây dựng và tính toán các kịch bản nhu cầu và phát triển năng lượng. Tham gia đề xuất giải pháp cơ chế chính sách về môi trường và quy hoạch.

4 Th.s Nguyễn Thế Thắng

ThS. Hệ thống điện-Chủ trì phần kế hoạch phát triển điện trong quy hoạch năng lượng Chủ trì giải pháp cơ chế chính sách về môi trường và quy hoạch.

Trưởng phòng Hệ thống điện (P8), VNL.

5 Th.s Trịnh Hoàng Long ThS. Khoa học Môi trường Chuyên gia môi trường, thực hiện đánh giá môi trường tích lũy các dự án than, dầu khí, trung tâm điện lực. Phụ trách xử lý bản đồ

P16, VNL

6 Th.S Đinh Lê Phương Anh

Chuyên gia Môi trường thủy điện, đánh giá tác động môi trường của lưu vực sông và thủy điện.

P16, VNL

7 Th.s Nguyễn Thanh Hải

Chuyên gia hệ thống điện, dự báo nhu cầu năng lượng trong QHNL.

P9, VNL

8 Th.S Phạm Đông Hải Chuyên gia môi trường, đánh giá hiện trạng môi trường và hiện trạng môi trường ngành điện. Nhận biết các vấn đề môi trường nổi cộm tại các dự án thuộc các phân ngành năng lượng than, dầu, khí, điện.

P16, VNL

9 ThS. Đoàn Ngọc Dương

ThS nhiệt điện – Phụ trách Đánh giá, xem xét các kịch bản phát triển năng lượng và các giải pháp tổ chức thực hiện và giám sát của QHNL và ĐMC.

Phó Viện Trưởng Viện Năng lượng (VNL)

10 ThS. Nguyễn Hoàng Anh

KS Kinh tế Năng lượng, chủ trì phần dự bao nhu cầu năng

P9 , VNL



lượng

11 Th.s Phạm Văn Tiến Th.s Môi trường – đánh giá tác động của điện mặt trời và điện gió và các vùng biển ngoài khơi có các hạng mục liên quan.

P16, VNL

12 Th.s Phan Ngọc Tuyên Chuyên gia điện hạt nhân – đánh giá tác động môi trường của điện hạt nhân và các rủi ro sự cố môi trường trong hoạt động năng lượng. Chủ trì phần đề xuất giải pháp giảm thiểu các tác động môi trường và xã hội.

Trưởng phòng P16, VNL

13 TS. Lê Hoàng Anh Chuyên gia thủy điện-đánh giá tác động của ngành than, dầu điện và khí. Xây dựng bản đồ ảnh hưởng của các dự án năng lượng tiềm năng đến các hệ sinh thái

P16, VNL

14 Ths Nguyễn Ngọc Oánh

Chuyên gia môi trường – đánh giá tác động của quy hoạch phát triển than và dầu khí. Đề xuất giải pháp giảm thiểu

P16, VNL

15 Nguyễn Mạnh Hùng KS. Kinh kế Năng lượng-Phó chủ nhiệm đề án QHNL. Xây dựng và tính toán các kịch bản nhu cầu và phát triển năng lượng. Tham gia đề xuất giải pháp cơ chế chính sách về môi trường và quy hoạch.

Trưởng phòng Kinh tế dự báo và QLNCNL (P9), VNL

16 KS Nguyễn Văn Trường

Chuyên ngành Môi trường-Đánh giá tác động của BĐKH đến cơ sở hạ tầng ngành Năng lượng.

P16, VNL

II. Chuyên gia độc lập 17 Nhóm chuyên gia sinh

thái và bản đồ Xây dựng bản đồ khu bảo tồn và hệ sinh thái

của WWF

18 Nhóm chuyên gia thủy Tính toán lưu lượng, mực Viện KTTV và BĐKH



văn nước các lưu vực sông

19 Nhóm chuyên gia bản đồ

Xây dựng bản đồ vùng rủi ro thiên tai, biến đổi khí hậu

Viện KTTV và BĐKH

3.2. Tổ chức thực hiện

Căn cứ theo phương pháp thực hiện đã được nêu ở mục 2.3. ở trên, ĐMC của QHNL được triển khai thực hiện theo các bước như mô tả trong sơ đồ sau:

Nhận biết mục tiêu của hành động chiến lược

Nhận biết các phương án thay thế: Miêu tả hành động chiến lược một cách chi tiết (báo

cáo)

Lựa chọn phương án thay thế ưu tiên Mục tiêu của hành động chiến lược

Tinh chỉnh phương án thay thế được chọn và báo cáo

Quyết định chính thức và thông báo

Thực hiện và giám sát các hành động chiến lược

Hình MĐ - 1: Các bước thực hiện ĐMC

Cách thức tổ chức thực hiện chi tiết theo các bước nêu ở trên được mô tả cụ thể trong các sơ đồ và phần diễn giải sau:

Quá trình tương tác giữa nhóm ĐMC và nhóm quy hoạch và các bước thực hiện QHNL và được mô phỏng thông qua mô hình toán học TIMES. TIMES là một mô hình từ dưới lên cho phép mô hình hóa chi tiết và đánh giá các công nghệ cung cấp và tiêu thụ năng lượng cũng như là các chính sách năng lượng trong dài hạn. TIMES được phát triển dựa trên sự kết hợp các đặc trưng tốt nhất của MARKAL và EFOM trong khuôn khổ Chương trình Phân tích Các hệ thống Công nghệ Năng lượng của Cơ quan Năng lượng quốc tế (IEA-ETSAP).

Hàm mục tiêu thể hiện toàn bộ chi phí hệ thống năng lượng được cực tiểu hóa đáp ứng tất cả các nhu cầu và ràng buộc đặt ra cho hệ thống. Giá năng lượng/dịch vụ không phải là biến ngoại sinh mà được xác định như là giá thị trường trong mô hình do cân bằng cung-cầu của loại hình năng lượng/dịch vụ đó. Viện Năng lượng 18


Khả năng cung cấp dầu thô

Khả năng cung cấp than

Khả năng cung cấp khí tự nhiên

Khả năng cung cấpNLSC

Tiềm năngnăng lượng tái

tạo

Kế hoạch PT các ngành KT

Dự báo nhu cầu:- Năng lượng

- Sản phẩm/Dịch vụ

Khả năng TKNL các ngành kinh tế

Phương án quy hoạch tổng thể vê năng lượng:• Nhu cầu năng lượng và các biện

pháp TKNL• Khai thác nguồn NL trong nước• Nhập khẩu NL• Danh mục dự án quan trọng, ưu

tiên đầu tư• Cơ chế và giải pháp phát triển năng

lượng

Chính sách & các mục tiêuhiện hành về

năng lượng, an ninh, môi

trường, biếnđổi khí hậu, tăng trưởngxanh v.v…

Các kịch bản về cung cấp

Các kịch bản về nhucầu

Các kịchbản đápứng cácmục tiêu

chínhsách & nhữngvấn đềtồn tại

Chiến lược PT KT-XH

Mô hình quy hoạch NL:- Cân bằng cung cầu- Tối ưu hệ thống NL (Cựctiểu hóa chi phí)- So sánh lựa chọn côngnghệ- Ràng buộc mục tiêuchính sách

Báo cáo Đánh giáMôi trường Chiến

lược (ĐMC)

Đánh giá cáckịch bản theo các tiêu chí:- Kinh tế- An ninh nănglượng- Môi trường

Tổng hợp

Đánh giá

Mô hình

Kết quả

Chú thích:

ĐMC

Đánh giá công nghệ/giải phápsử dụng NL hiệu quả

Cung cấp

Nhu cầu

Chính sách

Tích hợp ĐMC

Mô hình tối ưu

Hình MĐ - 2. Các mô hình tính toán các kịch bản quy hoạch

Sơ đồ tiếp theo đây mô tả chi tiết quá trình tương tác và thực hiện ĐMC của QHNL.



Hình MĐ - 3: Sơ đồ các bước thực hiện ĐMC của QHNL



(1) Tổ chuyên gia ĐMC xem xét và xác định mục tiêu BVMT quốc gia và cam

kết quốc tế của Việt Nam mà QHNL phải tuân thủ và cũng là mục tiêu của ĐMC này, để đưa ra các ràng buộc trong quá trình xây dựng các kịch bản điện, đảm bảo đáp ứng các mục tiêu quốc gia. Đây là cơ sở để lồng ghép mục tiêu bảo vệ môi trường cần phải đảm bảo tuân thủ vào kịch bản của QHNL. Chi tiết các mục tiêu quốc gia sẽ được phân tích chi tiết ở chương 3 của báo cáo. Bước này, tập trung phân tích đánh giá lựa chọn thông tin sẵn có, các văn bản chỉ đạo của nhà nước… để xác định các mục tiêu quốc gia và các vấn đề môi trường chính liên quan đến các loại hình xuất nhập khẩu và sản xuất năng lượng (điện, dầu khí, than, năng lượng mới và tái tạo.

(2) Xác định phạm vi nghiên cứu, phương pháp luận đánh giá trong đó xác định rõ các yếu tố môi trường chiến lược, các tác động môi trường và chỉ số môi trường cần đánh giá.

Bước này các công việc cần thiết đã được thực hiện gồm: Phân tích đánh giá tài liệu và thông tin sẵn có: Xác định các mục tiêu chiến lược của quốc gia về môi trường và các vấn đề môi trường chính liên quan đến QHPTNLQG. Nhóm mục tiêu quốc gia về KTXH, Môi trường và PTBV được xác định trong sơ đồ sau.

Hình 1: Mục tiêu về Năng lượng, Kinh tế xã hội và Môi trường trong QHPTNLQG

Bước này, các mục tiêu quốc gia về BVMT và các ràng buộc để xây dựng các

kịch bản phát triển năng lượng được trao đổi với nhóm QHNL. Đây cũng là cơ sở để



xem xét, đánh giá và lựa chọn kịch bản phát triển năng lượng tối ưu dựa trên các mục tiêu quốc gia về BVMT.

Quá trình thực hiện các bước trên thông qua các cuộc họp trao đổi giữa nhóm chuyên gia môi trường và nhóm quy hoạch điện, các cuộc họp kỹ thuật với các chuyên gia môi trường và hội thảo tham vấn được tổ chức tại Hà Nội vào cuối tháng 7/2020. Kết quả của quá trình này đã thống nhất được phương pháp luận, phạm vi nghiên cứu, phương pháp đánh giá và các vấn đề môi trường và kinh tế xã hội chính của ĐMC của QHNL.

Các vấn đề môi trường chính được lựa chọn dựa trên phương pháp cho điểm trọng số. Danh sách các vấn đề môi trường chính được các chuyên gia ĐMC của quy hoạch điện lựa chọn dựa trên báo cáo cáo ĐMT của các dự án khí, than, điện thành phần và các mục tiêu quốc gia. Các vấn đề môi trường chính này được đưa ra tham vấn tại hội thảo và gửi văn bản tham vấn cho các địa phương. Trên cơ sở ý kiến đóng góp của tổ chuyên gia, họp tham vấn và trả lời văn bản tham vấn, nhóm ĐMC đã lựa chọn ra các vấn đề môi trường chính của QHNL dựa trên số điểm được chấm cho từng vấn đề và tầm quan trọng của nó dựa trên mức độ quan tâm của các đơn vị liên quan được tham vấn. Kết quả các vấn đề môi trường và xã hội chính của QHNL được lựa chọn, được trình bày ở mục 3.4 chương 3 của báo cáo.

Về các kịch bản điện, cũng đã thống nhất mục tiêu quan trọng nhất là đảm bảo cung cấp năng lượng và điện cho phát triển kinh tế, an sinh xã hội đồng thời đảm bảo mục tiêu BVMT, bảo tồn tài nguyên thiên nhiên và đa dạng sinh học, giảm thiểu phát thải KNK, quản lý tài nguyên nước bền vững...

(3) Thu thập số liệu. Sau khi xem xét, ngoài số liệu có sẵn của Viện Năng lượng, các số liệu cần thiết được thu thập từ các tư vấn và tổ chức quốc tế, các cơ quan liên quan như Bộ Tài Nguyên Môi trường, Bộ Nông nghiệp Phát triển Nông thôn, TKV, PVN, EVN, các đơn vị sản xuất điện, các chủ đầu tư, Sở TNMT, Cục ATMT của Bộ Công Thương. Các số liệu cần thu thập gồm: nhiên liệu, phát thải, hiện trạng môi trường quốc gia, hiện trạng môi trường ngành than, dầu, khí, điện; Diện tích đất sử dụng cho các dự án, số liệu thủy văn lưu vực sông; Biến đổi khí hậu; rủi ro thiên tai; hệ sinh thái…. Dựa trên kịch bản đề xuất và vị trí dự kiến của các dự án năng lượng quan trọng xác định phạm vi ảnh hưởng để khảo sát, nghiên cứu và đánh giá.



Các tác động, đối với tác động của các phân ngành năng lượng sẽ dựa triên thông tin của các báo cáo ĐTM và ĐMC của các quy hoạch và dự án thuộc các phân ngành Than, Dầu, khí và điện.

(4) Phân tích đánh giá tác động đối với kịch bản không có quy hoạch và kịch bản đề xuất. Bước này, các yếu tố khía cạnh môi trường xã hội và so sánh các kịch bản phát triển năng lượng đề xuất cả về kinh tế và môi trường thông qua công cụ mô hình TIMES đã nêu ở trên. Xác định mức độ và phạm vi tác động của các hợp phần quy hoạch năng lượng để làm cơ sở cho việc đánh giá và phân tích định hướng cho các dự án thành phần. Phân tích xu thế thay đổi các các tác động môi trường và xã hội khác nhau một cách định tính và định lượng thông qua các chỉ số đánh giá gồm cả tích cực và tiêu cực để lựa chọn phương án phát triển năng lượng hiệu quả và bền vững (vừa đảm bảo phát triển kinh tế và đảm bảo các công bằng xã hội, bảo vệ môi trường và phát thải thấp) trong báo cáo ĐMC. Trong bước này các kết quả tính toán dự báo phát thải, chi phí đầu tư, và chi phí ngoại sinh tích hợp trong chi phí đầu tư các kịch bản được tính toán bằng mô hình TIMES tương ứng theo các phương án kịch bản năng lượng. Kết quả này được nhóm quy hoạch trích xuất chuyển cho nhóm thực hiện ĐMC để phân tích đánh giá.

(5) Lựa chọn giải pháp giảm thiểu tác động phù hợp với các mục tiêu quốc gia thông qua các chính sách phát triển đã được phân tích và nhận biết. Đưa ra những định hướng và lưu ý đối với giai đoạn lập báo cáo ĐTM của các dự án năng lượng. Và đề xuất các chương trình giám sát và quản lý thực hiện các mục tiêu môi trường đã đề ra.

(6) Biên tập, hoàn thiện báo cáo và trình phê duyệt. Bước này, sẽ tổ chức hội thảo tham vấn và gửi báo cáo ĐMC cùng với báo cáo Quy hoạch đến các tỉnh và cơ quan chuyên môn để tham vấn. Kết quả tham vấn sẽ là cơ sở để hoàn thiện báo cáo ĐMC và phản hồi ý kiến đến nhóm QHNL để điều chỉnh sửa đổi nếu hợp lý. Ngoài ra, trong suốt quá trình thực hiện ĐMC của Quy hoạch thực hiện rất nhiều các cuộc hội thảo, cuộc họp kỹ thuật lấy ý kiến đóng góp cho từng giai đoạn thực hiện của ĐMC của Quy hoạch. Qua đó nhiều phiên bản tính toán phát triển năng lượng, cân đối nguồn cung năng lượng sơ cấp, về kịch bản nhu cầu năng lượng, kịch bản tiết kiệm năng lượng, kịch bản phát triển năng lượng, chi phí đầu tư và chi phí



ngoại sinh, về xu hướng công nghệ và thể chế chính sách của ngành điện đã được thảo luận để nhóm ĐMC và nhóm quy hoạch xem xét, thống nhất.

Sơ đồ mô tả quá trình thực hiện và mối quan hệ giữa nhóm soạn thảo QHNL và nhóm thực hiện ĐMC của QHNL như Error! Reference source not found..

Với cách thức triển khai thực hiện nêu trên, quá trình thực hiện ĐMC và quy hoạch đảm bảo được sự thống nhất, tương tác và phản hồi thông tin kịp thời giữa nhóm ĐMC và nhóm QHNL. Kết quả là, kịch bản phát triển năng lượng do nhóm soạn thảo QHNL đề xuất, lựa chọn đáp ứng được các mục tiêu quốc gia về BVMT và phát triển bền vững do nhóm ĐMC đưa ra.

Hình MĐ - 4: Quá trình lồng ghép của ĐMC và QHNL


QUY HOẠCH TỔNG THỂ VỀ NĂNG LƯỢNG QUỐC GIA THỜI KỲ 2021-2030, TẦM NHÌN ĐẾN NĂM 2050 Báo cáo Đánh giá Môi trường Chiến lược Chương 1

CHƯƠNG 1

CHƯƠNG 1 - TÓM TẮT NỘI DUNG QUY HOẠCH NĂNG LƯỢNG

1.1. TÊN CỦA QUY HOẠCH

Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến 2050 (QHNL).

1.2. CƠ QUAN ĐƯỢC GIAO NHIỆM VỤ XÂY DỰNG QUY HOẠCH

1.2.1. Cơ quan được giao nhiệm vụ xây dựng quy hoạch

- Cơ quan được giao nhiệm vụ lập quy hoạch: Bộ Công Thương - Đại diện: Vụ Dầu khí và Than - Bộ Công Thương - Địa chỉ: Số 54 - Hai Bà Trưng, quận Hoàn Kiếm, Hà Nội - Điện thoại: 024 22202204 - Fax: 024 22202525 - Đại diện: Nguyễn Việt Sơn - Chức danh: Vụ trưởng

1.2.2. Tư vấn lập quy hoạch

- Cơ quan tư vấn lập QHNL: Liên danh Viện Năng lượng (Bộ Công Thương) và Viện Dầu khí (thuộc Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam, Công ty Tư vấn đầu tư mỏ và công nghiệp -Vinacomin Viện Năng lượng

- Địa chỉ: 6 – Tôn Thất Tùng – Đống Đa - Hà Nội - Điện thoại: 04-38529302 - Fax: 04-38529302 - Đại diện cơ quan tư vấn lập QHĐ8: TS. Trần Kỳ Phúc - Chức danh: Viện trưởng Viện Năng lượng

1.3. MỐI QUAN HỆ CỦA QHNL ĐƯỢC ĐỀ XUẤT VỚI CÁC QUY HOẠCH KHÁC CÓ LIÊN QUAN

1.3.1. Các quy hoạch khác có liên quan đến QHNL

Đây là lần đầu tiên, QHNL được lập theo quy định của Luật Quy hoạch mới, có hiệu lực từ năm 2019. Luật Quy hoạch có vai trò vô cùng quan trọng trong định hướng phát triển, dự báo phát triển các ngành, lĩnh vực, sản phẩm của mỗi địa phương,



ngành, đồng thời quản lý đảm bảo cho phát triển bền vững và là công cụ pháp lý rất quan trọng để các cấp, các ngành lãnh đạo, chỉ đạo toàn diện và thống nhất trong công tác quy hoạch; trên cơ sở đó đề ra định hướng chiến lược, mục tiêu chiến lược, xác định các động lực phát triển, không gian phát triển nhằm bảo đảm sự phát triển đồng bộ, thống nhất và bền vững cho đất nước.

Quy hoạch tổng thể năng lượng quốc gia là một trong 39 quy hoạch ngành quốc gia, đồng thời là một trong 27 quy hoạch kết cấu hạ tầng thiết yếu của đất nước. Quy hoạch tổng thể năng lượng quốc gia cũng như QHĐ8 đang được xây dựng trong bối cảnh một số chiến lược và quy hoạch nền tảng chưa được lập hoặc nếu có thì cũng chưa được phê duyệt. Do vậy việc lập Quy hoạch cũng sẽ gặp nhiều thách thức trong việc đồng bộ và đảm bảo tính tương thích với các quy hoạch quốc gia trên và ngang cấp

Quy hoạch tổng thể năng lượng lần này cần đưa ra phương án phát triển kết cấu hạ tầng năng lượng tối ưu cho quốc gia với các yêu cầu mới trong việc giải quyết các vấn đề phát triển hài hòa các phân ngành năng lượng trong nền kinh tế, đưa ra một quy hoạch động và mở hơn, tạo điều kiện thuận lợi cho hoạt động quản lý nhà nước trong ngành năng lượng. Nhu cầu năng lượng sẽ được tính toán và dự báo cho toàn bộ các ngành sử dụng năng lượng của nền kinh tế, bao gồm nông nghiệp, công nghiệp, thương mại, dân dụng và giao thông vận tải. Xây dựng phương án quy hoạch kết cấu hạ tầng cho 4 phân ngành chính: Phân ngành than gồm thăm dò, khai thác, sàng tuyển và chế biến than, vận tải ngoài, định hướng phát triển cảng xuất và nhập khẩu than, khí; khả năng nhập khẩu than, khí và định hướng phát triển thị trường than, dầu khí, điện.

Luật Quy hoạch mới ban hành có phạm vi rất rộng, nhiều nội dung mới, nhiều quy hoạch mới, lần đầu tiên đồng thời áp dụng trong giai đoạn mới 2021 - 2030, tầm nhìn 2050. QHNL được lập trong điều kiện một số Chiến lược và quy hoạch nền tảng chưa được hoặc đang xây dựng như: Chiến lược phát triển kinh tế-xã hội 2021-2030; Quy hoạch tổng thể quốc gia; Quy hoạch sử dụng đất quốc gia; Quy hoạch không gian biển quốc gia. Riêng quy hoạch tổng thể năng lượng quốc gia thời kỳ 2021-2030 tầm nhìn đến 2050 cũng đang được triển khai song song với QHNL.

QHNL là quy hoạch ngành kết cấu hạ tầng quốc gia về khai thác, xử lý, cung cấp năng lượng và điện, cho nhu cầu thiết yếu của nền kinh tế và các hoạt động xã hội, nên có mối tương quan mật thiết với các quy hoạch nền cơ bản quốc gia khác như:

- Quy hoạch phát triển kinh tế xã hội



- Quy hoạch sử dụng đất

- Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia

- Quy hoạch sử dụng biển của quốc gia và quy hoạch tổng thể khai thác, sử dụng bền vững tài nguyên vùng bờ.

- Quy hoạch không gian biển và Quy hoạch tổng thể khai thác, sử dụng bền vững tài nguyên vùng bờ.

- Quy hoạch cơ sở hạ tầng năng lượng quốc gia;

- Quy hoạch tài nguyên nước;

- Quy hoạch bảo vệ và khai thác nguồn lợi thủy sản;

- Đồng thời, QHNL cần đáp ứng và phù hợp với các chiến lược phát triển quốc gia khác và các chủ trương, chính sách của Đảng như:

- Chiến lược phát triển NLTT

- Chiến lược phát triển năng lượng

- Chiến lược bảo vệ môi trường quốc gia

- Các Nghị quyết định hướng chiến lược về phát triển năng lượng như Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị Ban Chấp hành trung ương Đảng về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045.

- Các mục tiêu và cam kết trong nước và quốc tế khác về môi trường

1.3.2. Mối quan hệ giữa QHNL và quy hoạch, chiến lược đã được phê duyệt liên quan

1.3.2.1. Với các quy hoạch quốc gia

QHNL và các hợp phần của nó gồm có hoạt động xuất nhập khẩu, khai thác và sản xuất, vận chuyển năng lượng bao gồm các phân ngành than, dầu, khí, điện, năng lượng tái tạo. Việc huy động công suất nguồn điện và lưới điện đảm bảo nhu cầu phát triển kinh tế và sinh hoạt của người dân đòi hỏi huy động lượng lớn và đa dạng các nguồn cung cấp nhiên liệu sơ cấp nêu trên và phát triển một hệ thống lưới truyền tải phù hợp. Muốn vậy, công tác dự báo nhu cầu phụ tải điện phải được thực hiện dựa trên dự báo phát triển kinh tế xã hội của quốc gia thường là tuân thủ theo Quy hoạch phát triển Kinh tế Xã hội của quốc gia ở các thời kỳ quy hoạch. Kịch bản phát triển kinh tế xã hội và định hướng lĩnh vực thế mạnh của nền kinh tế sẽ tác động chính và trực tiếp đến kịch bản nhu cầu điện và từ đó định hướng cho kịch bản phát triển điện trong



tương lai. Hơn nữa, việc tìm kiếm, khai thác các nguồn năng lượng sơ cấp để phát triển trong các phân ngành năng lượng bao gồm cả điện theo tỷ lệ cơ cấu khác nhau. Từ đó xem xét được tỷ lệ phù hợp của các nguồn năng lượng sơ cấp sẵn có trong nước và tỷ lệ huy động nguồn nhiên liệu từ bên ngoài (nhập khẩu).

Các Quy hoạch quốc gia chi phối trực tiếp đến tính khả thi của QHNL là Quy hoạch sử dụng đất, Quy hoạch sử dụng biển của quốc gia và Quy hoạch tổng thể khai thác, sử dụng bền vững tài nguyên vùng bờ. Để phát triển các dự án năng lượng trong QHNL nhu cầu tài nguyên: khoáng sản, nước, đất đai và cơ sở hạ tầng như đường, cảng biển, kho bãi phải có để bố trí dự án và các công tác phụ trợ đáp ứng được nhu cầu năng lượng được đề xuất của quy hoạch. Đây là cơ sở để Chính phủ có định hướng bố trí nguồn vốn, nhân lược, cơ sở hạ tầng, diện tích đất đai phù hợp để phát triển cho ngành năng lượng, trong đó có xem xét hạn chế ảnh hưởng đến đất rừng, đất nông nghiệp và các hệ sinh thái tự nhiên. Bên cạnh đó, đặc trưng của các dự án năng lượng là vùng có tiềm năng về khoáng sản, thường là nơi có rừng và gần sông suối; các dự án thường được bố trí ở các vị trí thuận lợi về giao thông để vận chuyển nhiên liệu, nguồn nước để sản xuất và làm mát, có mặt bằng rộng để bố trí các dây chuyền và hạng mục sản xuất của dự án, đặc biệt các dự án điện gió ngoài khơi và các dự án nhiệt điện có các hạng mục công trình dưới nước phải được lựa chọn để bố trí phù hợp với các quy hoạch này. Việc lựa chọn vị trí dự án sẽ phụ thuộc nhiều vào yếu tố phụ trợ như cơ sở hạ tầng giao thông, nguồn cấp nước, nguồn tiêu thụ, … đặc biệt các dự án khai thác, vận chuyển, cung cấp, dầu, than và khí tự nhiên được dẫn trực tiếp từ các mỏ khí về, khí LNG nhập và than, các dự án điện gió ngoài khơi. Điều này cho thấy mối quan hệ chặt chẽ của QHNL với Quy hoạch cơ sở hạ tầng năng lượng quốc gia.

Nếu QHNL phù hợp với các quy hoạch này sẽ giúp tăng tính khả thi và hiệu quả của các dự án năng lượng thành phần trong quy hoạch.

1.3.2.2. Với các chiến lược và chính sách

Mối quan hệ giữa QHNL với các nghị quyết và chiến lược đã được phê duyệt và ban hành mang tính chỉ đạo định hướng được thể hiện thông qua việc đáp ứng các quan điểm, mục tiêu và chỉ tiêu đề ra của các loại hình văn bản chỉ đạo này. Cụ thể của mối quan hệ này được chỉ ra dưới đây:

(1) Chiến lược và quy hoạch phát triển KTXH trong đó các mục tiêu của chiến lược là chỉ tiêu phát triển kinh tế xã hội được sử dụng như là cơ sở để dự báo nhu cầu năng lượng và điện năng trong thời kỳ quy hoạch và tầm nhìn quy hoạch. Trong đó, định hướng phát triển theo cơ cấu các ngành tiêu dùng nhiều năng lượng là



cơ sở để tính toán khả năng huy động năng lượng đủ để cung cấp cho sinh hoạt và nền kinh tế.

Ở thời điểm hiện tại, Chiến lược và quy hoạch phát triển KTXH thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050, phù hợp với thời kỳ quy hoạch này, hiện đang được triển khai thực hiện. Do vậy, số liệu dự báo về phát triển kinh tế xã hội được sử dụng để tính toán dự báo nhu cầu năng lượng trong QHNL được căn cứ từ Dự thảo Văn kiện trình Đại hội XIII của Đảng bao gồm Dự thảo báo cáo đánh giá kết quả thực hiện nhiệm vụ phát triển kinh tế - xã hội 5 năm 2016-2020 và phương hướng, nhiệm vụ phát triển kinh tế - xã hội 5 năm 2021-2025 và Dự thảo báo cáo tổng kết thực hiện chiến lược phát triển kinh tế - xã hội 10 năm 2011-2020, xây dựng chiến lược phát triển kinh tế - xã hội 10 năm 2021-2030. Đồng thời, QHNL còn sử dụng thông tin và số liệu trong Báo cáo dự báo phát triển kinh tế xã hôi Việt Nam thời kỳ quy hoạch được các chuyên gia dự báo về kinh tế xã hội thuộc Viện Chiến lược phát triển của Bộ KHĐT tính toán cung cấp. Cùng với đó, các mục tiêu của Chiến lược phát triển KTXH giai đoạn hiện tại sẽ được xem xét trong quy hoạch này: Tái cấu trúc nền kinh tế, chuyển đổi mô hình tăng trưởng, phát triển các lĩnh vực xã hội hài hòa với phát triển kinh tế và bảo vệ môi trường.

(2) Nghị quyết số 55-NQ/TW của Bộ Chính Trị ban hành ngày 11/2/2020 về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Trong đó, quan điểm chỉ đạo là «bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia là nền tảng, đồng thời là tiền đề quan trọng để phát triển kinh tế-xã hội. Ưu tiên phát triển năng lượng nhanh và bền vững, đi trước một bước, gắn với bảo vệ môi trường sinh thái, bảo đảm quốc phòng, an ninh, thực hiện tiến bộ và công bằng xã hội có ý nghĩa đặc biệt quan trọng. Phát triển năng lượng quốc gia phải phù hợp với thể chế thị trường, nhanh chóng xây dựng thị trường năng lượng đồng bộ, cạnh tranh, minh bạch, đa dạng hóa hình thức sở hữu và phương thức kinh doanh; áp dụng giá thị trường đối với mọi loại hình năng lượng. Khuyến khích và tạo điều kiện thuận lợi để các thành phần kinh tế, đặc biệt là kinh tế tư nhân tham gia phát triển năng lượng; Ưu tiên khai thác sử dụng triệt để và hiệu quả các nguồn NLTT, năng lượng mới, năng lượng sạch; Khai thác và sử dụng hợp lý các nguồn năng lượng hóa thạch trong nước; Ưu tiên phát triển điện khí, có lộ trình giảm tỉ trọng điện than một cách hợp lý. Sử dụng


https://nhandan.com.vn/tin-tuc-su-kien/bao-cao-danh-gia-ket-qua-thuc-hien-nhiem-vu-phat-trien-kinh-te-xa-hoi-5-nam-2016-2020-va-phuong-huong-nhiem-vu-phat-trien-kinh-te-xa-hoi-5-nam-2021-2025-621157/



https://nhandan.com.vn/tin-tuc-su-kien/bao-cao-tong-ket-thuc-hien-chien-luoc-phat-trien-kinh-te-xa-hoi-10-nam-2011-2020-xay-dung-chien-luoc-phat-trien-kinh-te-xa-hoi-10-nam-2021-2030-621156/




năng lượng tiết kiệm, hiệu quả, BVMT phải xem là quốc sách quan trọng và trách nhiệm của toàn xã hội».

(3) Chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 được phê duyệt tại Quyết định 2068/QĐ - TTg ngày 25/11/2015, đã đặt ra các mục tiêu về bảo vệ môi trường:

- Phát triển và sử dụng nguồn NLTT góp phần thực hiện các mục tiêu môi trường bền vững và phát triển nền kinh tế xanh. - Giảm nhẹ phát thải KNK trong các hoạt động năng lượng so với phương án phát triển bình thường: Khoảng 5% vào năm 2020; khoảng 25% vào năm 2030 và khoảng 45% vào năm 2050. - Góp phần giảm nhiên liệu nhập khẩu cho mục đích năng lượng: Giảm khoảng 40 triệu tấn than và 3,7 triệu tấn sản phẩm dầu vào năm 2030; giảm khoảng 150 triệu tấn than và 10,5 triệu tấn sản phẩm dầu vào năm 2050.

(4) Đóng góp do quốc gia tự quyết định (NDC) cập nhật của Việt Nam được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt ngày 24/7/2020. Bằng nguồn lực trong nước, đến năm 2030 Việt Nam sẽ giảm 9% tổng lượng phát thải khí nhà kính so với Kịch bản phát triển thông thường (BAU) quốc gia tương đương 83,9 triệu tấn CO2, và có thể tăng đóng góp lên tới 27% khi nhận được hỗ trợ quốc tế thông qua hợp tác song phương, đa phương và các cơ chế trong khuôn khổ Thỏa thuận Paris về biến đổi khí hậu. So với NDC đã đệ trình, tỉ lệ giảm phát thải đã tăng thêm 1% (từ 8% lên 9%) và mức đóng góp về giảm nhẹ phát thải khí nhà kính khi có hỗ trợ quốc tế tăng thêm 2% (từ 25% lên 27%).

(5) Chương trình nghị sự 2030 của Việt Nam vì sự phát triển bền vững (được Đại hội đồng Liên hợp quốc thông qua tại kỳ họp lần thứ 70 diễn ra từ ngày 25-27/9/2015, New York) nhằm PTBV đất nước trên cơ sở kết hợp chặt chẽ, hợp lý và hài hoà giữa phát triển kinh tế, phát triển xã hội và BVMT được Thủ tướng Chính phủ ban hành tại Quyết định số 622/QĐ-TTg về việc ban hành Kế hoạch hành động quốc gia thực hiện Chương trình nghị sự 2030 vì sự phát triển bền vững.

Mục tiêu về môi trường: Duy trì tăng trưởng kinh tế bền vững đi đối với thực hiện tiến bộ, công bằng xã hội và bảo vệ môi trường sinh thái, quản lý và sử dụng hiệu quả tài nguyên, chủ động ứng phó với BĐKH.



(6) Nghị quyết số 24-NQ/TW ngày 3/6/2013 của Ban chấp hành Trung ương đảng

Khóa XI về chủ động ứng phó với BĐKH, tăng cường quản lý tài nguyên và BVMT với các mục tiêu chính: Tăng tỉ lệ NLTT, năng lượng mới lên trên 5% tổng năng lượng thương mại sơ cấp; giảm tiêu hao năng lượng tính trên một đơn vị GDP.

- Về bảo vệ môi trường: Không để phát sinh và xử lý triệt để các cơ sở gây ô nhiễm môi trường nghiêm trọng; 70% lượng nước thải ra môi trường lưu vực các sông được xử lý; tiêu huỷ, xử lý trên 85% chất thải nguy hại, 100% chất thải y tế; tái sử dụng hoặc tái chế trên 65% rác thải sinh hoạt. Quản lý khai thác hợp lý, sớm chấm dứt khai thác rừng tự nhiên, nâng diện tích các khu bảo tồn thiên nhiên lên trên 3 triệu ha; nâng độ che phủ của rừng lên trên 45%. Đến năm 2050, chủ động ứng phó với BĐKH; khai thác, sử dụng hợp lý, tiết kiệm, có hiệu quả và bền vững tài nguyên; bảo đảm chất lượng môi trường sống và cân bằng sinh thái, phấn đấu đạt các chỉ tiêu về môi trường tương đương với mức hiện nay của các nước công nghiệp phát triển trong khu vực.

(7) Nghị quyết số 8/NQ-CP ngày 23/01/2014 của Chính Phủ ban hành chương trình hành động thực hiện Nghị quyết số 24-NQ/TW với các nhiệm vụ trọng tâm và giải pháp chủ yếu là tăng cường quản lý tài nguyên và BĐKH nhằm giảm nhẹ tác động của BĐKH; Khai thác sử dụng các nguồn tài nguyên quốc gia hợp lý, hiệu quả và bền vững; nâng cao chất lượng môi trường sống và bảo đảm cân bằng sinh thái.

(8) Đáp ứng mục tiêu của Chiến lược PTBV Việt Nam giai đoạn 2011-2020 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt ngày 12/04/2012 tại QĐ số 432/QĐ-TTg với mục tiêu là Tăng trưởng bền vững, có hiệu quả, đi đôi với bảo vệ tài nguyên và môi trường.

Mục tiêu: Tăng trưởng bền vững, có hiệu quả, đi đôi với tiến bộ, công bằng xã hội, bảo vệ tài nguyên và môi trường… Khai thác hợp lý và sử dụng có hiệu quả các nguồn tài nguyên thiên nhiên, đặc biệt là tài nguyên không tái tạo. Phòng ngừa, kiểm soát và khắc phục ô nhiễm, suy thoái môi trường, cải thiện chất lượng môi trường, bảo vệ và phát triển rừng, bảo tồn đa dạng sinh học. Hạn chế tác hại của thiên tai, chủ động thích ứng có hiệu quả với biến đổi khí hậu, nhất là nước biển dâng.



(9) Nhằm đáp ứng mục tiêu của Chiến lược quốc gia về tăng trưởng xanh thời kỳ

2011- 2020 và tầm nhìn đến năm 2050 đã được Thủ Tướng Chính Phủ phê duyệt tại Quyết định số 1393/QĐ-TTg ngày 25/09/2012 và Kế hoạch hành động quốc gia về tăng trưởng xanh giai đoạn 2014-2020 đã được Thủ tướng Chính Phủ phê duyệt tại Quyết định số 403/QĐ-TTg ngày 20/3/2014. “Tăng trưởng xanh, tiến tới nền kinh tế các-bon thấp, làm giàu vốn tự nhiên trở thành xu hướng chủ đạo trong phát triển kinh tế bền vững; giảm phát thải và tăng khả năng hấp thụ KNK dần trở thành chỉ tiêu bắt buộc và quan trọng trong phát triển kinh tế - xã hội”.

(10) Nhằm đáp ứng Mục tiêu của Chiến lược BVMT quốc gia đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030 được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 1216/QĐ-TTg ngày 05/9/2012 và kế hoạch hành động thực hiện Chiến lược BVMT quốc gia đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030.

Kiểm soát, hạn chế về cơ bản mức độ gia tăng ô nhiễm môi trường, suy thoái tài nguyên và suy giảm đa dạng sinh học; tiếp tục cải thiện chất lượng môi trường sống; nâng cao năng lực chủ động ứng phó với BĐKH, hướng tới mục tiêu phát triển bền vững đất nước. Đến năm 2030, ngăn chặn, đẩy lùi xu hướng gia tăng ô nhiễm môi trường, suy thoái tài nguyên và suy giảm đa dạng sinh học; cải thiện chất lượng môi trường sống; chủ động ứng phó với BĐKH; hình thành các điều kiện cơ bản cho nền kinh tế xanh, ít chất thải, các-bon thấp vì sự thịnh vượng và phát triển bền vững đất nước.

(11) Chỉ thị 13/CT-TTg ngày 20/5/2019 của Thủ tướng Chính phủ về Phát triển Bền vững trong đó chỉ đạo lồng ghép hiệu quả việc thực hiện các mục tiêu phát triển bền vững vào xây dựng và thực hiện kế hoạch phát triển kinh tế - xã hội tại các cấp, các ngành địa phương.

(12) Chỉ thị 13-CT/TW của Ban Bí thư ngày 12/1/2017 về tăng cường sự lãnh đạo của đảng đối với công tác quản lý, bảo vệ và phát triển rừng chỉ đạo Bảo vệ và quản lý nghiêm, kết hợp với tăng cường các biện pháp trồng mới, phục hồi, tái sinh rừng tự nhiên; có cơ chế quản lý, giám sát chặt chẽ việc chuyển đổi diện tích rừng phòng hộ tại các khu vực ít xung yếu sang rừng sản xuất; không chuyển diện tích rừng tự nhiên hiện có sang mục đích khác (trừ các dự án phục vụ cho mục đích quốc phòng, an ninh, hoặc các dự án đặc biệt, cấp thiết do Chính phủ quyết định).



Chiến lược quốc gia về Đa dạng sinh học đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030 được phê duyệt tại quyết định 1250/QĐ-TTg ngày 31/07/2013 trong đó đặt ra mục tiêu: Các hệ sinh thái tự nhiên quan trọng, loài, nguồn gen nguy cấp, quý hiếm được bảo tồn và sử dụng bền vững nhằm góp phần phát triển đất nước theo định hướng nền kinh tế xanh, chủ động ứng phó với BĐKH. Cụ thể: Nâng cao chất lượng và tăng diện tích của các hệ sinh thái tự nhiên được bảo vệ đảm bảo diện tích các khu bảo tồn thiên nhiên trên cạn đạt 9% diện tích lãnh thổ, diện tích các khu bảo tồn biển đạt 0,24% diện tích vùng biển; độ che phủ rừng đạt 45%; rừng nguyên sinh được giữ ở mức 0,57 triệu ha và có kế hoạch bảo vệ hiệu quả; diện tích rừng ngập mặn, thảm cỏ biển, rạn san hô được duy trì ở mức hiện có; 15% diện tích hệ sinh thái tự nhiên quan trọng bị suy thoái được phục hồi; số lượng các KBT thiên nhiên của Việt Nam được quốc tế công nhận đạt: 10 khu Ramsar, 10 khu dự trữ sinh quyển, 10 vườn di sản ASEAN…. Đến năm 2030, 25% diện tích HST tự nhiên có tầm quan trọng quốc tế, quốc gia bị suy thoái được phục hồi; đa dạng sinh học được bảo tồn và sử dụng bền vững mang lại lợi ích thiết yếu cho người dân và đóng góp quan trọng vào sự nghiệp phát triển kinh tế - xã hội của đất nước. Các quy hoạch quốc gia liên quan khác như: quy hoạch sử dụng đất, quy hoạch phát triển kinh tế xã hội, quy hoạch không gian biển, quy hoạch bảo vệ môi trường quốc gia hiện vẫn chưa được thực hiện nên khó khăn cho việc đặt ra các mục tiêu phù hợp với các quy hoạch liên quan để thực hiện ở quy hoạch này.

1.4. MÔ TẢ TÓM TẮT NỘI DUNG CỦA QUY HOẠCH

1.4.1. Phạm vi không gian, thời gian của QHNL

1.4.1.1. Phạm vi không gian

QHNL có quy mô phạm vi bao trùm cả nước và có xem xét đến xuất nhập khẩu, liên kết điện với các nước láng giềng, trong đó phạm vi quốc gia được chia thành 6 vùng chính và loại hình năng lượng để đánh giá. Trong đó các vùng chính là; Bắc Bộ, Bắc Trung Bộ, Trung Trung Bộ, Tây Nguyên, Nam Trung Bộ, Nam Bộ. Phạm vi về loại hình năng lượng được mô tả trong sơ đồ sau:

a. Phân ngành than

Các mỏ than và hệ thống phân phối:



- Khu vực Đông Triều - Mạo Khê: Than thành phẩm cấp đủ cho Nhà máy nhiệt

điện Mạo Khê, cấp một phần cho nhiệt điện Phả Lại, còn lại tiêu thụ nội địa qua cảng Bến Cân (TKV) và cảng Hồng Thái Tây (TCT Đông Bắc).

- Khu vực Uông Bí: Than thành phẩm cấp cho nhà máy nhiệt điện Sơn Động, nhiệt điện Uông Bí, còn lại tiêu thụ qua cảng Điền Công.

MB 56 & NMT MẠO KHÊ

3,50-4,20

NMT & KHO THAN KHE

THẦN2,05 - 3,40

NMT VÀNG DANH(Than TP NMT VD + khu Đồng Vông)

= 3,4 –5,00

CẢNG BẾN CÂN

Nhập: 1,0Xuất:2,0-3,0

CẢNG ĐIỀN CÔNG

Nhập: 1,5-3,5Xuất: 4,6-10,0

MỎ MẠO KHÊ

NK= 1,9-3,1

MỎ NAM MẪU- BẢO

ĐÀI IINK= 2,35-4,0

NĐ ĐÔNG TRIỂU 1,72

NĐ PHẢ LẠI 0,7-1,0

NĐ UÔNG BÍ

2,34KHO THAN KHE NGÁT

5,40-8,20

KHU MỎ TRÀNG BẠCH

TKV= 2,1-2,5ĐB = 1,5-1,8

MỎ VÀNG DANH

NK= 3,35-4,2

MỎ ĐỒNG VÔNG-UÔNG

THƯỢNGNK= 0,64-1,7

Băng tải hiện có:Băng tải TK mới:Đường sắt hiện có:Đường Ô tô:

NMNĐ SƠN

ĐÔNGMỎ ĐỒNG RÌ QUẢNG

LANK = 1,2-3,2

NĐ VÀ XM THĂNG LONG

KHO THAN NAM TRÀNG

BẠCH1,3-1,5

CẢNG HỒNG THÁI TÂYNhập: 1,0

Xuất: 2,3-2,5

- Vùng Hòn Gai: Than thành phẩm cấp đủ cho Nhà máy nhiệt điện Quảng Ninh, còn lại tiêu thụ qua cảng Làng Khánh.



CỤM MỎ HÀ LẦM, SUỐI LẠI, BÌNH MINHNK = 5,0-5,40

MỎ NÚI BÉO,NK = 1,5-2,0

MỎ HÀ RÁNGNK = 0,27-1,2

TTCB & KHO THAN TT HÒN GAI(Than TP NMT+ than TP mỏ Núi Béo + Hà

Tu) = 6,8-8,0

CẢNG LÀNG KHÁNHNhập: 0,5-1,0, Xuất: 3,9-5,0

NMNĐ QUẢNG NINH 3,90

Đường thủy

MỎ HÀ TUNK = 1,25-2,5

- Vùng Cẩm Phả: Than thành phẩm cấp cho các hộ tiêu thụ tại chỗ NM NĐ Cẩm Phả, TTNĐ Mông Dương, NM xi măng Cẩm Phả. Còn lại tiêu thụ qua cảng Km6, Cửa Ông, Khe Dây và cảng Hóa Chất.

KHU MỎ NGÃ HAI – KHE TAMNKTKV= 3,8-4,10

NKĐB=1,80

KHU MỎ ĐÈO NAI – CỌC SÁU – THỐNG NHẤT

NK= 5,7-2,0

KHU MỎ KHE CHÀM - MÔNG DƯƠNG

NK=10,3-12,7; ĐB=1,4-1,8

NMT THAN LÉP MỸ

NK=3,8-4,10

TT TUYỂN THAN CỬA ÔNG

NK= 8,9-8,0

NMT THAN KHE CHÀM (Than TP NMT+ than sàng mỏ Khe

chàm II+Bắc cọc 6) = 5,5-6,8

NMNĐ CẨM PHẢ

2,03

CẢNG KM6 -TKV

Xuất: 3,0-3,3

CẢNG CẨM PHẢ Nhập: 3,0

Xuất: 9,0-8,0

CẢNG HÓA CHẤTNhập: 2,5-6,0Xuất: 2,0-4,0

KHO THANG9

TTNĐ MÔNG

DƯƠNG 7,30

NMXM CẨM PHẢ0,41

CẢNG KM6 – TCTĐBNhập: 1,5; Xuất: 2,7-3,0

CẢNG KHE DÂY Nhập: 1,4

Xuất: 2,3-2,5

b. Phân ngành dầu khí

- Bắc Bộ



- Bắc Trung Bộ

- Trung Trung Bộ



- Nam Trung Bộ



- Đông Nam Bộ

- Tây Nam Bộ



c. Phân ngành điện lực

Phát triển quy mô nguồn điện theo phân bố không gian 6 vùng như sau:

0 0 0 0 00 0 0 0 01 1 2 3 43 4 510 12

4 5 5 5 50

20

GW

6 8 8 8 80 2 2 2 25 5 6 7 8

2 412

2633

3 4 4 4 40

20

40

GW

6 8 8 8 813 1726 33 34

6 9 16

3343

6 7 1119 21

3 3 5 9 13

0

20

40

60

2025 2030 2035 2045 2050

GW

NĐ than NĐ khí Mặt trời Gió Thủy điện+Khác

0 0 1 1 12 4 4 4 40 0 1 2 21 2 3 3 34 5 5 6 6

0

10

GW

5 7 10 11 110 0 0 2 20 1 1 2 20 1 1 2 23 3 3 3 3

0

20

GW

13 14 1622 25

05

13

27 30

0 2 49 10

0 1 1 1 1

14 15 16 17 18

0

20

40

GW

Bắc Bộ

Bắc Trung Bộ

Trung Trung Bộ

Tây Nguyên

Nam Trung Bộ

Nam Bộ

QĐ Hoàng Sa (Việt Nam)

QĐ Trường Sa (Việt Nam)



d. Danh mục dự án quan trọng, dự án ưu tiên đầu tư của ngành kết cấu hạ tầng năng lượng

- Ngành than: tập trung các dự án mỏ than lớn như đưa ra trong phụ lục 2.1.

- Ngành dầu khí: danh mục các dự án quan trọng quốc gia, dự án ưu tiên lĩnh vực chế biến dầu khí giai đoạn 2021-2050, danh mục kho xăng dầu đầu mối và kho ngoại quan quan trọng quốc gia, ưu tiên đầu tư giai đoạn 2021-2050 và danh mục các dự án kho LPG và LNG quan trọng quốc gia, ưu tiên đầu tư giai đoạn 2021-2050 (tổng công suất từ 10.000 tấn trở lên) được đưa ra trong phụ lục 2.2.

- Ngành điện: danh sách các dự án theo QHĐ8.

Do đó, phạm vi không gian của ĐMC cũng sẽ tương tự như phạm vi nghiên cứu của Quy hoạch. Báo cáo ĐMC cũng nghiên cứu các khu vực có đường dây truyền tải điện đấu nối sang các nước lân cận và các lưu vực sông liên quan.

Phạm vi chi tiết của các hoạt động năng lượng trong QHNL theo các phân ngành năng lượng được phân tương ứng theo không gian của 7 phân vùng sinh thái của Việt Nam, cụ thể như sau:

STT Phân ngành Năng lượng

Phạm vi không gian

1 Khai thác than, Nhập than

Vùng Đông Bắc Bộ và Đồng Bằng sông Hồng Than nhập được tập trung ở Miền Trung và Miền Nam.

2 Khai thác dầu khí Ngoài khơi duyên hải Bắc Trung Bộ, duyên hải Nam Trung Bộ và duyên hải Đông Nam Bộ.

3 Tiêu thụ than, dầu khí cho nhu cầu công nghiệp, giao thông đô thị Nhập khí hóa lỏng LNG

Các cụm công nghiệp trên cả nước LNG dự kiến nhập vào khu vực Miền Trung và Miền Nam

4 Sản xuất dầu, khí Tập trung nhiều khu vực miền Trung 5 Công nghiệp Nhiệt điện Tập trung ở một số vùng: Đồng bằng Sông Hồng,

Bắc Trung Bộ, Nam Trung Bộ, Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ

6 Sản xuất Thủy điện Tập trung ở Khu vực trung du và miền núi phía Bắc và Tây Nguyên

7 Sản xuất Phong điện Vùng Nam Trung Bộ, Đông Nam Bộ, đồng bằng Sông Cửu Long

8 Sản xuất Quang điện Trung du và miền núi phía Bắc, Bắc Trung Bộ và



STT Phân ngành Năng

lượng Phạm vi không gian

duyên hải miền Trung, Tây Nguyên, Đông Nam Bộ, Đồng bằng Sông Cửu Long

9 Sản xuất Điện sinh khối Trung du và miền núi phía Bắc, Bắc Trung Bộ và duyên hải Miền Trung

10 Sản xuất Điện rác Bắc Trung bộ và duyên hải Miền Trung, Đông Nam Bộ, Đồng bằng sông Hồng

Chi tiết tiềm năng khai thác của từng phân ngành năng lượng và phạm vi không gian được trình bày kỹ hơn tại Chương 5 của báo cáo thuyết minh QHNL.

1.4.1.2. Phạm vi thời gian

Theo Quyết định số 1743/QĐ-TTg ngày 3/12/2019 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Nhiệm vụ lập Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021 – 2030 tầm nhìn đến năm 2050. Phạm vi thời gian QHNL là 10 năm, tính trong thời kỳ 2021-2030, và tầm nhìn 20 năm đến năm 2050.

1.4.1.3. Đối tượng nghiên cứu

Là toàn bộ hoạt động trong hệ thống QHNL toàn quốc, có xem xét đến yếu tố xuất nhập khẩu, đề xuất phương án phát triển các lĩnh vực năng lượng có chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật tốt, đảm bảo mục tiêu bảo vệ môi trường và có tính khả thi cao. Theo đó, toàn bộ hoạt động phía nguồn như khai thác, cung cấp năng lượng sơ cấp, chế biến năng lượng, sản xuất điện, sử dụng nước và tài nguyên khác phục vụ sản xuất, cơ sở hạ tầng xuất nhập khẩu và vận chuyển nguyên nhiên liệu như đường, cảng, kho bãi, cơ chế và tổ chức xuất nhập khẩu năng lượng… được mô tả trong sơ đồ sau sẽ được đưa vào xem xét trong báo cáo này.



Khai thác:Than

Dầu thôKhí TN

Nhập khẩu

Xuất khẩu

Dự trữ

NLTT:Thủy điện

GióMặt trờiSinh khốiRác thải

…

Chế biến than

Chế biến khíĐường ống khí

Vận chuyển NL

NM lọc dầu

NM điệnmiền Bắc

NM điệnmiền Trung

NM điệnmiền Nam

Nông nghiệp

Công nghiệp

Thương mại

Dân dụng

GTVT

Nhu cầu: KTOEDân số

Triệu tấn thépTriệu viên gạchTriệu chiếc điều

hòaTriệu hànhkhách.km

Triệu tấn.km…

500 kV

500 kV

NL sinh học

Côngsuất/Vận

hành

Chi phí Giá NL Phát thảiDòng NLTrữ lượng, khả năngcung cấp

Năm cơ sở: 2015HSCK: 10%2 mùa trongnăm3 thời điểmtrong ngày…

Đối tượng nghiên cứu cụ thể của Quy hoạch còn bao gồm cả các dự án quan

trọng cấp quốc gia gồm:

- Danh mục những nguồn điện lớn, quan trọng cấp quốc gia,

- Danh mục dầu khí, than cấp quốc gia;

- Các dự án ưu tiên đầu tư trong giai đoạn 2021 – 2030;

- Phân bố hợp lý hệ thống năng lượng theo vùng lãnh thổ; cân đối từ khâu thăm dò, khai thác, chế biến.

Bên cạnh đó Quy hoạch cũng xem xét đến đối tượng/thành phần kinh tế tham gia vào phát triển năng lượng, điện; Cơ chế, chính sách ngành năng lượng; Tổ chức thực hiện và giám sát quy hoạch;Các mục tiêu, quan điểm của quy hoạch và các quan điểm, mục tiêu về bảo vệ môi trường của quy hoạch

QHNL là công cụ chiến lược cho phát triển tối ưu hệ thống năng lượng tổng thể, đi trước một bước, bền vững, tiếp tục đa dạng hóa các nguồn năng lượng nhằm cung cấp đầy đủ và ổn định, đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội và chiến lược công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước trong kỷ nguyên xu thế toàn cầu của Cách mạng công nghiệp lần thứ 4. Quan điểm chỉ đạo QHNL phải bám sát theo yêu cầu cũng như



theo định hướng nguyên tắc của Nghị quyết 55 với các nội dung lớn liên quan đến cơ cấu của ngành năng lượng, cùng với hoàn thiện khuôn khổ pháp lý, yêu cầu lớn đảm bảo cơ chế chính sách để tạo ra đột phá cho sự phát triển không chỉ ngành năng lượng mới, năng lượng sạch, năng lượng tái tạo mà cả tham gia khu vực tư nhân trong lĩnh vực này.

1.4.1.4. Quan điểm lập Quy hoạch tổng thể về Năng lượng Quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2050

- Phát triển năng lượng phải gắn liền với chiến lược phát triển kinh tế - xã hội của đất nước và đảm bảo tối ưu hệ thống năng lượng tổng thể, đi trước một bước, bền vững, tiếp tục đa dạng hóa các nguồn năng lượng nhằm cung cấp đầy đủ và ổn định, đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội và chiến lược công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước trong kỷ nguyên xu thế toàn cầu của Cách mạng công nghiệp lần thứ 4.

- Thăm dò, khai thác, chế biến và sử dụng các nguồn tài nguyên năng lượng trong nước hợp lý, hiệu quả, kết hợp với khai thác, nhập khẩu năng lượng từ nước ngoài nhằm bảo tồn nguồn tài nguyên trong nước và đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.

- Hướng đến nền kinh tế phát thải thấp, đáp ứng được các mục tiêu

- Phát triển thị trường năng lượng cạnh tranh, đa dạng hóa sở hữu và phương thức kinh doanh, hướng tới thỏa mãn tốt nhất lợi ích người tiêu dùng. Thúc đẩy nhanh việc xóa bao cấp, tiến đến xóa bỏ hoàn toàn việc thực hiện chính sách xã hội thông qua giá năng lượng.

- Phát triển đồng bộ, hài hòa và hợp lý hệ thống năng lượng: điện, dầu khí, than, năng lượng mới và tái tạo; phân bố hợp lý hệ thống năng lượng theo vùng lãnh thổ; cân đối từ khâu thăm dò, khai thác, chế biến; phát triển đồng bộ hệ thống hạ tầng, dịch vụ và tái chế; khuyến khích phát triển các nguồn năng lượng mới và tái tạo, năng lượng sạch.

- Ứng dụng thành tựu của kinh tế tri thức, của Cách mạng công nghiệp lần thứ 4 và các tiến bộ khoa học công nghệ để nâng cao hiệu quả sử dụng và tiết kiệm năng lượng, đẩy mạnh hiệu quả kinh doanh năng lượng; ngày càng nâng cao chất lượng cung cấp và dịch vụ năng lượng.

- Phát triển năng lượng gắn chặt với bảo vệ môi trường, bảo đảm phát triển năng lượng theo hướng tăng trưởng xanh và bền vững, ứng phó hiệu quả với biến đổi khí hậu.

Sự liên kết với các ngành, liên kết vùng trong quy hoạch tổng thể về năng lượng:



- Dầu khí:

Đến thời điểm hiện tại, khối lượng công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí trên vùng biển, thềm lục địa Việt Nam đã đạt trên 600.000 km tuyến địa chấn 2D, khoảng 100.000 km2 địa chấn 3D và gần 01 nghìn giếng khoan. Khối lượng công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí tập trung chủ yếu ở các bể trầm tích Cửu Long, Nam Côn Sơn, Sông Hồng và Mã Lai - Thổ Chu. Tập đoàn dầu khí còn phối hợp với các công ty dầu khí của Philippines và Trung Quốc thực hiện khảo sát địa chấn 3 bên (Việt Nam - Trung Quốc - Philippines) khu vực Trường Sa; hợp tác 2 bên (Việt Nam - Trung Quốc) khu vực Thỏa thuận tại Vịnh Bắc bộ.

Trên cơ sở đặc thù phân bố, tiến độ các phát hiện dầu khí cũng như đặc điểm trữ lượng và khả năng đầu tư phát triển khai thác các mỏ dầu khí, 4 hệ thống đường ống thu gom, vận chuyển khí cao áp từ ngoài khơi đưa vào bờ đã được xây dựng theo các khu vực bể trầm tích.

Hệ thống khí thứ nhất – Hệ thống khí Bạch Hổ, sau này phát triển mở rộng thành Hệ thống khí Cửu Long, bao gồm: Giàn nén khí ngoài khơi, Hệ thống đường ống vận chuyển khí từ các mỏ dầu khí thuộc bể Cửu Long vào bờ và lên đến Phú Mỹ, Nhà máy xử lý khí Dinh Cố, Kho chứa và cảng xuất sản phẩm lỏng tại Thị Vải, các Trạm phân phối khí. Hệ thống khí thứ hai – Hệ thống khí Nam Côn Sơn bao gồm hệ thống đường ống từ các mỏ thuộc bể Nam Côn Sơn, Nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn. Hệ thống khí Nam Côn Sơn kết hợp với hệ thống khí Cửu Long đã tạo nên cơ sở hạ tầng khí đốt quan trọng trong tam giác kinh tế trọng điểm vùng Đông Nam Bộ: Thành phố Hồ CHí Minh – Đồng Nai – Bà Rịa Vũng Tàu. Để phát triển thị trường tiêu thụ khí tại khu vực Tây Nam Bộ, hệ thống khí thứ ba – Hệ thống khí PM3 – Cà Mau được hình thành. Hệ thống khí thứ tư - Hệ thống khí Hàm Rồng – Thái Bình được xây dựng cho khu vực bể Sông Hồng.

Ngoài ra còn có hệ thống đường ống Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 1, đang hoàn thiện hệ thống đường ống Nam Côn Sơn 2 giai đoạn 2 và đang triển khai đầu tư xây dựng 02 hệ thống: Đường ống Lô B – Ô Môn và Đường ống Cá Voi Xanh.

Hiện tại, Việt Nam có 4 tuyến ống dẫn khí ngoài khơi chính cho 4 bể dầu khí để thu gom khí đồng hành và vận chuyển khí tự nhiên về bờ với tổng công suất 11,5 tỷ m3 khí/năm. Trong đó, tuyến Nam Côn Sơn 1 có chiều dài dài nhất 371 km và công suất thiết kế lớn nhất 7 tỷ m3/năm.

Nhìn chung, phần lớn các dự án chế biến dầu khí đã đi vào hoạt động đều được vận hành an toàn, hiệu quả bởi đội ngũ cán bộ tâm huyết, có kinh nghiệm và có hệ



thống quản trị tốt. Sản phẩm xăng dầu đã đáp ứng khoảng 70% nhu cầu trong nước, góp phẩn đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.

Hiện nay trên thế giới và ở Việt Nam đang tồn tại 4 loại hình vận tải xăng dầu chính: vận tải thủy, vận tải bộ, vận tải bằng đường ống và vận tải đường sắt. Trong đó hình thức vận tải thủy được phân ra 3 loại là: vận tải viễn dương, vận tải ven biển và pha sông biển và vận tải đường sông.

- Phân ngành Than:

Sự liên kết nội vùng, liên vùng: Các cơ sở khai thác than được hình thành theo sự phân bố của các khoáng sàng than và có hệ thống chế biến, vận tải và các cảng tiêu thụ tương đối độc lập, gồm: Vùng than Đông Bắc (các vùng Uông Bí, Hòn Gai, Cẩm Phả), vùng than Nội địa (Gồm Na Dương, Khánh Hòa, Núi Hồng, Nông Sơn...) và vùng than Đồng Bằng Sông Hồng (các tỉnh Hưng Yên, Nam Định …). Trong đó, vùng than Đông Bắc chiếm hơn 95% sản lượng toàn ngành và là vùng than trọng điểm hiện nay; Bể than đồng bằng sông Hồng là bể than tiềm năng của đất nước trong tương lai.

Theo đó, ngành than là một trong những ngành kinh tế lớn thúc đẩy phát triển về kinh tế - xã hội tại các nội vùng, đặc biệt là vùng than Đông Bắc. Quy hoạch phát triển ngành than luôn được ngắn liển với quy hoạch phát triển kinh tế - xã hội và quy hoạch chung xây dựng của các địa phương nhằm phát huy tối đa tiềm năng, lợi thế của từng vùng, từng địa phương, từng ngành kinh tế trong tổng thể nền kinh tế để khai thác tối đa nguồn lực của xã hội, đảm bảo thực hiện tốt chức năng bảo tồn tài nguyên, sinh thái, ổn định an ninh, chính trị, xã hội, đảm bảo hài hòa về quy hoạch không gian, kiến trúc cảnh quan và hạ tầng kỹ thuật của vùng.

Than sản xuất trong nước được cung cấp chủ yếu cho các nhà máy điện, xi măng trong nội vùng và các vùng lân cận, hình thành các cụm nhà máy điện than, xi măng ở Quảng Ninh, Hải Phòng, Thái Bình, Nam Định, Hải Dương… sẽ thúc đẩy phát triển kinh tế các vùng với giải pháp ưu tiên cung cấp than cho các hộ tiêu thụ nội vùng và các vùng lân cận (Chủ yếu là các NMNĐ, xi măng) như: Vùng Đông Bắc: NMNĐ Uông bí, NMNĐ Đông Triều, NMNĐ Phả lại, NMNĐ Hải Phòng, NMNĐ Quảng Ninh, NMNĐ Thăng Long, NMXM Thăng Long, TT nhiệt điện Mông Dương, NMNĐ Cẩm Phả, NMXM Cẩm Phả, NĐ Thái Bình, NĐ Nam Định…;than vùng nội địa cung cấp chủ yếu cho NMNĐ Cao Ngạn, NMNĐ Na Dương...

Ngành than liên kết với các vùng khác thông qua hệ thống đường thủy, đường bộ, đường sắt đã được xây dựng khá hoàn chỉnh, đặc biệt là hệ thống cảng biển ven bờ và cảng trung chuyển tại 3 vùng Bắc - Trung - Nam…



Sự liên kết với các ngành: Ngành than là một ngành năng lượng rất quan trọng

trong chiến lược phát triển kinh tế Quốc Gia, có quan hệ kinh tế hai chiều với các ngành kinh tế khác, là động lực để phát triển kinh tế các ngành công nghiệp của đất nước như: Ngành điện, xi măng, hóa chất, phân bón, luyện kim và một số ngành công nghiệp nhẹ khác... :

Quan hệ kinh tế hai chiều với các ngành kinh tế khác: Ở đầu vào, ngành than là hộ tiêu thụ các sản phẩm của các ngành khác: Các vật tư, xăng, dầu, điện, các dịch vụ xây lắp, các thiết bị mỏ chuyên ngành, đặc biệt là các thiết bị nhập khẩu ngành mỏ.

Ở đầu ra, ngành than cung cấp sản phẩm than chủ yếu cho ngành điện,tiếp đến là than chất lượng cao hơn cho các ngành xi măng, hoá chất, thép, và các hộ tiêu thụ nhỏ lẻ khác. Cụ thể, nhu cầu tiêu thụ than trong nước trong những năm tới được dự báo tăng lên rất lớn do hàng loạt các nhà máy nhiệt điện chạy than đã và đang xây dựng, cùng với sự phục hồi và tăng trưởng trở lại của các ngành khác như xi măng, sản xuất vật liệu xây dựng, hóa chất...

Phân phối than cho các hộ tiêu thụ: (1) Đẩy mạnh phát triển thị trường than theo cơ chế thị trường, hội nhập khu vực và quốc tế, có sự điều tiết của Nhà nước; (2) Thực hiện phân bổ tiêu thụ than sản xuất trong nước theo các khu vực, gắn các mỏ, các vùng than với các hộ tiêu thụ lớn trong vùng và các vùng lân cận theo thứ tự ưu tiên cho các hộ tiêu thụ tại chỗ từng vùng sản xuất than → các hộ tiêu thụ miền Bắc → các hộ tiêu thụ miền Trung → các hộ tiêu thụ miền Nam; (3) Khi nhu cầu sử dụng than trong nước tăng cao, ngành than sẽ chuyển trọng tâm chủ yếu chế biến các sản phẩm than phục vụ nhu cầu trong nước. Than xuất khẩu được cân đối xác định phù hợp theo từng thời kỳ, theo đó chỉ xuất khẩu các loại than có giá trị cao mà thị trường trong nước không hoặc chưa sử dụng đến với số lượng hạn chế; (4) Than nhập khẩu những năm tới là rất lớn khoảng từ 70-110 triệu tấn/năm sẽ được vận tải bằng đường biển cung cấp cho các hộ tiêu thụ thông qua các cảng biển ven bờ và các kho cảng trung chuyển pha trộn tại 3 vùng Bắc – Trung – Nam đáp ứng tầu có trọng tải ≥ 100.000 tấn.

Quan hệ của ngành than với các ngành khác có thể được hình thành thông qua các hình thức hợp tác khác nhau:

+ Hợp tác khoa học kỹ thuật và thay thế nhập khẩu trong ngành than. + Thử nghiệm hiện trường thiết bị và vật liệu mới. + Áp dụng các công nghệ nhập khẩu có thương hiệu với tỷ trọng linh kiện nhập

khẩu giảm dần. + Tổ chức hệ thống bảo trì dịch vụ chất lượng cao thiết bị của nhà sản xuất. + Tăng năng lực và nâng cao chất lượng công việc của các tổ chức xây lắp.



+ Tạo ra và phát triển môi trường thông tin hiện đại (cơ sở dữ liệu chuyên ngành,

hệ thống thông tin-phân tích và tham chiếu, cổng thông tin Internet, sàn giao dịch điện tử, v.v.).

1.4.1.5. Mục tiêu quy hoạch

a) Mục tiêu tổng quát Trên cơ sở đảm bảo phát triển tổng thể năng lượng đạt được mục tiêu tổng quát

đã được đề ra trong Nghị quyết 55-NQ/TW, mục tiêu tổng quát của QHNL: Bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia; cung cấp đầy đủ năng lượng ổn định, có chất lượng cao với giá cả hợp lý cho phát triển kinh tế - xã hội nhanh và bền vững, bảo đảm quốc phòng, an ninh, nâng cao đời sống của nhân dân, góp phần bảo vệ môi trường sinh thái. Ngành năng lượng phát triển hài hoà giữa các phân ngành với hạ tầng đồng bộ và thông minh, đạt trình độ tiên tiến của khu vực ASEAN. Xây dựng thị trường năng lượng cạnh tranh, minh bạch, hiệu quả, phù hợp với thể chế kinh tế thị trường định hướng xã hội chủ nghĩa. Khai thác và sử dụng có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng trong nước kết hợp với xuất, nhập khẩu năng lượng hợp lý; triệt để thực hành tiết kiệm và sử dụng hiệu quả năng lượng. Chủ động sản xuất được một số thiết bị chính trong các phân ngành năng lượng; nâng cấp, xây dựng lưới điện truyền tải, phân phối điện tiên tiến, hiện đại.

b) Mục tiêu cụ thể Phân tích và đánh giá hiện trạng phát triển các phân ngành năng lượng (than, dầu,

khí, năng lượng tái tạo) giai đoạn 2011-2019 (về điều kiện tự nhiên, nguồn lực, bối cảnh và thực trạng phân bố, sử dụng không gian…), thực tế triển khai nội dung của các quy hoạch các phân ngành năng lượng gần đây;

Dựa trên hiện trạng và dự báo xu thế phát triển kinh tế xã hội, đánh giá nhu cầu năng lượng giai đoạn 2011-2019, đưa ra các phương án dự báo nhu cầu năng lượng theo các loại nhiên liệu và theo các phân ngành kinh tế giai đoạn 2021-2030 và giai đoạn 2031-2050;

Nghiên cứu các phương án phát triển các phân ngành năng lượng và sử dụng hiệu quả năng lượng; lựa chọn một số phương án có chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật tốt và có tính khả thi cao, đảm bảo cung cấp năng lượng đẩy đủ cho phát triển kinh tế xã hội, sử dụng tiết kiệm hiệu quả tài nguyên năng lượng, xem xét tới việc phát triển mạnh mẽ các nguồn NLTT, có xét đến trao đổi xuất nhập khẩu năng lượng; đề xuất các phương án phát triển kết cấu hạ tầng hệ thống năng lượng trên phạm vi cả nước và các vùng



lãnh thổ giai đoạn 2021-2030 có xét đến năm 2050; phân tích tính khả thi của phương án phát triển hệ thống kết cấu hạ tầng năng lượng;

Đánh giá về liên kết ngành, liên kết vùng, xác định yêu cầu của phát triển kinh tế- xã hội cũng như những cơ hội và thách thức phát triển đối với ngành năng lượng; Đánh giá sự liên kết, đồng bộ giữa kết cấu hạ tầng tổng thể ngành năng lượng trong nước với khu vực và quốc tế; Lập danh mục các dự án quan trọng quốc gia, dự án ưu tiên đầu tư của các phân ngành năng lượng và thứ tự ưu tiên thực hiện;

Đánh giá về tác động môi trường và lập Báo cáo đánh giá môi trường chiến lược (ĐMC) cho quy hoạch tổng thể về năng lượng với các định hướng bố trí sử dụng đất và bảo vệ môi trường, ứng phó với BĐKH và bảo tồn sinh thái, cảnh quan, di tích đã xếp hạng quốc gia;

Nghiên cứu đề xuất các giải pháp chủ yếu về cơ chế chính sách phát triển, tổ chức thực hiện quy hoạch, đảm bảo phát triển bền vững năng lượng quốc gia.

1.4.1.6. Mục tiêu về bảo vệ môi trường của quy hoạch

a. Mục tiêu tổng quát Bảo đảm cung cấp đầy đủ năng lượng ổn định, có chất lượng cao với giá cả hợp

lý cho phát triển kinh tế - xã hội nhanh và bền vững, bảo vệ môi trường sinh thái. Khai thác và sử dụng có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng trong nước kết hợp với xuất, nhập khẩu năng lượng hợp lý; triệt để thực hành tiết kiệm và sử dụng hiệu quả năng lượng. Trong đó, sử dụng đa dạng, hiệu quả các nguồn năng lượng sơ cấp cho sản xuất điện; đẩy mạnh phát triển và sử dụng các nguồn NLTT cho sản xuất điện, giảm nhẹ sự phụ thuộc vào nguồn nhiện liệu nhập khẩu, đảm bảo hướng tới nền kinh tế phát thải thấp, đáp ứng các cam kết quốc tế về phát thải KNK, giảm nhẹ biến đổi khí hậu, bảo vệ môi trường và phát triển kinh tế - xã hội bền vững.

b. Mục tiêu cụ thể

- Đánh giá, phân tích một cách hệ thống hậu quả của các tác động môi trường từ các phương án phát triển của QHNL được đề xuất để lựa chọn phương án phát triển năng lượng phù hợp nhất, đảm bảo các mục tiêu quốc gia được tuân thủ và các tác động bất lợi đến môi trường, xã hội được xem xét đầy đủ và chỉ rõ ngay ở giai đoạn sớm nhất của quá trình quy hoạch. Các phương án phát triển đó được so sánh với lợi ích kinh tế mang lại, làm cơ sở lựa chọn phương án thực hiện QHNL đảm bảo mục tiêu phát triển kinh tế xã hội và môi trường, phát triển bền vững của đất nước và thực hiện các cam kết quốc tế.

- Đáp ứng nhu cầu tiêu thụ năng lượng của quốc gia và từng vùng, từng loại hình năng lượng đảm bảo độ tin cậy cung cấp năng lượng theo tiêu chí “Tối thiểu hóa



chi phí của hệ thống năng lượng trong giai đoạn quy hoạch, các ràng buộc về chính sách và các giới hạn tiềm năng nguồn cung cấp năng lượng sơ cấp”.

- Đảm bảo tính đúng và đủ chi phí khai thác, vận chuyển, chuyển đổi và sản xuất năng lượng của toàn hệ thống bao gồm: chi phí đầu tư, vận hành bảo dưỡng, vận chuyển, tài nguyên, nhiên liệu, phục hồi môi trường, thiệt hại môi trường do phát thải, tác động đến kinh tế xã hội và cộng đồng.

- Nghiên cứu các phương án phát triển các ngành than - dầu - khí, lựa chọn một số phương án có chỉ tiêu kinh tế kỹ thuật tốt và có tính khả thi cao, đảm bảo cung cấp năng lượng và điện an toàn liên tục cho phát triển KTXH, sử dụng tiết kiệm hiệu quả tài nguyên năng lượng, xem xét tới việc phát triển mạnh mẽ các nguồn NLTT; có xét đến trao đổi xuất nhập khẩu năng lượng và điện với các nước trong khu vực và thế giới, đề xuất các phương án phát triển năng lượng toàn quốc giai đoạn 2021-2030 có xét đến năm 2050;

- Đánh giá tác động môi trường của kịch bản phát triển năng lượng lựa chọn và định hướng đánh giá tác động môi trường đối với các dự án năng lượng quan trọng, ưu tiên và các dự án thành phần trong kế hoạch phát triển năng lượng;

- Đánh giá tác động của QHNL đến BĐKH và tác động của BĐKH đến quy hoạch.

1.4.2. Các phương hướng phát triển của quy hoạch và phương án chọn

Các định hướng lớn của chương trình phát triển năng lượng trong giai đoạn 2021- 2030 và tầm nhìn tới năm 2050.

Xác định các quan điểm và mục tiêu phát triển kết cấu hạ tầng năng lượng trong giai đoạn 2021- 2030 và tầm nhìn tới năm 2050.

Cực tiểu hóa chi phí của hệ thống năng lượng trong toàn bộ thời gian quy hoạch, có xem xét tới các ràng buộc về khả năng cung cấp và định hướng phát triển như sau:

- Kết hợp hài hòa và cân đối giữa các ngành than, dầu khí, điện lực và các nguồn năng lượng khác;

- Thúc đẩy các hoạt động sử dụng hiệu quả năng lượng;

- Phát triển các nguồn năng lượng tái tạo;

- Tăng cường an ninh năng lượng quốc gia: đảm bảo dự trữ dầu, đa dạng hóa nguồn cung cấp năng lượng, giảm lệ thuộc năng lượng nhập khẩu;

- Khả năng khai thác các nguồn năng lượng sơ cấp trong nước: than, dầu thô, khí, năng lượng tái tạo;

- Khả năng nhập khẩu năng lượng: than, dầu thô, sản phẩm dầu mỏ, khí tự nhiên, LNG;



- Khả năng nhập khẩu điện, trao đổi điện năng với các nước láng giềng;

- Khả năng truyền tải điện năng, trao đổi năng lượng giữa các miền, các vùng

- Cắt giảm phát thải khí nhà kính, giảm thiểu tác động tới môi trường và phát triển bền vững năng lượng.

Giới thiệu các phần mềm tính toán được sử dụng phổ biến trên thế giới để xác định chương trình phát triển tổng thể năng lượng; so sánh tính năng của các phần mềm, lựa chọn phần mềm quy hoạch tổng thể năng lượng phù hợp..

a. Các ràng buộc về chính sách và các giới hạn tiềm năng bao gồm:

- Mục tiêu phát triển nguồn NLTT, giảm phát thải: Tính toán các kịch bản có mục tiêu chính sách theo các văn bản như: Quyết định 2068/QĐ-TTg về chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam đến năm 2050, nghị quyết 55-NQ/TW của Bộ Chính Trị về định hướng chiến lược phát triển ngành năng lượng Việt Nam giai đoạn đến 2030 có xét đến 2045, cam kết của Việt Nam về giảm phát thải KNK trong NDC cập nhật của quốc gia.

- Khả năng khai thác các nguồn năng lượng sơ cấp trong nước cho sản xuất năng lượng và điện (than nội, khí nội).

- Tiềm năng xây dựng các loại hình nguồn điện NLTT theo từng vùng, tỉnh

- Khả năng nhập khẩu năng lượng cho nền kinh tế. Tiềm năng quy mô xây dựng các cơ sở hạ tầng nhập khẩu than, khí theo từng vùng.

Để lựa chọn phương án phát triển năng lượng cần phải xây dựng các kịch bản khác nhau để có thể đánh giá hết các tác động của các yếu tố đầu vào ảnh hưởng đến chương trình phát triển nguồn điện.

b. Phương pháp xây dựng kịch bản phát triển: Phương pháp kịch bản được sử dụng để mô tả tác động của các yếu tố khác nhau

đến phát triển năng lượng. Trước tiên, các yếu tố tác động đến cung cầu năng lượng sẽ được nhận dạng. Các yếu tố này sau đó được sàng lọc dựa trên một số tiêu chí về mức độ quan trọng, khả năng kiểm soát và tầm ảnh hưởng. Cuối cùng dựa trên các yếu tố đã được sàng lọc, chọn ra một vài yếu tố để xây dựng các kịch bản phát triển khác nhau. Các kịch bản phát triển vì vậy có thể được xây dựng dựa trên các yếu tố sau:

TT Yếu tố Diễn giải Chú thích

1 Tăng trưởng Kịch bản tăng trưởng GDP

Trung bình và cao



2 Mục tiêu năng

lượng tái tạo Mục tiêu về tỷ lệ NLTT trong NLSC

NQ55: 15 - 20% vào năm 2030; 25 - 30% vào năm 2045

3 Giảm phát thải KNK mức thấp

Mục tiêu giảm phát thải khí nhà kính

NQ55: 15% vào năm 2030, 20% vào năm 2045 NDC: 9% - 27% vào năm 2030

4 Thúc đẩy TKNL Muc tiêu TKNL NQ 55: 7% vào năm 2030 và khoảng 14% vào năm 2045 VNEEP3: 8-10% vào năm 2030

Đối với mỗi kịch bản, các kết quả từ mô hình quy hoạch năng lượng sẽ được so sánh để đánh giá tác động của các yếu tố, xây dựng phương án phát triển của hệ thống năng lượng và đề xuất các chiến lược thích hợp để ứng phó trong các kịch bản. Các chỉ tiêu chính để đánh giá kịch bản phát triển năng lượng như sau:

Lĩnh vực Chỉ tiêu đánh giá chính

Kinh tế Chi phí hệ thống (bao gồm chi phí ngoại tác)

Môi trường – xã hội Môi trường – xã hội Phát thải CO2 Phát thải không khí Các tác động khác

An ninh năng lượng Các chỉ tiêu an ninh năng lượng Cường độ năng lượng Tỷ trọng NL nhập khẩu Mức độ đa dạng hóa Dự trữ năng lượng

Từ phương án tối ưu phát triển tổng thể năng lượng được lựa chọn, phương án quy hoạch phát triển các phân ngành năng lượng được xây dựng phù hợp với phương án phát triển tổng thể:



1.4.2.1. Nhóm kịch bản chính

Xây dựng một số phương án phát triển tổng thể năng lượng tương ứng với các kịch bản phát triển kinh tế và các điều kiện khác.

Các kịch bản phát triển tổng thể năng lượng được trình bày sau đây: TT Kịch bản Diễn giải

1 A0 Kịch bản tham chiếu cơ sở

KB GDP tăng trưởng trung bình + Mức TKNL thấp

2 A1 Kịch bản cơ sở mục tiêu trung bình

KB tăng trưởng cơ sở + Tỷ trọng NLTT (15%) + Mục tiêu giảm phát thải KNK (15%) + Mức TKNL trung binh + Chi phí ngoại tác (CO2, SOx, NOx)

3 A2 Kịch bản cơ sở mục tiêu cao

KB tăng trưởng cơ sở + Tỷ trọng NLTT (20%) + Mục tiêu giảm phát thải KNK cao (27%) + Mức TKNL cao + Chi phí ngoại tác (CO2, SOx, NOx)

4 A3 Kịch bản tham chiếu cao

KB GDP tăng trưởng cao + Mức TKNL thấp

5 A4 Kịch bản cao mục tiêu trung bình

KB tăng trưởng cao + Tỷ trọng NLTT (15%) +Mục tiêu giảm phát thải KNK trung binh (15%) + Mức TKNL trung binh (8%) + Chi phí ngoại tác (CO2, SOx, NOx)

6 A5 Kịch bản cao mục tiêu cao

KB tăng trưởng cơ sở + Tỷ trọng NLTT (20%) + Mục tiêu giảm phát thải KNK cao (27%) + Mức TKNL cao (12%) + Chi phí ngoại tác (CO2, SOx, NOx)

1.4.3. Các nội dung chính của quy hoạch.

1.4.3.1. Hiện trạng sử dụng năng lượng và tiềm năng tiết kiệm năng lượng

a. Hiện trạng sử dụng năng lượng

Trong giai đoạn 2010-2019, tổng tiêu thụ năng lượng cuối cùng tăng trưởng 4,3%/năm đạt mức 61.853 KTOE vào năm 2019. Mặc dù vậy trong hai năm liên tiếp 2018 và 2019 tốc độ tăng trưởng so với năm trước đó lại khá cao, 11,86% ở năm 2018 và 6,7% ở năm 2019. Điều này khiến cho chỉ số tiêu thụ năng lượng trên GDP tăng cao trở lại, bắt đầu là 364 kgOE/1000 USD vào năm 2010, giảm dần xuống 295,7



kgOE/1000 USD vào năm 2017 nhưng sau đó lại tăng lên 308,9 kgOE/1000 USD và 307,9 kgOE/1000 USD tương ứng ở 2018 và 2019.

Than23,4%

Các sản phẩm dầu

34,0%Khí

1,2%

NL phi thương mại

17,0%

NL tái tạo7,1%

Điện17,2%

Năm 2010

Than25,2%

Các sản phẩm dầu

34,4%

Khí2,1%

NL phi thương

mại0,5%

NL tái tạo8,6%

Điện29,1%

Năm 2019

Hình 1-1: Cơ cấu tiêu thụ năng lượng cuối cùng theo dạng nhiên liệu

Công nghiệp39%

Nông nghiệp2%

Giao thông vận tải24%

Dịch vụ3%

Dân dụng28%

Phi năng lượng4%

Năm 2010

Công nghiệp52%

Nông nghiệp5%

Giao thông vận tải

23%

Dịch vụ4%

Dân dụng12%

Phi năng lượng4%

Năm 2019

Hình 1-2: Cơ cấu tiêu thụ năng lượng cuối cùng theo dạng ngành

Về cơ cấu, rõ nét nhất là tỷ lệ tiêu thụ điện trên Tổng tiêu thụ năng lượng cuối cùng (TFEC) tăng liên tục thể hiện sự chuyển đổi từ các dạng nhiên liệu khác sang điện. Năm 2010, tỷ lệ này đạt 17,2% thì tới năm 2015 tăng lên 23,2%, và 29,1% vào năm 2019. Mặc dù than có tốc độ nguồn cung sơ cấp cao, nhưng tốc độ tăng trưởng trong tiêu thụ TFEC chỉ đạt 5,2%/năm. Cơ cấu của than trong TFEC cũng không có nhiều biến động, xấp xỉ ở mức 23-25%. Năng lượng tái tạo có tốc độ tăng trưởng đáng ghi nhận, 6,6%/năm. Đóng góp trong cơ cấu TFEC cũng tăng từ 7,1% năm 2010 lên 8,6% năm 2019.

Các sản phẩm dầu chiếm tỷ trọng lớn nhất trong TFEC và cũng không có biến động lớn, ngoại trừ việc tăng lên 38,0% vào năm 2018 nhưng sau đó lại giảm xuống còn 34,4% vào năm 2019. Sự thay đổi lớn nằm ở năng lượng phi thương mại. Với cách thức thống kê mới thì năng lượng phi thương mại giảm 29%/năm trong giai đoạn



2011-2019. Điều này khiến cho cơ cấu của NL phi thương mại trong TFEC chỉ còn 0,5% vào năm 2019. Đây cũng là một trong những lý do khiến cho cơ cấu tiêu thụ theo ngành có sự thay đổi lớn. Năm 2010, Khu vực dân dụng chiếm tỷ trọng 27%, trong khi Công nghiệp chỉ chiếm 39,4%. Đến năm 2019, công nghiệp vẫn là hộ tiêu thụ lớn nhất, nhưng tỷ trọng đã chiếm 51,3%, trong khi Dân dụng chỉ còn 12%. Đứng thứ 2 là Giao thông vận tải, chiếm 23,0% cơ cấu TFEC. Nội dung dưới đây sẽ đánh giá hiện trạng sử dụng năng lượng của các phân ngành kinh tế, bao gồm:

• Khu vực công nghiệp • Khu vực thương mại • Khu vực dân dụng • Khu vực giao thông vận tải • Khu vực nông nghiệp

Mặc dù có khá nhiều sử dụng nhiên liệu nhưng phân ngành phi năng lượng không được coi là một ngành kinh tế. Tuy nhiên về bản chất hầu hết các ứng dụng phi năng lượng của nhiên liệu đều thuộc ngành sản xuất công nghiệp (ví dụ như sản xuất phân đạm, sử dụng làm dung môi, sản xuất gạch,...)

Khu vực công nghiệp Sản xuất Công nghiệp chiếm tỷ trọng tiêu thụ năng lượng lớn nhất trong cơ cấu

tiêu thụ năng lượng cuối cùng. Số liệu như trên cho thấy, cơ cấu của ngành này tăng từ 39% năm 2010 lên 52% vào năm 2019.

Số liệu chỉ ra cho thấy tiêu thụ than trong sản xuất công nghiệp tăng khá nhanh, gần như gấp đôi trong giai đoạn 2016-2019. Điều này khiến cho than trở thành loại nhiên liệu được sử dụng lớn nhất trong công nghiệp. Nếu như năm 2016, tỷ trọng tiêu thụ than và điện gần như tương đương ở mức 35% thì đến năm 2019, tiêu thụ than chiếm 46% trong khi điện giảm xuống chỉ còn 31%.

Than35%

Các SP Dầu9%

Khí2%

NLTT19%

Điện35%

2016

Than46%

Các SP Dầu7%

Khí2%

NLTT14%

Điện31%

2019



Khu vực thương mại dịch vụ Khu vực tiêu thụ năng lượng thương mại dịch vụ được tính bao gồm các cơ sở

kinh doanh dịch vụ, các tòa nhà hành chính và tòa nhà thương mại.

Hình 1-3: Tiêu thụ năng lượng khu vực Thương mại dịch vụ

Số liệu thống kê cho thấy trong khu vực thương mại dịch vụ, nhu cầu sử dụng các loại nhiên liệu hóa thạch ngày càng giảm. Dầu DO, loại nhiên liệu được sử dụng để vận hành một số thiết bị chuyên dụng hoặc làm nhiên liệu chạy máy phát dự phòng, ngày càng ít được sử dụng. Năm 2016, DO chiếm 22,4% tiêu thụ cả ngành, nhưng đến năm 2019 giảm chỉ còn 13,3%. LPG, loại nhiên liệu chủ yếu dùng cho đun nấu cũng giảm đáng kể trong cơ cấu tiêu thụ, từ 8% năm 2016 xuống còn 4% năm 2016.

Bù lại, tiêu thụ điện lại tăng đáng kể trong cơ cấu tiêu thụ, từ 68% năm 2016 lên thành 78% năm 2019. Một loại nhiên liệu khác được coi là năng lượng tái tạo là than hoa, một sản phẩm quen thuộc trong các nhà hàng, tuy sản lượng còn thấp nhưng cũng có mức tăng ấn tượng, từ 14KTOE năm 2016 lên 95KTOE vào năm 2019.

Khu vực dân dụng Năm 2010, Khu vực Dân dụng tiêu thụ gần 28% tổng tiêu thụ năng lượng cuối

cùng, nhưng đến năm 2019 giảm chỉ còn 12%. Sự thay đổi lớn này chủ yếu đến từ sự chuyển dịch các loại hình nhiên liệu phi thương mại (như trấu, rơm rạ…) sang thương mại như điện và khí hóa lỏng.



Hình 1-4: Diễn biến tiêu thụ năng lượng khu vực dân dụng

Đun nấu Điện Than Biomass TM Dầu hỏa LPG

Biomass PTM

Nước nóng Điện LPG NLMT

Chiếu sáng Điện

Khác Điện

Tổng 64.796

GWh 892 K tấn 78 KTOE 17 k tấn

931 k tấn

324 KTOE

1,62 GWh

Hình 1-5: Cơ cấu tiêu thụ năng lượng khu vực dân dụng năm 2019

Tuy nhiên các dạng NL phi thương mại vẫn chưa hoàn toàn biến mất, do một phần dân cư vẫn sống ở khu vực nông thôn, vẫn sử dụng các phụ phẩm nông nghiệp cho đun nấu.

Cơ cấu tiêu thụ nhiên liệu thương mại cũng có sự biến đổi khi mà than, thậm chí là khí hóa lỏng cho đun nấu cũng đang dần thay thế bởi điện, một loại nhiên liệu thuận tiện an toàn cho sử dụng và ngày càng dễ tiếp cận. Điều này thể hiện mức sống sinh



hoạt được cải thiện và lối sống của người dân đang dần thay đổi. Do đó, điện chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu tiêu thụ năng lượng cuối cùng, 75,2% ở năm 2019. Như vậy trong tương lai, các biện pháp giảm thiểu tiêu thụ năng lượng ở khu vực Dân dụng cần tập trung vào cải thiện hiệu suất thiết bị gia dụng và chuyển đổi sử dụng điện sang các hình thức năng lượng tái tạo khác, ví dụ năng lượng mặt trời.

Khu vực giao thông vận tải Giao thông vận tải là lĩnh vực tiêu thụ năng lượng lớn thứ 2, chỉ sau sản xuất

Công nghiệp, chiếm khoảng 23% tổng tiêu thụ năng lượng cuối cùng. Trong số 4 lĩnh vực giao thông, giao thông đường bộ chiếm tỷ trọng lớn nhất, khoảng 83% toàn ngành. Đây cũng là lĩnh vực có nhiều giải pháp có thể áp dụng nhằm làm giảm tiêu thụ nhiên liệu hóa thạch, bao gồm chuyển đổi sang phương thức vận tải khác, chuyển đổi nhiên liệu/phương tiện và nâng cao hiệu suất thiết bị.

Hình 1-6: Tiêu thụ nhiên liệu theo loại hình giao thông



Hình 1-7: Tiêu thụ nhiên liệu theo loại nhiên liệu

Xăng dầu là hai loại nhiên liệu truyền thống trong giao thông vận tải. Tuy nhiên trong vài năm trở lại đây, sự xuất hiện của Khí nén tự nhiên (CNG) và xăng sinh học E5-A92 đã góp phần làm giảm nhiên liệu hóa thạch. Tuy nhiên, cơ cấu còn khá hạn chế. Năm 2019, CNG chỉ chiếm 0,76% tiêu thụ toàn ngành giao thông, trong khi Ethanol (hàm lượng khoáng 99% dùng để pha chế xăng sinh học) chiếm 0,91%. Trong tương lai, với chính sách thúc đẩy vận tải carbon thấp, tỷ trọng của hai loại nhiên liệu sạch này sẽ dần gia tăng, cùng với sự xuất hiện của điện trong giao thông đường sắt đô thị.

Khu vực nông nghiệp Sản xuất nông nghiệp bao gồm 3 lĩnh vực chính: quá trình cơ giới hóa và đánh

bắt thủy hải sản xa bờ là lý do chính khiến cho nhu cầu năng lượng trong nông nghiệp ngày càng tăng.

Bên cạnh đó, lưới điện nông thôn mở rộng khiến cho việc tiếp cận điện lưới của sản xuất nông nghiệp càng càng dễ dàng. Cũng từ đó, nhu cầu sử dụng điện cho hoạt động như bơm tưới tiêu, nuôi trồng thủy hải sản ngày càng cao. Số liệu từ ngành điện cho thấy, sản lượng điện cho nuôi trồng thủy hải sản tăng hơn gấp đôi trong vòng 4 năm cho các lĩnh vực nuôi trồng thủy sản và bơm tưới tiêu dịch vụ cây trồng. Về cơ cấu tiêu thụ nhiên liệu năm 2019, DO được huy động nhiều nhất, chiếm gần 42% toàn ngành, kế đến là xăng động cơ, loại nhiên liệu sử dụng chủ yếu trong công tác trồng trọt và thu hoạch mùa vụ chiếm 29%. Viện Năng lượng 59


Hình 1-8: Cơ cấu tiêu thụ nhiên liệu ngành Nông nghiệp năm 2019

Điện được sử dụng cho các hoạt động đóng mở cống thủy lợi, tưới tiêu và nuôi trồng thủy hải sản chiếm 17%. Trong khi đó, biomass chủ yếu là rơm rạ dùng để sấy sản phẩm nông nghiệp chiếm khoảng 11%.

b. Tiềm năng tiết kiệm năng lượng

Khu vực công nghiệp: Công nghiệp hiện đang là lĩnh vực tiêu thụ năng lượng lớn nhất, chiếm 52,0% tổng tiêu thụ năm 2015. Nhiều nghiên cứu trước đây chỉ ra rằng, cường độ năng lượng của một phân ngành công nghiệp và cả suất tiêu hao nhiên liệu trên một đơn vị sản phẩm của Việt Nam còn khá cao so với mức tiên tiến của thế giới. Biểu dưới đây thể hiện tiềm năng tiết kiệm của một số phân ngành và quá trình sản xuất một số sản phẩm dựa trên các nghiên cứu về benchmark đã thực hiện hiện.

Kết quả tổng hợp của nhóm nghiên cứu từ các báo cáo kiểm toán năng lượng đã được thực hiện trong khoảng thời gian từ năm 2014 trở lại. Việc tổng hợp bao gồm các giải pháp tiết kiệm đã đề xuất với chi phí và hiệu quả về tiết kiệm năng lượng nếu như các giải pháp được thực thi bởi doanh nghiệp. Hình dưới đây cho thấy tiềm năng tiết kiệm năng lượng cho các doanh nghiệp ở từng phân ngành.



Hình 1-9: Tiềm năng tiết kiệm năng lượng theo phân ngành công nghiệp

Kết quả tổng hợp cũng cho thấy một mỏ các giải pháp tiết kiệm năng lượng có thể được thực thi trong doanh nghiệp được kiểm toán nói riêng và trong toàn bộ khu vực sản xuất công nghiệp nói chung. Tuy nhiên, có thể tóm lược thành các nhóm như sau:

• Thúc đẩy hệ thống QLNL: Hướng đến thượng tầng của doanh nghiệp. HTQL , ví dụ như ISO 50001 tác động trực tiếp đến công tác vận hành thiết bị và nâng cao khả năng giám sát và tìm kiếm các cơ hội cải thiện hiệu suất bên trong doanh nghiệp.

• Tối ưu hóa hệ thống phụ trợ: Hướng đến các hệ thống phụ trợ thông thường như hệ thống nén khí, hơi nước, chiller nhưng có tiềm năng lớn.



• Tăng hiệu suất động cơ: Thay thế bằng động cơ/bơm có hiệu suất cao hơn hoặc

lắp đặt thêm các biến tần

• Tận dụng nhiệt thải: Ví dụ trong sản xuất xi măng, tận dụng nhiệt thải có thể sử dụng để sản xuất điện, nhưng chi phí tương đối lớn. Trong một số ứng dụng khác chi phí thấp, nhiệt thải được thu hồi có thể dùng để gia nhiệt cho các công đoạn khác, ví dụ như sấy nhiên liệu.

• Chuyển đổi nhiên liệu hoặc ứng dụng đồng phát: Chuyển đổi sử dụng các dạng nhiên liệu hóa thạch sang điện hoặc sinh khối, hoặc sử dụng hơi cùng sản xuất điện và nhiệt là tăng hiệu suất chung của nhà máy.

Thay thế công nghệ sản xuất: Công nghệ mới thay thế cho công nghệ cũ, ví dụ xi măng lò đứng thay bằng lò quay, lò gạch thủ công thay bằng lò gạch kiểu đứng....

Khu vực thương mại: Đối tượng tiêu thụ năng lượng chính của khu vực Thương mại là các tòa nhà. Cũng tương tự khu vực hộ gia đình, khu vực tòa nhà có nhu cầu sử dụng điện gia tăng đáng kể và điện chiếm tỷ trọng chi phối trong cơ cấu sử dụng năng lượng. Vì vậy, biện pháp có thể nhận dạng ngay là thúc đẩy các thiết bị điện có hiệu suất cao. Bên cạnh đó, thiết kế và các chất liệu tường vách và trần của tòa nhà cũng ảnh hưởng đến sử dụng điện, chủ yếu là nhu cầu thông gió và chiếu sáng. Như vậy, có hai nhóm giải pháp cơ bản trong khu vực tòa nhà là thúc đẩy sử dụng các thiết bị hiệu suất cao và áp dụng các thiết kế theo tiêu chuẩn xây dựng mới về Công trình xây dựng sử dụng năng lượng hiệu quả) hướng đến mục tiêu bảo tồn năng lượng cũng như điện năng cho tòa nhà ngay từ khi vận hành.

Trong nhóm giải pháp về thiết kế, lắp đặt cửa sổ các tòa nhà bằng kính năng lượng thấp (Low-e glass) để giảm truyền nhiệt từ trong ra ngoài và từ ngoài vào trong tòa nhà. Loại kính này giúp tiết kiệm khoảng 5% năng lượng.

Hai là sử dụng phim cách ly (insulation film) khống chế cho ánh nắng đi qua nhưng phản xạ lại các tia cực tím (UV), ánh sáng chói và hơi nóng.

Ba là sử dụng sơn phản xạ nhiệt. Loại sơn này giúp cho các bề mặt của tòa nhà phản xạ nhiệt tốt hơn đến 80%, do đó nhiệt độ trong nhà sẽ mát hơn và tiết kiệm được điện năng làm mát.

Trong nhóm giải pháp về thiết bị, máy biến áp hiệu quả năng lượng với lõi thép silic (silicon steel) là giải pháp được đánh giá khá tối ưu và hiệu quả. Thiết bị này được sử dụng cho lưới điện phân phối có tác dụng giảm tổn thất trong máy đến 50% so với máy biến áp thông thường. Cùng với đó có thể dùng hệ thống quản lý thông minh tòa nhà (BMS) tiết kiệm 12% lượng điện tiêu thụ.



Chiếu sáng bằng đèn LED tiết kiệm điện năng khoảng 30-40% so với đèn huỳnh

quang. Đèn LED cảm biến có khả năng tự động bật/tắt còn giúp tiết kiệm điện hơn so với mức trên. Bên cạnh đó, Sử dụng hộp tiết kiệm điện chiếu sáng SUPERDIM tiết kiệm khoảng 30% điện năng chiếu sáng.

Về thiết bị điều hoà nhiệt độ tiết kiệm điện hiệu quả có thể kể đến hệ thống đóng/mở sử dụng thể tích, lưu lượng môi chất biến đổi (VRV/VRF) tiết kiệm đến 50% điện năng tiêu thụ so với hệ thống bật/tắt bình thường.

Thu hồi nhiệt đối từ các hệ thống thông gió và điều hòa không khí tiết kiệm 5-20% điện năng. Các hệ thống nhiệt chỉ lưu trữ nước đá, và hệ thống nhiệt lưu trữ nước đá kết hợp làm mát bằng điều hòa không khí tiết kiệm 25-30% điện năng.

Thêm vào đó, hệ thống đun nước nóng năng lượng mặt trời giúp tiết kiệm điện cho nhu cầu đun nước nóng. Tuy nhiên giải pháp này bị giới hạn bởi diện tích áp mái & địa điểm bức xạ nhiệt và trong nhiều trường hợp, chủ đầu tư tòa nhà sẽ phải cân nhắc so sánh với phương án điện áp mái.

Khu vực dân dụng: Về tổng thể cho thấy, tổng tiêu thụ năng lượng ở khu vực dân dụng có xu hướng suy giảm. Tuy nhiên, đó là do sự chuyển dịch từ các dạng tiêu thụ năng lượng phi thương mại sang thương mại và điều này sẽ tiếp tục trong vài năm tới.

Đặc biệt ở khu vực dân dụng, nhu cầu sử dụng điện gia tăng chủ yếu do mức sống cải thiện và dân số. Thực tế những năm qua cho thấy, sử dụng điện gia tăng cũng một phần do có sự chuyển dịch từ các dạng năng lượng khác như than, dầu hoặc sinh khối chủ yếu cho nhu cầu đun nấu. Đối với điện, biện pháp tiết kiệm được nhận dạng tức thì là đầu tư vào các thiết bị có hiệu suất cao thay thế cho thiết bị cũ. Vì vậy, cần thúc đẩy thị trường các thiết bị điện cho hiệu suất cao, thay thế cho các thiết bị có hiệu suất thấp. Bên cạnh đó Mức tiêu thụ năng lượng tối thiểu (MEPS) cần được tăng dần theo lộ trình, nhằm tạo động lực nghiên cứu cải tiến công nghệ. Như vậy, có thể “hôm nay” các thiết bị này có hiệu suất cao, nhưng “ngày mai” sẽ không đủ điều kiện để tham gia thị trường.

Bản thân điện cũng có sự “cạnh tranh” từ năng lượng mặt trời, trong nhu cầu sử dụng nước nóng. Tuy nhiên, số lượng bình nước nóng năng lượng sẽ sớm bão hòa do bị hạn chế bởi diện tích lắp đặt (ví dụ ở chung cư cao tầng, rất nhiều căn hộ cùng sinh sống nhưng chỉ có thể lắp đặt tối đa bình NLMT cho một lượng rất nhỏ) và một phần điều kiện khí hậu do vùng miền. Dù sao, đây cũng là một biện pháp giảm tiêu thụ điện rất hiệu quả. Một khảo sát đo đếm gần đây do Viện Năng lượng thực hiện cho thấy, một gia đình 4 người sẽ tiêu thụ trung bình khoảng 1,0-2,2kWh/ngày cho nhu cầu



nước nóng, và lượng điện này chiếm khoảng 12-18% nhu cầu điện trong ngày. Ngoài ra, sự xuất hiện của Điện mặt trời áp mái cũng sẽ đóng vai trò trong việc giảm nhu cầu tiêu thụ tại chỗ.

Như vậy, các giải pháp cơ bản trong khu vực dân dụng có thể được nhận dạng như sau:

• Sử dụng bình nước nóng NLMT thay thế cho bình điện (hoặc gas) • Thúc đẩy các thiết bị điện cho hiệu suất cao, thay thế cho các hiệu suất thấp.

Bên cạnh đó Mức tiêu thụ năng lượng tối thiểu (MEPS) cần được tăng dần theo lộ trình, nhằm tạo động lực nghiên cứu cải tiến công nghệ. Như vậy, có thể “hôm nay” các thiết bị này có hiệu suất cao, nhưng “ngày mai” sẽ không đủ điều kiện để tham gia thị trường.

• Bên cạnh đó, theo xu thế, sinh khối sẽ không còn phổ biến trong đun nấu và đang bị thay thế bởi các hình thức đun nấu bằng nhiên liệu khác. Nhưng biogas, nhất là trong chăn nuôi hộ gia đình, lại là một trường hợp tận dụng hiệu quả nguồn nhiên liệu có sẵn, đầu tư thấp và thấy ngay được lượng giảm phát thải CO2 ra môi trường.

Bảng 1-1: Tiềm năng tiết kiệm năng lượng khu vực Dân dụng Khu vực sử dụng

Giải pháp Nội dung, mô tả Đánh giá Tiềm năng

Nước nóng

Bình nước nóng NLMT Sử dụng bình nước nóng NL mặt trời thay cho bình điện và gas

Giảm 48% năng lượng thương mại cho nhu cầu sử dụng nước nóng

Chiếu sáng Sử dụng chiếu sáng hiệu suất cao

Sử dụng LED thay thế các công nghệ chiếu sáng khác như CFL, FTL

Giảm 25% nhu cầu điện cho chiếu sáng

Đun nấu Chuyển đổi sử dụng nhiên liệu trong đun nấu

Sử dụng điện trong đun nấu, thay thế cho than, LPG và biomass

Tiềm năng đạt có thể giảm 34% nhu cầu năng lượng hóa thạch cho đun nấu

Đun nấu Sử dụng thiết bị đun nấu có hiệu suất cao

Bếp từ có hiệu suất 90% thay thế cho bếp điện và gas có hiệu suất 60%

Tiềm năng có thể đạt 23,2%

Đun nấu Sử dụng thiết bị đun nấu có hiệu suất cao

Bếp biomass cải tiến có hiệu suất 30% thay thế cho bếp truyền thống 15%

Khác Thúc đẩy sử dụng các thiết bị gia dụng hiệu suất cao

Tăng tỷ lệ xâm nhập các thiết bị gia dụng hiệu suất cao

Chung Lắp đặt hệ thống Điện MT áp mái

Giảm lượng điện sử dụng từ lưới quốc gia

Giảm nhu cầu sử dụng điện lưới cho mỗi hộ gia đình có lắp điện áp mái.

Khu vực giao thông vận tải: Ngành Giao thông vận tải đóng vai trò quan trọng trong những xu hướng mới diễn ra gần đây này. Thu nhập và tốc độ tăng trưởng kinh tế tăng mạnh đã dẫn đến quá trình cơ giới hóa nhanh chóng tại Việt Nam, đất nước với khoảng 96 triệu dân và gần 40 triệu phương tiện, trong đó có 35 triệu xe máy. Mặc dù tỷ lệ sở hữu ô tô vẫn còn tương đối thấp ở Việt Nam nhưng cùng với việc gia tăng thu



nhập, ô tô đang nhanh chóng thay thế xe máy, đặc biệt là ở các thành phố lớn. Tỷ lệ sử dụng giao thông công cộng vẫn còn thấp, một phần do mức độ phát triển mạng lưới thấp và một phần do tính thuận tiện cũng như chi phí phải chăng của xe máy. Nhờ những thành tựu phát triển kinh tế và hội nhập nhanh chóng với thương mại thế giới, vận tải hàng hóa tại Việt Nam đã có sự tăng trưởng vượt bậc trong những năm gần đây. Đường bờ biển dài và mạng lưới đường thủy nội địa rộng khắp của Việt Nam đã được sử dụng rộng rãi cho việc vận chuyển hàng hóa; tuy nhiên, tỷ trọng so với phương thức vận tải đường bộ lại đang giảm dần.

Mạng lưới giao thông của Việt Nam dù đã được mở rộng với tốc độ đáng kinh ngạc trong hai thập kỷ qua nhưng ngày càng phải đối mặt nhiều hơn với nguy cơ thiên tai. Ngày nay, mạng lưới đường bộ của Việt Nam kéo dài tới hơn 400.000 km, phần lớn không được xây dựng để ứng phó các kịch bản thiên tai cực đoan, dự kiến sẽ trở nên thường xuyên hơn do biến đổi khí hậu. Nếu không đầu tư cải thiện khả năng chống chịu của mạng lưới kết cấu hạ tầng giao thông hiện có, những thành tựu của Việt Nam trong việc tạo ra kết nối tới toàn bộ các cộng đồng nông thôn có thể bị phá hủy. Bên cạnh đó, khả năng chống chịu của hạ tầng kết nối cũng có ý nghĩa quan trọng đối với việc đảm bảo thành công trong dài hạn của nền kinh tế, vốn phụ thuộc nhiều vào thương mại bên ngoài và ngày càng phụ thuộc vào các kết nối liền mạch giữa nông thôn và thành thị.

Bảng dưới đây thể hiện bốn nhóm giải giáp có thể thực hiện nhằm làm giảm tiêu thụ năng lượng hóa thạch trong giao thông vận tải.

Bảng 1-2: Giải pháp TKNL khu vực GTVT Loại hình GT Giải pháp Nội dung, mô tả

Đường bộ Cải thiện hiệu suất phương tiện vận tải Phương tiện giao thông có hiệu suất được cải thiện. Hạ tầng giao thông tốt hơn

Đường bộ Chuyển đổi các hình thức vận tải hành khách

Thúc đẩy sử dụng phương tiện giao thông công cộng (bus và metro) thay vì phương tiện cá nhân ở các đô thị

Đường thủy, đường sắt Chuyển đổi hình thức vận tải hàng hóa

Chuyển đổi một phần lưu lượng vận tải hàng hóa từ đường bộ sang đường thủy & đường sắt

Đường bộ Sử dụng các phương tiện giao thông dùng điện thay vì nhiên liệu hóa thạch

Sử dụng các phương tiện dùng động cơ hybrid, động cơ điện

Đường bộ Thúc đẩy sử dụng nhiên liệu sinh học

Tăng tỷ trọng xăng E5, tiến tới E10 và bio-Diesel nhằm giảm bớt sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch

Với việc thực hiện các giải pháp nêu nên, một nghiên cứu Bộ giao thông vận tải cho thấy tiêu thụ xăng có thể giảm 33%, diesel giảm 6,14%, tuy nhiên lượng điện tiêu thụ có thể tăng 12 lần, chủ yếu đáp ứng nhu cầu điện cho tàu điện ngầm và các loại phương tiện đường bộ có nạp điện.



Khu vực nông nghiệp: Xu hướng cơ giới hóa và đánh bắt nuôi trồng thủy hải sản

sẽ làm tiêu thụ năng lượng gia tăng. Theo Bộ Nông nghiệp và phát triển nông thôn, hiện tại trang bị động lực máy nông nghiệp Việt Nam còn thấp so với các nước trong khu vực, mới đạt trung bình 1,6 mã lực (HP)/ha canh tác, thấp hơn nhiều so với Thái Lan 4 HP/ha, Trung Quốc 8 HP/ha, Hàn Quốc 10 HP/ha. Việc tăng cường cơ giới hóa trong trồng trọt sẽ góp phần làm tăng sản lượng canh tác tuy nhiên cũng làm tăng nhu cầu sử dụng nhiên liệu hóa thạch.

Bên cạnh đó, với và nguồn hải sản gần bờ cạn kiệt, ngành đánh bắt hải sản sẽ phải mở rộng ngư trường, từ đó tiêu thụ nhiên liệu hóa thạch cho di chuyển và trữ đông sản phẩm sẽ ngày càng cao. Những giải pháp tiết kiệm nhiên liệu có thể áp dụng cho đánh bắt hải sản là sử dụng pin mặt trời và chiếu sáng bằng đèn LED. Bên cạnh đó, sắp xếp tổ chức lại phương thức đánh bắt, tổ chức tàu hậu cần vừa cung cấp nhiên liệu cho các tàu cá, vừa mua bán và trữ đông tập trung các sản phẩm đánh bắt sẽ tối ưu lượng nhiên liệu sử dụng cho các hoạt động xa bờ.

1.4.3.2. Dự báo nhu cầu năng lượng

Dự báo nhu cầu năng lượng quốc gia theo nhiên liệu, theo các phân ngành kinh tế và theo các kịch bản phát triển:

Trong giai đoạn 2021-2050, nhu cầu năng lượng cuối cùng theo các loại nhiên liệu ở các kịch bản như sau:



0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

A0-B

ASE

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

2020 2030 2040 2050

MTO

E

Sinh khối Than Điện Khí SP Dầu NLTT

Tốc độ tăng trưởng nhu cầu năng lượng cuối cùng theo các loại nhiên liệu như sau:

A0-BASE A1-C15-

E10-RE15

A2-C27-E15-RE20

A3-HIGH A4-C15-E10-RE15

A5-C27-E15-RE20

Sinh khối

4.1% 2.6% 2.4% 3.3% 3.1% 3.1%

Than 4.0% 3.8% 3.7% 4.3% 4.0% 3.8% Điện 8.2% 7.3% 7.4% 9.0% 7.6% 7.7% Khí 11.9% 13.4% 14.3% 14.5% 15.4% 16.4% SP Dầu 7.3% 5.5% 5.4% 7.7% 6.7% 6.3% NLTT 18.1% 18.9% 17.3% 19.0% 18.9% 17.3% Tổng 6.9% 6.0% 6.0% 7.2% 6.7% 6.7%

Trong giai đoạn 2021-2050, nhu cầu năng lượng cuối cùng theo các ngành ở các kịch bản như sau:



0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

A0-B

ASE

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

2020 2030 2040 2050

MTO

E

Nông nghiệp Thương mại Công nghiệp Dân dụng GTVT Tốc độ tăng trưởng nhu cầu năng lượng cuối cùng theo các ngành như sau:

A0-BASE

A1-C15-E10-RE15

A2-C27-E15-RE20


A5-C27-E15-RE20

Nông nghiệp

3.2% 3.6% 3.8% 3.7% 4.1% 4.3%

Thương mại

7.0% 6.3% 6.2% 7.8% 7.0% 6.9%

Công nghiệp

7.6% 6.3% 6.7% 7.8% 7.2% 7.6%

Dân dụng 5.6% 4.8% 4.3% 6.1% 6.0% 5.3% GTVT 6.4% 6.1% 5.5% 6.4% 6.1% 5.5% Tổng 6.9% 6.0% 6.0% 7.2% 6.7% 6.7%

So sánh các KB A1 và A2 với KB phát triển bình thường A0 cho thấy mức tiết kiệm năng lượng đạt được trong các kịch bản đáp ứng mục tiêu chính sách đề ra.



0 0 0 0 0 0 0 10 -1 -1 -2 0 -1 -1 -21-6

-11-20

-1-7

-12-22

0

-2-3

-5

0

-3

-6

-7

-1

-2

-6

-9

-1

-4

-12

-18

0.1%

-8.2%

-11.1%-12.9%

-3.2%

-11.2%

-15.2%

-17.5%-20.0%-18.0%-16.0%-14.0%-12.0%-10.0%-8.0%-6.0%-4.0%-2.0%0.0%2.0%

-60

-50

-40

-30

-20

-10

0

10

A1-C

15-E

10-R

E15

A1-C

15-E

10-R

E15

A1-C

15-E

10-R

E15

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A2-C

27-E

15-R

E20

A2-C

27-E

15-R

E20

A2-C

27-E

15-R

E20

2020 2030 2040 2050 2020 2030 2040 2050

A1 vs. A0 A2 vs. A0M

TOE

Nông nghiệp Thương mại Công nghiệp Dân dụng GTVT % thay đổi Cụ thể, mức tiết kiệm năng lượng KBA1 so với kịch bản phát triển bình thường

KBA0 vào năm 2030 là 8,2% và vào năm 2050 là 12,9%.

0

200

400

600

800

1000

1200

2020 2030 2040 2050

A1-C15-E10-RE15 ĐTP KB Cơ sở QHĐ8

Nhu cầu sử dụng điện trong KB A1 tương đương với dự báo nhu cầu điện chuẩn bị cho QHĐVIII.



1.4.3.3. Tiềm năng, khả năng khai thác, cung cấp và định hướng phát triển sản xuất các phân ngành năng lượng

a. Phân ngành dầu khí

- Tiềm năng và định hướng tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí: Đến thời điểm hiện tại, khối lượng công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu

khí trên vùng biển, thềm lục địa Việt Nam đã đạt trên 600.000 km tuyến địa chấn 2D, khoảng 100.000 km2 địa chấn 3D và gần 01 nghìn giếng khoan. Khối lượng công tác tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí tập trung chủ yếu ở các bể trầm tích Cửu Long, Nam Côn Sơn, Sông Hồng và Mã Lai - Thổ Chu.

Tiềm năng các cấu tạo chưa khoan phân bố chủ yếu ở các khu vực nước sâu, xa bờ, điều kiện thi công thực địa phức tạp, khó khăn, khó chủ động thực hiện ở các bể Tư Chính - Vũng Mây, Sông Hồng, Phú Khánh và Nam Côn Sơn, các khu vực này ít được thăm dò, mới chỉ có phát hiện dầu khí, tài liệu còn hạn chế nên dự báo tiềm ẩn rủi ro cao.

Khu vực ngoài khơi thềm lục địa phía Bắc Việt Nam phía Nam bể Sông Hồng gần đây đã có phát hiện tiềm năng khí/condensate lớn sau giếng khoan Kèn Bầu-1X và 2X tại Lô 114 với tổng tài nguyên dầu khí tại chỗ khoảng 1,86 tỷ thùng dầu quy đổi (BOE) trong đó khí từ 7-9 TCF và condensate từ 400-450 triệu thùng. Với tỷ lệ thu hồi khoảng 60%, trữ lượng thu hồi ước tính khoảng 1 tỷ BOE (theo Wood Mackenzie 07/2020) trong đó khoảng 4,8 TCF (~ 136 tỷ m3) khí và 269 triệu thùng (~ 36 triệu tấn) condensate.

Tài nguyên chưa phát hiện: Tổng tài nguyên dầu khí chưa phát hiện trên toàn thềm khoảng 4,5-7,1 tỷ m3 quy dầu, trong đó dầu và condensate khoảng 2,0-3,4 tỷ m3, khí khoảng 2,4-3,8 tỷ m3. Tài nguyên chưa phát hiện thu hồi dự tính khoảng 1,6-2,8 tỷ m3 quy dầu (dầu + condensate chiếm ~ 25%).

Tài nguyên chưa phát hiện phân bố chủ yếu ở các khu vực nước sâu, xa bờ, điều kiện thi công thực địa phức tạp, khó khăn, khó chủ động thực hiện ở các bể Tư Chính - Vũng Mây, Sông Hồng, Phú Khánh và Nam Côn Sơn (khoảng 50% tổng tiềm năng), các khu vực này ít được thăm dò, mới chỉ có phát hiện dầu khí, tài liệu còn hạn chế nên dự báo tiềm ẩn rủi ro cao.

Tài nguyên đã phát hiện Tổng lượng thu hồi của các bể trầm tích Đệ Tam của Việt Nam khoảng 1,5 tỷ m3

quy dầu, trong đó bao gồm khoảng 740 triệu m3 dầu và condensate và 790 tỷ m3 khí. Tổng lượng thu hồi được tập trung chủ yếu ở bể Cửu Long gần 750 triệu m3 quy dầu



(phần lớn là dầu và chiếm trên 50% tổng lượng thu hồi ở tất cả các bể). Các bể Nam Côn Sơn, Sông Hồng, Mã Lai - Thổ Chu mỗi bể khoảng 170 - 285 triệu m3 quy dầu; chủ yếu là khí với tỷ lệ từ gần 75% (bể Nam Côn Sơn) đến gần 95% (bể Sông Hồng). Các bể Phú Khánh, Tư Chính - Vũng Mây chủ yếu là khu vực nước sâu, xa bờ, khu vực phức tạp chưa được thăm dò nhiều, nhưng đã có phát hiện dầu khí với trữ lượng từ 5 đến 15 triệu m3 quy dầu.

Trữ lượng còn có thể khai thác dầu và condensate khoảng 266 triệu m3 quy dầu và khí khoảng 583 triệu m3 quy dầu.

Tiềm năng dầu khí phi truyền thống Khí hydrate: bước đầu xác định được một vài dấu hiệu có khả năng tồn tại khí

Hydrate và khoanh vùng triển vọng một số khu vực ở phía Đông bể Phú Khánh và Tư Chính - Vũng Mây.

Khí đá phiến sét: Một số dự án nghiên cứu đã được triển khai trên khu vực Miền võng Hà Nội. Kết quả dự báo tiềm năng dầu tại chỗ trên phần lãnh thổ khác/phần đất liền trong khuôn khổ chương trình nghiên cứu chung (NCC) với ENI từ 02/2013 đến tháng 6/2015 vào khoảng dưới 3,6 nghìn thùng/km2 và khí tại chỗ khoảng dưới 20 triệu feet khối/km2.

Khí than/CBM: kết quả nghiên cứu 2 khu vực Miền Võng Hà Nội và trũng An Nhơn Bình Định (Do Viện Dầu Khí Việt Nam thực hiện) cho thấy: Vùng trung tâm Miền võng Hà Nội có tiềm năng CBM cao; khu vực An Nhơn Bình Định không có triển vọng CBM cho đến triển vọng rất kém.

- Định hướng tìm kiếm, thăm dò Trong nước Đấy mạnh công tác điều tra cơ bản và tìm kiếm thăm dò dầu khí ở trong nước

nhằm gia tăng trữ lượng dầu khí; có chính sách cụ thể khuyến khích các công ty dầu khí lớn từ những nước có vị thế trên thế giới tham gia tại những vùng nước sâu, xa bờ, vùng nhạy cảm, gắn với bảo vệ chủ quyền quốc gia trên biển.

Tích cực thăm dò tại các khu vực nước nông, truyền thống, nghiên cứu thăm dò các đối tượng tìm kiếm thăm dò mới, các bể trầm tích mới và các dạng hydrocarbon phi truyền thống (tầng chứa chặt sít, khí than, khí nông, khí đá phiến sét, khí hydrate,…) để bổ sung trữ lượng phục vụ khai thác lâu dài.

Tập trung đẩy mạnh công tác tìm kiếm, thăm dò các Bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Mã Lai – Thổ Chu, Sông Hồng; song song với công tác tận thăm dò, thăm dò mở rộng đối tượng truyền thống nhằm bổ sung trữ lượng và đưa vào phát triển khai thác sử dụng hệ thống hạ tầng cơ sở có sẵn; dần chuyển hướng thăm dò, đánh giá khả năng



khai thác dầu khí từ các đối tượng phi truyền thống. Tiếp tục mở rộng thăm dò tại khu vực nước sâu, xa bờ như khu vực Bể Phú Khánh, Bể Tư Chính - Vũng Mây,… theo thứ tự ưu tiên tại các khu vực ít nhạy cảm đến nhạy cảm.

Điều tra cơ bản, bổ sung tài liệu tìm kiếm, thăm dò những vùng có mức độ nghiên cứu còn thưa, khu vực nước nông chuyển tiếp bên cạnh tiếp tục khảo sát đan dày địa chấn 2D với mạng lưới tuyến dày hơn; nghiên cứu, đánh giá triển vọng các cấu tạo đã phát hiện, khoan thăm dò những cấu tạo triển vọng nhất tại những vùng nước sâu hơn 200 m và xa bờ.

Tiến hành thu nổ xử lý lại/thu nổ bổ sung tài liệu địa chấn 2D/3D theo công nghệ mới, tiên tiến nhằm đồng bộ hóa tài liệu địa chấn chất lượng cao ở phạm vi toàn bể/khu vực; từng bước triển khai công tác điều tra cơ bản, nghiên cứu các vùng có triển vọng khí hydrate khu vực Nam Côn Sơn và Tư Chính – Vũng Mây và nghiên cứu tiềm năng dầu khí phi truyền thống (tầng chứa chặt khít, khí than, khí nông, khí đá phiến sét, khí hydrate,…) khu vực Bể Sông Hồng, Cửu Long và Nam Côn Sơn.

Tiếp tục đo đạc khảo sát, thu thập các số liệu địa chấn – địa vật lý trong và ngoài nước để nghiên cứu đặc điểm cấu trúc địa chất và đánh giá tiềm năng dầu khí cũng như khí hydrate khi vực Bể Trường Sa – Hoàng Sa khi điều kiện thuận lợi.

Tập trung các hoạt động thăm dò trong 03 khu vực: Nam bể Sông Hồng, Trung tâm bể Nam Côn Sơn và Bể Cửu Long.

Nước ngoài Tiếp tục triển khai các hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí ở nước ngoài với

những bước đi thận trọng, phù hợp với khả năng tài chính và năng lực quản lý của ngành Dầu khí, trên nguyên tắc hiệu quả và quản trị tốt rủi ro.

Nghiên cứu địa chất dầu khí nước ngoài để xác định và điều chỉnh các khu vực trọng điểm.

Rà soát, đánh giá tổng thể các dự án để đầu tư có trọng tâm, trọng điểm, bảo đảm hiệu quả kinh tế.

Tìm kiếm, thăm dò gia tăng trữ lượng xung quanh khu vực đã mua tài sản; tiếp tục nghiên cứu với những bước đi thận trọng để mua các mỏ, cổ phần trong các công ty đang khai thác, tham gia vào các hợp đồng đã có phát hiện tại các khu vực có tiềm năng dầu khí, thuận lợi về môi trường đầu tư và quan hệ chính trị, ngoại giao.

- Khả năng khai thác, cung cấp dầu khí: Khả năng khai thác dầu:



Bảng 1-3: Dự kiến sản lượng khai thác dầu Đơn vị: triệu m3

2021-2025 2026-2030 2031-2050 Tổng SLKT các mỏ đang khai thác 31,56 12,32 8,55

Tổng SLKT các mỏ có khả năng phát triển 6,09 14,70 13,38 Tổng SLKT các mỏ khó phát triển 1,20 12,60 8,27

Tổng SLKT từ phát hiện tiềm năng 2,75 21,38 96,91 Tổng 41,60 61,00 127,11

Hình 1-10: Dự báo sản lượng khai thác dầu trong nước hàng năm giai đoạn 2021-

2050 (phương án cơ sở)

Khả năng khai thác khí

Bảng 1-4: Dự kiến sản lượng khí về bờ theo khu vực giai đoạn 2021-2050 Đơn vị: tỷ m3

2021-2025 2026-2030 2031-2050 Bắc Bộ 1,05 0,21 0

Bắc Trung Bộ Trung Trung Bộ 3,05 34,43 181,57 Nam Trung Bộ Đông Nam Bộ 37,56 23,79 25,80

Tây Nam Bộ 13,89 23,71 59,46 Tổng 55,55 82,14 266,83



Hình 1-11: Dự báo sản lượng khí đưa về bờ giai đoạn 2021-2050 (theo 4286 + Kèn

Bầu + Báo Vàng)

- Định hướng khai thác dầu Trong nước Khai thác hiệu quả các mỏ hiện có; phát triển và đưa các mỏ đã có phát hiện dầu

khí vào khai thác hợp lý và có hiệu quả để sử dụng tài nguyên dầu khí trong nước lâu dài. Xây dựng phương án hợp tác, cơ chế khai thác chung tại những vùng chồng lấn.

Thực hiện tốt công tác quản lý mỏ, tối ưu và duy trì khai thác có hiệu quả các mỏ dầu và khí đã đưa vào khai thác.

Phát triển các mỏ mới đã phát hiện từ hoạt động tìm kiếm thăm dò ở các giai đoạn trước, tập trung tại các khu vực tiểm năng như nước sâu xa bờ, đối tượng dầu khí phi truyền thống.

Tiếp tục đẩy mạnh nghiên cứu áp dụng các giải pháp nâng cao thu hồi dầu tại các mỏ. Nâng cao vai trò và trách nhiệm của các chủ mỏ thông qua cơ chế chính sách kết hợp giữa bắt buộc và khuyến khích.

Thúc đẩy khai thác mỏ nhỏ/cận biên bằng cách áp dụng công nghệ mới, kết nối để sử dụng tối đa cơ sở hạ tầng đã đầu tư và chính sách khuyến khích của Nhà nước.

Nước ngoài Tiếp tục khai thác có hiệu quả các mỏ dầu khí ở nước ngoài; phát triển và đưa

các mỏ tiềm năng đã có phát hiện dầu khí vào khai thác; nghiên cứu khả năng mua mỏ đang khai thác phù hợp với khả năng tài chính và năng lực quản lý của ngành Dầu khí, trên nguyên tắc bảo đảm hiệu quả kinh tế tài chính và quản trị tốt rủi ro.



Tập trung thực hiện các cam kết đối với các hợp đồng đã có, đảm bảo sản lượng

theo kế hoạch. - Định hướng khai thác khí

Trong nước Tiếp tục thực hiện tốt công tác quản lý mỏ, tối ưu và duy trì khai thác có hiệu quả

các mỏ dầu và khí đã đưa vào khai thác. Tiếp tục triển khai công tác phát triển và đưa vào khai thác dự án khí Lô B, mỏ

khí Cá Voi Xanh, mỏ Đại Nguyệt, Báo Vàng, Báo Trắng và các mỏ thuộc dự án khí Tây Nam.

Phát triển các mỏ mới đã phát hiện từ hoạt động tìm kiếm thăm dò ở các giai đoạn trước, tập trung tại các khu vực tiềm năng như nước sâu xa bờ và đặc biệt quan tâm tới đối tượng dầu khí phi truyền thống với thành công của ENI tại lô 114.

Nước ngoài Nghiên cứu khả năng mua mỏ đang khai thác phù hợp với khả năng tài chính và

năng lực quản lý của ngành Dầu khí, trên nguyên tắc bảo đảm hiệu quả kinh tế tài chính và quản trị tốt rủi ro.

- Định hướng phát triển công nghiệp khí Phát triển lĩnh vực công nghiệp khí hoàn chỉnh, đồng bộ tất cả các khâu, từ: Khai

thác - thu gom - vận chuyển - chế biến - dự trữ - phân phối khí và xuất nhập khẩu sản phẩm khí.

Phát triển thị trường tiêu thụ khí theo cơ chế thị trường có sự điều tiết của Nhà nước và từng bước hội nhập với thị trường khí khu vực và thế giới.

Vận hành an toàn và hiệu quả các hệ thống đường ống thu gom, vận chuyển, xử lý, chế biến khí hiện hữu. Tiếp tục khai thác, thu gom tối đa khối lượng khí từ các mỏ khí có trữ lượng lớn, đồng thời, tăng cường thu gom các mỏ khí có trữ lượng nhỏ, các mỏ biên nhằm đảm bảo thu gom tối đa các nguồn khí thông qua các đường ống sẵn có tại các Bể Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn và Mã Lai - Thổ Chu.

Đẩy mạnh triển khai các dự án phát triển mỏ, khai thác, thu gom khí bằng hệ thống đường ống, bằng tàu nén khí (Floating CNG) tại các mỏ chưa có hệ thống thu gom, mở rộng phạm vi thu gom khí CNG từ các mỏ không có khả năng thu gom khí bằng đường ống.

Đầu tư xây dựng nhà máy xử lý khí, đường ống vận chuyển khí đến nhà máy xử lý khí để cung cấp khí cho: Trung tâm nhiệt điện, các nhà máy chế biến sâu khí, hộ tiêu thụ công nghiệp.



Tăng cường đầu tư cơ sở hạ tầng, đẩy mạnh và khuyến khích các nhà thầu đầu tư

xây dựng hệ thống thu gom khí ngoài khơi để kết nối với các hệ thống đường ống hiện có. Tiến hành hợp tác với các đối tác trong và ngoài nước cùng đầu tư nghiên cứu, áp dụng các giải pháp công nghệ hợp lý nhằm tận thu khí đang bị đốt bỏ tại các giàn khai thác, tách các sản phẩm có giá trị cao như ethane, propane/butane (LPG), condensate tại các nhà máy xử lý khí nhằm nâng cao giá trị nguồn tài nguyên dầu khí. Xây dựng hạ tầng để thu gom và vận chuyển nguồn khí từ các mỏ đang khai thác.

Triển khai xây dựng kho cảng LNG và nhập khẩu khí thiên nhiên (LNG, CNG) để phục vụ cho nhu cầu phát triển của các nhà máy điện, công nghiệp và dân dụng. Ưu tiên tìm kiếm các nguồn khí nhập khẩu từ Malaysia, Indonesia, Brunei thông qua việc sử dụng các cơ sở hạ tầng sẵn có, đồng thời, thúc đẩy quan hệ quốc tế để có được các nguồn nhập khẩu khí (LNG, CNG) từ các nước có nguồn cung và thuận lợi về thương mại, vận tải.

Hoàn thiện hệ thống đồng bộ cung cấp khí thiên nhiên, LNG, CNG, LPG, DME trên phạm vi toàn quốc đáp ứng nhu cầu nhiên liệu cho năng lượng, phân bón, công nghiệp, giao thông vận tải và sinh hoạt dân dụng. Tiếp tục phát triển hệ thống vận chuyển đường ống khí thiên nhiên thấp áp cho nhu cầu sử dụng của các hộ tiêu thụ công nghiệp dọc tuyến ống dẫn khí, khu dân cư ở các thành phố lớn (city gas).

Nguồn: Cập nhật Chiến lược phát triển khí giai đoạn đến 2025, định hướng đến 2035 (PVN)

- Định hướng chiến lược phát triển từng khu vực Khu vực Bắc Bộ Có phương án/giải pháp thu gom khí từ mỏ nhỏ/cận biên Lô 102-106 & 103-107

(Hàm Rồng, Kỳ Lân...) để cấp bù khí cho khu vực Bắc bộ và/hoặc phát triển các khách hàng tiềm năng trong khu vực;

Xem xét giải pháp hạ tầng nhập khẩu LNG (FSRU) để cấp bù khí Thái Bình (sau 2025) và cung cấp cho các khách hàng công nghiệp phân tán trong khu vực khi có nhu cầu;

Tìm kiếm địa điểm chiến lược để đầu tư xây dựng kho cảng LNG Miền Bắc (Hải Phòng hoặc Quảng Ninh) để có thể cung cấp khí cho các khách hàng tiềm năng: (i) Chuyển đổi NMĐ than Hải Phòng 3 (2026-2030) và (ii) Nhà máy điện LNG Quảng Ninh (Cẩm Phả 3 - dự kiến năm 2026).

Khu vực Trung Bộ Triển khai dự án khí Cá Voi Xanh & phát triển cơ sở hạ tầng cung cấp khí cho

các nhà máy điện Khu vực Miền Trung và Dung Quất (tiến độ dự kiến năm 2025).



Xem xét khả năng cung cấp khí thấp áp/CNG từ nguồn khí Cá Voi Xanh cho các khách hàng công nghiệp và hóa chất...

Triển khai phát triển khí mỏ Báo Vàng để cung cấp khí cho NMĐ BOT Quảng Trị 340MW (đã được bổ sung vào Quy hoạch điện VII điều chỉnh) – có thể tính toán đến giải pháp kết nối với Lô 114 để tăng hiệu quả và đảm bảo tính khả thi của Dự án;

Xây dựng phương án tổng thể phát triển khí Lô 114 để chủ động đề xuất các phương án sử dụng khí hợp lý, theo hướng:

Ưu tiên đầu tư Trung tâm Hóa dầu từ khí tại Huế/Quảng Trị để sản xuất các sản phẩm: Methanol, MTO/MTP, PP, PE, Nhà máy chế biến condensate/dung môi và các dẫn xuất condensate...;

Xác định khả năng tận dụng đăng ký công suất đặt còn thiếu tại các giai đoạn quy hoạch cho các dự án điện khí của PVN (nếu thấy khả thi), làm cơ sở đề xuất cấp có thẩm quyền và đẩy nhanh lộ trình phát triển dự án khai thác khí.

Cung cấp khí cho các khách hàng công nghiệp dọc tuyến ống/hạ tầng xử lý-phân phối khí trên bờ.

Nghiên cứu, chuẩn bị xây dựng cơ sở hạ tầng nhập khẩu, phân phối LNG khi nguồn khí trong khu vực suy giảm hoặc cung cấp cho các khách hàng mới.

Khu vực Đông Nam Bộ Khai thác hiệu quả các nguồn khí bể Nam Côn Sơn và bể Cửu Long và hoàn

thiện cơ sở hạ tầng thu gom – phân phối khí để đảm bảo cung cấp khí cho khách hàng hiện hữu khu vực Đông Nam bộ;

Tập trung hoàn thành Dự án kho cảng LNG tại Thị Vải (giai đoạn 1 - 2022 và giai đoạn 2 - 2024) đúng tiến độ để cung cấp khí cho nhà máy điện Nhơn Trạch 3 & 4, cũng như các hộ tiêu thụ hiện hữu tại khu vực Phú Mỹ, Nhơn Trạch;

Hoàn thành phương án đầu tư vào Petec và tối ưu hóa hạ tầng kho LNG/LPG của PVGas tại khu vực Thị Vải;

Hoàn thành đàm phán/thống nhất thành lập Công ty LNG Sơn Mỹ để triển khai hiệu quả Dự án kho cảng LNG Sơn Mỹ nhằm cấp khí cho các nhà máy điện tại Trung tâm điện lực Sơn Mỹ và bù đắp lượng khí thiếu hụt cho khu vực Phú Mỹ/Nhơn Trạch qua đường ống kết nối Sơn Mỹ - Phú Mỹ;

Tiếp tục nghiên cứu khả năng nhập khẩu khí tử mỏ Tuna nhằm bổ sung nguồn cung cấp khí và đáp ứng nhu cầu của thị trường;

Về thị trường tiêu thụ: ưu tiên nguồn khí trong nước cung cấp cho nhà máy đạm Phú Mỹ, duy trì cung cấp khí cho các khách hàng hiện hữu và mở rộng các khách hàng công nghiệp (là khách hàng có thể chấp nhận ngay được giá khí LNG).



Khu vực Tây Nam Bộ Tập trung triển khai chuỗi dự án khí Lô B để cung cấp khí cho các nhà máy điện

tại Ô Môn, Cần Thơ; Triển khai dự án phát triển & thu gom khí các mỏ Nam Du – U Minh (Lô 46, 51,…) để bổ sung nguồn cung cho khách hàng hiện hữu tại Cà Mau;

Tiếp tục đàm phán với Petronas để duy trì mua khí từ các mỏ khác của Malaysia sau năm 2026 để cấp bù khí cho khu vực Cà Mau khi sản lượng khí mỏ PM3 CAA suy giảm;

Triển khai đầu tư cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG Tây Nam Bộ để đảm bảo cấp khí bổ sung cho khu vực Cà Mau: (i) Chạy đủ 4 tổ máy NMĐ Cà Mau 1 (ii) Cấp khí cho NMĐ Cà Mau 3 (đang xin bổ sung QHĐ) và NMĐ Kiên Giang (dự kiến vào năm 2026 – 2027).

- Định hướng phát triển chế biến dầu khí Phát triển lĩnh vực chế biến dầu khí để đáp ứng nhu cầu trong nước, hướng tới

mục tiêu xuất khẩu. Thu hút nguồn vốn đầu tư nước ngoài, nguồn vốn đầu tư từ xã hội để phát triển lĩnh vực chế biến dầu khí theo nguyên tắc bảo đảm hài hòa lợi ích quốc gia và nhà đầu tư.

Tập trung phát triển lĩnh vực hóa dầu (bao gồm cả hóa dầu từ khí, hóa dầu từ dầu), hóa chất, tích hợp lọc dầu – hóa dầu để nâng cao giá trị gia tăng sản phẩm dầu khí, tạo ra các nguyên, nhiên, vật liệu để phục vụ phát triển sản xuất công nghiệp trong nước, hướng tới xuất khẩu, giảm tỷ trọng nhập siêu.

Phát triển hợp lý hệ thống phân phối xăng dầu nhằm bảo đảm lưu thông và bình ổn thị trường tiêu thụ, đáp ứng toàn bộ nhu cầu tiêu thụ xăng dầu trong nước; tăng cường các giải pháp gia tăng dự trữ về dầu thô và xăng dầu; khuyến khích sử dụng rộng rãi nhiên liệu sinh học nhằm giảm thiểu sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch và bảo vệ môi trường.

Duy trì vận hành an toàn, ổn định, hiệu quả các nhà máy đang hoạt động; đẩy mạnh đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành Dự án Tổ hợp hóa dầu Long Sơn. Hoàn thành nâng cấp, mở rộng Nhà máy lọc dầu Dung Quất, hình thành trung tâm chế biến dầu khí cho khu vực miền Trung.

Nghiên cứu chuẩn bị đầu tư và triển khai công tác đầu tư xây dựng các dự án hóa dầu/hóa chất mới gắn với các trung tâm chế biến dầu khí.

- Khả năng nhập khẩu sản phẩm dầu mỏ và khí: Nguồn nhập khẩu LPG: Về nhập khẩu LPG trong những năm gần đây, Việt Nam nhập khẩu LPG

chủ yếu từ khu vực châu Á TBD tập trung ở các nước như Trung Quốc, Thái Lan, Úc



và khu vực Trung Đông (Quatar, UAE, Kuwait). Trong đó, Trung Quốc và Thái Lan nhập khẩu LPG chủ yếu (trên 70%) từ khu vực Trung Đông và xuất khẩu sang khu vực Đông Nam Á trong đó có Việt Nam.

Theo đó, các thị trường khu vực châu Á như Úc (thuế nhập khẩu 5% theo AANFTA, Malaysia (thuế nhập khẩu theo ATIGA 0%), Trung Quốc (ACFTA thuế NK 0%), Thái Lan (thuế NK 0% theo ATIGA) (nếu giá nhập khẩu LPG từ Trung Quốc và Thái Lan tiếp tục cạnh tranh so với các khu vực/nước khác) và Trung Đông (Quatar, UAE, Kuwait,...với MFN 5%) là các thị trường Việt Nam có thể xem xét để nhập khẩu LPG trong giai đoạn tới.

Hình 1-12: Lượng dư cung sản phẩm LPG theo quốc gia giai đoạn 2020-2040

Nguồn: WM H1, 2020

Xăng: Trong giai đoạn 2015-2019, Việt Nam chủ yếu nhập khẩu xăng từ Hàn Quốc, Singapore và một số nước khác như Thái Lan, Trung Quốc, Malaysia. Có sự chuyển dịch cơ cấu nhập khẩu, theo đó giảm lượng nhập khẩu từ Singapore thay vào đó tăng cường nhập khẩu mặt hàng xăng từ Hàn Quốc tận dụng ưu đãi thuế nhập khẩu xăng theo VKFTA (thuế xuất mặt hàng xăng 10% từ 2018).

Dự báo trong thời giai đoạn 2020-2040, Việt Nam tiếp tục nhập khẩu xăng từ các nước khu vực Châu Á như Hàn Quốc, Singapore,... để tận dụng thuế nhập khẩu ưu đãi theo các FTA như AKFTA, ATIGA 8% từ 2021 đồng thời cũng có thể nhập khẩu từ Nga để hưởng thuế nhập khẩu 8,8% năm 2021, 7% năm 2022 theo Hiệp định thương mại Việt Nam – EAEU.



Hình 1-13: Lượng dư cung sản phẩm xăng theo quốc gia giai đoạn 2020-2040 (Nguồn: WM H1, 2020)

DO: Thặng dư DO khu vực châu Á Thái Bình Dương ở mức 883.000 thùng/ngày (tương ứng 9,3% tổng nhu cầu toàn khu vực châu Á Thái Bình Dương) đây là mức kỷ lục vào năm 2019, nguyên nhân chủ yếu là do nhu cầu dầu DO ở Trung Quốc tăng trưởng thấp và việc tăng công suất ở Châu Á. Tình trạng dư cung DO khu vực châu Á sẽ tiếp tục duy trì đến 2040 ở mức khoảng 1,5 triệu thùng/ngày năm 2027 trong đó Trung Quốc thặng dư gần 1,4 triệu thùng/ngày năm 2027, khi đó Trung Quốc sẽ là nước xuất khẩu DO lớn nhất khu vực châu Á.



Hình 1-14: Lượng dư cung sản phẩm DO theo quốc gia giai đoạn 2020-2040 (Nguồn:

WM H1, 2020)

Trong những năm gần đây, Việt Nam nhập khẩu DO chủ yếu từ các quốc gia Hàn Quốc, Malaysia, Singapore. Giai đoạn 2018- 6T 2020 lượng DO nhập từ 3 quốc gia này chiếm tới hơn 85% tổng nhập khẩu DO của cả nước. 6 tháng đầu năm 2020 lượng DO nhập khẩu từ Thái Lan tăng lên 12% trong tổng cơ cấu nhập khẩu DO của cả nước, tăng gấp gần 2,5 lần so với cả năm 2019. Theo đó, Hàn Quốc, Thái Lan, Malaysia, Singapore được dự báo tiếp tục là các thị trường tiềm năng để Việt Nam nhập khẩu DO hưởng thuế suất ưu đãi theo các Hiệp định thương mại ATIGA (0% từ 2016), VKFTA và AKFTA (0 % từ 2018).

FO: Các quốc gia thuộc khu vực châu Á Thái Bình Dương dư cung FO bao gồm: Ấn Độ, Nhật Bản, Malaysia, Indonesia, Hàn Quốc, Đài Loan và Thái Lan. Trong đó, Hàn Quốc, Malaysia, Đài Loan và Thái Lan là các Quốc gia mà Việt Nam đã nhập khẩu FO trong những năm gần đây. Năm 2019 và 6T2020 Việt Nam nhập khẩu FO chủ yếu từ 2 quốc gia chính là Malaysia và Singapore chiếm tỷ trọng 99,5% tổng lượng nhập khẩu FO của Việt NamVới thị trường Singapore, Singapore hiện đang là nước nhập khẩu ròng FO, với các đối tác chính từ khu vực Trung Đông và xuất khẩu sang khu vực Đông Nam Á trong đó có Việt Nam. Như vậy, đối với FO, Việt Nam nên xem xét ưu tiên nhập khẩu từ các thị trường như Singapore, Malaysia, Thái Lan, Indonesia, Hàn Quốc để tận dụng thuế suất nhập khẩu ưu đãi từ các Hiệp định thương mại ATIGA, AKFTA, VKFTA.



Hình 1-15: Lượng dư cung sản phẩm FO theo quốc gia giai đoạn 2020-2040

Nguồn: WM H1, 2020 LNG: Nguồn cung LNG thế giới ngày càng đa dạng hơn, đến từ nhiều quốc gia.

Hơn 740 triệu tấn LNG được cam kết bổ sung trong giai đoạn 2018-2023, chủ yếu từ các dự án hóa lỏng khí tại Australia và Mỹ. Bên cạnh đó công suất hóa lỏng khí ở Nga vẫn liên tục gia tăng hàng năm, Quata cũng chuẩn bị mở rộng công suất hóa lỏng để duy trì vị trí dẫn đầu. Ngoài ra những quyết định đầu tư mới ở Canada và khu vực ngoài khơi Mauritania và Senegal càng củng cố thêm sự đa dạng nguồn cung LNG.

Hình 1-16: Dự báo nguồn cung LNG thế giới (Nguồn: VPI)



Dự báo nguồn cung từ các dự án mới sẽ tiếp tục vượt xa nhu cầu - với thặng dư

dự kiến sẽ đạt đỉnh vào khoảng năm 2022/2023. Chủ trương nhập khẩu LNG để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ trong nước gia tăng đã

được Chính Phủ Việt Nam nêu rõ trong Quyết định số 459/QĐ-TTg ngày 30/3/2011, 06 kho cảng LNG đã được đưa vào Quy hoạch Khí 2017 trong đó các dự án LNG Thị Vải và LNG Sơn Mỹ do PVGas đầu tư đang được triển khai.

Để chuẩn bị cho việc tiếp nhận các nguồn khí LNG nhập khẩu, Chính Phủ đã phê duyệt kế hoạch xây dựng các kho cảng tồn trữ và tái hóa khí LNG theo Quyết định số 60/QĐ-TTg ngày 16/01/2017 về việc Phê duyệt Quy hoạch phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035.

Nguồn nhập khẩu LNG của một số nước Đông Nam Á được thể hiện trong bảng sau.

Bảng 1-5: Nguồn nhập khẩu LNG của một số nước trong khu vực

Nguồn cung cấp Nước nhập khẩu Malaysia Indonesia Thái Lan Singapore

US x Úc x Trung Đông x x Các nước khác x x x

Như vậy, thị trường LNG hiện nay vẫn tiếp tục là thị trường dư cung, Việt Nam có thể xem xét nhập khẩu LNG từ thị trường Trung Đông, Úc, Mỹ,…

- Hạ tầng nhập khẩu (cảng, kho) LPG: Hạ tầng nhập khẩu LPG được đề cập trong Bảng 1.8, Chương 1, mục

1.3.2.2. Xăng, DO, FO: Hạ tầng nhập khẩu Xăng, DO, FO được đề cập chi tiết trong

chương 5 của báo cáo quy hoạch. LNG: Hạ tầng nhập khẩu LNG hiện chỉ có Kho chứa LNG Hải Linh với công

suất 120.000 m3, vận hành năm 2020.

b. Phân ngành than

- Định hướng tìm kiếm, thăm dò than: Đẩy mạnh thăm dò đến đáy tầng than, đánh giá trữ lượng than nhằm chuẩn bị cơ

sở tài nguyên tin cậy cho sự phát triển ổn định, lâu dài của ngành. Theo đó, tập trung đẩy mạnh công tác xin cấp phép thăm dò, đổi mới công nghệ thăm dò đặc biệt đối với những khu vực nằm ở độ sâu lớn; Thực hiện việc tiền tệ hóa tài nguyên than; Viện Năng lượng 83


Tiếp tục nghiên cứu, lựa chọn công nghệ để có thể thăm dò, khai thác bể than

đồng bằng sông Hồng. - Khả năng khai thác than theo các giai đoạn

Theo dự báo của Quy hoạch thì Việt Nam sẽ phải nhập khẩu số lượng than lớn, khai thác trong nước chỉ đáp ứng được khoảng dưới 50% tổng nhu cầu sử dụng than. Theo đó định hướng của ngành than là tiếp tục đầu tư cải tạo mở rộng các mỏ hiện có và đầu tư xuống sâu, đầu tư mới các mỏ trên nguyên tắc khai thác tối đa và hiệu quả tài nguyên than; đảm bảo hiệu quả kinh tế - xã hội của khai thác than; đảm bảo hài hòa lợi ích của doanh nghiệp, người lao động, địa bàn vùng than và nền kinh tế gắn với đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia và phát triển bền vững ngành Than. Cụ thể đối với từng phương thức khai thác như sau:

Khai thác than hầm lò: + Tập trung phát triển các mỏ hầm lò sản lượng lớn theo tiêu chí “Mỏ xanh, mỏ

hiện đại, mỏ sản lượng cao”; + Liên thông các mỏ hầm lò có cùng điều kiện khoáng sàng thành các mỏ có

công suất lớn trên 2,0 triệu tấn/năm; + Tiếp tục đầu tư các mỏ than theo quy hoạch, đáp ứng nhu cầu than cao nhất cho

nền kinh tế. Các đơn vị tập trung đảm bảo tiến độ các dự án mỏ than; + Tiếp tục nghiên cứu đổi mới công nghệ khai thác theo hướng tiên tiến hiện đại

gắn liền với cơ giới hóa, tự động hóa và tin học hóa; thực hiện đồng bộ các giải pháp với mục tiêu tăng năng xuất lao động.

Khai thác than lộ thiên: + Phát triển mở rộng các mỏ lộ thiên hiện có theo hướng nâng cao hệ số bóc giới

hạn, phù hợp với điều kiện kỹ thuật và giá bán than; nâng cao tối đa năng lực khai thác phù hợp với quy hoạch đổ thải, vận tải, thoát nước và bảo vệ cảnh quan môi trường;

+ Khai thác tối đa nguồn tài nguyên đã được giao quản lý, bao gồm cả phần tài nguyên tại các khu vực trụ bảo vệ các công trình hầm lò, phần tài nguyên còn lại sau khi đã khai thác hầm lò...

+ Tiếp tục đổi mới đồng bộ và hiện đại hóa thiết bị dây chuyền khai thác, vận tải theo hướng đưa vào sử dụng các thiết bị cơ động có công suất lớn, các hệ thống vận tải liên tục phù hợp với điều kiện và quy mô của từng mỏ;

+ Tối ưu hóa các chỉ tiêu thông số kỹ thuật của hệ thống khai thác đang áp dụng; tăng cường ứng dụng hệ thống khai thác theo lớp đứng, công nghệ khai thác chọn lọc và khai thác vỉa mỏng; công nghệ đổ thải bãi thải tạm và bãi thải trong.



Đối với bất cứ công nghệ nào cũng cần phải áp dụng các giải pháp kỹ thuật và

quản lý tiến bộ nhất để giảm thiểu tỷ lệ tổn thất và làm bẩn than trong khai thác, giảm tiêu hao năng lượng.

- Định hướng phát triển sàng tuyển, chế biến than Tiếp tục thực hiện các dự án sàng tuyển than được duyệt dựa trên cơ sở rà soát

lại sản lượng, quy mô công suất các nhà máy cũng như thời gian dự kiến đi vào hoạt động. Tùy theo điều kiện cụ thể cần đầu tư các nhà máy sàng tuyển tập trung cho từng khu vực; duy trì ở mức cần thiết các cụm sàng mỏ hiện có để đảm bảo cung cấp than theo yêu cầu chất lượng của các hộ tiêu thụ;

Lựa chọn công nghệ sàng tuyển phù hợp với nhu cầu đầu ra cho sản phẩm, theo đó sẽ ưu tiên sản xuất các chủng loại than đáp ứng tối đa cho nhu cầu tiêu thụ trong nước. Đồng thời tiếp tục nghiên cứu hoàn thiện công nghệ sàng tuyển theo hướng tối đa sản phẩm, nước sử dụng tuần hoàn nhằm giảm thiểu tác động đến môi trường;

Nghiên cứu và hoàn thiện hệ thống pha trộn than, tiến tới chủ động trong công tác nhập khẩu cũng như linh hoạt trong pha trộn đảm bảo đa dạng hóa nguồn than thương phẩm cấp các nhà máy nhiệt điện, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia;

Xây dựng hệ thống tự động hóa điều khiển giám sát diện rộng, ứng dụng công nghệ tự động hóa tích hợp điện toán đám mây điều khiển giám sát vận hành toàn bộ các thiết bị dây chuyền, các khâu công nghệ nhà máy.

- Định hướng phát triển vận tải ngoài Thực hiện việc phân luồng vận chuyển than theo các khu vực thông qua việc gắn

các mỏ, các vùng than với các hộ tiêu thụ lớn trong khu vực phù hợp với quy hoạch phát triển kinh tế - xã hội, quy hoạch phát triển đô thị và phát triển cơ sở hạ tầng các khu vực có hoạt động khai thác than.

Tiếp tục xây dựng hoàn chỉnh các tuyến băng tải và phát huy tối đa năng lực vận tải của các tuyến đường sắt hiện có (Phù hợp với Quyết định số 358/QĐ-TTg ngày 10 tháng 3 năm 2020 của Thủ tướng Chính Phủ phê duyệt đề án đảm bảo trật tự hành lang an toàn giao thông và xử lý dứt điểm lối đi tự mở qua đường sắt) để phục vụ vận tải than từ SCN các mỏ đến các cơ sở sàng tuyển, kho than tập trung và đến các cảng xuất than.

Cải tạo nâng cấp hệ thống đường ô tô chuyên dùng ngành than đồng bộ với hệ thống đường bộ theo QHCXD của các địa phương. Giảm tối đa hình thức vận tải bằng ôtô để giảm thiểu ảnh hưởng xấu đến môi trường xung quanh.

- Định hướng phát triển cảng xuất, nhập khẩu than



Đầu tư xây dựng các cảng với công nghệ hiện đại đảm bảo hiệu quả sản xuất và

thân thiện môi trường, phù hợp với nhu cầu tiêu thụ than trong nước và xuất khẩu đồng thời phù hợp với quy hoạch chung xây dựng của các địa phương:

. Đối với các cảng hiện có tại các vùng sản xuất than: Duy trì, cải tạo nâng cấp các cảng hiện có tại vùng than Uông Bí, Hòn Gai, Cẩm Phả (Gồm cảng Bến Cân, cảng Hồng Thái Tây, cảng Điền Công, Cảng Làng Khánh, cụm cảng Km6, cảng Cẩm Phả (Cửa Ông), cảng Khe Dây, cảng Hóa Chất). Đồng thời đầu tư nâng cấp thiết bị rót hiện đại, xây dựng hoàn chỉnh cơ sở hạ tầng phục vụ việc nhập, pha trộn than tại các cảng để phù hợp với nhu cầu tiêu thụ than trong nước và xuất khẩu.

. Xây dựng mới các cảng khu vực Đông Triều - Phả Lại và vùng than Đồng Bằng Sông Hồng với quy mô phù hợp với sản lượng than khai thác của từng khu vực.

Các kho cảng trung chuyển than: + Xây dựng kho cảng trung chuyển than theo từng khu vực miền Bắc - miền

Trung - miền Nam để phục vụ tiếp nhận và trung chuyển than cho các vùng, đặc biệt là đối với than nhập khẩu, đáp ứng các tầu có trọng tải lớn ≥ 100.000 tấn. Đồng thời phù hợp với mạng lưới hệ thống các cảng đã được xác định theo Quy hoạch phát triển hệ thống cảng biển Việt Nam.

+ Giai đoạn trước mắt xem xét mở rộng các cảng chuyên dùng của các hộ tiêu thụ lớn (các TTNĐ) để có thể trực tiếp nhập than khi nhu cầu nhập khẩu chưa cao.

- Khả năng nhập khẩu than: Khả năng nhập khẩu than được xây dựng dựa trên các cơ sở chính như sau: + Cân đối cung cầu, xác định khối lượng, chủng loại và các hộ tiêu thụ cần nhập

khẩu than. + Cơ sở hạ tầng về nhập khẩu than, năng lực các hệ thống kho bãi của các đơn vị. + Nguồn cung than nhập khẩu trên thị trường thế giới đáp ứng đủ các tiêu chuẩn

về khối lượng, chất lượng, thời hạn và giá bán. - Định hướng phát triển thị trường than Đẩy mạnh hoạt động nhập khẩu than theo hướng phát triển hài hoà, đồng bộ với

sản xuất, tiêu thụ than trong nước nhằm góp phần đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.

Tạo môi trường thuận lợi cho phát triển thị trường than trong nước theo cơ chế thị trường cạnh tranh.

Xây dựng mới các cảng trung chuyển than nhằm đáp ứng nhu cầu nhập khẩu than theo hình thức công tư. Duy trì ổn định, hiện đại hoá trang thiết bị các kho bãi, cảng hiện có để phục vụ chế biến và pha trộn than đáp ứng nhu cầu thị trường.



Đẩy mạnh hoạt động nghiên cứu, hợp tác đầu tư ở thị trường than ngoài nước để

có nguồn than ổn định, nhập khẩu về phục vụ cho nhu cầu than của các nhà máy nhiệt điện trong nước.

c. Phân ngành năng lượng tái tạo

Định hướng phát triển năng lượng tái tạo theo vùng lãnh thổ Chiến lược, Quy hoạch phát triển NLTT, Về chủ trương chính sách, tính đến năm 2020 Chính phủ đặt mục tiêu phát triển

NLTT tại Quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25 tháng 11 năm 2015 phê duyệt Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 và Quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18 tháng 3 năm 2016 phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 đến 2020 có xét đến 2030. Dưới đây là các diễn giải cụ thể về mục tiêu phát triển điện của từng phân ngành NLTT và các chỉ số nêu trong các Quyết định trên

* Chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quyết định 2068/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ ngày 25/11/2015)

Đối với điện gió: Sản lượng điện sản xuất từ nguồn điện gió tăng lên khoảng 2,5 tỷ kWh vào năm 2020; khoảng 16 tỷ kWh vào năm 2030 và khoảng 53 tỷ kWh vào năm 2050.

Đối với điện mặt trời: Điện năng sản xuất từ năng lượng mặt trời tăng lên khoảng 1,4 tỷ kWh vào năm 2020; khoảng 35,4 tỷ kWh vào năm 2030 và khoảng 210 tỷ kWh vào năm 2050.

Đối với điện sinh khối: Điện năng sản xuất từ sinh khối tăng lên gần 7,8 tỷ kWh năm 2020; khoảng 37 tỷ kWh vào năm 2030 và 85 tỷ kWh vào năm 2050.

Đối với thuỷ điện nhỏ: Điện năng sản xuất từ nguồn thủy điện tăng lên gần 90 tỷ kWh vào năm 2020; khoảng 96 tỷ kWh từ năm 2030. Quyết định 2068/QĐ-TTg cũng chưa đặt ra mục tiêu phát triển cụ thể cho Thuỷ điện nhỏ.

Tổng hợp mục tiêu phát triển điện từ năng lượng tái tạo theo Chiến lược phát triển NLTT được thể hiện trong bảng dưới đây.

Bảng 1-6: Mục tiêu phát triển điện từ NLTT theo Chiến lược phát triển NLTT

Loại hình điện tái tạo Mục tiêu theo sản lượng điện (MWh) Mục tiêu theo công suất

(MW) (*) 2020 2030 2050 2020 2030 2050

Điện gió 2.500.000 16.000.000 53.000.000 893 5.714 18.929 Điện mặt trời 1.400.000 35.400.000 210.000.000 933 23.600 140.000



Loại hình điện tái tạo Mục tiêu theo sản lượng điện (MWh) Mục tiêu theo công suất

(MW) (*) 2020 2030 2050 2020 2030 2050

Điện sinh khối 7.800.000 37.000.000 85.000.000 1.950 9.250 21.250 Thuỷ điện nhỏ N/A N/A N/A N/A N/A N/A Điện từ Chất thải rắn N/A N/A N/A N/A N/A N/A

Ghi chú: N/A - Chưa thiết lập mục tiêu cụ thể. (*) Mục tiêu phát triển điện tái tạo (theo công suất) được ước tính dựa trên mục tiêu về điện

năng sản xuất. * Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm

2030 (Tổng sơ đồ điện VII điều chỉnh) ban hành tại Quyết định số 428/QĐ-TTg, ngày 18/3/2016 của Thủ tướng Chính phủ

Đối với điện gió: Nâng tổng công suất nguồn điện gió lên khoảng 800 MW vào năm 2020, khoảng 2.000 MW vào năm 2025 và khoảng 6.000 MW vào năm 2030

Đối với điện mặt trời: Nâng tổng công suất nguồn điện mặt trời lên khoảng 850 MW vào năm 2020, khoảng 4.000 MW vào năm 2025 và khoảng 12.000 MW vào năm 2030

Đối với điện sinh khối: Tăng tỷ trọng điện năng sản xuất từ nguồn năng lượng sinh khối đạt khoảng 1% vào năm 2020, khoảng 1,2 % vào năm 2025 và khoảng 2,1% vào năm 2030

Đối với Thuỷ điện nhỏ: Theo quyết định 428/QĐ-TTg, tổng công suất các nguồn thuỷ điện (bao gồm thuỷ điện vừa và nhỏ, thuỷ điện tích năng) tăng lên khoảng 21.600 MW vào năm 2020, khoảng 24.600 MW vào năm 2025 và khoảng 27.800 MW vào năm 2030. Tuy nhiên Quyết định 428/QĐ-TTg chưa đặt ra mục tiêu phát triển cụ thể cho Thuỷ điện nhỏ.

Tổng hợp mục tiêu phát triển điện từ năng lượng tái tạo theo TSĐ VII hiệu chỉnh được thể hiện trong bảng dưới đây.

Bảng 1-7: Mục tiêu phát triển điện từ năng lượng tái tạo theo TSĐ VII hiệu chỉnh

STT Loại hình điện tái tạo Mục tiêu (MW) 2020 2025 2030

1 Điện gió 800 2.000 6.000 2 Điện mặt trời 850 4.000 12.000 3 Điện sinh khối (*) 663 1.200 3.003 4 Thuỷ điện nhỏ N/A N/A N/A 5 Điện từ Chất thải rắn N/A N/A N/A



Ghi chú: N/A - chưa thiết lập mục tiêu cụ thể. (*) Mục tiêu phát triển điện sinh khối (theo công suất) ước tính dựa trên mục tiêu về tỷ trọng

điện năng sản xuất. * Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị ký ban hành về

định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045.

Tổng hợp mục tiêu phát triển điện từ năng lượng tái tạo theo Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị như sau:

Về năng lượng tái tạo: Xây dựng các cơ chế, chính sách đột phá để khuyến khích và thúc đẩy phát triển mạnh mẽ các nguồn năng lượng tái tạo nhằm thay thế tối đa các nguồn năng lượng hoá thạch. Ưu tiên sử dụng năng lượng gió và mặt trời cho phát điện; khuyến khích đầu tư xây dựng các nhà máy điện sử dụng rác thải đô thị, sinh khối và chất thải rắn đi đôi với công tác bảo vệ môi trường và phát triển kinh tế tuần hoàn. Hình thành và phát triển một số trung tâm năng lượng tái tạo tại các vùng và các địa phương có lợi thế. Sớm nghiên cứu, đánh giá tổng thể về tiềm năng và xây dựng định hướng phát triển năng lượng địa nhiệt, sóng biển, thuỷ triều, hải lưu; triển khai một số mô hình ứng dụng, tiến hành khai thác thử nghiệm để đánh giá hiệu quả. Thực hiện nghiên cứu công nghệ, xây dựng một số đề án thử nghiệm sản xuất và khuyến khích sử dụng năng lượng hydro phù hợp với xu thế chung của thế giới.

Về thuỷ điện: Huy động tối đa các nguồn thuỷ điện hiện có. Phát triển có chọn lọc, bổ sung một số thuỷ điện nhỏ và vừa, thuỷ điện tích năng. Có chiến lược hợp tác phát triển thuỷ điện gắn với nhập khẩu điện năng dài hạn từ nước ngoài.

Về điện gió và điện mặt trời: Ưu tiên phát triển phù hợp với khả năng bảo đảm an toàn hệ thống với giá thành điện năng hợp lý. Khuyến khích phát triển điện mặt trời áp mái và trên mặt nước. Xây dựng các chính sách hỗ trợ và cơ chế đột phá cho phát triển điện gió ngoài khơi gắn với triển khai thực hiện Chiến lược biển Việt Nam

Về điện sinh khối, rác thải và chất thải rắn: Khai thác tối đa nguồn điện sinh khối đồng phát; tăng cường phát triển các nguồn điện từ rác thải đô thị, chất thải rắn và sinh khối.

+ Về sản xuất: Đầu tư hiện đại hoá ngành điện từ khâu sản xuất, truyền tải đến phân phối đáp ứng yêu cầu phát triển của thị trường điện, có khả năng tích hợp quy mô lớn nguồn năng lượng tái tạo; nâng cao khả năng bảo đảm an ninh mạng lưới điện và chất lượng dịch vụ điện.



+ Về chế tạo thiết bị và dịch vụ: Xây dựng cơ chế, chính sách khuyến khích và

hỗ trợ phát triển công nghiệp chế tạo và dịch vụ phục vụ ngành năng lượng theo hướng tăng cường nội lực, hướng đến xuất khẩu; ưu tiên phát triển các ngành chế tạo máy, thiết bị điện. Cơ chế khuyến khích phát triển NLTT

Để đạt được các mục tiêu NLTT được chỉ ra trong QHĐ VII sửa đổi cũng như Chiến lược phát triển NLTT nêu trên, Chính phủ Việt Nam đã ban hành nhiều cơ chế khuyến khích khác nhau cho các loại hình điện năng lượng tái tạo được đánh giá có tiềm năng lớn.

Ngoài các cơ chế khuyến khích về giá mua điện , các dự án NLTT ở Việt Nam còn có thể được hưởng các cơ chế hỗ trợ khác như ưu đãi thuế thu nhập doanh nghiệp, thuế nhập khẩu thiết bị, ưu đãi về sử dụng đất và tiếp cận tài chính.... Bảng dưới đây tóm lược các cơ chế ưu đãi khác của Chính phủ cho tất cả các loại dự án NLTT.

Bảng 1-8: Cơ chế khuyến khích cho dự án điện tái tạo nối lưới tại Việt Nam

STT Cơ chế khuyến khích tài chính và tài khoá

Mức độ

1 Thuế TNDN Thuế suất thuế TNDN: - 4 năm đầu kể từ năm có thu nhập chịu thuế: 0% - 9 năm tiếp theo: 5% - 2 năm tiếp theo: 10% - Các năm còn lại: 20%

2 Thuế nhập khẩu Hàng hóa nhập khẩu làm tài sản cố định, vật liệu và bán thành phẩm không được sản xuất trong nước. Nhà đầu tư nên kiểm tra Danh mục các hàng hóa và sản phẩm được miễn thuế nhập khẩu hàng năm được Bộ KHĐT công bố.

3 Sử dụng đất Tiền thuê đất ưu đãi theo quy định của tỉnh 4 Phí bảo vệ môi

trường 0%

5 Đầu tư Ngân hàng Phát triển Việt Nam (VDB) cho vay lên tới 70% tổng chi phí đầu tư với lãi suất tương đương với mức lãi suất trái phiếu chính phủ kỳ hạn 5 năm cộng với 1%/năm.

Năng lượng tái tạo cho sản xuất nhiệt + Định hướng phát triển NLMT:



Tăng diện tích hấp thụ của các dàn nước nóng năng lượng mặt trời từ khoảng 8

triệu m2 vào năm 2020, cung cấp 1,1 triệu TOE; khoảng 22 triệu m2 năm 2030, cung cấp 3,1 triệu TOE và đạt khoảng 41 triệu m2 vào năm 2050, cung cấp 6 triệu TOE.

Tăng tỷ lệ số hộ gia đình có các thiết bị sử dụng năng lượng mặt trời (dàn đun nước nóng, bếp nấu ăn, sưởi ấm và làm mát không gian, chưng cất nước,... sử dụng năng lượng mặt trời) từ 12% vào năm 2020, khoảng 26% vào năm 2030 và khoảng 50% vào năm 2050.

+ Định hướng phát triển khí sinh học: Tăng quy mô sử dụng công nghệ khí sinh học với thể tích xây dựng từ khoảng 8

triệu m3 vào năm 2020; khoảng 60 triệu m3 vào năm 2030 và khoảng 100 triệu m3 vào năm 2050.

+ Định hướng phát triển khí sinh khối: Chuyển đổi việc sử dụng năng lượng sinh khối truyền thống trong nấu ăn tại hộ

gia đình và trong công nghiệp, tiểu thủ công nghiệp địa phương từ các bếp truyền thống và thiết bị có hiệu suất thấp bằng các bếp, thiết bị chuyển hóa năng lượng sinh khối tiên tiến, hiệu suất cao. Đưa tỷ lệ số hộ gia đình sử dụng bếp tiên tiến, hiệu suất cao từ mức không đáng kể hiện nay lên đạt khoảng 30% vào năm 2020; khoảng 60% vào năm 2025 và từ năm 2030, hầu hết các hộ dân nông thôn đều sử dụng bếp có hiệu suất cao, hợp vệ sinh. Năng lượng tái tạo cho giao thông

Tăng sản lượng nhiên liệu sinh học từ khoảng 800 nghìn TOE, đáp ứng khoảng 5% nhu cầu nhiên liệu của ngành giao thông vận tải vào năm 2020; đạt khoảng 3,7 triệu TOE, đáp ứng khoảng 13% nhu cầu nhiên liệu của ngành giao thông vận tải vào năm 2030; đến năm 2050, sản lượng nhiên liệu sinh học đạt 10,5 triệu TOE, đáp ứng khoảng 25% nhu cầu nhiên liệu của ngành giao thông vận tải.

+ Tiềm năng và khả năng khai thác các nguồn năng lượng tái tạo Năng lượng gió Tiềm năng lý thuyết: Theo Thông tư 06/2013/TT-BCT thì “Tiềm năng điện gió

lý thuyết” là tiềm năng điện gió được xác định với vận tốc gió từ 6,0 m/s trở lên ở độ cao 80m. Tuy nhiên, phần lớn diện tích này là khu vực đất nằm dọc ven biển Nam Trung Bộ, Nam Bộ, khu vực Tây Nguyên, khu vực Bắc Trung Bộ và một phần diện tích nhỏ ở khu vực miền Bắc.

Bảng 1-9: Tiềm năng lý thuyết điện gió trên đất liền tại độ cao 80 m Tốc độ gió (m/s) 5.5 - 6.0 6.0 - 6.5 6.5 - 10 Tổng



Diện tích (km2) 27.505 16.070 19.187 62.762

Theo nghiên cứu, công suất lắp đặt sẽ khoảng 5,1 MW/km2 và tổng công suất điện gió theo lý thuyết ước tính 320,1 GW. Nếu tính theo thông tư 06/2013/TT-BCT cho tốc độ gió từ 6m/s trở lên thì tiềm năng lý thuyết điện gió trên bờ của Việt nam thấp hơn: 179,8 GW1.

Đối với tiềm năng lý thuyết cho điện gió ngoài khơi, hiện chưa có một đánh giá chi tiết nào được thực hiện do các số liệu đầu vào chưa được thu thập và đánh giá trên cơ sở khoa học. Theo số liệu mới cập nhật nhất của Ngân Hàng thế giới thì tiềm năng lý thuyết - kỹ thuật sơ bộ là 475GW2.

Tiềm năng kỹ thuật: Tiềm năng kỹ thuật gió trên bờ, đối với quy mô công nghiệp, các tuabin gió hiện nay đều phát điện ở tốc độ gió trên 3 m/s, do đó tiềm năng gió kỹ thuật có thể xem xét từ tiềm năng gió lý thuyết ứng với tốc độ gió trên 3m/s, các điều kiện tự nhiên và điều kiện kỹ thuật như sử dụng đất, độ dốc, độ cao... Như vậy, diện tích đất ứng với Với tốc độ gió trên 3m/s sẽ đạt 290907 km2.

Trên cơ sở thông tư 06/2013/TT-BCT, tiềm năng điện gió kỹ thuật ứng với tốc độ gió trên 6 m/s tại độ cao 80m có diện tích 9649 km2. Theo đó, khu vực diện tích lớn nhất là Tây Nguyên 4774 km2, tiếp đến là khu vực Bắc Trung bộ (2214 km2), Duyên Hải Nam Trung bộ.

Qua phân tích và tính toán, tổng tiềm năng kỹ thuật cho cả nước có thể đạt 42608 km2 hoặc 217,3 GW. Nếu loại trừ khoảng gió tốc độ thấp ≤5,5 m/s được coi là không khả thi với trình độ KHCN hiện tại thì tiềm năng kỹ thuật của diện gió trên đất liền còn khoảng 47 GW.

Tiềm năng kỹ thuật gió ngoài khơi: Tiềm năng điện gió ngoài khơi hiện chưa được tiến hành đánh giá đầy đủ. Căn cứ theo số liệu đánh giá tiềm năng lý thuyết-kỹ thuật nêu trên của Ngân hàng Thế giới là 475GW là rất lớn, tập trung chủ yếu vùng trung bộ, nam trung bộ và một phần ven biển phía bắc.

Một nghiên cứu khác của cơ quan năng lượng Đan mạch (DEA) cho Bộ Công thương năm 2020, đã đánh giá chi tiết tiềm năng kỹ thuật theo một số tiêu chí loại trừ như: - Luồng hàng hải; - Khu vực bảo tồn, cấm khai thác; - Mỏ khai thác dầu khí; - Khoảng cách đến bờ và độ sâu đáy biển; - Vùng gió bão khắc nghiệt, và động đất; -

1 Tiềm năng lý thuyết này được tính theo Thông tư 06/2013/TT-BCT cho tốc độ gió từ 6m/s trở lên. 2 Theo đánh giá của nhóm lập Tổng sơ đồ điện 8, kết quả tính toán của Ngân hàng Thế giới đưa ra gọi là tiềm năng kỹ thuật, tuy nhiên chưa loại trừ theo tiêu chí sử dụng mặt biển, chồng lấn đường hàng hải, đảo…mà mới chỉ áp dụng 2 tiêu chí là tốc dộ gió >7m/s và độ sâu đáy biển ≤1000m, nên kết quả này có thể coi là nhỏ hơn tiềm năng lý thuyết, lớn hơn tiềm năng kỹ thuật theo định nghĩa trong trong báo cáo Tổng sơ đồ điện 8 này, xem phần tiềm năng kỹ thuật tiếp theo. Viện Năng lượng 92


Cáp ngầm dưới biển. Kết quả đánh giá tiềm năng kỹ thuật của điện gió ngoài khơi khoảng 162GW (chi tiết xem bảng sau). Trong đó diện gió ngoài khơi móng cố định (độ sâu đáy biển ≤ 50m) khoảng 132GW và móng nổi khoảng 30GW.

Qua phân tích và tính toán, tiềm năng kỹ thuật cho điện gió ngoài khơi có thể đạt 31.808 km2 hoặc 162.200MW (Nguồn DEA/EREA).

Năng lượng mặt trời Tiềm năng năng lượng mặt trời trên mặt đất quy mô lớn và nối lưới: Mật độ công

suất điện của dàn bằng mật độ công suất điện của mô đun (100–150 MWp/km2 đối với các mô đun silicon). Theo khảo sát các dự án lớn và thảo luận với các nhà lắp đặt hệ thống ĐMTcho thấy khoảng cách tối thiểu cho các phương tiện vụ hoạt động là 3,5 m giữa các hàng và trong thực tế đã áp dụng là 4–5 m. Theo quy định của Bộ Công Thương, diện tích yêu cầu là ≤1,2ha/MWp, tương đương 77-82MWp/km2. Đối với một số trường hợp chung, có tính đến các cấu hình khác nhau của mặt đất và độ dốc, vv... thì áp dụng mật độ công suất điện 33 MW/km2 từ nay đến năm 20503 là phù hợp.

Tiềm năng năng lượng mặt trời nổi trên mặt hồ: Đối với các dự án điện mặt trời nổi trên mặt hồ, tiềm năng kỹ thuật của sẽ được tính toán dự trên một số giả định như sau:

. Các hồ đều có diện tích mặt nước tối thiểu 1ha;

. Diện tích sử dụng cho phát triển ĐMT nổi chiếm 30% diện tích mặt hồ;

. Diện tích đất yêu cầu theo quy định của Bộ Công thương là 1,2ha/MWp. Tiềm năng năng lượng mặt trời áp mái: Tiềm năng kỹ thuật các dự án điện mặt

trời áp mái sẽ dựa theo các số liệu và giả định dưới đây: . Diện tích đất yêu cầu theo quy định của Bộ Công thương là 1,2ha/MWp . Hệ số DC/AC là 1,25 . Diện tích sử dụng cho phát triển điện mặt trời áp chỉ chiếm 20-40% diện tích

mái của các hộ gia đình tùy theo khu vực Năng lượng sinh khối Tiềm năng lý thuyết: Tiềm năng lý thuyết nguồn sinh khối toàn quốc tăng khoảng

1,9%/năm đến năm 2030 và tăng khoảng 0,6%/năm cho giai đoạn 2030 – 2050. Ước tính, đến năm 2030 tổng tiềm năng lý thuyết nguồn sinh khối đạt 113,24 triệu MWh và đến năm 2050 đạt 120,33 triệu MWh.

3 Theo báo cáo của NREL (Land-Use Requirements for Solar Power Plants in the United, 2013), Hệ số công suất nhà máy điện mặt trời (công suất lớn, trục cố định) tại Mỹ hiện tại là 5,8 acres diện tích sử dụng trực tiếp của nhà máy/MWac, nếu tính thêm tổng diện tích phụ trợ sẽ là 7,5 acres/MWac. Tương đương 43MW/km2 và 33 MW/km2. Viện Năng lượng 93


Tiềm năng kỹ thuật: Tiềm năng kỹ thuật nguồn sinh khối là một phần tiềm năng

lý thuyết sau khi xem xét và tính đến các giới hạn trong khai thác, khả năng kỹ thuật thu gom, hệ số thu gom nguồn SK. phụ thuộc loại SK, từng địa điểm/khu vực khai thác.

Tổng tiềm năng kỹ thuật nguồn năng lượng sinh khối toàn quốc đến năm 2030 đạt 75,5 triệu MWh và đạt 82,17 triệu MWh vào năm 2050

Năng lượng chất thải rắn ⋅ Tiềm năng lý thuyết: Tính đến năm 2030, các tỉnh có tiềm năng lý thuyết với quy mô công suất lớn

hơn 100MW bao gồm 7 tỉnh thành: Hà Nội, TP Hồ Chí Minh, Bà Rịa – Vũng Tàu, Đồng Nai, Bình Định, Bình Dương, Hưng Yên. Ngược lại, các tỉnh có tiềm năng lý thuyết thấp với quy mô công suất dưới 10MW bao gồm các tỉnh thành: Bắc Kạn, Đắk Lắk, Điện Biên, Hà Giang, Lai Châu, Lào Cai. Tiềm năng lý thuyết tập trung chủ yếu tại các khu đô thị lớn, khu kinh tế trọng điểm.

Đến năm 2040, toàn bộ 63/63 tỉnh, thành phố Trung ương có tiềm năng lý thuyết với quy mô công suất lớn hơn 10MW. Đây là động lực để các địa phương chuẩn bị công tác lập quy hoạch và triển khai các dự án nguồn điện sử dụng CTR.

Đến năm 2050, tỷ lệ 33,33% (21/63) địa phương có tiềm năng lý thuyết với quy mô công suất lớn hơn 100MW, trong đó đặc biệt là tỉnh Bình Dương với quy mô công suất lên đến 1.949,55MW, chiếm tới 23,50% tiềm năng lý thuyết của cả nước. Đối với tỉnh Bình Dương cần sớm nghiên cứu địa điểm và quy hoạch ngay từ bây giờ để cụ thể hoá tiềm năng này.

⋅ Tiềm năng kỹ thuật Bốn tỉnh có tiềm năng kỹ thuật lớn nhất và quy mô công suất lớn hơn 100MW

bao gồm Đồng Nai, Hà Nội, Long An và TP Hồ Chí Minh với giá trị lần lượt là 133MW, 102MW, 220MW và 176MW đến năm 2030. Ngược lại, các tỉnh có tiềm năng kỹ thuật dưới 5MW đến năm 2050 bao gồm 27 tỉnh, chiếm khoảng 43% tổng số 63 tỉnh, thành phố trung ương. Hầu hết các tỉnh này ở khu vực miền núi, duyên hải miền trung và khu vực vùng sâu, vùng xa với mật độ dân số thấp.

⋅ Tiềm năng tài chính Đến năm 2050, 30 tỉnh có tiềm năng tài chính, chiếm khoảng 47,62% số lượng

các tỉnh trên toàn quốc. Trong đó, ba tỉnh có tiềm năng tài chính lớn nhất và công suất lớn hơn 50MW bao gồm tỉnh Long An, TP Hà Nội, và TP Hồ Chí Minh với giá trị lần lượt là 220MW, 60MW và 160MW đến năm 2025. Theo đánh giá tài chính, ba địa



phương này được kiến nghị ưu tiên phát triển các dự án thí điểm. Tổng hợp tiềm năng tài chính đến năm 2050 được thể hiện trong phần phụ lục.

Thủy điện nhỏ Theo đánh giá và báo cáo (kết quả nghiên cứu phân ngưỡng công suất TĐN, Bộ

Công nghiệp, 8/2006), thì tiềm năng kỹ thuật TĐN Việt Nam có công suất từ 0,1MW ÷ 30MW/trạm có khoảng 497 DA, tổng công suất lắp đặt khoảng 4.991,37 MW, điện năng trung bình 20,39TWh/năm, chiếm 10 ÷12% tổng trữ năng lý thuyết nguồn thủy điện toàn quốc. Trong đó: Tiềm năng TĐN phân bố tại 38 tỉnh thành phố, tập trung ở các vùng núi phía Bắc, miền Nam Trung bộ và Tây Nguyên. Tiềm năng nêu trên chưa tính đến các trạm thuỷ điện cực nhỏ có công suất từ 100W ÷ dưới 0,1MW.

Theo các yêu cầu Nghị quyết 62 của Quốc hội, trên cơ sở cập nhật số liệu thuỷ điện nhỏ của một số tỉnh, tính đến năm 2018 tổng công suất lắp máy các dự án thủy điện nhỏ trên địa bàn toàn quốc sau rà soát là 313 dự án với ∑Nlm = 2.860 MW. Trong đó:

Nhà máy đang nghiên cứu đầu tư 246 dự án với tổng công suất lắp máy là ∑Nlm= 2.435,15MW.

Nhà máy chưa nghiên cứu đầu tư 67 Dự án với tổng công suất lắp máy là ∑Nlm= 424,78 MW.

Năng lượng tái tạo khác ⋅ Thủy triều Viện Năng Lượng đã sơ bộ hoàn thành một báo cáo nghiên cứu tiền khả thi về

tiềm năng điện thuỷ triều ở Việt Nam năm 2004. Các khảo sát đã được tiến hành trên suốt dọc bờ biển. Trên cơ sở đặc điểm địa hình và kiến tạo địa chất của các vịnh, vụng, vũng, đầm..., chế độ triều, độ lớn triều, các vị trí có tiềm năng năng lượng và khả năng khai thác điện năng thuỷ triều dọc theo ven bờ biển Việt Nam được phân chia theo 18 vị trí trên bản đồ. Qua điều tra khảo và tính toán, bước đầu cho thấy tiềm năng năng lượng thuỷ triều ở nước ta không lớn.

Trữ lượng điện năng thuỷ triều của Việt Nam chỉ vào khoảng 1,6 tỷ KWh/năm và tập trung chủ yếu ở vùng bờ biển tỉnh Quảng Ninh (~1,3 tỷ KWh/năm), ngoài ra còn vào khoảng ~ 0,2 tỷ KWh/năm có thể được khai thác với công suất nhỏ trong vùng hạ lưu của hệ thống sông Cửu Long.

Điện năng thuỷ triều có khả năng khai thác cao nhất ~ 1,3 ÷1,5 tỷ kWh/năm và bị hạn chế bởi các điều kiện sau:

- Thuỷ triều có chế độ là nhật triều đều



- Độ lớn triều không cao (ATB = 2÷ 2,7 m)

Để có thể khai thác được điện thuỷ triều tại Việt Nam mang tính khả thi cao, cần phải thực hiện các bước tính toán, khảo sát hết sức cụ thể, phải kết hợp chặt chẽ với các qui hoạch của các ngành kinh tế khác liên quan.

⋅ Địa nhiệt Theo kết quả nghiên cứu của Đề án “Đánh giá tài nguyên địa nhiệt làm cơ sở

thiết kế và khai thác sử dụng thử nghiệm vào mục đích năng lượng ở một số vùng triển vọng” do Tổng cục Địa chất thực hiện năm 1983, Việt Nam có khoảng gần 300 điểm lộ nước nóng và hàng ngày vẫn thường gọi là nước nóng - nước khoáng. Những điểm lộ đó nằm rải rác từ miền Bắc tới miền Nam, nhiệt độ thường vào khoảng từ 30oC tới 105oC, nhiều nhất ở các tỉnh ven biển miền Trung. Riêng tại Đồng bằng sông Hồng, bồn địa nhiệt tại đây có trữ lượng nhiệt có thể cung cấp lượng điện bằng 1,16% tổng sản lượng điện cả nước.

Do không có nghiên cứu sâu và tài liệu đo nhiệt trong các lỗ khoan thăm dò nên chưa xác định được chiều sâu phân bố các nguồn địa nhiệt. Để giải quyết vấn đề này cấn phải có công trình khoan thăm dò và kiểm tra đối chiếu với kết quả đánh giá.

Khí sinh họcTổng tiềm năng lý thuyết về KSH vào khoảng 3.319,3 triệu m3/năm. Với tổng tiềm năng lý thuyết về KSH như bảng trên tương đương công suất điện lắp đặt 1.991,59MW.

Theo số liệu thống kê năm 2018, cả nước có 19.639 trang trại (TT) chăn nuôi, chủ yếu là quy mô tập trung. Ở quy mô này cần phát triển các công trình KSH quy mô lớn từ 50m3 đến hàng nghìn m3. Phân ngành điện lực (IE, điện lực) tương thích với QHĐVIII

- Tiềm năng thuỷ điện lớn và khả năng khai thác

Như phần trên đã trình bày, tiềm năng kinh tế - kỹ thuật thủy điện vừa và lớn tại Việt Nam khoảng 75- 80 tỷ kWh, tương đương khoảng 20.000 MW công suất đặt. Tổng công suất thủy điện vừa và lớn của Việt Nam đã được xây dựng đến năm 2019 khoảng 17.930 MW.

Khả năng khai thác còn lại hầu hết đã được nghiên cứu đầu tư và đang trong giai đoạn chuẩn bị xây dựng hoặc đang xây dựng. Theo rà soát tiến độ thực hiện của các dự án thủy điện, giai đoạn 2020- 2025, hệ thống có thể bổ sung thêm khoảng 1840MW thủy điện vừa và lớn (gồm cả các dự án mở rộng như Hòa Bình MR, Yaly MR, Trị An MR). Các dự án thủy điện nhỏ có khả năng phát triển thêm khoảng 2700MW trong giai đoạn đến 2030.



Ngoài các nguồn thủy điện thông thường, Việt Nam còn có tiềm năng xây dựng

các nguồn thủy điện tích năng. Theo nghiên cứu của Cơ quan hợp tác quốc tế Nhật Bản (JICA) về “Nghiên cứu quy hoạch tổng thể thủy điện tích năng và tối ưu hóa phát điện phủ đỉnh ở Việt Nam” năm 2004, từ 38 vị trí tiềm năng, báo cáo đã chọn ra 10 vị trí có thể phát triển với các tiêu chí về chi phí xây dựng, khoảng cách đến lưới điện đấu nối, khoảng cách đến các khu vực được bảo tồn…, trong đó có 8 vị trí tại miền Bắc và 2 vị trí tại miền Nam. Theo nghiên cứu mới hơn của Lahmeyer International về “Chiến lược phát triển nguồn điện tích năng tại Việt Nam” năm 2016, báo cáo đã tập hợp thêm thông tin về các dự án đã được quan tâm bởi các nhà đầu tư và đưa ra 8 vị trí tiềm năng có thể tiếp tục nghiên cứu phát triển như sau:

Bảng 1-10: Danh mục các dự án thủy điện tích năng có thể phát triển tại Việt Nam Dự án

Tỉnh Công suất (MW)

TĐTN Mộc Châu Sơn La 900 TĐTN Đông Phù Yên Sơn La 1200 TĐTN Tây Phù Yên Sơn La 1000 TĐTN Châu Thôn Thanh Hóa 1000 TĐTN Đơn Dương Lâm Đồng 1200 TĐTN Ninh Sơn Ninh Thuận 1200 TĐTN Hàm Thuận Bắc Bình Thuận 1200 TĐTN Bác Ái Ninh Thuận 1200

Nguồn: Chiến lược phát triển nguồn điện tích năng tại Việt Nam”, 2016, Laymeyer - Khả năng phát triển điện hạt nhân

Điện hạt nhân có thể phát triển tại 8 vị trí tiềm năng tại 3 vùng: Nam Trung Bộ (Bình Định, Ninh Thuận, Phú Yên), Trung Trung Bộ (Quảng Ngãi) và Bắc Trung Bộ (Hà Tĩnh).

Nhược điểm: Chi phí đầu tư cao (~ 6000USD/kW), khó giảm do yêu cầu an toàn cao và tỷ lệ

nội địa hóa thấp. Kết quả tính toán mô hình cho thấy: ĐHN chỉ xuất hiện trong GĐQH khi giá CO2 cao từ 15USD/tấn trở lên.

Khả năng linh hoạt kém, công suất thay đổi chậm. Hậu quả lớn khi xẩy ra sự cố Ưu điểm: Ưu thế về an ninh NL: hầu như không có ngừng phát do sự cố, là nguồn bán nội

địa, không phụ thuộc vào thị trường nhiên liệu và hoàn cảnh của nước khác. Góp phần đa dạng hóa các nguồn NL.



Ưu thế về môi trường: Không có phát thải CO2 và các loại khí, bụi độc hại Nguồn điện hạt nhân có đời sống dự án dài (50 năm), cao hơn nhiều các loại hình

nhiệt điện khác

- Khả năng nhập khẩu thủy điện

Tổng hợp các thông tin từ EVN và Cục điện lực và Năng lượng tái tạo về các dự án thủy điện tại các nước láng giềng đang nghiên cứu bán điện cho Việt Nam, đến thời điểm tháng 2/2020, tổng công suất dự án thủy điện của Lào có tiềm năng bán điện cho Việt Nam khoảng gần 5000MW, cụ thể danh mục các dự án xem trong phần phụ lục. Định hướng phát triển phát triển lưới điện

- Tiêu chí chung xây dựng định hướng phát triển lưới điện như sau:

Lưới điện truyền tải phải đáp ứng được yêu cầu cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế - xã hội trong giai đoạn quy hoạch, đồng thời có khả năng giải tỏa một cách an toàn, tin cậy công suất phát của nguồn điện, nhất là các khu vực có nguồn năng lượng tái tạo quy mô lớn.

Chương trình mở rộng phát triển lưới truyền tải phải có tầm nhìn dài hạn đảm bảo sự vận hành an toàn, ổn định, bền vững nhưng phải có tính kế thừa, nhất quán, khả thi, phù hợp với hệ thống điện hiện trạng và các công trình đang triển khai đầu tư xây dựng.

Lưới điện phải có khả năng đáp ứng được các yêu cầu kỹ thuật ngày càng cao của hệ thống như: chất lượng điện áp, tần số, tính ổn định và cân bằng hệ thống, dòng điện ngắn mạch; có khả năng vận hành linh hoạt, giảm thiểu và cách ly sự cố lan truyền.

Ứng dụng triệt để các thành tựu khoa học công nghệ (KHCN) trong đầu tư phát triển lưới điện, sử dụng tối thiểu tài nguyên quốc gia như: giảm thiểu diện tích chiếm đất cho hành lang tuyến đường dây và diện tích đất cho các trạm biến áp (nhất là tại các đô thị); sử dụng công nghệ mới, ứng dụng KHCN để nâng cao khả năng truyền tải của lưới điện; từng bước hình thành lưới điện truyền tải thông minh (Smart Transmission Grid).

- Liên kết lưới điện khu vực

Nhập khẩu từ Lào Thực hiện chủ trương thúc đẩy việc hợp tác, trao đổi, mua bán điện giữa nước

Cộng hòa Dân chủ Nhân dân Lào và nước Cộng hòa Xã hội Chủ nghĩa Việt Nam, Bộ Công Thương Việt Nam và Bộ Năng Lượng và Mỏ, nước Cộng hòa Dân chủ Nhân



dân Lào đã ký kết văn bản ghi nhớ ngày 16/9/2016 về khả năng hợp tác trao đổi, mua bán điện giữa hai bên. Tại cuộc họp này, hai bên đã thống nhất sơ bộ đến năm 2020, Lào có thể xuất khẩu 1000 MW cho Việt Nam, năm 2025 có thể xuất khẩu 3.000 MW và đến năm 2030 có thể xuất khẩu 5.000 MW. Phía Lào thống nhất sẽ đầu tư đường trục 500kV và các đường dây 230kV trên đất Lào để phục vụ bán điện cho Việt Nam. Đầu mối bán điện từ Lào sang Việt Nam sẽ là EDL, với vai trò mua gom điện từ các dự án tại Lào và bán cho Việt Nam (EVN). Căn cứ theo tình hình triển khai hiện tại (tháng 10/2019), giai đoạn 2021-2025 quy mô nhập khẩu các dự án điện từ Lào được tổng hợp như sau:

Tiếp tục mua điện từ các NMTĐ Xekaman 1, 3 và Xekaman Xanxay (tổng 572MW) qua hợp đồng song phương hiện hữu;

Thu gom mua điện từ một số các NM thủy điện khu vực Nam Lào, gồm: Nậm Kông 2 (66 MW), Nậm Kông 3 (54 MW), Nậm Kong 1 (160 MW), Nậm Ngone 1 (45MW), Nậm Ngone 2 (35MW), Sekong 3A (129MW), Sekong 3B (146MW), Nậm Ang (41MW) về khu vực trạm 500kV Pleiku. Mua điện từ các nhà máy Xekaman 4 (70MW), Houay La Ngoe (60MW), Cụm TĐ Xavanakhet (360MW), TĐ Nậm Emeun (129MW) gom về khu vực trạm 500kV Thạch Mỹ.

Thu gom các nhà máy thủy điện khu vực Bắc Lào gồm: Nậm Mô 1, Nậm Mô 2, Nậm San 3A, Nậm San 3B về khu vực TĐ Bản Vẽ (Nghệ An), cụm thủy điện Nậm Sum 3, 3A, 1AB, Sầm Nưa về khu vực TĐ Hủa Na (Thanh Hóa). Thu gom cụm thủy điện Nậm Ou (5,6,7,4) và Nậm Leng về phía trạm 500kV Sơn La.

Giai đoạn 2026-2030, tiếp tục mua điện các NMTĐ nằm trong biên bản ghi nhớ giữa Việt Nam và Lào và các dự án thủy điện tiềm năng phát triển, tổng quy mô các dự án thủy điện của Lào có thể nhập khẩu về Việt Nam có thể lên tới gần 5000MW.

Ngoài các dự án thủy điện, hiện một số nhà đầu tư các loại nguồn khác tại Lào cũng đang nghiên cứu bán điện cho Việt Nam như: NMNĐ than Sekong (1800MW) dự kiến đấu nối về trạm 500kV Quảng Trị; NĐ Houaphan (600MW) về khu vực trạm 500kV Nho Quan; điện gió Moonsun (600MW, tỉnh SeKong) về khu vực trạm 500kV Thạch Mỹ; và các nhà máy nhiệt điện theo MOU như NĐ Xieng Khoang, NĐ La Man (700MW, tỉnh SeKong) và NĐ Baulapha (1800MW, tỉnh Xaphanakhet). Tổng công suất nguồn điện có khả năng nhập khẩu từ Lào có thể lên tới 10000MW.

Nhập khẩu từ Campuchia Tháng 10/2017, EVN đã đàm phàn với Royal Group- chủ đầu tư dự án NMTĐ

Stung Treng (1.400 MW) và TĐ Sambor (2.600 MW) tại Campuchia, theo thông tin chủ đầu tư cung cấp,trong trường hợp Việt Nam có nhu cầu, Royal Group có thể bán



toàn bộ điện năng từ các dự án NMTĐ Stung Treng và NMTĐ Sambor về Việt Nam. Hai nhà máy này dự kiến vào vận hành năm 2025-2026. Tuy nhiên đây là các nhà máy thủy điện nằm trên dòng chính Mê Kông, còn nhiều vấn đề tranh cãi về môi trường, sinh thái, tác động tới hạ du Đồng bằng sông Cửu Long... cần nghiên cứu kỹ hơn trước khi quyết định phát triển dự án.

- Về liên kết lưới điện với Trung Quốc

Hiện nay, EVN đang mua điện từ Trung Quốc qua 2 đường dây 220kV theo phương án tách lưới, sản lượng cam kết mua tối thiểu hàng năm theo hợp đồng trong giai đoạn 2016-2020 là 1,5 tỷ kWh/năm, công suất truyền tải lớn nhất khoảng 800MW. Theo đàm phán giữa EVN và CSG, CSG có thể bán điện cho Việt Nam từ thời điểm hiện nay đến năm 2030 với công suất 3000 MW (hoặc cao hơn) trong cả năm và không phụ thuộc yếu tố mùa. EVN đề xuất phương án liên kết nhập khẩu điện Trung Quốc qua biên giới theo giải pháp hòa không đồng bộ ở cấp điện áp 500kV với công suất nhập khẩu khoảng 3.000 MW. Một trong các phương án nghiên cứu là xây dựng trạm Back to Back gần biên giới Việt – Trung tại Lào Cai và đường dây 500kV về trạm 500kV Vĩnh Yên. Đến tháng 6/2020, chính phủ Việt Nam đã quyết định mua Trung Quốc đến quy mô tổng là 9 tỷ kWh/năm, dự kiến mở rộng quy mô công suất đường dây truyền tải lên khoảng 1800MW ở 2 phía Lào Cai và Hà Giang. Định hướng phát triển thị trường điện

Theo lộ trình mà Chính phủ Việt Nam đề ra trong quyết định 26/2006/QĐ-TTG, thị trường điện lực tại Việt Nam sẽ được hình thành và phát triển qua 3 cấp độ:

Cấp độ 1 (2005 - 2014): thị trường phát điện cạnh tranh (tên tiếng Anh: Vietnam Competitive Generation Market – VCGM) – các nhà máy phát điện tham gia thị trường cạnh tranh và chào giá bán điện cho người mua duy nhất là Công ty Mua bán điện, một công ty con của EVN.

Cấp độ 2 (2015 - 2022): thị trường bán buôn điện cạnh tranh (tên tiếng Anh: Vietnam Wholesale Electricity Market – VWEM) – là bước phát triển tiếp sau thị trường phát điện cạnh tranh. Bên cạnhCông ty Mua bán điện, các nhà máy phát điện có thể chào giá bán điện cho các đơn vị mua buôn khác.

Cấp độ 3 (từ sau 2022): thị trường bán lẻ điện cạnh tranh – là bước phát triển tiếp sau thị trường bán buôn điện cạnh tranh. Bên cạnh các đơn vị mua buôn, các nhà máy phát điện có thể chào giá và bán điện tới tổ chức, xí nghiệp và người dùng trực tiếp sử dụng điện năng.



Trong giai đoạn từ nay đến 2025 có xét đến năm 2030, công tác phát triển thị

trường điện Việt Nam sẽ tập trung vào các nội dung chính sau đây:

- Hoàn thiện thị trường bán buôn điện sau năm 2019 (từ 2020 đến 2025)

- Xây dựng thị trường bán lẻ điện cạnh tranh: thực hiên từ năm 2021 và dự kiến bao gồm 2 bước:

⋅ Từ năm 2021 đến năm 2023: thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thí điểm;

⋅ Từ sau năm 2023: thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh.

1.4.3.4. Dự báo giá năng lượng giai đoạn 2021-2030 có xét đến 2050

a. Phương pháp và cơ sở dự báo giá các loại nhiên liệu

- Các phương pháp và cơ sở dự báo giá các loại nhiên liệu: Sử dụng phương pháp phân tích thống kê, bao gồm kết hợp với các chính sách

giá nhiên liệu cho sản xuất điện của thị trường Việt nam và dự báo tương quan với giá các loại nhiên liệu tương ứng trên thị trường khu vực và thế giới.

Trên cơ sở số liệu đến năm 2019, dự báo cho giai đoạn 2021-2050 tương quan theo các nghiên cứu dự báo thống kê điển hình từ các nguồn trên thế giới về giá các loại nhiên liệu năng lượng của thị trường khu vực và thế giới. Từ phân tích hiện trạng theo các số liệu cập nhật mới nhất về giá các loại nhiên liệu cho sản xuất điện trên thị trường thế giới và Việt nam, dự báo giá thế giới dựa trên các tài liệu phổ biến khá tin cậy về dự báo giá cho các loại nhiên liệu sản xuất điện tại thị trường thế giới và thị trường khu vực Đông Nam Á. Từ đó, theo tốc độ tương quan giá và kết hợp với các chính sách giá, phí cho các loại nhiên liệu để dự báo xác định giá nhiên liệu sản xuất điện của thị trường Việt Nam.

b. Giá than trong nước

Giá than trong nước được ước tính là 79,6 USD / tấn bao gồm tất cả các thành phần chi phí. Chi phí được dự kiến dựa trên tổng chi phí và tổng sản lượng than của Vinacomin trong những năm tới. Chi phí than trong nước chưa có thuế được dự báo là 73,2 USD/tấn, chiếm 92% giá cuối cùng. Các giả định chính cho chi phí sản xuất và các tiện ích bổ sung như sau:

⋅ Chi phí sản xuất than trong nước dự kiến sẽ tăng trong Điều chỉnh Quy hoạch phát triển ngành than Việt Nam (VIMCC, 2016) do lượng than tăng từ các mỏ dưới lòng đất trong những năm tới. Chi phí sản xuất sẽ tăng từ 56,6 USD/tấn



vào năm 2016 lên 72,4 USD/tấn vào năm 2030 và lên 78,3 USD/tấn vào năm 2050 (tỷ lệ leo thang 2% trong năm 2030-2050);

⋅ Chi phí vận chuyển nội địa dự kiến sẽ giảm từ 5 USD/tấn vào năm 2016 xuống còn 3 USD/tấn vào năm 2050 do vận chuyển hàng hóa đường bộ và đường thủy được cải thiện;

⋅ Phí giấy phép khai thác dự kiến sẽ không đổi ở mức 1,3 USD/tấn trong giai đoạn 2016-2050;

c. Giá than nhập khẩu

Than đang được nhập khẩu vào Việt Nam từ bốn nguồn chính: Indonesia, Aus-tralia, Nga và Trung Quốc (bốn quốc gia đóng góp tới 92,3% tổng lượng than nhập khẩu). Giá than nhập khẩu điện trung bình khoảng 61 USD/tấn.

Chi phí nội địa tăng thêm trong giá than nhập khẩu là chi phí xử lý cảng, chi phí này được dự kiến ở mức 10 USD/tấn vào năm 2020 và giảm xuống còn 5 USD/tấn vào năm 2050 do cơ sở hạ tầng để tăng cường nhập khẩu than. Chi phí vận chuyển nội địa cũng được giả định ở mức 5 USD/tấn.

d. Giá khí tự nhiên:

Giá khí trong nước bao gồm giá khí miệng giếng, cước phí vận chuyển đường ống và chi phí phân phối. Giá khí miệng giếng có thể được thiết lập dựa trên các cuộc đàm phán song phương, quy định về giá của chính phủ hoặc theo chỉ số cho giá dầu HSFO180 tại thị trường Singapo. Cước phí vận chuyển đường ống và phân phối thay đổi nhiều theo lĩnh vực sử dụng khí.

Giá khí đốt tự nhiên từ mỏ Nam Côn Sơn - Cửu Long từ tháng 10 năm 2015 được quy định là 100% giá trị dựa trên công thức, theo chỉ số giá dầu được qui định tại Công văn của Văn phòng Chính phủ số 2175/VPCP-KTTH về thị trường giá khí tự nhiên. Giá này được áp dụng từ tháng 4 năm 2016, tính ở mức 3.0831 USD / MMBTU, dựa trên các thành phần sau:

⋅ Giá khí miệng giếng: 46% giá HSFO 180 = 0,46 x 153,84 (USD/tấn) x 42,84 (GJ/tấn) x 0,9478 (GJ/MMBTU) = 1,7429 USD/MMBTU;

⋅ Cước phí vận chuyển đường ống: 1.19021 USD/MMBTU với tỷ lệ lạm phát 2% mỗi năm;

⋅ Chi phí phân phối: 0,15 USD/MMBTU với giả định không đổi theo thời gian.



e. Giá khí LNG

Giá khí LNG nhập khẩu được căn cứ tính theo văn bản 6886/DKVN-HĐTV của Tập đoàn dầu khí Việt Nam với các chi phí như sau:

⋅ Chi phí và lợi nhuận trên: 0,45USD/MMBTU, tương đương khoảng 5% giá LNG tại cảng (giá CIF).

⋅ Tiếp nhận, lưu kho và hóa khí (LNG Thị Vải): 1,367 USD/MBTU, không tính trượt giá.

⋅ Chi phí phân phối: Khu vực Đông Nam Bộ: Nhơn Trạch 3&4 là 0,87 USD/MMBTU; từ LNG

Thị Vải đến GDC Phú Mỹ là: 0,1 USD/MMBTU; GDC Phú Mỹ là 0,15 MBTU; đường ống Phú Mỹ- Nhơn Trạch: 0,62 USD/MMBTU, trượt giá hàng năm khoảng 2%.

Khu vực Tây Nam Bộ: khoảng 1,31 USD/MMBTU, trượt giá hàng năm khoảng 1%.

f. Giá dầu

Giá cơ sở cho các sản phẩm dầu trong nước được điều chỉnh cho mỗi 15 ngày dựa trên giá dầu thế giới. Do đó, giá dầu trong nước có tương quan cao với giá dầu thô thế giới. Giá dầu CIF trong nước được dự báo dựa trên tốc độ tăng trưởng của giá dầu thô thế giới dự kiến.

Bảng 1-11: Dự báo giá sản phẩm xăng, dầu trong nước đến 2050 Đơn vị: USD/GJ

Năm 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050 Dầu diesel 16.73 16.20 15.35 15.79 17.02 17.37 17.69 17.69 17.69 Dầu hỏa 18.74 18.15 17.20 17.69 19.07 19.46 19.82 19.82 19.82 Xăng máy

17.88 17.26 16.30 16.80 18.21 18.61 18.98 18.98 18.98

Xăng 23.81 23.04 21.83 22.46 24.22 24.73 25.19 25.19 25.19 Dầu Mazut 9.45 9.16 8.69 8.93 9.61 9.81 9.98 9.98 9.98

g. Giá than

Giá than được dự báo cho ba loại than trong nước khác nhau. Các dự báo về giá than trong nước tại nơi tiêu thụ (bao gồm là chi phí sản xuất, phí giấy phép vận chuyển và khai thác, và không bao gồm thuế) được trình bày dưới đây và so sánh với giá than nhập khẩu cho ba kịch bản khác nhau:



Bảng 1-12: Dự báo giá than đến 2050

Đơn vị: USD/GJ Năm 2018 2019 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Than nhập 4.5 3.9 3.4 3.3 3.6 3.8 4.0 4.1 4.3 Than 4b5 3.6 3.6 3.6 3.7 4.0 4.1 4.2 4.2 4.3 Than 6 3.0 3.0 3.0 3.1 3.3 3.4 3.4 3.5 3.5 Than 7 2.5 2.5 2.5 2.6 2.8 2.8 2.9 2.9 3.0 h. Giá khí:

Do giá khí đốt tự nhiên từ Block B cao, nên khí LNG nhập khẩu có thể cạnh tranh với khí đốt tự nhiên trong nước từ 2020-2025. Sau năm 2025, giá khí đốt trong nước ở khu vực Tây Nam Bộ phải được điều chỉnh để cạnh tranh với LNG nhập khẩu. Giá gas trong khu vực có thể được đặt theo giá LNG từ năm 2025 trở đi. Dự báo giá nhiên liệu chi tiết cho khí đốt tự nhiên và LNG nhập khẩu như sau:

Bảng 1-13: Dự báo giá khí đến 2050 Đơn vị: USD/MMBTU

Năm Khi tự nhiên trong nước LNG- Đông

Nam Bộ LNG – Tây Nam

Bộ Đông Nam Bộ Tây Nam Bộ Miền Trung 2018 8.03 11.43 9.51 12.77

13.31 11.61 11.67 11.96 12.25 12.44 12.54 12.64

13.19 13.75 12.06 12.20 12.56 12.94 13.23 13.44 13.66

2019 8.52 11.7 9.74 2020 8.55 11.99 9.99 2025 9.98 13.52 11.3 2030 11.33 15.24 12.78 2035 11.91 16.02 13.43 2040 12.52 16.83 14.12 2045 13.15 17.69 14.84 2050 13.82 18.60 15.59

i. Giá sinh khối

Giá sinh khối được tính toán giả định theo giá năm 2016 (được dựa trên kết quả điều tra khảo sát thị trường của Viện Năng lượng năm 2017), với hệ số trượt giá khoảng 2%/năm.

Đơn vị: USD2016/GJ

Năm 2014 2020 2025 2030 2035 2040 2045 205 Gỗ củi 1.83 1.98 2.20 2.42 2.54 2.67 2.80 2.9 Bã mía 0.14 0.16 0.17 0.19 0.20 0.21 0.22 0.2 Trấu 1.78 1.93 2.14 2.35 2.47 2.59 2.72 2.8

6 Rơm rạ 0.57 0.62 0.69 0.76 0.79 0.83 0.8

0.9



1.4.3.5. Phương án phát triển tổng thể năng lượng

Kết quả về cung cấp năng lượng sơ cấp theo các kịch bản được trình bày dưới đây:

16.1%18.2%

21.4%

25.1%

18.6%

22.0%24.9%

14.9%

20.0%

23.4%

16.5%

20.7%

24.7%

20.8%20.1%

26.6%

21.5%24.5%

29.9%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

35.0%

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

A0-B

ASE

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

2019 2030 2040 2050

MTO

E

Mặt trời

Gió

Thủy điện

NK điện

Sinh khối

SP dầu mỏ

Dầu thô

Khí tự nhiên

Than

Tỷ trọng NLTT

Tốc độ tăng trưởng năng lượng sơ cấp theo các kịch bản như sau:

A0-BASE A1-C15-E10-RE15

A2-C27-E15-RE20

A3-HIGH

A4-C15-E10-RE15

A5-C27-E15-RE20

Sinh khối 1.5% 2.4% 2.4% 4.9% 2.8% 2.9% Than 9.3% 6.8% 4.6% 8.6% 5.5% 3.3% Khí tự nhiên 9.0% 9.9% 10.9% 11.1% 12.4% 13.3% Thủy điện 1.7% 2.7% 2.9% 2.5% 3.0% 3.0% Dầu 3.9% 2.6% 2.1% 4.5% 3.5% 3.0% Mặt trời 13.0% 15.2% 18.3% 13.1% 16.4% 19.5% Gió 7.7% 10.9% 13.0% 9.1% 11.2% 12.8% Tổng 6.5% 5.4% 5.0% 7.3% 5.7% 5.4%

Do giới hạn về khả năng cung cấp năng lượng hóa thạch trong nước, các nguồn năng lượng thay thế chinh là mặt trời và gió. Cung cấp năng lượng sơ cấp trong nước theo các kịch bản như sau:



0

20

40

60

80

100

120

140

160

A0-B

ASE

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

2020 2030 2040 2050

MTO

E

Gió

Mặt trời

Dầu thô

Thủy điện

Khí tự nhiên

Than

Sinh khối

So sánh kết quả các kịch bản, tăng cường TKNL và thúc đẩy NLTT giúp giảm

đáng kể sự phụ thuộc vào năng lượng nhập khẩu. Năng lượng sơ cấp nhập khẩu và mức độ phụ thuộc nhập khẩu theo các kịch bản như sau:

32%

59%53%

47%

60%53% 51%

73%

65%61%

72%65%

61%

71% 70%63%

71%67%

61%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

0

50

100

150

200

250

300

350

400

A0-B

ASE

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

2020 2030 2040 2050

PJ

Than NK điện Khí tự nhiên Dầu thô SP dầu mỏ Tỷ trọng nhập khẩu trong NLSC

a. Đánh giá hiệu quả kinh tế - xã hội – môi trường các phương án

Tính toán, phân tích, đánh giá kết quả tính toán về các mặt kinh tế, môi trường, sử dụng tài nguyên năng lượng của các phương án phát triển tổng thể năng lượng.

Phát thải CO2 theo các kịch bản như sau:



0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

400.0

450.0

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

A0-B

ASE

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

2020 2030 2040 2050

Tỷ U

SD

Triệ

u tấ

n CO

2

Nông nghiệp Thương mại Công nghiệp Sản xuất điệnDân dụng Khai thác năng lượng GTVT Tổng chi phí hệ thống

Tốc độ tăng phát thải CO2 theo các kịch bản như sau:

A0-BASE

A1-C15-E10-RE15

A2-C27-E15-RE20


A5-C27-E15-RE20

Nông nghiệp

3.1% 3.6% 3.9% 3.5% 4.1% 4.3%

Thương mại

11.4% 11.0% 11.2% 12.2% 11.8% 12.0%

Công nghiệp

8.2% 7.1% 7.6% 10.0% 8.1% 8.5%

Sản xuất điện

8.9% 6.8% 4.7% 9.2% 6.3% 4.2%

Dân dụng 5.5% 1.4% 0.2% 6.1% 10.7% 9.0% Khai thác năng lượng

0.3% -0.7% -1.4% 0.4% -0.6% -3.1%

GTVT 6.5% 6.2% 5.4% 6.5% 6.2% 5.4% Tổng phát thải CO2

7.7% 6.1% 5.0% 8.2% 6.4% 5.2%

Tổng chi phí hệ thống

9.6% 9.4% 9.6% 10.3% 10.3% 10.6%

So sánh các chỉ tiêu chính các kịch bản năm 2030:

Kịch bản Tổng chi 2030



phí hệ thống

Chi phí hệ

thống

Năng lượng sơ cấp (MTOE)

Phát thải CO2 (triệu tấn)

Tỷ trọng NLTT

Tỷ lệ phụ

thuộc nhập khẩu

Mức độ đa dạng hóa cung NLSC (HHI)

Cường độ năng lượng (kgOE/USD)

A0-BASE 5475 135 192 540 18% 59% 2662 0.220

A1-C15-E10-RE15

4937 123 173 459 21% 53% 2295 0.198

A2-C27-E15-RE20

4863 120 162 394 25% 47% 1901 0.184

A3-HIGH 5769 146 204 564 19% 60% 2525 0.217

A4-C15-E10-RE15

5029 133 179 479 22% 53% 2027 0.190

A5-C27-E15-RE20

4929 132 167 412 25% 51% 1771 0.178

So sánh các chỉ tiêu chính các kịch bản năm 2050:

Kịch bản Tổng chi phí hệ thống

2050

Chi phí hệ

thống



Tỷ trọng NLTT

Tỷ lệ phụ


Mức độ đa dạng hóa cung NLSC


A0-BASE 5475 367 438 1107 21% 71% 2495 0.104

A1-C15-E10-RE15

4937 311 354 830 20% 70% 2193 0.084

A2-C27-E15-RE20

4863 315 312 664 27% 63% 1676 0.074

A3-HIGH 5769 417 472 1168 21% 71% 2323 0.093

A4-C15-E10-RE15

5029 379 362 876 24% 67% 1605 0.072



A5-C27-E15-RE20

4929 369 334 701 30% 61% 1496 0.066

Chi phí hệ thống hàng năm theo các kịch bản và theo loại hình chi phí như sau:

050

100150200250300350400450

A0-B

ASE

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

A0-B

ASE

A1-C

15-E

10-R

E15

A2-C

27-E

15-R

E20

A3-H

IGH

A4-C

15-E

10-R

E15

A5-C

27-E

15-R

E20

2020 2030 2040 2050

Tỷ U

SD 2

015

Chi phí hệ thống hàng năm theo loại hình

Chi phí VH biến đổi Chi phí VH cố định Chi phí đầu tư phía cầu

Chi phí đầu tư phía cung Chi phí nhiên liệu

b. Đề xuất phương án phát triển tối ưu

Kiến nghị phương án phát triển tổng thể năng lượng tối ưu có xem xét đến tính liên kết, đồng bộ, kết hợp hài hòa cân đối giữa quy hoạch phát triển các phân ngành năng lượng tương ứng với các kịch bản nhu cầu năng lượng đã chọn. Kịch bản A1 cho thấy khả năng đáp ứng các mục tiêu chính sách ở mức chi phí chấp nhận được, được lựa chọn cho Phương án phát triển tổng thể năng lượng:

• Kịch bản tăng trưởng GDP trung bình • Mục tiêu về tỷ trọng NLTT trong tổng NLSC đáp ứng NQ55: 15% năm 2030 và

20% năm 2050 • Mục tiêu cắt giảm khí nhà kính theo NQ55: giảm 15% so với kịch bản phát

triển bình thường • Mục tiêu tiết kiệm năng lượng đáp ứng VNEEP3



Kịch bản Tổng chi

phí hệ thống

Các chỉ tiêu chính

Chi phí hệ

thống



Tỷ trọng NLTT

Tỷ lệ phụ


Mức độ đa dạng hóa cung NLSC (HHI)


2030 4937 123 173 459 21% 53% 2295 0.198

2050 4937 311 354 830 20% 70% 2193 0.084

Tổng phát thải CO2 các năm theo kịch bản đề xuất ở mức 458 triệu tấn vào năm 2030 và 830 triệu tấn vào năm 2050. Phát thải CO2 theo các ngành như sau (triệu tấn CO2): 2020 2030 2040 2050 Nông nghiệp 4.9 7.0 9.4 12.3 Thương mại 3.4 9.7 14.4 19.4 Công nghiệp 54.5 108.1 155.3 232.3 Sản xuất điện 121.7 234.2 367.8 330.5 Dân dụng 5.7 6.6 6.1 19.7 Khai thác năng lượng 24.6 23.0 24.7 43.0 GTVT 38.6 70.2 110.6 172.8 Tổng 253.4 458.6 688.4 830.1

c. Phương án quy hoạch phát triển phân ngành than

Dự báo nhu cầu than đến năm 2050 Tổng hợp dự báo nhu cầu than sử dụng trong nước xem bảng dưới đây. Dự báo

nhu cầu than được định kỳ cập nhật và điều chỉnh trong các kỳ, kế hoạch 5 năm và hàng năm để phù hợp với tình hình thực tế.

Bảng 1-14: Tổng hợp dự báo nhu cầu sử dụng than trong nước Đơn vị: 1000 tấn

TT Danh mục 2020 2021 2025 2030 2035 2040 2045 2050 D CẢ NƯỚC 92.105 97.946 114.886 137.350 144.937 150.542 137.447 134.886

1 Công nghiệp 82237 88368 104807 128240 137888 145639 134215 131812

+ Điện 55.424 59.074 71.553 93.007 103.360 110.191 101.229 98.577

+ Phân bón và hoá chất 2.715 2.935 3.335 3.335 4.673 4.444 4.226 4.019



TT Danh mục 2020 2021 2025 2030 2035 2040 2045 2050 + Xi măng 7.808 8.151 10.436 10.756 10.899 10.672 10.290 10.125 + Luyện kim 10.496 11.936 12.098 12.621 11.358 12.412 13.704 14.402

+ Công nghiệp khác

5.794 6.272 7.385 8.521 7.598 7.921 4.765 4.689

2 Thương mại 0 0 0 0 0 0 0 0

3 Dân dụng 9.868 9.578 10.079 9.110 7.049 4.903 3.232 3.074

4 Giao thông vận tải 0 0 0 0 0 0 0 0

5 Nông nghiệp 0 0 0 0 0 0 0 0

- Dự báo sản lượng than thương phẩm toàn ngành:

TT Chủng loại than Sản lượng hàng năm (1000 tấn)

2020 2021 2025 2030 2035 2040 2045 2050

A Than nguyên khai

47.448 50.863 52.425 54.398 52.791 50.763 50.092 44.168

+ TKV 38.622 41.275 42.615 42.558 41.595 38.433 37.280 31.668

+ Đông Bắc 6.330 6.530 5.760 7.500 6.950 6.650 7.550 7.250 + Các đơn vị khác 2.496 3.058 4.050 4.340 4.246 5.680 5.262 5.250

B Than thương phẩm

41.732 44.854 45.700 47.563 46.119 44.378 43.810 37.275

+ TKV 33.924 36.399 37.093 37.188 36.294 33.647 32.630 27.764

+ Đông Bắc 5.648 5.816 5.126 6.643 6.177 5.891 6.701 5.043 + Các đơn vị khác 2.160 2.639 3.481 3.732 3.648 4.841 4.479 4.468



- Dự báo xuất khẩu than:

Với tiêu chí sản xuất than đáp ứng tối đa nhu cầu các hộ tiêu thụ trong nước (đặc biệt là hộ điện) góp phần đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia và khả năng mềm dẻo hóa cơ cấu các sản phẩm than cho phù hợp thị trường. Khả năng xuất khẩu than của TKV dự báo sẽ tăng trưởng theo nhu cầu nền kinh tế, đa dạng hóa chủng loại, mức độ tăng trưởng từ 1,3 đến 2,0 triệu tấn. Chủng loại than xuất khẩu chủ yếu là than đặc chủng, chất lượng cao, đáp ứng yêu cầu của các hộ tiêu thụ quốc tế, đặc biệt là các khách hàng lâu năm có hợp đồng dài hạn hoặc các hợp tác thương mại mang tính chính trị.

- Dự báo nhập khẩu than:

Theo dự báo, nhu cầu than tăng cao trong khu vực công nghiệp, trọng điểm là các hộ điện, luyện kim, xi măng. Lượng than sản xuất trong nước không đáp ứng đủ, cần thiết phải nhập khẩu than đáp ứng cho nền kinh tế quốc gia.

Bảng 1-15: Khả năng nhập than các đơn vị (ĐVT: 1000 tấn) TT Chủng loại than 2020 2021 2025 2030 2035 2040 2045 2050 A Khối lượng cần nhập 51.712 54.480 71.068 91.668 100.764 107.560 95.435 99.216 B Phân bố theo đơn vị + TKV 10.200 10.500 14.000 17.500 20.000 30.000 30.000 30.000 + Đông Bắc 4 .400 5.000 10.000 10.500 10.500 10.500 10.500 10.500 + Doanh nghiệp khác 37.112 38.980 47.268 63.668 70.264 77.060 54.935 58.716

Các phương án Qui hoạch

- Phương án quy hoạch công tác thăm dò

Quy hoạch thăm dò Toàn ngành: 60 đề án thăm dò than. Cụ thể: + Giai đoạn 2021-2030 Toàn ngành : 34 đề án thăm dò than Bể than Đông Bắc : 28 đề án, trong đó: Các đề án đã có giấy phép thăm dò: 05 đề án (Mạo Khê, Đồng Rì, Quảng La,

Bảo Đài I, Bắc Cọc Sáu). Các đề án chưa có giấy phép thăm dò: 23 đề án. Vùng Nội địa, địa phương : 05 đề án; Bể than Sông Hồng : 01 đề án;



Các mỏ than bùn, than mỡ: Thực hiện theo nhu cầu của các doanh nghiệp địa

phương. + Giai đoạn 2031-2050 Toàn ngành : 26 đề án thăm dò than Bể than Đông Bắc : 18 đề án; Vùng Nội địa, địa phương: 02 đề án; Bể than Sông Hồng : 06 đề án. Các mỏ than bùn, than mỡ: Thực hiện theo nhu cầu của các doanh nghiệp địa

phương. Danh mục các đề án thăm dò + Giai đoạn 2021-2030 Toàn ngành: 34 đề án thăm dò than. Trong đó: Bể than Đông Bắc: Hoàn thành công tác thăm dò đến đáy tầng than ở phần lớn

các khoáng sàng với 28 đề án, tương ứng 1.566÷1.833 nghìn mét khoan. Các mỏ than Nội địa và địa phương: Cơ bản hoàn thành công tác thăm dò đến

đáy tầng than ở các khoáng sàng với 05 đề án thăm dò, tương ứng 116-145 nghìn mét khoan.

Bể than Sông Hồng: 01 đề án. Các mỏ than bùn, than mỡ: Thực hiện thăm dò theo nhu cầu của các doanh

nghiệp địa phương. + Giai đoạn 2031-2050 Toàn ngành: 26 đề án thăm dò than. Trong đó: Bể than Đông Bắc: Hoàn thành công tác thăm dò đến đáy tầng than ở tất cả các

khoáng sàng với 18 đề án, tương ứng 853-1.018 nghìn mét khoan. Các mỏ than Nội địa và địa phương: Hoàn thành công tác thăm dò đến đáy tầng

than ở các khoáng sàng với 02 đề án thăm dò, tương ứng 46-56 nghìn mét khoan. Bể than Sông Hồng: TKV thực hiện thăm dò tại các mỏ than Nam Thịnh 2, Nam

Phú I, Nam Phú II, An Chính, Tây Giang, Đông Hoàng và các mỏ khác (nếu có). Các mỏ than bùn, than mỡ: Thực hiện thăm dò theo nhu cầu của các doanh

nghiệp địa phương.

- Phương án quy hoạch khai thác

Danh mục các dự án đầu tư mỏ than Toàn ngành: 152 dự án đầu tư mỏ than. Cụ thể: + Giai đoạn 2021-2030



Tiếp tục DTSX 71 dự án đầu tư mỏ than:

⋅ Bể than Đông Bắc 56 dự án: ⋅ Các mỏ than Nội địa 5 dự án; ⋅ Các mỏ khác, than bùn và địa phương 10 dự án.

Cải tạo mở rộng, xây dựng mới 42 dự án ⋅ Bể than Đông Bắc 34 dự án: ⋅ Các mỏ than Nội địa 3 dự án; ⋅ Các mỏ khác, than bùn và địa phương: 5 dự án.

+ Giai đoạn 2031-2050 Cải tạo mở rộng, xây dựng mới 39 dự án

⋅ Bể than Đông Bắc 29 dự án: ⋅ Các mỏ than Nội địa 1 dự án; ⋅ Các mỏ khác, than bùn và địa phương: 2 dự án. ⋅ Bể than Sông Hồng 7 dự án.

- Quy hoạch sản lượng khai thác

Sản lượng than nguyên khai khai thác của toàn ngành than trong các giai đoạn của quy hoạch:

Giai đoạn từ 2021-2030 dự kiến đạt 50,8-54,8 triệu tấn; Giai đoạn từ 2031-2040 dự kiến đạt 50,7-55,1 triệu tấn; Giai đoạn từ 2041-2050 dự kiến đạt 44,1-52,1 triệu tấn.

Hình 1-17: Sản lượng than khai thác dự kiến toàn ngành theo các giai đoạn (Đơn vị:

1000 tấn)



- Phương án quy hoạch công tác sàng tuyển, chế biến than

+ Vùng than Quảng Ninh Đề xuất định hướng công tác chế biến than vùng Uông Bí ⋅ Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam Định hướng công tác chế biến than vùng Uông Bí đến năm 2030, tầm nhìn 2050

như sau: Từ nay đến năm 2025: Tiếp tục triển khai công tác chuẩn bị đầu tư xây dựng nhà

máy sàng tuyển than Khe Thần và tận dụng các cơ sở hạ tầng hiện có tại các mỏ (các cụm sàng mỏ, nhà máy tuyển hiện có - nhà máy sàng tuyển than Vàng Danh 1; 2).

Từ sau năm 2025-2030: Đầu tư xây dựng nhà máy sàng tuyển than Mạo Khê (giai đoạn 1) với công suất 2,5-3,0triệu tấn/năm, sàng tuyển tập trung cho toàn bộ than nguyên khai mỏ Mạo Khê; Đầu tư xây dựng xưởng sàng mỏ Đồng Vông, công suất 1,5 triệu tấn/năm để sàng tuyển chế biến than nguyên khai các mỏ Đồng Vông và Đồng Vông – Uông Thượng.

Từ sau năm 2030: Mở rộng nâng công suất nhà máy sàng tuyển than Mạo Khê (giai đoạn 2) để sàng tuyển tập trung cho cụm mỏ Tràng Bạch, Đông Tràng Bạch và Mạo Khê với công suất 4,0-4,5 triệu tấn/năm.

⋅ Tổng công ty Đông Bắc - Bộ Quốc Phòng Tại vùng Uông Bí hiện có 4 mỏ do Tổng công ty Đông Bắc – Bộ Quốc Phòng

quản lý với tổng sản lượng khoảng 2,7-4,2 triệu tấn. Sàng tại mỏ hiện đang chiếm 100% tổng lượng than sản xuất trong khu vực. Trong thời gian tới Tổng công ty Đông Bắc tiếp tục duy trì các cơ sở sàng tuyển hiện có để phục vụ công tác chế biến khoáng sản.

+ Đề xuất định hướng công tác chế biến than vùng Hòn Gai ⋅ Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam Từ nay đến 2025: Tiếp tục tận dụng các cơ sở chế biến hiện có tại các mỏ (cụm

sàng mỏ Bình Minh; Hà Lầm); Thực hiện đầu tư mới các xưởng sàng mỏ Núi Béo công suất 2,0 triệu tấn/năm (theo dự án khai thác hầm lò mỏ Núi Béo), xưởng sàng Bắc Bàng Danh công suất 2,5 triệu tấn/năm (theo dự án khai thác lộ thiên mỏ Bắc Bàng Danh); Thực hiện đầu tư xây dựng trung tâm chế biến và kho than tập trung giai đoạn 2.

Từ sau 2025: Khi diện tích mặt bằng đủ yêu cầu và địa chất ổn định xây dựng hệ thống tuyển sâu tại mặt bằng +55. Hoàn thiện khép kín khâu sàng tuyển chế biến tại khu vực.



⋅ Tổng công ty Đông Bắc - Bộ Quốc Phòng Tại vùng Hòn Gai hiện có 01 mỏ (mỏ Tân Lập) do Tổng công ty Đông Bắc – Bộ

Quốc Phòng quản lý với tổng sản lượng khoảng 0,5 triệu tấn. Sàng tại mỏ hiện đang chiếm 100% tổng lượng than sản xuất trong khu vực. Trong thời gian tới Tổng công ty Đông Bắc tiếp tục duy trì các cơ sở sàng tuyển hiện có đến khi kết thúc khai thác (dự kiến năm 2029) để phục vụ công tác chế biến khoáng sản.

+ Đề xuất định hướng công tác chế biến than vùng Cẩm Phả ⋅ Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam Công tác sàng tuyển than các mỏ vùng Cẩm Phả được định hướng duy trì và tận

dụng tối đa các cơ sở hạ tầng hiện có như sau: ° Cải tạo, hoàn thiện công nghệ nhà máy tuyển than Cửa Ông hiện có. ° Đẩy nhanh tiến độ đi vào hoạt động Nhà máy tuyển than Khe Chàm có công

suất thiết kế 7 tr.tấn/năm. Và tiếp tục hoàn thiện giai đoạn 2 Đầu tư hệ thống tuyển sâu, nâng cao chất lượng than thương phẩm, tăng thu hồi than sạch.

° Cải tạo và đổi mới công nghệ sàng tuyển chế biến tại nhà máy sàng tuyển than Lép Mỹ.

° Duy trì sàng mỏ tại các mỏ độc lập công suất nhỏ và có vị trí địa lý ở xa các nhà máy tuyển trung tâm (bao gồm các mỏ còn lại). Công suất xưởng sàng phù hợp công suất mỏ.

⋅ Tổng công ty Đông Bắc - Bộ Quốc Phòng Tại vùng Cẩm Phả hiện có 07 mỏ do Tổng công ty Đông Bắc – Bộ Quốc Phòng

quản lý với tổng sản lượng khoảng 2,5-3,0 triệu tấn. Sàng tại mỏ hiện đang chiếm 100% tổng lượng than sản xuất trong khu vực. Trong thời gian tới Tổng công ty Đông Bắc tiếp tục duy trì các cơ sở sàng tuyển hiện có đến khi kết thúc khai thác để phục vụ công tác chế biến khoáng sản tại khu vực.

+ Vùng khác: Công tác khai thác than tại các vùng khác chiếm tỷ trọng rất nhỏ, khoảng 5-6%

sản lượng toàn ngành, phân bố chủ yếu ở vùng Nội địa do các đơn vị của Tập đoàn TKV quản lý và các mỏ nhỏ do địa phương quản lý.

+ Các mỏ vùng Nội địa: Tất cả các mỏ Vùng Nội địa do Tập đoàn TKV quản lý. Hầu hết là các mỏ nhỏ

nằm rải rác ở các tỉnh Thái Nguyên, Lạng Sơn với tổng sản lượng năm 2019 khoảng 1,5 triệu tấn/năm, công tác chế biến than đều thực hiện bằng các cụm sàng và hệ thống tuyển nhỏ tại mỏ.



+ Các mỏ vùng khác Tại các vùng khác chủ yếu do địa phương quản lý, công suất các mỏ nhỏ, dao

động 50.000-300.000 tấn/năm. Toàn bộ đều được sàng tuyển, chế biến và tự tiêu thụ tại địa phương. Quy mô công suất các cơ sở sàng tuyển được xây dựng phù hợp với công suất mỏ.

- Phương án quy hoạch tổng mặt bằng, vận tải ngoài và cảng xuất, nhập khẩu than

+ Phương án quy hoạch tổng mặt bằng Phát triển tổng mặt bằng nhằm thực hiện tầm nhìn đến năm 2050 để đưa vùng

than phát triển bền vững, hình thành môi trường trong sạch, đảm bảo phòng chống thiên tai và hiệu quả sản xuất than. Các định hướng cụ thể gồm:

° Bố trí hiệu quả quỹ đất đảm bảo hiệu quả sản xuất và đáp ứng linh hoạt nhu cầu phát triển quỹ đất trong tương lai trên cơ sở bảo vệ các khu rừng đầu nguồn, nguồn nước, di tích văn hóa…

° Mặt bằng sân công nghiệp mỏ: Cải tạo hoặc xây dựng mới các mặt bằng phù hợp với các dự án khai thác than theo hướng tập trung, hiện đại theo tổ hợp khép kín nhằm cải thiện điều kiện làm việc của người lao động và bảo vệ môi trường.

° Tăng cường cải tạo phục hồi môi trường khu vực dọc theo các tuyến đường ô tô, tại các mặt bằng, bãi thải, các khu vực kết thúc khai thác đổ thải.

+ Phương án quy hoạch các mặt bằng phục vụ sản xuất than tại các vùng cụ thể như sau:

Vùng Uông Bí Tổng mặt bằng vùng than Uông Bí được quy hoạch phù hợp với khai thác, sàng

tuyển chế biến và vận tải tiêu thụ, đồng thời phù hợp với QHCXD thành phố Uông Bí và thị xã Đông Triều. Giải pháp chính quy hoạch các mặt bằng phục vụ sản xuất than như sau:

+ Tận dụng và cải tạo lại các mặt bằng hiện có của các mỏ. + Xây dựng mới các mặt bằng phục vụ khai thác và chế biến than gồm: ° Mặt bằng nhà máy sàng tuyển Khe Thần để sàng tuyển than cho mỏ Nam.

Mẫu.Tiến độ dự kiến xây dựng giai đoạn sau 2025. ° Mặt bằng nhà máy sàng tuyển Mạo Khê. Xây dựng giai đoạn sau 2025 tại mặt

bằng khu 56 Mạo Khê. Vùng Hòn Gai



Tổng mặt bằng vùng than Hòn Gai được quy hoạch phù hợp với khai thác, sàng

tuyển chế biến và vận tải tiêu thụ than, đồng thời phù hợp với QHCXD thành phố Hạ Long. Giai đoạn tới chủ yếu sử dụng lại các mặt bằng SCN, kho chế biến than, cảng xuất than… hiện có, đồng thời đầu tư cải tạo phù hợp với sản xuất của các mỏ theo hướng tập trung, hiện đại theo tổ hợp khép kín nhằm cải thiện điều kiện làm việc của người lao động và bảo vệ môi trường.

Vùng Cẩm Phả Tổng mặt bằng vùng than Cẩm Phả được quy hoạch phù hợp với khai thác, sàng

tuyển, vận tải tiêu thụ, đồng thời phù hợp với QHCXD thành phố Cẩm Phả. Giai đoạn tới sử dụng lại các mặt bằng SCN, kho chế biến than, cảng xuất than…

hiện có, đồng thời đầu tư cải tạo phù hợp với sản xuất của các mỏ theo hướng tập trung, hiện đại theo tổ hợp khép kín và bảo vệ môi trường.

Vùng Nội địa Các mỏ vùng Nội địa chủ yếu là các mỏ đang hoạt động nằm độc lập tại các tỉnh

Thái Nguyên, Lạng Sơn, Nông Sơn,.... Việc bố trí tổng mặt bằng các mỏ được giải quyết phù hợp việc đầu tư mở rộng và nâng công suất các mỏ, phù hợp với quy hoạch phát triển của các địa phương.

Vùng đồng bằng sông Hồng Vùng Đồng Bằng Sông Hồng được xây dựng mới giai đoạn sau 2035, gồm:

° Xây dựng mới mặt bằng sân công nghiệp Mỏ Nam Thịnh - Tiền Hải - Thái Bình; mặt bằng sân công nghiệp Mỏ Mỏ Nam Phú I - Tiền Hải - Thái Bình; mặt bằng sân công nghiệp Mỏ Nam Phú I - Tiền Hải - Thái Bình.

° Xây dựng mới mặt bằng cảng Nam Phú và cảng Nam Thịnh – Thái Bình và hệ thống băng tải than từ sân công nghiệp các mỏ đến cảng.

Vị trí xây dựng các mặt bằng và các cảng được lựa chọn phù hợp với sơ đồ công nghệ khai thác, đảm bảo diện tích theo yêu cầu, có khả năng mở rộng và phát triển hợp lý, đồng thời ảnh hưởng ít nhất tới môi sinh, môi trường.

- Phương án quy hoạch hệ thống vận tải ngoài Khối lượng công tác vận tải được xác định trên cơ sở sản lượng than khai thác

của các dự án mỏ, quy hoạch sàng tuyển và chế biến than cũng như các dự báo về nhu cầu tiêu thụ than của các hộ tiêu thụ trong nước và xuất khẩu.

Việc tổ chức hệ thống vận tải được xác định phù hợp với đặc thù vị trí của từng vùng, hiện trạng hệ thống vận tải hiện có của các vùng và các dự án Quy hoạch phát triển cơ sở hạ tầng của các khu vực nhằm thoả mãn các yêu cầu về sản xuất và tiêu thụ than của toàn ngành trên cơ sở gắn các mỏ, các vùng than với các hộ tiêu thụ lớn trong Viện Năng lượng 118


khu vực, bố trí hợp lý việc cung cấp than của các vùng, khu vực sản xuất than cho các hộ tiêu thụ than của nền kinh tế quốc dân.

Quy hoạch hệ thống vận tải ngoài ⋅ Vận tải ô tô: Hiện nay, hệ thống đường ô tô vận tải tại các vùng, các mỏ đã được xây dựng

tương đối hoàn chỉnh, phần lớn các tuyến đường ô tô vào các mỏ đều đã được cải tạo nâng cấp theo quy hoạch (bê tông hoá) đảm bảo đáp ứng được yêu cầu vận tải ô tô của các mỏ.

Tổng chiều dài các tuyến đường phục vụ công tác vận tải ngoài quy hoạch giai đoạn 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2050 khoảng 238,6 km, trong đó: Tiếp tục duy trì phục vụ sản xuất khoảng 129,6 km và đầu tư cải tạo nâng cấp khoảng 109,0 km.

⋅ Vận tải đường sắt Vận tải đường sắt đã và đang đóng vai trò rất quan trọng trong công tác vận tải

than tại các khu vực tới các cơ sở sàng tuyển, tiêu thụ và các cảng xuất than. Trong giai đoạn tới tiếp tục:

° Duy trì tuyến đường sắt Quốc gia khổ đường 1.435 mm để vận tải than của các mỏ Mạo Khê, Tràng Bạch, Hồng Thái cấp cho nhà máy nhiệt điện Phả Lại 1, 2 và một phần cho nội địa.

° Sử dụng tối đa năng lực tuyến đường sắt Vàng Danh - Uông Bí - Điền Công để vận chuyển than cho cụm mỏ Vàng Danh, Nam Mẫu, Đồng Vông và vận tải vật tư, vật liệu và người cho các mỏ trong khu vực.

Do khối lượng vận tải trên tuyến những năm tới tăng cao, đạt gần 9,0 tr.tấn/năm nên cần tiếp tục cải tạo tuyến Vàng Danh - Uông Bí gồm: Cải tạo sân ga Vàng Danh đáp ứng công suất là 4,0-4,7 triệu tấn/năm; cải tạo hiện đại hóa hệ thống thông tin liên lạc trên tuyến và các ga; xây dựng các điểm giao cắt lập thể với tuyến đường ô tô Uông Bí - Vàng Danh; tăng cường sức kéo đầu máy để tăng năng lực vận tải của toàn tuyến.

Giai đoạn sau 2025 xem xét dừng hoạt động đoạn tuyến từ Ga Uông Bí đến cảng Điền Công do giao cắt với tuyến đường sắt Quốc Gia (Theo quyết định số 358/QĐ-TTg ngày 10 tháng 3 năm 2020 của Thủ tướng Chính Phủ Phê duyệt đề án đảm bảo trật tự hành lang an toàn giao thông và xử lý dứt điểm lối đi tự mở qua đường sắt).

Tiếp tục duy trì hệ thống đường sắt hiện có tại vùng than Cẩm Phả để vận tải than cho các mỏ về trung tâm tuyển than Cửa Ông gồm: Hệ thống đường sắt phía Đông Cao Sơn - Mông Dương - Cửa Ông và Hệ thống đường sắt phía Tây Cọc 6, Thống nhất về nhà máy tuyến than Cửa Ông. Viện Năng lượng 119


+ Vùng Nội Địa: Khu vực mỏ Núi Hồng, Khánh Hoà: Sử dụng tuyến đường sắt

quốc gia khổ 1000mm Quán Triều - Núi Hồng để vận tải than của mỏ than Núi Hồng về trạm pha trộn phía Bắc mỏ Khánh Hoà. Việc vận chuyển than từ trạm pha trộn về nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn sử dụng hệ thống băng tải có chiều dài 2,6 km.

Tuyến đường sắt Mai Pha - Na Dương: Than của mỏ Na Dương cung cấp chủ yếu cho nhà máy nhiệt điện Na Dương. Tuyến đường sắt này sẽ được sử dụng để vận chuyển nguyên vật liệu cho mỏ Na Dương và vận chuyển đá vôi cấp cho Nhà máy điện Na Dương.

⋅ Vận tải băng tải: Vận tải băng tải là hình thức vận tải quan trọng của ngành than để tiến tới chấm

dứt vận tải ô tô trong hệ thống vận tải ngoài. Công tác vận tải băng tải theo quy hoạch ở các vùng như sau:

Vùng Uông Bí: Vận tải băng tải vùng Uông Bí là vận tải than nguyên khai từ các mỏ đến các nhà máy tuyển than Khe Thần, Vàng Danh… vận tải than thành phẩm từ các kho than hoặc từ các nhà máy tuyển than đến các NMNĐ Sơn Động, NĐ Uông Bí, NĐ Mạo Khê… Tổng chiều dài quy hoạch các tuyến băng tải vùng Uông Bí khoảng 41,6 km, trong đó đã xây dựng khoảng 22,7 km, đầu tư mới khoảng 18,9 km.

Vùng Hòn Gai: Công tác vận tải băng tải vùng Hòn Gai là vận tải than nguyên khai từ các mỏ đến nhà máy tuyển Hòn Gai, vận tải than thành phẩm từ nhà máy tuyển đến nhà máy nhiệt điện Quảng Ninh và cảng Làng Khánh. Tổng chiều dài quy hoạch các tuyến băng tải vùng Hòn Gai khoảng 19,6 km, trong đó đã xây dựng khoảng 6,5 km, đầu tư mới khoảng 13,1 km.

Vùng Cẩm Phả: Công tác vận tải băng tải vùng Cẩm Phả là vận tải than giữa các mỏ tới nhà máy tuyển Khe Chàm, Lép Mỹ…, giữa các nhà máy tuyển tới các nhà máy nhiệt điện hoặc các cảng xuất than trong vùng (Cảng Km6. Cảng Cẩm Phả, cảng Khe Dây và cảng Hóa Chất. Tổng chiều dài quy hoạch các tuyến băng tải vùng Cẩm Phả khoảng 23,6 km, trong đó đã xây dựng khoảng 17,4 km, đầu tư mới khoảng 6,2 km.

Vùng Nội địa và Đồng Bằng Sông Hồng: Tổng chiều dài quy hoạch các tuyến băng tải vùng Nội địa khoảng 9,0 km, trong đó đã xây dựng khoảng 4,5 km, đầu tư mới khoảng 4,5 km.

Quy hoạch các cảng xuất, nhập than Trong các năm qua các cảng và bến rót than của ngành than cơ bản đã được đầu

tư theo quy hoạch, đáp ứng được nhu cầu tiêu thụ than của ngành. Quy mô, vị trí, tiến độ xây dựng hệ thống các cảng xuất nhập tại các vùng than quy hoạch thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến 2050 được tổng hợp. Viện Năng lượng 120


Bảng 1-16: Tổng hợp quy mô cảng xuất nhập tại các vùng than quy hoạch thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến 2050

TT Tên Cảng Địa điểm

Công suất (Tr.tấn/năm) Trọng tải tầu lớn nhất

đến cảng (tấn)

Hình thức đầu tư

Giai đoạn đầu tư

Đơn vị quản lý Nhập Xuất Hàng

hóa

I Vùng than Đông Bắc 16-20 45-50 5,2

1 Cảng Bến Cân Đông Triều – Q.Ninh 1,0 3,0 2.000 Cải tạo, mở rộng 2021-2025 TKV

2 Cảng Hồng Thái Tây Đông Triều – Q.Ninh 1,0 2,5 0,5 2.000 Cải tạo, mở

rộng 2021-2025 TCT Đông Bắc 1,0 5,0 0,5 2.000 Cải tạo, mở

rộng Sau 2030

3 Cảng Điền Công

Uông Bí – Q.Ninh

TKV

Cảng Điền Công – GĐ1 1,5 6,0 1,0 2.000 Cải tạo, mở rộng 2021-2025

Cảng Điền Công – GĐ2 3,5 10,0 1,0 2030-2035

4 Cảng Làng Khánh Hạ Long – Q.Ninh 1,0 5,0 0,7 500 Cải tạo, mở rộng 2021-2025 TKV

5 Cảng Km6 - TKV Cẩm Phả - Q.Ninh 4,0 1,0 2.000-3.000 2021-2025 TKV

6 Cảng Km6 – TCT ĐB Cẩm Phả - Q.Ninh 1,5 3,0 0,5 2.000-3.000 Cải tạo, mở rộng 2021-2025 TCT

Đông Bắc

7 Cảng Khe Dây Cẩm Phả - Q.Ninh 1,4 2,0 0,5 2.000 Cải tạo, mở rộng 2021-2025 TCT

Đông Bắc

8 Cảng Hóa Chất: Cẩm Phả - Q.Ninh 2.000 Cải tạo, mở rộng TKV



TT Tên Cảng Địa điểm

Công suất (Tr.tấn/năm) Trọng tải tầu lớn nhất

đến cảng (tấn)

Hình thức đầu tư

Giai đoạn đầu tư

Đơn vị quản lý Nhập Xuất Hàng

hóa

Cảng Hóa Chất - GĐ 1 2,0-2,5 2,0-3,5 2021-2025 Cảng Hóa Chất - GĐ 2 2,0-6,0 2,0-3,5 2040-2045

9 Cảng Cẩm Phả Cẩm Phả - Q.Ninh 2,0 10,0 70.000 Cải tạo, mở rộng Sau 2030 TKV

10 Cảng Đ.Triều Phả Lại I Đông Triều – Q.Ninh

0,5 500 Xây dựng mới Sau 2030 TKV 11 Cảng Đ.Triều Phả Lại II 0,5 500 Sau 2030 TKV II Các vùng khác 3,0

1 Cảng Nam Thịnh - Thái Bình Thái Bình 1,0 2.000 Xây dựng mới Sau 2030 TKV

2 Cảng Nam Phú -Thái Bình Thái Bình 2,0 2.000 Xây dựng mới Sau 2030 TKV

3 Cảng Bắc Vân Phong Khánh Hòa 2,0 2.000 Sử dụng lại TCT Đông Bắc



+ Quy hoạch hệ thống cảng nhập khẩu than Khối lượng than nhập khẩu được tính toán cân đối nhu cầu than của các hộ tiêu thụ

và lượng than sản xuất trong nước, trong đó ưu tiên cho các hộ tiêu thụ tại chỗ và theo thứ tự vùng miền, cụ thể: Ưu tiên các hộ tiêu thụ tại chỗ từng vùng sản xuất than → các hộ tiêu thụ miền Bắc → các hộ tiêu thụ miền Trung → các hộ tiêu thụ miền Nam.

Trên cơ sở cân đối, phân bổ nhu cầu than nhập khẩu theo vị trí địa lý vùng, miền phù hợp với phân bố các hộ tiêu thụ chính (NMNĐ) cho thấy, than nhập khẩu những năm tới lớn, khoảng từ 80-110 triệu tấn/năm, từ đó cho thấy cần thiết phải xây dựng các cảng đầu mối trung chuyển than nhập trên phạm vi cả nước.

Định hướng quy hoạch các cảng đầu mối phục vụ nhập khẩu, trung chuyển than theo 3 khu vực: Miền Bắc; Miền Trung và Miền Nam. Vị trí các cảng được lựa chọn phù hợp với quy hoạch phát triển cảng biển Việt Nam Nam đến năm 2030, định hướng đến năm 2050:

Miền Bắc: Tiếp tục cải tạo nâng cấp cảng chuyển tải Hòn Nét (TKV) tại Cẩm Phả - Quảng Ninh đáp ứng công suất đến 20 triệu tấn/năm. Còn lại chuyển tải qua cảng Hòn Miều - Cái Chiêm là cảng dự kiến xây dựng mới theo quy hoạch phát triển cảng biển Việt Nam.

Miền Trung: Xây dựng 01 cảng trung chuyển công suất đến 30 triệu tấn/năm, đáp ứng tầu có trọng tải ≥70.000 tấn. Vị trí cảng dự kiến tại Sơn Dương - Hà Tĩnh.

Miền Nam: Xây dựng 01 cảng trung chuyển, công suất đến 25 triệu tấn/năm, đáp ứng tầu có trọng tải ≥70.000 tấn. Vị trí cảng dự kiến tại khu cảng Vân Phong, Khánh Hòa.

Ngoài các cảng đầu mối phục vụ nhập khẩu, trung chuyển than trên, cần xem xét mở rộng các cảng chuyên dùng hiện có của các hộ tiêu thụ để có thể trực tiếp nhập than cho các tầu có trọng tải phù hợp.

+ Dự kiến nguồn nhập than Theo Báo cáo World Energy Outlook 2019 của Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA),

trong Kịch bản Chính sách mới, tổng khối lượng than được giao dịch vẫn không thay đổi đến năm 2040 vào khoảng 1100 Mtce, tương đương với khoảng 20% sản lượng than toàn cầu. Nhu cầu than nhập khẩu của Trung Quốc, các nước phát triển ở châu Âu và châu Á chậm lại. Bù lại sẽ là tăng nhập khẩu than ở Ấn Độ và ở một số nền kinh tế đang phát triển khác ở châu Á. Do đó, đánh giá sơ bộ có thể vẫn duy trì nguồn nhập từ các nước mà hiện nay Việt Nam vẫn nhập khẩu than như Úc, Indonesia, Nga, Nam Phi. Ngoài ra, có thể nhập khẩu than từ các nước như Colombia, Mỹ … khi có các cảng trung chuyển than, thuận lợi cho các tàu cỡ lớn hơn 100.000 tấn để có giá thành vận tải biển hợp lý.



d. Phương án quy hoạch phát triển phân ngành dầu khí

Phân ngành dầu khí được quy hoạch theo 04 lĩnh vực - Tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí; - Công nghiệp khí; - Chế biến dầu khí; - Tồn trữ và phân phối sản phẩm dầu khí) Theo dự kiến 03 giai đoạn (2021-2025; 2026-2030; 2031-2050), 08 bể trầm tích

ngoài khơi (Sông Hồng, Hoàng Sa, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Tư Chính-Vũng Mây, Trường Sa và Mã Lai-Thổ Chu) và 06 khu vực trên bờ tương ứng với các khu vực trong dự thảo quy hoạch điện VIII có tính đến đặc thù của ngành dầu khí (Bắc Bộ, Bắc Trung Bộ, Trung Trung Bộ, Nam Trung Bộ, Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ).



Hình 1-18: Phạm vi Quy hoạch phát triển Phân ngành Dầu khí

Tổng hợp nhu cầu dầu khí - Nhu cầu khí và LNG Nhu cầu khí và LNG tối đa sử dụng cho điện được tính từ quy hoạch công suất

đặt từng khu vực trong dự thảo QHĐVIII. Nhu cầu khí làm nguyên liệu để sản xuất hóa chất (chủ yếu phân bón) và công nghiệp khác cho từng khu vực được ước tính theo số liệu của PVN và VPI.

Bảng 1-17: Nhu cầu khí và LNG Đơn vị: Tỷ m3 (net C1)/năm

Năm 2020 2025 2030 2050

BẮC BỘ

NHU CẦU 0,21 0,30 6,06 34,20 Điện 0,00 0,00 5,33 32,00 Hóa chất 0,00 0,00 0,00 0,00 Công nghiệp khác 0,21 0,30 0,73 2,20

BẮC TRUNG BỘ


TRUNG TRUNG BỘ


NAM TRUNG BỘ


ĐÔNG NAM BỘ


TÂY NAM BỘ


CẢ NƯỚC


- Nhu cầu sản phẩm dầu khí



Tốc độ tăng trưởng nhu cầu sản phẩm dầu khí theo dự báo của Viện năng lượng.



Bảng 1-18: Tốc độ tăng trưởng nhu cầu sản phẩm dầu khí Giai đoạn 2021-2030 2031-2050

Tốc độ tăng trưởng 5,5% 4,6%

Tổng nhu cầu sản phẩm dầu khí được tính từ dự báo tổng nhu cầu năm 2020 và tốc độ tăng trưởng trong bảng trên:

Bảng 1-19: Nhu cầu sản phẩm dầu khí Năm 2020 2025 2030 2050

Tổng nhu cầu sản phẩm dầu khí (triệu tấn/năm)

19,0 25,3 33,0 81,1

- Nhu cầu dầu thô Nhu cầu dầu thô được ước tính từ công suất chế biến của các nhà máy lọc dầu

hiện hữu và dự kiến đưa vào quy hoạch tổng thể năng lượng để đáp ứng mục tiêu cụ thể về sản lượng sản phẩm xăng dầu sản xuất trong nước (70% nhu cầu trong nước).

Bảng 1-20: Nhu cầu dầu thô Đơn vị: Triệu tấn/năm

Khu Vực 2020 2025 2030 2050

Bắc Bộ

Bắc Trung Bộ 10 10 10 20

Trung Trung Bộ 6,5 8,5 10 10

Nam Trung Bộ 30

Đông Nam Bộ 20 20

Tây Nam Bộ

Tổng 16,5 18,5 40 80

Cân đối cung cầu khí Để đáp ứng nhu cầu nguyên liệu cho các nhà máy điện khí/LNG, đến 2025 Việt

Nam dự kiến phải nhập trên 4 tỷ m3 LNG/năm, đến 2030 trên 15 tỷ m3 LNG/năm và gần 80 tỷ m3 LNG/năm vào năm 2050 nếu không có sản lượng khai thác khí từ các mỏ mới ngoài dự kiến hiện nay hoặc nhập khẩu khí bổ sung thông qua các hệ thống đường ống ngoài khơi đã có.

- Khu vực Bắc Bộ Sau năm 2025, nhu cầu nguyên liệu cho các nhà máy điện LNG khu vực Bắc Bộ

tăng mạnh nên khu vực Bắc Bộ cần nhập khẩu lượng lớn LNG. Ở thời điểm năm 2030



nhu cầu nhập khẩu LNG khu vực Bắc Bộ lên tới hơn 10 tỷ m3/năm còn ở thời điểm 2050 nhu cầu này lên đến hơn 30 tỷ m3/năm nếu không có mỏ khí lớn nào trong khu vực lân cận (Bắc Bể Sông Hồng) được phát hiện và đưa vào khai thác.

- Khu vực Bắc Trung Bộ Trong giai đoạn 2031-2050, khu vực Bắc Trung Bộ sẽ cần nhập khẩu LNG để

phục vụ nhu cầu của các nhà máy điện LNG. Đến 2050 nhu cầu nhập LNG của khu vực Bắc Trung Bộ lên tới hơn 2 tỷ m3/năm.

- Trung Trung Bộ Với việc có các phát hiện khí lớn ngoài khơi như Cá Voi Xanh, Kèn Bầu, so với

tổng nhu cầu khí cho các nhà máy điện trong khu vực Trung Trung Bộ theo quy hoạch, vào thời điểm 2025 khu vực này dư gần 1 tỷ m3/năm và tăng lên đến hơn 5 tỷ m3/năm vào năm 2030. Tới thời điểm 2050, dự kiến sẽ phát hiện và đưa vào khai thác thêm các mỏ khí trong khu vực Nam Bể Sông Hồng để bù cho sản lượng suy giảm của các mỏ sắp khai thác.

- Khu vực Nam Trung Bộ Đến năm 2030, Nam Trung Bộ sẽ cần nhập khẩu khoảng 2 tỷ m3/năm LNG để

phục vụ nhu cầu của nhà máy điện LNG tại khu vực. Ngoài ra do khu vực này tiếp giáp với khu vực Đông Nam Bộ và có lợi thế về cảng biển nên có thể kết hợp nhập LNG bổ sung cho khu vực Đông Nam Bộ.

- Khu vực Đông Nam Bộ Nguồn cung khí tại Đông Nam Bộ chỉ đảm bảo đáp ứng nhu cầu của thị trường

tới hết năm 2022, từ 2023 cần nhập khẩu LNG và tới 2050 sẽ nhập khẩu hoàn toàn nếu không có thêm nguồn cung trong nước. Do lượng nhập khẩu lớn và giới hạn về cảng biển trong khu vực nên một phần LNG nhập khẩu trong khu vực Đông Nam Bộ sẽ thông qua cảng tại khu vực Nam Trung Bộ và đưa về các hộ tiêu thụ lớn bằng đường ống.

- Khu vực Tây Nam Bộ Tại Tây Nam Bộ, từ 2026 cần mua thêm khí của Petronas ngoài nguồn PM3-

CAA và đến 2025 cần nhập thêm khoảng 1 tỷ m3/năm LNG, tới 2030 khoảng 3 tỷ m3/năm và tới 2050 dự kiến tăng đến trên 10 tỷ m3/năm LNG nếu không nhập khẩu thêm được bằng đường ống hoặc không phát hiện và đưa vào khai thác mỏ khí mới trong khu vực. Cân đối nhu cầu sản phẩm Dầu khí:

Để đáp ứng được mục tiêu về tỷ trọng sản phẩm xăng dầu sản xuất trong nước, cần đầu tư mở rộng, nâng cấp chất lượng sản phẩm các nhà máy lọc dầu sẵn có và xây dựng mới các nhà máy lọc dầu để hình thành các trung tâm năng lượng tại các vị trị có



lợi thế cạnh tranh cao về điều kiện tự nhiên hay khoảng cách đến thị trường tiêu thụ với định hướng thiên về sản xuất các sản phẩm hóa dầu và chia sẻ hạ tầng với các thành phần khác trong trung tâm năng lượng (điện, kho xăng dầu, LNG) để đảm bảo hiệu quả kinh tế.

Hình 1-19: Cân đối cung - cầu sản phẩm Dầu khí

Phương án quy hoạch tìm kiếm, thăm dò, khai thác dầu khí - Tìm kiếm, thăm dò dầu khí Mục tiêu cụ thể: Trước 2035 hoàn thành đánh giá tổng thể trữ lượng dầu khí trên đất liền và thềm

lục địa Việt Nam; Hệ số bù trữ lượng hàng năm đạt 0,75-1, tương ứng với mức gia tăng trữ lượng: 2021-2025: 12-18 triệu tấn quy dầu/năm (14 - 21 triệu m3/năm); 2026-2030: 12-18 triệu tấn quy dầu/năm (14 - 21 triệu m3/năm); 2031-2050: 12-20 triệu tấn quy dầu/năm (14 - 23 triệu m3/năm).Khai thác dầu

khí - Khai Thác khí: Mục tiêu cụ thể Dầu trong nước: o 2021 - 2025: 6 - 12 triệu tấn/năm; o 2026 - 2030: 6 - 10 triệu tấn/năm; o 2031 - 2050: 5 - 10 triệu tấn/năm.

Khí về bờ: o 2021 - 2025: 8 - 18 tỷ m3/năm;



o 2026 - 2030: 19 - 23 tỷ m3/năm; o 2031 - 2050: 04 - 21 tỷ m3/năm.

- Phương án quy hoạch công nghiệp khí Thu gom tối đa khí đồng hành của các lô/mỏ mà PVN và các nhà thầu dầu khí

khai thác tại Việt Nam; Xây dựng cơ sở hạ tầng đảm bảo đủ năng lực cung cấp 100% nhu cầu khí

nguyên liệu cho điện và cho đạm trong đó năng lực nhập khẩu khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) khoảng 4 tỷ m3/năm vào năm 2025, 8 tỷ m3/năm vào năm 2030, 30 tỷ m3/năm vào năm 2050;

Phát triển thị trường khí đạt 23 tỷ m3/năm vào năm 2025, 27 tỷ m3/năm vào năm 2030 và 40 tỷ m3/năm vào năm 2050;

Rút ngắn thời gian từ khi phát hiện tới khi có dòng khí đầu tiên đạt mức trung bình thế giới (dưới 7 năm).

- Phương án quy hoạch chế biến dầu khí Sản lượng sản phẩm xăng dầu đáp ứng tối thiểu 70% nhu cầu trong nước. - Phương án quy hoạch hệ thống vận chuyển, tồn trữ và phân phối sản phẩm dầu

khí

e. Phương án quy hoạch phát triển phân ngành năng lượng mới và tái tạo

Phương án quy hoạch năng lượng mới và tái tạo cho phát điện Kết quả tính toán cân đối công suất và điện năng toàn quốc theo các kịch bản

phụ tải với cơ cấu công suất theo các năm trình bày trong hình dưới. Cơ cấu công suất theo các năm trình bày trong hình vẽ



Hình 1-20: Sự thay đổi cơ cấu công suất nguồn điện theo các mốc thời gian (KB phụ

tải cơ sở)

Cơ cấu công suất có sự thay đổi dần theo hướng giảm dần tỷ trọng nhiệt điện than, tăng dần tỷ trọng nguồn nhiệt điện khí và năng lượng tái tạo. Tỷ trọng thủy điện sẽ giảm dần do hiện đã khai thác gần hết tiềm năng, các nguồn điện gió và mặt trời sẽ được phát triển mạnh trong tương lai, tỷ trọng công suất nguồn NLTT (gồm cả thủy điện lớn) đạt 49% năm 2020, 48% năm 2030 và 53% năm 2045.

Các bảng dưới đây trình bày quy mô lựa chọn phát triển, quy mô đã bổ sung quy hoạch và quy mô đăng ký chưa được bổ sung quy hoạch (đến tháng 9/2020).

Bảng 1-21: Quy mô lựa chọn phát triển, bổ sung quy hoạch, đăng ký đầu tư nguồn điện gió, mặt trời.

Đơn vị: MW

TT Hạng mục/năm

Quy mô lựa chọn phát triển Quy mô đã bổ sung quy hoạch

Quy mô đăng ký (chưa bổ sung quy hoạch)

2025 2030 2035 2040 2045

A Điện mặt trời 12540 18590 29090 41840 55090 11346 39813 Bắc Bộ 460 1960 4160 6360 9160 8 40 Bắc Trung Bộ 400 850 1100 1350 1600 314 2272 Trung Trung Bộ 280 380 630 1130 1630 338 1937 Tây Nguyên 900 1400 1900 2000 3000 1136 8230



TT Hạng mục/năm

Quy mô lựa chọn phát triển Quy mô đã bổ sung quy hoạch

Quy mô đăng ký (chưa bổ sung quy hoạch)

2025 2030 2035 2040 2045

Nam Trung Bộ 4500 5000 5500 6000 6500 5394 12045 Nam Bộ 6000 9000 15800 25000 33200 4155 15289

B Điện gió trên bờ và gần bờ 11320 16010 23110 30910 39610 11745 46025

Bắc Bộ 120 580 1080 1080 1080 0 726 Bắc Trung Bộ 300 500 700 900 1500 372 2005 Trung Trung Bộ 1000 1800 2500 2900 2900 1391 2619 Tây Nguyên 2600 3600 5400 6600 10400 2561 11810 Nam Trung Bộ 1800 2100 2600 3800 4500 1679 2548 Nam Bộ 5500 7430 10830 15630 19230 5742 26317 C Gió offshore Nam Trung Bộ * 0 2000 9000 15000 21000 0 19902

Quy mô các dự án nguồn điện ưu tiên đầu tư trong giai đoạn quy hoạch xem các bảng sau:

Bảng 1-22: Quy mô các dự án nguồn điện ưu tiên đầu tư giai đoạn 2021-2030

TT Tên dự án Nhiên liệu Tổng công suất đặt (MW)

Năm vận hành Ghi chú

I Khu vực Bắc Bộ II Khu vực Bắc Trung Bộ III Khu vực Trung Trung Bộ IV Khu vực Tây Nguyên Yaly mở rộng Thủy điện 360 2024 EVN V Khu vực Nam Trung Bộ TĐTN Bác Ái Thủy điện 1200 2026-2028 EVN

Điện gió offshore Nam Trung Bộ Gió 3000 2028-2030 IPP

VI Khu vực Nam Bộ

Ghi chú: Quy mô công suất có thể dao động trong phạm vi ±10% tùy theo đặc điểm tổ máy của mỗi loại hình công nghệ tại thời điểm đầu tư.

Định hướng nhu cầu phát triển của các loại hình sản xuất điện trong giai đoạn 2031-2045 như sau:



Bảng 1-23: Định hướng nhu cầu phát triển của các loại hình sản xuất điện giai

đoạn 2031-2045- Kịch bản phụ tải cơ sở


Năm vận hành

I Khu vực Bắc Bộ TĐTN Bắc Bộ Thủy điện 900 2033-2035 TĐ nhỏ Bắc Bộ Thủy điện 900 2031-2045 Điện gió Bắc Bộ Gió 500 2031-2035 ĐMT Bắc Bộ 2031-2035 Mặt trời 2200 2031-2035 ĐMT Bắc Bộ 2036-2040 Mặt trời 2200 2036-2040 ĐMT Bắc Bộ 2041-2045 Mặt trời 2800 2041-2045 ĐSK Bắc Bộ 2031-2035 Sinh khối 300 2031-2035

ĐSK Bắc Bộ 2036-2040 Sinh khối 500 2036-2040

ĐSK Bắc Bộ 2041-2045 Sinh khối 200 2041-2045 II Khu vực Bắc Trung Bộ Điện gió Bắc Trung Bộ 2031-2035 Gió 200 2031-2035 Điện gió Bắc Trung Bộ 2036-2040 Gió 200 2036-2040 Điện gió Bắc Trung Bộ 2041-2045 Gió 600 2041-2045 ĐMT Bắc Trung Bộ 2031-2035 Mặt trời 250 2031-2035 ĐMT Bắc Trung Bộ 2036-2040 Mặt trời 250 2036-2040

ĐMT Bắc Trung Bộ 2041-2045 Mặt trời 250 2041-2045

ĐSK Bắc Trung Bộ 2031-2045 Sinh khối 260 2031-2040 III Khu vực Trung Trung Bộ Điện gió Trung Trung Bộ 2031-2035 Gió 700 2031-2035 Điện gió Trung Trung Bộ 2036-2040 Gió 400 2036-2040 ĐMT Trung Trung Bộ 2031-2035 Mặt trời 250 2031-2035 ĐMT Trung Trung Bộ 2036-2040 Mặt trời 500 2036-2040 ĐMT Trung Trung Bộ 2041-2045 Mặt trời 500 2041-2045 ĐSK Trung Trung Bộ 2031-2045 Sinh khối 200 2031-2045 IV Khu vực Tây Nguyên Điện gió Tây Nguyên 2031-2035 Gió 1800 2031-2035 Điện gió Tây Nguyên 2036-2040 Gió 1200 2036-2040 Điện gió Tây Nguyên 2041-2045 Gió 3800 2041-2045 ĐMT Tây Nguyên 2031-2035 Mặt trời 500 2031-2035 ĐMT Tây Nguyên 2036-2040 Mặt trời 500 2036-2040

ĐMT Tây Nguyên 2041-2045 Mặt trời 600 2041-2045




Năm vận hành

ĐSK Tây Nguyên 2031-2040 Sinh khối 110 2031-2040 V Khu vực Nam Trung Bộ Điện gió Nam Trung Bộ 2031-2035 Gió 500 2031-2035 Điện gió Nam Trung Bộ 2036-2040 Gió 1200 2036-2040 Điện gió Nam Trung Bộ 2041-2045 Gió 700 2041-2045 Gió offshore Nam Trung Bộ 2031-2035 Gió 7000 2031-2035 Gió offshore Nam Trung Bộ 2036-2040 Gió 6000 2036-2040 Gió offshore Nam Trung Bộ 2036-2040 Gió 6000 2041-2045 ĐMT Nam Trung Bộ 2031-2035 Mặt trời 500 2031-2035

ĐMT Nam Trung Bộ 2036-2040 Mặt trời 500 2036-2040

ĐMT Nam Trung Bộ 2041-2045 Mặt trời 500 2041-2045 VI Khu vực Nam Bộ TĐTN Đơn Dương 1200 2031-2034 Pin tích năng Nam Bộ 2031-2035 1200 2034-2035 Pin tích năng Nam Bộ 2036-2040 1500 2036-2040 Pin tích năng Nam Bộ 2041-2045 1800 2041-2045 Điện gió Nam Bộ 2031-2035 Gió 3400 2031-2035 Điện gió Nam Bộ 2036-2040 Gió 4800 2036-2040 Điện gió Nam Bộ 2041-2045 Gió 3600 2041-2045 ĐMT Nam Bộ 2031-2035 mặt trời 6800 2031-2035 ĐMT Nam Bộ 2036-2040 mặt trời 9200 2036-2040 ĐMT Nam Bộ 2041-2045 mặt trời 8200 2041-2045 ĐSK +rác thải Nam Bộ 2031-2045 sinh khối 600 2031-2045

- Phương án quy hoạch năng lượng tái tạo cho sản xuất nhiệt Về chủ trương chính sách, tính đến năm 2020 Chính phủ đặt mục tiêu phát triển

NLTT tại Quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25 tháng 11 năm 2015 phê duyệt Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050:

Thúc đẩy sự phát triển của công nghệ năng lượng tái tạo và các ngành công nghiệp, xây dựng hệ thống công nghiệp năng lượng tái tạo, đưa tỷ lệ giá trị thiết bị sản xuất trong nước trong lĩnh vực năng lượng tái tạo: Đạt khoảng 30% vào năm 2020; nâng lên đến 60% vào năm 2020; đến năm 2050, đảm bảo đáp ứng nhu cầu trong nước, một phần dành cho xuất khẩu đến các nước trong khu vực và trên thế giới.

+ Định hướng phát triển NLMT:



Tăng diện tích hấp thụ của các dàn nước nóng năng lượng mặt trời từ khoảng 8

triệu m2 vào năm 2020, cung cấp 1,1 triệu TOE; khoảng 22 triệu m2 năm 2030, cung cấp 3,1 triệu TOE và đạt khoảng 41 triệu m2 vào năm 2050, cung cấp 6 triệu TOE.

Tăng tỷ lệ số hộ gia đình có các thiết bị sử dụng năng lượng mặt trời (dàn đun nước nóng, bếp nấu ăn, sưởi ấm và làm mát không gian, chưng cất nước,... sử dụng năng lượng mặt trời) từ 12% vào năm 2020, khoảng 26% vào năm 2030 và khoảng 50% vào năm 2050.

+ Định hướng phát triển khí sinh học: Tăng quy mô sử dụng công nghệ khí sinh học với thể tích xây dựng từ khoảng 8

triệu m3 vào năm 2020; khoảng 60 triệu m3 vào năm 2030 và khoảng 100 triệu m3 vào năm 2050.

+ Định hướng phát triển khí sinh khối: Chuyển đổi việc sử dụng năng lượng sinh khối truyền thống trong nấu ăn tại hộ

gia đình và trong công nghiệp, tiểu thủ công nghiệp địa phương từ các bếp truyền thống và thiết bị có hiệu suất thấp bằng các bếp, thiết bị chuyển hóa năng lượng sinh khối tiên tiến, hiệu suất cao. Đưa tỷ lệ số hộ gia đình sử dụng bếp tiên tiến, hiệu suất cao từ mức không đáng kể hiện nay lên đạt khoảng 30% vào năm 2020; khoảng 60% vào năm 2025 và từ năm 2030, hầu hết các hộ dân nông thôn đều sử dụng bếp có hiệu suất cao, hợp vệ sinh

- Phương án quy hoạch năng lượng tái tạo cho mục đích khác Về chủ trương chính sách, tính đến năm 2020 Chính phủ đặt mục tiêu phát triển

NLTT tại Quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25 tháng 11 năm 2015 phê duyệt Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050:

Tăng sản lượng nhiên liệu sinh học từ khoảng 800 nghìn TOE, đáp ứng khoảng 5% nhu cầu nhiên liệu của ngành giao thông vận tải vào năm 2020; đạt khoảng 3,7 triệu TOE, đáp ứng khoảng 13% nhu cầu nhiên liệu của ngành giao thông vận tải vào năm 2030; đến năm 2050, sản lượng nhiên liệu sinh học đạt 10,5 triệu TOE, đáp ứng khoảng 25% nhu cầu nhiên liệu của ngành giao thông vận tải. Phương án quy hoạch phát triển điện lực

- Phương án quy hoạch phát triển nguồn điện Trên cơ sở cân đối kịch bản nhu cầu phụ tải theo kịch bản cơ sở, Đề án thực hiện

tính toán cân bằng công suất hệ thống điện toàn quốc theo từng năm và 6 vùng bằng mô hình huy động công suất nguồn điện PDPAT. Cân đối cung cầu điện được tính cho phương án phụ tải cơ sở.



Trong phần cân đối này, do TBKHH Hiệp Phước mở rộng (1200MW) mới được

bổ sung QHĐVIIĐC và đưa vào vận hành năm 2021-2022 để dự phòng cho rủi ro thiếu điện trong trường hợp phụ tải miền Nam phát triển theo kịch bản phụ tải cao của QHĐVIIĐC. Việc này sẽ sớm làm tăng truyền tải theo chiều từ Nam ra Bắc từ năm 2024, cần phải sớm hoàn thành đường dây 500kV Quảng Trạch – Nghi Sơn – Nam Định trước 2025.

Kết quả tính toán cân đối công suất và điện năng toàn quốc theo các kịch bản phụ tải và tần suất nước xem chi tiết trong chương 9 báo cáo QHNL. Tổng hợp kết quả tính toán như sau:

Bảng 1-24: Cân bằng công suất HTĐ toàn quốc theo vùng giai đoạn đến năm 2045 (KB phụ tải cơ sở) - Đơn vị: MW

TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Tổng nhu cầu 39282 59350 86406 113815 135425 153079 Tổng công suất đặt 59850 97660 136693 188558 233693 276478

Tỷ lệ dự phòng (không gió và mặt trời) 33.34% 23.3% 15.1% 11.4% 7.0% 4.6%

Trong đó: NĐ than nội 14281 16841 16961 16851 15791 14126 NĐ than nhập 6150 12382 20262 26432 32232 35432 TBKHH+NĐ khí nội 7097 10554 10636 7900 7900 7900

TBKHH hiện có chuyển sang sử dụng LNG

0 803 4147 4565 4250 5050

TBKHH sử dụng LNG mới 0 2700 12100 27250 32050 37650

Nguồn linh hoạt chạy LNG (ICE+SCGT) 0 300 1400 5700 12000 16500

NĐ+TBK dầu 1933 898 138 0 0 0 Thuỷ điện 17477 19636 19731 19731 19731 19731

Thủy điện nhỏ (dưới 30MW) 3600 4800 5000 5300 5500 5900

Điện gió 730 11320 16010 23110 30910 39610 Điện gió offshore 0 0 2000 9000 15000 21000

Điện mặt trời +áp mái (MW) 6740 12540 18590 29090 42240 55090

Điện sinh khối và NLTT khác 570 1440 2830 3440 4400 5000

TĐ tích năng+pin tích năng 0 0 1200 4500 6000 7800



TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Nhập khẩu Trung Quốc 700 700 700 700 700 700 Nhập khẩu Lào 572 2746 4989 4989 4989 4989

Cơ cấu công suất theo các năm trình bày trong hình vẽ

Hình 1-21: Sự thay đổi cơ cấu công suất nguồn điện theo các mốc thời gian (KB phụ

tải cơ sở)

+ Cân bằng điện năng toàn quốc:

Bảng 1-25: Cân bằng điện năng HTĐ toàn quốc theo vùng giai đoạn đến năm 2045 (năm nước trung bình, phụ tải cơ sở) - Đơn vị: GWh

TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045

A. TỔNG NHU CẦU BẮC BỘ 95201 144210 210109 277112 329616 372050

Tổng điện sản xuất 95990 127352 183655 236760 291296 328292 Cân đối 789 -16858 -26454 -40352 -38320 -43758

I. Thuỷ điện+TN+NLTT+NK 44370 51986 61309 67214 73405 78819

II. Nhiệt điện 51621 75366 122346 169546 217891 249473

B TỔNG NHU CẦU BẮC TRUNG BỘ 12880 21772 33576 48629 62985 76885

Tổng điện sản xuất 16893 31463 50519 59750 69002 85760



TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Cân đối 4013 9691 16943 11121 6017 8875

I. Thuỷ điện+nhập khẩu+NLTT 6047 11062 12999 13763 14715 17229

II. Nhiệt điện 10846 20401 37520 45987 54286 68531

C. TỔNG NHU CẦU TRUNG TRUNG BỘ 11004 17514 26166 34788 41748 47584

Tổng điện sản xuất 10088 21445 47370 56425 58193 58659 Cân đối -916 3931 21204 21637 16445 11075


II. Nhiệt điện 394 4167 22640 29593 29458 28571

D. TỔNG NHU CẦU TÂY NGUYÊN 4674 8853 13572 18188 21988 25233

Tổng điện SX 12432 21049 20830 31711 36413 47915 Cân đối 7758 12196 7258 13523 14425 22682


II. Nhiệt điện 51 64 37 31 59 62

E. TỔNG NHU CẦU NAM TRUNG BỘ 12129 17568 28189 39986 50907 61253


I. Thuỷ điện+Tích năng+NLTT 13690 21239 26978 58962 88299 112912

II. Nhiệt điện 25607 25474 44491 51937 52935 51158

F. TỔNG NHU CẦU NAM BỘ 114208 168458 239118 307410 356607 392759

Tổng điện SX 75397 130352 176877 230566 267693 291087

Cân đối -38811 -38106 -62241 -76844 -88914 -101672

I. Thuỷ điện+TN+nhập khẩu+NLTT 11678 35544 47888 68445 95286 117895

II. Nhiệt điện 63720 94808 128989 162120 172406 173192 G. TOÀN QUỐC



TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Tổng nhu cầu 250096 378375 550730 726113 863851 975764 Tổng điện SX 250098 378375 550721 726112 863831 975783

Tỷ trọng sản xuất điện của các loại nguồn điện trình bày trong hình vẽ

Hình 1-22: Sự thay đổi cơ cấu điện năng sản xuất của các loại hình nguồn điện theo

các mốc thời gian quy hoạch (năm nước trung bình)

Về cơ cấu điện năng, tỷ trọng điện năng của nhiệt điện than sẽ giảm dần, tỷ trọng nhiệt điện khí sẽ tăng dần. Tỷ trọng điện năng của năng lượng tái tạo (gồm cả thủy điện lớn) sẽ đạt mục tiêu chiến lược, riêng tỷ trọng NLTT năm 2030 đạt 34% (cao hơn 2% so với chiến lược) do việc tăng quy mô nguồn điện gió để đảm bảo dự phòng trong trường hợp rủi ro trong các năm khô hạn. Tỷ lệ cắt giảm năng lượng tái tạo (kể cả thủy điện) đạt 1-4%, tỷ lệ này ở các nước đã phát triển năng lượng tái tạo quy mô lớn (như Mỹ, Đức) là 3-4%.

Đề án thực hiện cân bằng điện năng toàn quốc cho những năm nước khô hạn (giả thiết khô hạn ứng với tần suất nước 75% trên toàn quốc). Kết quả tính toán xem các bảng sau:

Bảng 1-26: Cân bằng điện năng HTĐ toàn quốc theo vùng giai đoạn đến năm 2045 (năm nước khô hạn, phụ tải cơ sở) - Đơn vị: GWh

TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045




TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Tổng điện sản xuất 94815 119708 176403 231314 286265 323705 Cân đối -386 -24502 -33706 -45798 -43351 -48345 I. Thuỷ điện+TN+NLTT+NK 36496 43263 52711 58696 64568 69897 II. Nhiệt điện 58319 76445 123691 172619 221697 253808


Tổng điện sản xuất 16677 33930 51352 61972 70991 87284 Cân đối 3797 12158 17776 13343 8006 10399


II. Nhiệt điện 11526 24326 40150 49779 57781 71423




II. Nhiệt điện 435 5193 25750 32329 31874 30617




II. Nhiệt điện 53 64 32 32 57 62




II. Nhiệt điện 28008 29483 50441 51592 53777 52998 F. TỔNG NHU CẦU NAM 114208 168458 239118 307410 356607 392759



TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045

BỘ Tổng điện SX 81187 141080 181011 239400 274902 296797 Cân đối -33021 -27378 -58107 -68010 -81705 -95962


II. Nhiệt điện 70657 106642 133683 171596 180866 180048 G. TOÀN QUỐC Tổng nhu cầu 250096 378375 550730 726113 863851 975764 Tổng điện SX 250072 378375 550721 726093 863832 975803

Trong những năm nước khô hạn, nhiệt điện sẽ phát số giờ cao hơn và truyền tải Trung Trung Bộ - Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ sẽ cao hơn so với năm nước trung bình.

Kết quả tính toán phủ biểu đồ phụ tải của các nhà máy điện trong giai đoạn quy hoạch cho thấy:

° Nhiệt điện than có Tmax trung bình khoảng 5000-6000h ° Nhiệt điện khí công nghệ TBKHH có Tmax trung bình thấp hơn nhiệt

điện than, đạt khoảng 4500-5000h ° Nhiệt điện khí công nghệ động cơ đốt trong và TBK chu trình đơn (nguồn

linh hoạt) có Tmax đạt khoảng 800-1500h ° Thủy điện lớn có Tmax trung bình khoảng 3500h-4500h, thủy điện nhỏ

có Tmax trung bình khoảng 3000h ° Điện gió onshore+nearshore có Tmax trung bình khoảng 2500h-3500h,

điện gió offshore có Tmax trung bình khoảng 4500h ° Điện mặt trời có Tmax trung bình tùy theo từng vùng như sau: khu vực

Tây Bắc khoảng 1300-1400h, Bắc Trung Bộ khoảng 1300h, Trung Trung Bộ là 1500h, Tây Nguyên 1600h, Nam Trung Bộ và Nam Bộ là 1650 -1720h

° Điện sinh khối có Tmax khoảng 3000-5000h Như vậy các nhà máy nhiệt điện sẽ có Tmax hàng năm thấp hơn so với quy định

truyền thống khi phát triển NLTT quy mô lớn (gió và mặt trời): Nhiệt điện than đạt 5000-5500h, TBKHH đạt 4500-5000h/năm. Các nhà máy nhiệt điện xây dựng mới và cải tạo cần được lựa chọn công nghệ mới tăng cường tính linh hoạt.

+ Trường hợp nhu cầu phụ tải theo kịch bản cao Theo kết quả tính toán tính toán mở rộng công suất từ mô hình Balmorel đã thực

hiện trong các kịch bản phân tích độ nhạy, đề án tính toán cơ cấu công suất nguồn Viện Năng lượng 145


điện toàn quốc với kịch bản phụ tải cao, đồng thời có xét dự phòng cho trường hợp thời tiết khô hạn.

Kết quả tính toán cân đối nguồn điện toàn quốc cho kịch bản phụ tải cao như sau:

Bảng 1-27: Cơ cấu công suất đặt toàn quốc đến 2045 theo vùng (kịch bản phụ tải cao)

TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Tổng nhu cầu 39282 61264 92071 124623 151054 173146 Tổng công suất đặt 59850 99950 144203 207368 261418 313603

Tổng công suất đặt (không gió, mặt trời) 52380 73800 105503 135968 157868 178303

Tỷ lệ dự phòng (không gió và mặt trời) 33.3% 20.5% 14.6% 9.1% 4.5% 3.0%

Trong đó: NĐ than nội 14281 16841 16961 16851 15906 14241 NĐ than nhập 6150 12382 22122 29492 35492 39492 TBKHH+NĐ khí nội 7097 10554 10636 7900 7900 7900

TBKHH hiện có chuyển sang sử dụng LNG 0 803 4147 4565 4250 5050

TBKHH sử dụng LNG mới 0 2700 16050 32000 39200 46400

Nguồn linh hoạt chạy LNG (ICE+SCGT) 0 900 1600 6600 12600 18700

NĐ+TBK dầu 1933 898 138 0 0 0 Thuỷ điện 17477 19636 19731 19731 19731 19731

Thủy điện nhỏ (dưới 30MW) 3600 4800 5000 5300 5500 5900

Điện gió 730 12310 16010 25910 35510 43710 Điện gió offshore 0 0 3000 10000 18000 26000

Điện mặt trời +áp mái (MW) 6740 13240 19090 34890 49440 64990

Điện sinh khối và NLTT khác 570 1440 2830 3340 4400 5000

TĐ tích năng+pin tích năng 0 0 1200 5100 7800 10800

Nhập khẩu Trung Quốc 700 700 700 700 700 700 Nhập khẩu Lào 572 2746 4989 4989 4989 4989

Trường hợp phụ tải theo kịch bản cao, nguồn bổ sung giai đoạn 2021-2045 so với quy mô quy hoạch cho phụ tải cơ sở như sau: Viện Năng lượng 146


+ Giai đoạn 2021-2030: tăng 2GW nhiệt điện than và 0,2GW nguồn ICE tại Bắc

Bộ, 4GW TBKHH sử dụng LNG tại Nam Bộ, 1GW gió offshore tại Nam Trung Bộ và 0,5GW điện mặt trời tại Nam Bộ.

+ Giai đoạn 2021-2045: ° Tăng thêm 4GW nhiệt điện than tại Bắc Bộ, ° Nguồn ICE và SCGT tăng 1,6GW ở Bắc Bộ và 0,6 GW tại Nam Bộ; ° Nguồn TBKHH dùng LNG tăng 3,8GW tại Bắc Bộ, 1,6GW tại Bắc Trung

Bộ, 3,2GW tại Nam Bộ ° Gió onshore thêm tại Tây Nguyên 2,5GW, tại Nam Bộ 1,6GW ° Gió offshore thêm tại Nam Trung Bộ 5GW ° Nguồn điện mặt trời thêm tại Nam Bộ 9,5GW, pin tích năng tăng tại Nam

Bộ (2,4GW) và Bắc Bộ (0,6GW)

Bảng 1-28: Cân bằng điện năng toàn quốc theo vùng đến 2045 (kịch bản phụ tải cao – năm nước trung bình)

TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045


Tổng điện sản xuất 96056 128181 188718 266817 329115 375113 Cân đối 855 -19585 -33999 -35660 -38138 -46104

I. Thuỷ điện+TN+NLTT+NK 44309 53536 61469 66501 73705 79457

II. Nhiệt điện 51748 74645 127249 200316 255410 295656


Tổng điện sản xuất 16795 34003 52094 62744 74128 97919 Cân đối 3915 11520 16297 9458 3806 10846


II. Nhiệt điện 10800 22839 39277 48987 59261 80047






TT Chỉ tiêu/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 II. Nhiệt điện 398 5392 25734 31803 32498 32334




II. Nhiệt điện 45 64 54 57 64 66




II. Nhiệt điện 25758 28363 45852 56574 57477 56149

F. TỔNG NHU CẦU NAM BỘ 114208 175095 256200 337971 398792 444743

Tổng điện SX 76222 136373 191193 251328 299015 328063 Cân đối -37986 -38722 -65007 -86643 -99777 -116680


II. Nhiệt điện 64544 99661 144579 170272 189479 191136 G. TOÀN QUỐC Tổng nhu cầu 250097 390731 587179 795681 964484 1105026 Tổng điện SX 250062 390654 587171 795621 964485 1105020

Bảng 1-29: Điện năng truyền tải trên các hướng liên kết của kịch bản phụ tải cao, năm nước trung bình

Hướng truyền tải/năm 2025 2030 2035 2040 2045 Bắc Trung Bộ => Bắc Bộ 19.3 34.0 35.6 38.2 46.2 Trung Trung Bộ => Bắc Trung Bộ 9.7 18.4 26.4 34.5 36.5 Tây Nguyên => Trung Trung Bộ 5.3 1.5 5.0 9.3 14.3 Trung Trung Bộ => Tây Nguyên 3.5 11.2 6.1 2.7 3.2 Nam Trung Bộ => Trung Trung Bộ 1.4 3.4 6.2 12.7 15.6



Hướng truyền tải/năm 2025 2030 2035 2040 2045 Tây Nguyên => Nam Bộ 11.3 20.8 14.4 12.7 16.5 Nam Trung Bộ => Tây Nguyên 2.4 0.0 0.0 0.2 1.5 Nam Trung Bộ => Nam Bộ 27.8 43.6 72.6 87.5 100.7

Điện năng truyền tải trên liên kết Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ và Nam Trung Bộ - Nam Bộ của kịch bản phụ tải cao sẽ tăng cao hơn so với kịch bản cơ sở. Truyền tải tăng do các nguyên nhân sau: mức gia tăng nhu cầu của Bắc Bộ trong kịch bản cao khá cao so với Nam Bộ, năng lượng tái tạo tiếp tục tăng ở miền Nam và miền Trung để đạt mục tiêu NLTT khi phụ tải tăng, nguồn LNG phải phát triển thêm ở Bắc Trung Bộ do vị trí xây dựng ở Bắc Bộ hạn chế. Vì vậy trường hợp kịch bản cao, cần xem xét tăng cường khả năng tải của lưới truyền tải trên các liên kết Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ, Nam Trung Bộ - Nam Bộ.

Nhu cầu nhiên liệu cho sản xuất điện Nhu cầu nhiên liệu được tính toán cho trường hợp năm nước trung bình (sản

lượng thủy điện là trung bình nhiều năm). - Nhu cầu về than Năm 2020, nhu cầu sử dụng than nội của các nhà máy nhiệt điện than nội (than

antraxit) là khoảng 40 triệu tấn/năm. Do sản lượng than trong nước cung cấp cho sản xuất điện sẽ hạn chế ở mức 35-36 triệu tấn/năm vào 2025 và 39-40 triệu tấn/năm các năm từ 2030. Vì vậy hiện nay đã phải nhập khẩu than antraxit bù cho các nhà máy hiện có đang sử dụng than nội. Có 03 nhà máy nhiệt điện than miền Bắc đã được thiết kế dùng than antraxit dự kiến vào vận hành trong giai đoạn 2021-2025 với tổng công suất 3600MW sẽ phải xem xét sử dụng than trộn gồm: Thái Bình II, Hải Dương, Nam Định I. Các nhà máy nhiệt điện hiện sử dụng than nội tại miền Nam cũng cần xem xét chuyển sang sử dụng than trộn trong giai đoạn tới gồm: Vĩnh Tân II, Duyên Hải I. Tỷ lệ trộn sẽ phụ thuộc vào công nghệ của từng nhà máy, cần có nghiên cứu về tỷ lệ trộn giữa than trong nước và than nhập khẩu cho các nhà máy này.

Kết quả tính toán nhu cầu sử dụng than khẩu toàn quốc theo vùng xem các bảng sau:

Bảng 1-30: Nhu cầu than nhập khẩu cho sản xuất điện theo vùng (Kịch bản phụ tải cơ sở)

Đơn vị: triệu tấn/năm Năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Bắc Bộ 0.1 5.6 9.5 16.4 25.0 26.3 Bắc Trung Bộ 0.5 4.6 10.5 13.8 16.9 18.1 Trung Trung Bộ 0.0 0.0 0.0 2.9 2.8 2.7



Năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Nam Trung Bộ 6.2 7.4 11.0 12.3 12.7 12.4 Nam Bộ 5.6 10.7 15.6 15.3 14.7 14.4 Toàn quốc 12.5 28.3 46.6 60.7 72.1 73.8

Bảng 1.31: Nhu cầu than nhập khẩu cho sản xuất điện theo vùng (Kịch bản phụ tải cao)

Đơn vị: triệu tấn/năm Năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Bắc Bộ 0.1 5.6 11.9 22.5 31.6 34.8 Bắc Trung Bộ 0.4 5.1 11.4 15.1 17.8 18.8 Trung Trung Bộ 0.0 0.0 0.0 2.7 2.7 2.6 Nam Trung Bộ 6.3 8.2 11.4 13.2 13.5 13.3 Nam Bộ 5.7 10.8 15.4 15.1 14.9 14.5 Toàn quốc 12.5 29.6 50.1 68.7 80.6 84.0

Như vậy nhu cầu than nhập khẩu trung bình hàng năm là 35 triệu tấn vào năm 2025, 45 triệu tấn vào năm 2030, 58 triệu tấn vào năm 2035, 72 triệu tấn vào năm 2040 và 74 triệu tấn vào năm 2045. Trong trường hợp khô hạn nhu cầu than nhập khẩu sẽ tăng khoảng 3-4 triệu tấn/năm so với năm nước trung bình.

- Nhu cầu về khí

Bảng 1-32: Tiêu thụ khí trong nước cho sản xuất điện giai đoạn đến 2045 Đơn vị: tỷ m3

Các khu vực khí/năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Khí Đông Nam Bộ 6.6 5.3 1.3 0.0 0.0 0.0 Khí PM3+ Mua Malay 1.5 1.4 1.3 0.0 0.0 0.0 Khí Lô B 0.0 2.4 3.9 3.8 3.9 3.8 Khí CVX+Báo Vàng 0.0 0.7 3.9 3.9 3.8 3.9

Khí trong nước sẽ được tiêu thụ hết khả năng cung cấp cho sản xuất điện. Giai đoạn 2022-2027 có khoảng 1 tỷ sản lượng khí của các mỏ nhỏ tại khu vực Tây Nam Bộ có thể xem xét cấp cho nhiệt điện Cà Mau và giảm mua khí từ Malaysia.

Bảng 1-33: Nhu cầu LNG cho sản xuất điện đến năm 2045 (kịch bản phụ tải cơ sở). Đơn vị: triệu tấn

Khu vực 2020 2025 2030 2035 2040 2045 LNG _Bắc Bộ 0.0 0.0 3.3 7.5 11.4 14.5 LNG _Bắc Trung Bộ 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.0 LNG _Nam Trung Bộ 0.0 0.0 1.1 1.7 1.7 1.7 LNG _Nam Bộ 0.0 1.9 5.8 11.9 13.9 14.8 Tổng toàn quốc 0.0 1.9 10.2 21.1 26.9 32.0



Bảng 1-34: Nhu cầu LNG cho sản xuất điện đến năm 2045 (kịch bản phụ tải cao).

Đơn vị: triệu tấn Khu vực 2020 2025 2030 2035 2040 2045 LNG _Bắc Bộ 0.0 0.0 3.2 9.5 13.8 17.4 LNG _Bắc Trung Bộ 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.0 LNG _Nam Trung Bộ 0.0 0.0 1.3 1.9 1.9 1.9 LNG _Nam Bộ 0.0 2.2 8.0 13.3 16.0 17.1 Tổng toàn quốc 0.0 2.2 12.5 24.7 31.7 38.3

Nhu cầu LNG cho sản xuất điện sẽ đạt trung bình khoảng 1,1 triệu tấn năm 2025, 8 triệu tấn năm 2030, 18 triệu tấn năm 2035, 24 triệu tấn năm 2040 và 30 triệu tấn năm 2045. Nhu cầu LNG sẽ tăng khoảng 1 triệu tấn/năm cho trường hợp năm nước khô hạn.

- Nhu cầu các loại dầu Trong giai đoạn tới nhu cầu nhiên liệu cho các nhà máy điện chạy dầu sẽ giảm

dần, chỉ còn nhu cầu của các nhà máy điện đồng phát (cấp cho phụ tải riêng)

Bảng 1-35: Nhu cầu nhiên liệu của các nhà máy điện chạy dầu – Kịch bản phụ tải cơ sở

Đơn vị: ngàn tấn

Năm 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Năm nước trung bình

Dầu FO 100 107 107 106 103 80 59 59 55 64 61

Dầu DO 0 5 5 6 2 2 0 0 0 0 0

Năm nước khô hạn (tần suất thủy điện 75% cả nước)

Dầu FO 106 114 114 112 109 91 68 68 65 76 78

Dầu DO 26 63 43 16 11 5 0 0 0 0 0

Ghi chú: Không tính dầu là nhiên liệu phụ trong các nhà máy nhiệt điện

Bảng 1-36: Tổng hợp nhu cầu nhiên liệu theo các năm mốc quy hoạch (năm trung bình)

Năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045 1. Phụ tải cơ sở

Than trong nước (triệu tấn) 33.9 36.0 40.1 39.0 39.0 39.0

Than nhập khẩu (triệu tấn) 12.5 28.3 46.6 60.7 72.1 73.8 Khí trong nước (tỷ m3) 7.9 9.8 10.4 7.7 7.7 7.7

LNG nhập khẩu (triệu tấn) 0.0 1.9 10.2 21.1 26.9 32.0 2. Phụ tải cao

Than trong nước (triệu tấn) 33.9 36.0 40.1 39.0 39.0 39.0



Năm 2020 2025 2030 2035 2040 2045

1. Phụ tải cơ sở Than nhập khẩu (triệu tấn) 12.5 29.6 50.1 68.7 80.6 84.0

Khí trong nước (tỷ m3) 8.0 10.3 10.8 7.7 7.7 7.7 LNG nhập khẩu (triệu tấn) 0.0 2.2 12.5 24.8 31.7 38.3

Phương án quy hoạch phát triển lưới điện Trong giai đoạn tới, do phụ tải miền Bắc có xu hướng tăng lên và miền Nam sẽ

giảm đi so với Quy hoạch điện 7 điều chỉnh, đồng thời các nguồn điện gió và mặt trời sẽ phát triển quy mô lớn ở khu vực miền Nam. Vì vậy xu hướng truyền tải sẽ chuyển dần từ chiều Bắc – Nam sang chiều Nam Trung Bộ - Bắc Bộ.

Kết quả tính toán điện năng của truyền tải liên vùng xem bảng sau:

Bảng 1-37: Điện năng truyền tải của truyền tải liên vùng theo các tần suất nước (KB phụ tải cơ sở)- Đơn vị: tỷ kWh

Hướng truyền tải/năm

2025 2030 2040 2045

TS50% TS75% TS50% TS75% TS50% TS75% TS50% TS75%

Bắc Trung Bộ => Bắc Bộ

16.4 24.4 26.3 33.7 38.7 43.4 43.8 48.4

Trung Trung Bộ => Bắc Trung Bộ

8.9 12.6 12.1 16.3 33.1 35.4 35.3 38.3

Tây Nguyên => Trung Trung Bộ

5.0 7.7 0.8 0.8 8.4 7.2 13.7 13.4

Trung Trung Bộ => Tây Nguyên

3.3 0.5 15.9 14.7 2.4 2.1 2.3 1.4

Nam Trung Bộ => Trung Trung Bộ

1.1 2.9 3.7 7.5 11.1 13.8 12.9 15.3

Tây Nguyên => Nam Bộ 11.8 5.1 23.0 18.4 10.3 7.0 12.4 9.9

Nam Trung Bộ => Tây Nguyên

1.2 5.6 0.0 0.1 0.2 0.4 1.1 1.6

Nam Trung Bộ => Nam Bộ

26.8 22.5 39.1 40.1 80.2 75.1 89.7 86.6



Ngay từ năm 2025, truyền tải từ Bắc Trung Bộ ra Bắc Bộ đạt trên 16 -24 tỷ

kWh, quy mô truyền tải này sẽ tăng dần lên đạt 40-46 tỷ vào năm 2035, đến 2045 sẽ đạt 44-48 tỷ kWh hàng năm. Từ năm 2030, công suất cực đại của truyền tải liên vùng Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ sẽ luôn đạt 8-10 GW, số giờ truyền tải công suất cực đại quy đổi Tmax sẽ đạt mức cao (4000- 5000h/năm) do các đường dây truyền tải này gần như sẽ để truyền tải các nhà máy nhiệt điện (than, TBKHH) của khu vực Bắc Trung Bộ và Trung Trung Bộ ra Bắc Bộ. Cần thực hiện nâng khả năng truyền tải Bắc Trung Bộ - Bắc Bộ từ 2,5GW hiện trạng lên 5GW vào giai đoạn 2021-2025 và lên 8-10GW vào giai đoạn 2026-2030.

Hướng truyền tải Trung Trung Bộ – Bắc Trung Bộ cũng sẽ tăng lên 30-38 tỷ kWh/năm sau năm 2030, vì vậy cần xem xét nâng khả năng truyền tải trên liên kết này từ 4GW (hiện tại) lên 7GW vào giai đoạn 2031-2035.

Truyền tải giữa Tây Nguyên và Trung Trung Bộ sẽ chuyển dần từ chiều truyền tải vào Nam ra chiều truyền tải ra miền Bắc.

Chiều truyền tải từ Nam Trung Bộ ra Trung Trung Bộ sẽ tăng dần, đạt 4-9 tỷ kWh năm 2030 và khoảng 13-15 tỷ kWh năm 2045, cần nâng khả năng tải của truyền tải Nam Trung Bộ - Trung Trung Bộ từ 0,5GW hiện nay lên 3GW vào giai đoạn 2026-2030.

Nguồn điện khu vực Nam Trung Bộ sẽ chủ yếu truyền tải về Đông Nam Bộ, quy mô truyền tải tăng từ 39 tỷ kWh năm 2030 lên 90 tỷ kWh năm 2045.

- Định hướng đấu nối nguồn năng lượng tái tạo vào hệ thống điện Tổng hợp tiềm năng kỹ thuật nguồn điện năng lượng tái tạo từ Chương 8 như

sau:

Bảng 1-38: Tổng hợp tiềm năng kỹ thuật năng lượng tái tạo cho phát điện tại Việt Nam. Đơn vị: MW

Vùng Gió

ngoài khơi

Gió trên bờ, gần bờ (trên 4,5m/s)

Mặt trời (quy mô

lớn)

Mặt trời (áp

mái)

Sinh khối

TĐ nhỏ (phần

còn lại)

Rác thải

Khí sinh học

Địa nhiệt

Thủy triều

Bắc Bộ 13000 12565 843659 10724 1611 1474 359 918 255 530

Bắc Trung Bộ 5000 10717 112495 5542 548 242 65 239 51

Trung Trung Bộ 0 11235 42782 3521 336 410 33 120 77 5

Tây Nguyên 0 74386 208618 2448 663 384 14 128 0

Nam Trung Bộ 118000 34764 170191 4165 521 278 46 162 60 15

Nam Bộ 26200 73638 264121 22091 1638 70 999 388 18

Tổng 162200 217305 1641866 48491 5316 2860 1517 1957 461 550



Nguồn: Tổng hợp tiềm năng kỹ thuật từ Chương 8 Quy mô tiềm năng kỹ thuật trên của các loại hình năng lượng tái tạo sẽ được đưa

vào mô hình Balmorel để mô hình lựa chọn quy mô phát triển theo từng giai đoạn. - Điện gió Về mặt tiềm năng, tổng quy mô tiềm năng điện gió trên bờ khá lớn, tuy nhiên

chủ yếu là tiềm năng gió thấp (4,5-5,5m/s) và trung bình (5,5-6m/s), tiềm năng ở mức gió cao (trên 6 m/s) là hạn chế. Trên cơ sở tiềm năng theo tốc độ gió, đề án mô phỏng gió trên bờ theo 6 vùng, mỗi vùng có 3 loại tua bin gió theo mật độ công suất (specific power): cao, trung bình, thấp tương ứng với 3 khoảng tốc độ gió, để mô hình lựa chọn quy mô phát triển cho từng khu vực.

Hình 1-23: Tiềm năng kỹ thuật nguồn điện gió trên bờ toàn quốc

Nguồn: Quy hoạch phát triển NLTT Việt Nam đến năm 2035 (tháng 10/2018, Viện Năng Lượng).

Khu vực Tây Nam Bộ có khá nhiều các dự án ngoài khơi đang đăng ký xây dựng, tuy nhiên các dự án này nằm ở khu vực có độ sâu đáy biển không lớn (nhỏ hơn 20m), có tốc độ gió khoảng 6,5m/s, chi phí đầu tư nằm giữa gió trên bờ và gió ngoài khơi. Với các dự án này đề án phân vào loại hình điện gió cao của khu vực Nam Bộ nhưng có chi phí đầu tư cao hơn (có thể coi là gió gần bờ). Tổng tiềm năng đăng ký xây dựng của các dự án gió ngoài khơi này tại khu vực Tây Nam Bộ hiện lên tới gần 18GW.

Trong các phần sau đây, nguồn điện gió offshore được nhắc đến trong đề án là nguồn điện gió ngoài khơi nằm ở khu vực có độ sâu đáy biển trên 20m. Nguồn điện gió offshore này hiện đã có khá nhiều nhà đầu tư đăng ký nghiên cứu đầu tư tại khu vực Nam Trung Bộ với tổng quy mô khoảng 20GW. Tổng quy mô tiềm năng kỹ thuật của điện gió offshore khoảng 160GW được phân theo vùng như sau:



Hình 1-24: Tiềm năng kỹ thuật gió offshore tại Việt Nam

Nguồn: Vietnam Offshore Wind Country Screening and Site Selection – C2Wind - Denmark - 2020

Tiềm năng điện gió offshore lớn nhất thuộc khu vực Nam Trung Bộ, phần lớn tiềm năng có thể xây dựng là móng cố định, chỉ có khoảng 57GW là tiềm năng móng nổi (Bắc Trung Bộ là 4GW và Nam Trung Bộ là 53 GW). Khu vực Tây Nam Bộ có tiềm năng gió offshore nhưng rất xa bờ (gần 100km). Toàn bộ tiềm năng kỹ thuật được đưa vào mô hình để lựa chọn khả năng phát triển, các số liệu được mô phỏng theo 26 vị trí tiềm năng kỹ thuật đã được khảo sát (mỗi vị trí có quy mô từ 1000-11000MW).

Các dự án điện gió ngoài khơi có độ sâu đáy biển nhỏ hơn 20m (khu vực Tây Nam Bộ) và dự án điện gió offshore có độ sâu đáy biển trên 20m (khu vực Nam Trung Bộ) hiện đang nghiên cứu đầu tư được trình bày trong phụ lục Chương 9 – PL9.3. Tổng hợp quy mô công suất nguồn điện gió đã được bổ sung quy hoạch và đăng ký đầu tư nhưng chưa bổ sung quy hoạch xem bảng sau:

Bảng 1-39: Quy mô công suất nguồn điện gió đã được bổ sung quy hoạch và đã đăng ký chưa được bổ sung QHĐVIIĐC – Đơn vị: MW

Vùng Đã bổ sung quy hoạch

Đề xuất BSQH tại văn bản 7201/BCT

Đăng ký đầu tư nhưng chưa được bổ sung

Bắc Bộ 726 Bắc Trung Bộ 372 453 1552 Trung Trung Bộ 1391 2619 Tây Nguyên 2561 3370 8440 Nam Trung Bộ 1679 469 2079 Nam Trung Bộ (gió offshore có độ sâu đáy biển trên 20m) 19902 Nam Bộ 5342 1073 8044



Vùng Đã bổ sung

quy hoạch Đề xuất BSQH tại văn bản 7201/BCT

Đăng ký đầu tư nhưng chưa được bổ sung

Nam Bộ (gió ngoài khơi có độ sâu đáy biển <20m) 400 17200

Toàn quốc 11745 5365 60562

Nguồn: Thông tin tổng hợp từ Viện Năng Lượng và Cục ĐL và NLTT – tháng 9/2020 Quy mô công suất đã được bổ sung quy hoạch có dự kiến tiến độ vào vận hành

trong các năm 2021-2025. - Điện mặt trời Về mặt tiềm năng, khu vực miền Nam có tiềm năng lớn về điện mặt trời với

cường độ bức xạ trung bình từ 1705-1910 kWh/m2/năm, cao hơn hẳn khu vực miền Bắc (có cường độ bức xạ chỉ khoảng 1200 kWh/m2/năm). Tổng tiềm năng kỹ thuật rất lớn lên tới 1646GW (1569GW là tiềm năng mặt đất và 77GW là tiềm năng mặt nước), tuy nhiên con số tiềm năng này được tính toán trên cơ sở các tiêu chí giống nhau cho tất cả các tỉnh, chưa xét riêng cho một số tỉnh có điều kiện và khả năng xây dựng khó khăn (núi cao, xa đường giao thông), chưa trừ đi các diện tích nhỏ không đủ điều kiện để phát triển điện mặt trời quy mô lớn. Do đó đề án sử dụng quy mô tính toán tiềm năng kinh tế của từng tỉnh trong của đề án “Quy hoạch phát triển năng lượng tái tạo quốc gia giai đoạn đến 2035” do Viện Năng Lượng lập năm 2018, kết hợp với quy mô tiềm năng mặt nước theo từng tỉnh, đây là giới hạn có thể phát triển của điện mặt trời quy mô lớn trong mô hình. Theo đó, tổng quy mô tiềm năng có thể phát triển của điện mặt trời quy mô lớn toàn quốc khoảng 386GW, tập trung chủ yếu tại miền Nam, Nam Trung Bộ và Tây Nguyên.

Điện mặt trời quy mô lớn được mô phỏng theo từng tỉnh thành (64 tỉnh thành), mỗi tỉnh gồm 2 loại: chi phí đất đai thấp và chi phí đất đai cao.



Hình 1-25: Dự kiến tiềm năng có thể phát triển của điện mặt trời quy mô lớn và số giờ

phát công suất cực đại quy đổi

Về điện mặt trời áp mái, theo báo cáo của EVN, đến hết năm 2019 công suất lắp đặt ĐMT áp mái toàn quốc đạt 340MWp (272MW), trong đó khu vực Bắc Bộ khoảng 11MW, Bắc Trung Bộ khoảng 5MW, Trung Trung Bộ khoảng 12MW, Tây Nguyên 30MW, Nam Trung Bộ 70MW và Nam Bộ khoảng 140MW. Theo đánh giá của EVN, có thể khuyến khích phát triển khoảng 2000MW điện mặt trời áp mái toàn quốc trong giai đoạn đến 2025. Do đó quy mô 2000MW sẽ được cố định đưa vào mô hình trong giai đoạn đến năm 2025 theo cơ chế khuyến khích để giảm khả năng thiếu điện tại miền Nam trong giai đoạn tới. Theo khảo sát, chi phí đầu tư điện mặt trời áp mái thấp hơn điện mặt trời xây dựng trên mặt đất do không có chi phí sử dụng đất và chi phí lưới điện đấu nối. Hiện nay EVN đã cho phép lắp công suất điện mặt trời tối đa bằng công suất của trạm biến áp. Suất vốn đầu tư điện mặt trời áp mái thấp hơn khoảng 12% so với điện mặt trời quy mô lớn. Tuy nhiên chi phí vận hành bảo dưỡng của điện mặt trời áp mái sẽ cao hơn nhiều so với điện mặt trời quy mô lớn (ước tính khoảng 1,6% vốn đầu tư). Ngoài ra, do khả năng bị đổ bóng cao hơn và việc bảo dưỡng không được thường xuyên như nhà máy quy mô lớn, nên số giờ phát điện công suất cực đại quy đổi Tmax của điện mặt trời áp mái sẽ thấp hơn điện mặt trời quy mô lớn (dự kiến khoảng 10%).

Tổng tiềm năng điện mặt trời áp mái toàn quốc lên tới 48GW, trong đó chủ yếu nằm ở khu vực miền Nam 22GW. Quy mô tiềm năng này sẽ được đưa vào mô hình là giới hạn trên để mô hình lựa chọn khả năng phát triển theo từng giai đoạn

Tổng hợp quy mô công suất của các dự án điện mặt trời đã được bổ sung quy hoạch và đăng ký xây dựng nhưng chưa được bổ sung xem bảng sau:



Bảng 1-40: Quy mô công suất nguồn điện mặt trời đã được bổ sung quy hoạch và

đã đăng ký chưa được bổ sung QHĐ VII ĐC

TT Tên vùng Đã được bổ sung quy hoạch (MW)

Đăng ký đầu tư nhưng chưa được bổ sung QH

(MW) 1 Bắc Bộ 8 32 2 Bắc Trung Bộ 314 1818 3 Trung Trung Bộ 338 1550 4 Tây Nguyên 1136 6584 5 Nam Trung Bộ 5394 9636 6 Nam Bộ 4155 12231

Tổng 11346 31851

Nguồn: Thông tin tổng hợp từ Viện Năng Lượng và Cục ĐL và NLTT – tháng 9/2020

Trong hơn 11GW nguồn điện mặt trời đã được bổ sung hiện có khoảng 6GW đã được đưa vào vận hành trong các năm 2019-2020.

- Nguồn thủy điện Hiện tại toàn quốc có khoảng 17GW nguồn thủy điện lớn trên 30MW và 3,4GW

nguồn thủy điện nhỏ. Phần lớn các nhà máy vào vận hành từ những năm 2000 đến nay, thủy điện có đời sống dự án khá dài (50 năm), do vậy các nhà máy này vẫn tiếp tục vận hành hết giai đoạn quy hoạch. Chỉ một số nhà máy vận hành lâu đời như: Thác Bà (1973), Hòa Bình (1994), Đa Nhim (1964), Trị An (1989), Thác Mơ (1995), sẽ cần xem xét cải tạo thay thế các máy phát đã vận hành lâu năm trong giai đoạn quy hoạch, các tổ máy sẽ được cải tạo dần và không ảnh hưởng lớn đến hoạt động của toàn nhà máy.

Theo QHĐ VIIĐC, đề án cập nhật tiến độ các nguồn thủy điện trên 30MW dự kiến đưa vào vận hành trong giai đoạn đến 2025 như sau:

Bảng 1-41: Các nhà máy thủy điện dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn 2020- 2025

TT Tên dự án Vùng Công suất đặt (MW)

Tiến độ theo QHĐ VII ĐC

Tiến độ cập nhật

1 Hòa Bình MR Bắc Bộ 480 2021 2024 2 Yên Sơn Bắc Bộ 70 2017 2021 3 Lông Tạo Bắc Bộ 50 2018 2020 4 Sông Lô 6 Bắc Bộ 41 2018 2020 5 Sông Miện 4 Bắc Bộ 38 2018 2020 6 Pắc Ma Bắc Bộ 140 2019 2021 7 Nậm Na 1 Bắc Bộ 30 2020 2022 8 Nậm Củm 3 Bắc Bộ 35 2021 2022 9 Nậm Củm 4 Bắc Bộ 54 2020 2021

10 Bảo Lâm 1 Bắc Bộ 30 2020 2021



TT Tên dự án Vùng Công suất

đặt (MW) Tiến độ theo QHĐ VII ĐC

Tiến độ cập nhật

11 Bảo Lâm 2 Bắc Bộ 30 2021 2022 12 Hồi Xuân Bắc Trung Bộ 102 2018 2020

13 Sông Hiếu (Bản Mồng)

Bắc Trung Bộ 60 2020 2022

14 Nậm Mô 1 Bắc Trung Bộ 95 2020 2026 15 Cẩm Thủy 2 Bắc Trung Bộ 38 2022 2023 16 Mỹ Lý Bắc Trung Bộ 250 2021 2024 17 Sông Tranh 4 Trung Trung Bộ 48 2016 2020 18 Thượng Kon Tum Trung Trung Bộ 220 2018 2020 19 Trà Khúc 1 Trung Trung Bộ 36 2022 2023 20 Dak Re Trung Trung Bộ 60 2020 2022 21 Trhy Trung Trung Bộ 30 2020 2021 22 Sơn Trà 1 Trung Trung Bộ 60 2020 2022 23 Yaly MR Tây Nguyên 360 2020 2024 24 Krông Nô 2 Tây Nguyên 30 2020 2021 25 Đa Nhim MR1 Nam Trung Bộ 80 2018 2021 25 Đa Nhim MR2 Nam Trung Bộ 80 Tiềm năng 2026 26 Trị An MR Nam Bộ 200 2025 2025 Tổng 2747

Nguồn: Thông tin từ Cục Điện lực và NLTT – tháng 1/2020 Như vậy, toàn hệ thống còn khoảng 2700MW thủy điện lớn trên 30MW, dự kiến

vào vận hành trong giai đoạn 2020-2025, quy mô này sẽ được đưa vào mô hình là những dự án chắc chắn xây dựng. Các dự án thủy điện nhỏ hiện tại đã xây dựng khoảng 3,4GW, tiềm năng thủy điện nhỏ còn lại của toàn quốc khoảng 2,8GW sẽ do mô hình lựa chọn khả năng phát triển theo tiêu chí cực tiểu hóa chi phí. Dự án thủy điện tích năng Bác Ái (1200MW) do EVN làm chủ đầu tư dự kiến vào vận hành từ năm 2026, hiện đã bắt đầu công tác đầu tư xây dựng, do đó được coi là dự án chắc chắn xây dựng trong mô hình.

- Điện sinh khối và các dạng NLTT khác Hiện tại điện sinh khối có khoảng 378MW điện bã mía đang hoạt động đồng

phát cho các nhà máy đường và phát điện lên lưới, khoảng 100MW điện trấu và khoảng 70MW điện gỗ đang ở giai đoạn chuẩn bị đầu tư.



Hình 1-26: Tiềm năng điện sinh khối theo các loại hình sinh khối và theo miền

Tổng khối lượng tiềm năng sinh khối toàn quốc khá lớn (tương đương 13,7GW quy đổi), trong đó khu vực Nam Bộ có tiềm năng lớn nhất. Mặc dù tiềm năng lớn nhưng khả năng thu gom sinh khối để phát triển các nhà máy điện sinh khối khá khó khăn, vì vậy theo đánh giá về khả năng phát triển nguồn điện sử dụng sinh khối tại Chương 8, quy mô tiềm năng phát triển của điện sinh khối chỉ khoảng 5 - 6GW. Quy mô tiềm năng này sẽ được đưa vào mô hình để lựa chọn khả năng phát triển theo từng giai đoạn.

Điện rác thải hiện có khoảng 10MW công suất các nhà máy đang vận hành. Tuy vậy nguồn rác thải có tiềm năng lên tới 1500MW, chủ yếu tập trung tại khu vực Nam Bộ (gần 1000MW). Các loại hình năng lượng tái tạo còn lại như địa nhiệt, khí sinh học, thủy triều hiện nay đều trong giai đoạn nghiên cứu. Quy mô tiềm năng của các loại hình này sẽ được đưa vào mô hình theo từng loại hình để mô hình lựa chọn quy mô phát triển theo từng giai đoạn.

+ Liên kết lưới điện khu vực Căn cứ theo đánh giá về tiềm năng nhập khẩu điện, nước ta có khả năng nhập

khẩu điện từ Trung Quốc, Lào và Campuchia với tổng tiềm năng lên tới hơn 19GW. Quy mô tiềm năng nhập khẩu từ Lào là lớn nhất với tổng tiềm năng cả thủy điện, nhiệt điện than và điện gió lên tới khoảng 11GW. Tiềm năng nhập khẩu theo các vùng như sau:

Bảng 1-42: Tổng hợp tiềm năng nhập khẩu điện từ các nước láng giềng

TT Miền Hiện

có (MW)

2021-2025

(MW)

2026-2030

(MW)

Sau 2030

(MW)

Tổng (MW)

Điện năng (GWh)

I Bắc Bộ 750 630 5282 0 6662 25186



TT Miền Hiện

có (MW)

2021-2025

(MW)

2026-2030

(MW)

Sau 2030

(MW)

Tổng (MW)

Điện năng (GWh)

Mua điện Trung Quốc 750 3000 3750 15250 Thủy điện Lào 630 682 1312 3936 TĐ Luong Pra Bang (Lào) 1000 1000 3000 NĐ Houaphan (Lào) 600 600 3000

II Bắc Trung Bộ 0 580 990 0 1570 5910 Thủy điện Lào 580 390 970 2910

NĐ than Xieng Khoang – Xầm Nưa (Lào) 600 600 3000

III Trung Trung Bộ 250 1930 1089 2500 5769 25367 Thủy điện Lào 250 430 189 869 2607 Điện gió Lào 600 600 1260 NĐ than Xekong (Lào) 900 900 1800 9000 NĐ La Mam (Lào) 700 700 3500 NĐ Baulapha (Lào) 1800 1800 9000

IV Tây Nguyên 322 280 413 0 1015 3045 Thủy điện Lào 322 280 413 1015 3045 V Nam Bộ 0 0 4000 0 4000 12000 TĐ Stung Treng (CPC) 1400 1400 4200 TĐ Sambor (CPC) 2600 2600 7800 Tổng tiềm năng 1322 3420 11774 2500 19016 71508

Tuy tiềm năng nhập khẩu khá lớn xong một số công trình thủy điện nằm trên dòng chính sông Mê Kông như TĐ Luong Pra Bang, TĐ Stung Treng, TĐ Sambor khó có khả năng thực hiện do ảnh hưởng lớn đến môi trường sinh thái vùng hạ du. Về các nhà máy nhiệt điện than của Lào, hiện tại mới có dự án NĐ than XeKong nghiên cứu bán điện cho Việt Nam với quy mô 900MW. Khả năng mua thêm 3000MW điện từ Trung Quốc và duy trì lâu dài trong giai đoạn quy hoạch sẽ phụ thuộc vào điều kiện chính trị của 2 nước. Vì vậy với tình hình hiện tạị, chưa thể thực hiện nghiên cứu nhập khẩu toàn bộ tiềm năng trên.

Nhập khẩu điện từ nước ngoài sẽ giúp giảm ảnh hưởng đến môi trường so với tự sản xuất trong nước, nên quan điểm của đề án là sẽ đưa vào hết khả năng nhập khẩu trong giai đoạn quy hoạch, tuy nhiên để nhập khẩu được còn phụ thuộc vào điều kiện chính trị và hợp tác giữa các nước. Do vậy, để tăng cường đảm bảo tính an ninh năng lượng trong nước, khi tính toán cơ cấu nguồn điện dự kiến phát triển trong tương lai, đề án chỉ đưa vào quy mô nhập khẩu điện từ Lào theo đúng quy mô đã được ký kết trong văn bản ghi nhớ ngày 16/9/2016 giữa Việt Nam và Lào, theo đó Việt Nam có thể nhập khẩu từ Lào khoảng 3000MW vào năm 2025 và khoảng 5000MW vào năm 2030. Đối với nhập khẩu Trung Quốc, trong mô hình Balmorel, đề án duy trì mua điện



ở cấp 220kV như hiện tại với quy mô 700MW và 3,5 tỷ kWh/năm. Trường hợp có thể mua Trung Quốc thêm 1GW và 5,5 tỷ kWh/năm thì sẽ bù cho khoảng 1GW nhiệt điện LNG tại miền Bắc trong phần công suất dự phòng cho trường hợp phụ tải cao (Cụ thể trong mục 9.3.3).

Bảng 1-43: Quy mô nhập khẩu điện dự kiến đưa vào mô hình tính toán quy hoạch nguồn Balmorel

TT Miền Hiện có (MW)

2021-2025

(MW)

2026-2030 (MW)

Công suất đến 2030

(MW)

Điện năng đến 2030 (GWh)

I Bắc Bộ 700 630 402 1732 7075

Mua điện Trung Quốc 700 700 3360

Thủy điện Lào (Cụm Nậm Ou) 630 402 1032 3715

II Bắc Trung Bộ 0 445 145 590 2006

Thủy điện Lào 445 145 590 2006 III Trung Trung Bộ 250 1099 1020 2369 8655

Thủy điện Lào 250 199 420 869 2955

Điện gió Lào 0 600 0 600 1380

NĐ than Xekong (Lào) 300 600 900 4320 IV Tây Nguyên 322 0 667 989 3264

Thủy điện Lào 322 0 667 989 3264 V Tổng 1272 2174 2234 5680 21000

Trong chương này, nhập khẩu điện từ Trung Quốc và Lào sẽ được mô phỏng trong mô hình một cách cố định với tổng công suất khoảng 5,7GW và điện năng khoảng 21 tỷ kWh vào năm 2030. Giai đoạn 2031-2045, vẫn giữ quy mô nhập khẩu như năm 2030.

f. Nhu cầu vốn đầu tư

Nhu cầu vốn đầu tư phân ngành than Vốn đầu tư được xác định theo một trong các phương pháp quy định tại khoản 2 Điều

5 Nghị định số 68/2019/NĐ-CP ngày 14 tháng 8 năm 2019 của Chính phủ về quản lý chi phí đầu tư xây dựng.

Nhu cầu vốn đầu tư được xác định theo phương pháp sau: - Cập nhật nhu cầu vốn đầu tư của những dự án đã được phê duyệt; - Xác định từ dữ liệu chi phí các công trình tương tự. - Xác định theo suất vốn đầu tư xây dựng công trình. Vốn đầu tư bao gồm: Vốn đầu tư mới cải tạo mở rộng và vốn đầu tư duy trì sản

xuất.



Vốn đầu tư mới: Là vốn đầu tư cải tạo mở rộng, xây dựng mới các mỏ, các công

trình phụ trợ, các mạng kỹ thuật và các công trình phục vụ sản xuất than. Vốn đầu tư mới được cập nhật từ những dự án đã được phê duyệt hoặc được tính toán nội suy từ suất đầu tư tổng hợp trên một tấn công suất.

Vốn đầu tư duy trì sản xuất: Bao gồm vốn đầu tư bổ sung hàng năm để mở các khu khai thác mới, thay thế thiết bị đã cũ nhằm đảm bảo năng lực cho các mỏ, các nhà máy... hoạt động duy trì được công suất theo thiết kế. Vốn đầu tư duy trì sản xuất được tính theo tỷ lệ % trên giá trị TSCĐ của các công trình.

Vốn đầu tư cho phát triển mỏ và hạ tầng mỏ bao gồm: Đầu tư cho công tác thăm dò; Đầu tư cho các dự án phát triển mỏ; đầu tư phát triển hạ tầng mỏ: đường sá, cầu cảng, các tuyến vận tải băng tải, hệ thống cung cấp điện nước, hệ thống thông tin liên lạc; nhà máy sàng tuyển, chế biến than… được ước tính theo suất đầu tư.

- Nhu cầu vốn đầu tư Vốn đầu tư chia thành 2 nhóm: Sản xuất than và phục vụ sản xuất than. Vốn đầu tư sản xuất than, bao gồm: Vốn đầu tư cho các mỏ lộ thiên và các mỏ

hầm lò. Vốn đầu tư phục vụ sản xuất than, bao gồm: Nhà máy sàng tuyển và các hạng

mục công trình phục trợ sản xuất than.

Bảng 1-44: Dự kiến nhu cầu vốn đầu tư phân ngành than Đơn vị: Tỷ đồng

TT Giai đoạn 2021 ÷2025

2026 ÷2030

2031 ÷2035

2036 ÷2040

2041 ÷2045

2046 ÷2050

2021 ÷2050

I Sản suất than 72.526 72.145 85.574 65.494 104.307 44.200 444.246

1 Đầu tư mới và cải tạo mở rộng 62.171 35.533 26.309 48.090 58.151 10.997 241.251

2 Đầu tư duy trì sản xuất 10.354 36.611 59.265 17.404 46.156 33.203 202.993

II Phục vụ sản xuất than 23.062 25.740 15.272 18.155 10.564 12.263 105.056



III Tổng nhu cầu vốn 95.588 97.884 100.846 83.649 114.871 56.462 549.300



* Bình quân năm 19.118 19.577 20.169 16.730 22.974 11.292 18.310



- Phương thức huy động nguồn vốn Vốn đầu tư cho quy hoạch phát triển mỏ được huy động và hình thành từ các

nguồn vốn sau: + Vốn ngân sách: Các doanh nghiệp thuộc ngành than được xem xét cho vay vốn từ nguồn tín

dụng đầu tư phát triển của Nhà nước, được phép sử dụng tài nguyên than được giao để bảo đảm cho các khoản vay nước ngoài; được sử dụng một phần vốn trái phiếu Chính phủ để đầu tư phát triển ngành theo Quy hoạch.

+ Vốn tự có Vốn đầu tư được huy động từ quỹ đầu tư phát triển sản xuất và vốn khấu hao tài

sản cố định hình thành từ vốn tự có của các doanh nghiệp. + Vốn của các tổ chức tài chính tín dụng Đối với vốn đầu tư trung và dài hạn, ngoài các hình thức vay thông thường nên

triển khai áp dụng hình thức thuê mua tài chính, chủ yếu là hình thức thuê khô (thuê thiết bị, phương tiện), hạn chế tối đa hình thức thuê ướt đối với công ty nước ngoài (thuê thiết bị có cả người vận hành), vì chi phí cho người vận hành nước ngoài khá cao so với công nhân trong nước.

+ Vốn của các tổ chức kinh tế xã hội Thực hiện triệt để chủ trương tận dụng tối đa năng lực sẵn có của các đơn vị trên

cùng địa bàn trên cơ sở hai bên cùng có lợi theo các hình thức liên kết, liên danh, thuê mượn tài sản, thuê làm dịch vụ trọn gói từng vụ việc...

Đa dạng hóa các hình thức đầu tư để phát huy tối đa mọi nguồn lực, nâng cao hiệu quả đầu tư và đáp ứng nhu cầu theo quy hoạch.

+ Vốn ODA, viện trợ kỹ thuật, đào tạo không hoàn lại



Cần tận dụng đặc điểm của Ngành than để xây dựng các dự án, trong đó có mục

tiêu xã hội, tạo công ăn việc làm, bảo vệ môi trường... nhằm tranh thủ các nguồn vốn ODA viện trợ không hoàn lại. Ngoài ra, tham gia cùng địa phương và các đơn vị liên quan tranh thủ nguồn vốn này cho các công trình dùng chung nhiều ngành hoặc phục vụ cho nhiều mục tiêu kinh tế xã hội của vùng. Tăng cường mối quan hệ với các cơ quan chức năng Nhà nước, các tổ chức quốc tế để tiếp cận và tranh thủ triệt để nguồn vốn này.

+ Các nguồn vốn nước ngoài khác: Nói chung các nguồn vốn này đều có mục tiêu chính là lợi nhuận. Vì vậy, chỉ

nên và chỉ có thể thu hút chúng vào các dự án thực sự có hiệu quả nhưng cần vốn lớn, công nghệ hiện đại và trình độ quản lý tiên tiến.

Sự hợp tác đầu tư nên hướng tới việc xây dựng các tổ hợp công nghiệp liên ngành theo chiều dọc hoặc theo chiều ngang. Chẳng hạn, tổ hợp năng lượng điện - than, cụm công nghiệp than - vật liệu xây dựng - chế phẩm từ than. Ngoài các hình thức thông thường của vốn tín dụng thương mại, nên áp dụng các hình thức năng động phù hợp khác như tín dụng thuê mua, xây dựng và chuyển giao, đầu tư góp vốn cổ phần (mua cổ phiếu...).

Nhu cầu vốn đầu tư phân ngành dầu khí Nhu cầu vốn đầu tư cho phát triển phân ngành dầu khí đến 2030, định hướng đến

2050 được tính toán bao gồm nhu cầu vốn để xây dựng/triển khai các công trình/dự án trọng điểm quốc gia hoặc cần ưu tiên đầu tư để phát triển 4 lĩnh vực chính đã quy hoạch tại Chương 8 – Phương án Quy hoạch phát triển ngành Dầu khí ở trên, bao gồm:

° Tìm kiếm thăm dò khai thác dầu khí (Điều tra cơ bản, Tìm kiếm thăm dò, Phát triển Khai thác);

° Công nghiệp khí (công trình đường ống vận chuyển khí ngoài khơi, trên bờ; các trạm/nhà máyxử lý khí GPP, kho chứa NLG và nhà máy tái hóa khí);

° Chế biến dầu khí (các nhà máy học hóa dầu, hóa khí); ° Vận chuyển, tàng trữ và phân phối sản phẩm dầu khí (kho chứa LPG, các

kho xăng dầu đầu mối và kho xăng dầu ngoại quan); Nhu cầu vốn được ước tính bằng suất đầu tư nhân với quy mô công suất hoặc

khối lượng công trình/dự án cần phát triển, trong đó: Suất đầu tư được tham chiếu từ các dự án đã triển khai trước đây hoặc các quy

định hiện hành của Bộ Xây dựng, có quy đổi về các giai đoạn quy hoạch (với hệ số trượt giá 2%/năm)



Tỷ giá quy đổi giữa đồng USD và đồng Việt Nam tạm tính bằng 24.000

đồng/USD. Các nguyên tắc, giả định và cơ sở khái toán nhu cầu vốn đầu tư các dự án/công

trình cho từng lĩnh vực như dưới đây: - Lĩnh vực tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí Đầu tư vào thăm dò khai thác dầu khí vẫn sẽ thực hiện bởi PVN/đơn vị thành

viên PVN, VSP và các nhà thầu dầu khí nước ngoài, trong đó: Với các dự án (DA) đang thăm dò/phát triển: tiếp tục đầu tư theo cam kết trong

hợp đồng (với các DA thăm dò) và kế hoạch đã có (với các DA phát triển khai thác); giữ nguyên tỷ lệ tham gia đầu tư của các bên (PVN/PVEP và các nhà thầu nước ngoài); sản lượng khai thác từ các DA đang phát triển/khai thác đều có thể đạt được như kế hoạch đã dự kiến hoặc theo Báo cáo phát triển mỏ FDP.

Sản lượng khai thác cần bổ sung từ các dự án mới theo các giai đoạn tính bằng sản lượng mục tiêu theo Quy hoạch trừ tổng sản lượng dự kiến đạt được từ các DA đã có (tính tại thời điểm năm 2020).

Thành phần/cơ cấu vốn đầu tư cho thăm dò khai khác gồm: ° Chi phí điều tra cơ bản (giả định trung bình là 20 triệu USD/năm). ° Vốn đầu tư cho tìm kiếm thăm dò, bao gồm vốn theo cam kết cho các DA

thăm dò đang có (tính tại thời điểm năm 2020) và vốn cho thăm dò gia tăng trữ lượng mới để đạt mục tiêu gia tăng trữ lượng như quy hoạch.

° Vốn đầu tư cho phát triển mỏ cũng bao gồm vốn cho các DA đang phát triển hiện có (hầu hết các DA này sẽ kết thúc giai đoạn phát triển vào 2025) và vốn cho phát triển các dự án mới để có đủ nguồn cho hoạt động khai thác đảm bảo mục tiêu sản lượng theo quy hoạch.

Không tính đến nhu cầu vốn cho hoạt động khai thác vì nguồn vốn này sẽ được tự cân đối từ bản thân các dự án khi có hoạt động khai thác (từ doanh thu bán dầu/khí).

Với các DA mới (thăm dò gia tăng trữ lượng, phát triển mỏ để bổ sung sản lượng khai thác): tính toán và ước tính nhu cầu vốn đầu tư theo nguyên tắc/giả định như sau:

Bảng 1-45: Các giả định và nguyên tắc ước tính vốn đầu tư các DA mới để tìm kiếm thăm dò và phát triển dầu khí

- TT - Tiêu chí - Giả định - Cơ sở

- 1 Đầu tư cho điều tra cơ bản - 20 triệu USD/năm

Mức trung bình trong các năm do PVN tổ chức triển khai 10

năm gần đây



- TT - Tiêu chí - Giả định - Cơ sở

- 1 Đầu tư cho điều tra cơ bản - 20 triệu USD/năm

Mức trung bình trong các năm do PVN tổ chức triển khai 10

năm gần đây

- 2 Tỷ lệ tham gia trung bình của PVN/PVEP và VSP tại các DA mới (vốn trong nước)

- 30% Lấy ở mức giảm 11,6% so với giai đoạn 2011-2020

- 3 Thời gian phát triển mỏ trung bình (để chuyển sang khai thác)

- 5 năm

Mức trung bình của các DA phát triển tại Việt Nam

Sử dụng tiêu chí này để ước tính kế hoạch cần phát triển mỏ để đáp ứng mục tiêu sản lượng

- 4 Đơn giá thăm dò (UFC) giai đoạn 2021-2025

- 5,0 USD/thùn

g

Tham chiếu đơn giá trung bình giai đoạn 2011-2020 (3,4 USD/thùng), có tính yếu tố trượt giá và rủi ro thăm dò

- 5 Đơn giá phát triển (UDC) giai đoạn 2021-2025

- 9,39 USD/thùn

g

Tham chiếu đơn giá trung bình giai đoạn 2011-2020 (7,7 USD/thùng), có tính yếu tố trượt giá

- Lĩnh vực công nghiệp khí Nhu cầu vốn cho lĩnh vực công nghiệp khí chủ yếu là nhu cầu đầu tư dự án

mới/đầu tư mở rông các công trình hạ tầng công nghiệp khí ưu tiên đầu tư với các giả định sau:

Nguồn vốn để đầu tư các công trình/dự án: vốn từ các doanh nghiệp/nhà đầu tư trong và ngoài nước, trong đó gồm cả doanh nghiệp nhà nước (PVN/PVGas); tỷ lệ vốn huy động: vốn tự có 30% và vốn vay 70%.

Suất đầu tư áp dụng trong tính toán nhu cầu vốn đầu tư công trình/dự án khí được ước tính trong bảng dưới đây:

Bảng 1-46: Suất đầu tư giả định trong khái toán vốn đầu tư các công trình khí (cho mặt bằng giá giai đoạn 2021-2025)

TT Công trình Đơn vị Suất đầu tư Cơ sở



TT Công trình Đơn vị Suất đầu tư Cơ sở 1 Hệ thống đường ống trên biển

Đường ống 30"-32" tr. USD/km 3

Tham chiếu suất đầu tư theo QHK 2017 và suất

đầu tư dự kiến của các dự án đường ống hiện có

(CVX, lô B - ÔMôn, có quy đổi theo thời gian với mức trượt giá trung bình

2%/năm

Đường ống 26"-28" tr. USD/km 2,6


Đường ống 20" tr. USD/km 2

Đường ống 18" tr. USD/km 1,9





2 Hệ thống đường ống trên bờ










TT Công trình Đơn vị Suất đầu tư Cơ sở



3 Các NM/trạm xử lý khí (GPP)

tr.USD/tỷ m3 210

4 Kho cảng LNG và tái hóa khí đầu mối

Quy mô lớn (trên 3 triệu tấn/năm)

USD/tấn CS 166

Theo Báo cáo cập nhật của PVE 2019 Quy mô trung bình (2-3

triệu tấn/năm) USD/tấn

CS 221

Quy mô nhỏ (đến 1 triệu tấn/năm)

USD/tấn CS 255

- Chế biến dầu khí Nhu cầu vốn cho lĩnh vực Chế biến dầu khí gồm nhu cầu đầu tư mới/bổ sung các

công trình lọc hóa dầu, chế biến khí dự án ưu tiên với các giả định sau: Nguồn vốn để đầu tư các công trình/dự án: vốn từ các doanh nghiệp/nhà đầu tư

trong và ngoài nước, trong đó gồm cả doanh nghiệp nhà nước (PVN/BSR…); tỷ lệ vốn huy động: vốn tự có 30% và vốn vay 70%.

Suất đầu tư áp dụng trong tính toán nhu cầu vốn đầu tư công trình/dự án chế biến dầu khí được ước tính trong bảng dưới đây:

Bảng 1-47: Suất đầu tư giả định trong khái toán vốn đầu tư các công trình/dự án Chế biến dầu khí (cho mặt bằng giá giai đoạn 2021-2025)

TT Công trình/dự án Đơn vị Suất đầu tư Cơ sở

1 Nâng cấp Nhà máy lọc dầu/Tổ hợp lọc hóa dầu

USD/tấn 903 Tham chiếu từ các DA đã

có, có tính trượt giá 2

Xây mới Nhà máy lọc dầu/Tổ hợp lọc hóa dầu

USD/tấn 900

- Vận chuyển, tàng trữ và phân phối sản phẩm dầu khí



Nhu cầu vốn cho lĩnh vực vận chuyển, tàng trữ và phân phối dầu khí gồm nhu

cầu đầu tư mới/bổ sung các kho LPG đầu mối, kho xăng dầu đầu mối và kho ngoại quan với các giả định sau:

Nguồn vốn để đầu tư các công trình/dự án: vốn từ các doanh nghiệp/nhà đầu tư trong và ngoài nước, trong đó gồm cả doanh nghiệp nhà nước (PVN/PVGas/PVOil); tỷ lệ vốn huy động: vốn tự có 30% và vốn vay 70%.

Suất đầu tư áp dụng trong tính toán nhu cầu vốn đầu tư công trình/dự án kho chứa sản phẩm dầu khí được ước tính trong bảng dưới đây:



Bảng 1-48: Suất đầu tư giả định trong khái toán vốn đầu tư các công trình/dự án kho chứa sản phẩm dầu khí (cho mặt bằng giá giai đoạn 2021-2025)

TT Công trình/dự án Đơn vị Suất đầu tư Cơ sở

1 Kho LPG

Quy mô lớn (30-40 nghìn tấn) USD/tấn CS 2757

Tham chiếu QHK2017, có tính trượt giá Quy mô trung bình

(10-20 nghìn tấn) USD/tấn CS 3033

Quy mô nhỏ (<10 nghìn tấn) USD/tấn CS 3336

2 Kho xăng dầu Triệu đồng/m3 7,9

Tham chiếu quyết định 129/QĐ-BXD

12/10/2018 của Bộ Xây dựng về công bố suất

đầu tư xây dựng, có tính trượt giá

- Kết quả khái toán nhu cầu vốn đầu tư + Nhu cầu vốn đầu tư cho tìm kiếm thăm dò và khai thác dầu khí + Nhu cầu vốn đầu tư cho công tác điều tra cơ bản Với giả định mỗi năm dành khoảng 20 triệu USD, theo đó nhu cầu vốn cho

ĐTCB giai đoạn 2021-2025 là 100 triệu USD, giai đoạn 2026-2030 cũng khoảng 100 triệu USD, vào khoảng 400 triệu USD. Nguồn vốn cho ĐTCB dự kiến từ vốn nhà nước và PVN sẽ là đầu mối tổ chức triển khai.

Nhu cầu vốn đầu tư cho tìm kiếm thăm dò: để đạt mục tiêu gia tăng trữ lượng theo Quy hoạch ước khoảng 1,6 tỷ USD giai đoạn 2021-2025; giai đoạn 2026-2030 nhu cầu vào khoảng 2,39 đến 3,38 tỷ USD (tương ứng với các mục tiêu giai tăng min -max), còn giai đoạn 2031-2050 ước khoảng 11,13 đến 18,47 tỷ USD. Trong đó, với giả thiết PVN/PVEP/VSP vẫn duy trì tỷ lệ tham gia như trong các DA đang có (trung bình 46%), còn với các dự án mới sẽ tham gia với tỷ lệ trung bình 30% thì nhu cầu vốn đầu tư của PVN/PVEP/VSP sẽ vào khoảng 0,73 tỷ USD cho giai đoạn 2021-2025, các giai đoạn sau tương ứng từ 0,72 đến 1,01 tỷ USD và 3,34 đến 5,54 tỷ USD. Số liệu tổng hợp nhu cầu vốn đầu tư tìm kiếm thăm dò dầu khí để đạt mục tiêu gia tăng trữ lượng được thể hiện trong bảng dưới đây.



Bảng 1-49: Nhu cầu vốn đầu tư cho tìm kiếm thăm dò để đạt mục tiêu gia tăng trữ

lượng theo quy hoạch

TT Đối tượng Nhu cầu vốn tìm kiếm thăm dò (triệu USD)

2021-2025

2026-2030 2031-2050 Tổng Từ Đến Từ Đến Từ Đến

1 Toàn bộ các dự án 1.595 2.387 3.381 11.133 18.472 15.115 23.448

2

Phần tham gia của PVN, PVEP và 51% VSP (~30%)

734 716 1.014 3.340 5.542 4.790 7.290

Nhu cầu vốn đầu tư cho phát triển: Nhu cầu vốn cho công tác phát triển để đạt mục tiêu sản lượng theo Quy hoạch ước tính cao hơn khá nhiều so với tìm kiếm thăm dò. Nhu cầu cho phát triển các dự án đang có và các dự án mới vào khoảng 19,76 tỷ USD cho giai đoạn 2021-2025, đây là giai đoạn tập trung phát triển nhiều mỏ/dự án lớn như Lô 117-119 (Cá Voi Xanh), Lô B/48/95%52/97; giai đoạn 2026-2030 nhu cầu vào khoảng 3,84 đến 10,68 tỷ USD; còn giai đoạn 2031-2050 ước khoảng 10,95 đến 39,36 tỷ USD. Trong đó, phần tham gia của PVN/PVEP/VSP với giải thiết khoảng 30%, tương ứng nhu cầu vốn sẽ vào khoảng 9,09 tỷ USD cho giai đoạn 2021-2025, từ 1,15 đến 3,21 tỷ USD cho giai đoạn 2026-2030 và từ 3,29 đến 11,81 tỷ USD cho giai đoạn 2031-2050. Số liệu tổng hợp nhu cầu vốn đầu tư cho phát triển mỏ để đạt mục tiêu sản lượng được thể hiện trong bảng dưới đây.

Bảng 1-50: Nhu cầu vốn đầu tư cho phát triển mỏ để đạt mục tiêu sản lượng theo quy hoạch

TT Đối tượng Nhu cầu vốn phát triển mỏ (triệu USD)

2021-2025


1 Toàn bộ các dự án 19.756 3.841 10.684 10.951 39.357 34.548 69.796

2

Phần tham gia của PVN, PVEP và 51% VSP (~30%)

9.088 1.152 3.205 3.285 11.807 13.525 24.100

+ Tổng hợp nhu cầu vốn đầu tư lĩnh vực tìm kiếm thăm dò và phát triển



Từ các số liệu trên, có thể tổng hợp nhu cầu vốn đầu tư cho toàn bộ lĩnh vực tìm

kiếm thăm dò và phát triển mỏ trong bảng sau:

Bảng 1-51: Tổng hợp nhu cầu vốn đầu tư cho tìm kiếm thăm dò và phát triển mỏ để đạt mục tiêu Quy hoạch

TT Đối tượng Nhu cầu vốn phát triển mỏ (triệu USD)

2021-2025


I Tổng nhu cầu các DA 21.553 6.328 14.164 22.484 58.229 50.365 93.946

1 Điều tra cơ bản 100 100 100 400 400 600 600

2 Tìm kiếm thăm dò 1.697 2.387 3.381 11.133 18.472 15.217 23.550

3 Phát triển 19.756 3.841 10.684 10.951 39.357 34.548 69.796

II Nguồn vốn 21.553 6.328 14.164 22.484 58.229 50.365 93.946

1

Vốn nhà nước tại doanh nghiệp (thông qua PVN/PVEP, VSP)

9.968 1.968 4.319 7.025 17.749 18.962 32.036

2 Vốn từ nhà thầu nước ngoài 11.584 4.360 9.845 15.459 40.480 31.403 61.910

- Nhu cầu vốn phát triển công nghiệp khí Tổng nhu cầu vốn đầu tư cho phát triển các công trình/dự án khí trọng điểm quốc

gia, dự án ưu tiên tại Việt Nam theo Quy hoạch vào khoảng 90 nghìn tỷ đồng giai đoạn 2021-2025 và giảm còn khoảng trên 55 nghìn tỷ đồng vào giai đoạn 2026-2030 và vào khoảng trên 82 nghìn tỷ đồng cho giai đoạn 2031-2050.

Bảng 1-52: Tổng hợp nhu cầu đầu tư các dự án khí quan trọng quốc gia/dự án ưu tiên đầu tư đến 2030, định hướng 2050

TT Nhóm công trình Nhu cầu vốn (tỷ đồng)

2021-2025

2026-2030 2031-2050 Tổng

1 Các công trình hạ tầng thu gom và vận chuyển khí ngoài khơi 38.995 19.871 4.476 63.342

2 Các công trình hạ tầng nhập khẩu LNG (ngoài kho LNG của Nhà máy điện chạy LNG trong

32.640 29.280 77.660 139.580



TT Nhóm công trình Nhu cầu vốn (tỷ đồng)

2021-2025

2026-2030 2031-2050 Tổng

Quy hoạch Điện 8)

3 Các công trình hạ tầng xử lý, phân phối khí trên bờ 18.228 6.307 - 24.535

Tổng 89.863 55.458 82.136 227.457

Trong đó: Vốn Chủ sở hữu (30%) 26.959 16.637 24.641 68.237

Vốn vay (70%) 62.904 38.820 57.495 159.220

- Nhu cầu vốn đầu tư phát triển lĩnh vực chế biến dầu khí Tổng nhu cầu vốn đầu tư cho phát triển các dự án lọc hóa dầu, hóa khí tại Việt

Nam dự án ưu tiên theo Quy hoạch vào khoảng 43,3 nghìn tỷ đồng giai đoạn 2021-2025 và tăng lên đến trên 238 nghìn tỷ đồng vào giai đoạn 2026-2030, với giai đoạn 2031-2050 số dự án nhiều hơn nên nhu cầu ước tính lên đến khoảng 1055 nghìn tỷ đồng. Tổng nhu cầu vốn đầu tư các dự án chế biến dầu khí được thể hiện trong bảng dưới đây.

Bảng 1-53: Nhu cầu vốn đầu tư các dự án chế biến quan trọng quốc gia/dự án ưu đến 2030 và định hướng đến 2050

TT Giai đoạn Tổng đầu tư (triệu USD)

Tổng đầu tư quy đổi (tỷ đồng)

Tổng Vốn chủ sở hữu (30%)

Vốn vay (70%)

1 Giai đoạn 2021-2025 1.806 43.344 13.003 30.341

2 Giai đoạn 2026-2030 9.937 238.481 71.544 166.937

3 Giai đoạn 2031-2050 43.957 1.054.967 316.490 738.477

Tổng 55.700 1.336.792 401.038 935.754

- Nhu cầu vốn vận chuyển, tàng trữ và phân phối sản phẩm dầu khí Tổng nhu cầu vốn đầu tư cho phát triển các dự án kho LPG, kho xăng dầu đầu

mối và kho ngoại quan ưu tiên đầu tư tại Việt Nam theo Quy hoạch vào khoảng 19,4 nghìn tỷ đồng giai đoạn 2021-2025 và tăng lên đến khoảng 21,6 nghìn tỷ đồng vào giai đoạn 2026-2030; với giai đoạn 2031-2050 nhu cầu vốn tương đương như giai đoạn 2021-2025, vào khoảng 19,4 nghìn tỷ đồng. Tổng hợp nhu cầu vốn đầu tư các dự



án kho LPG, kho xăng dầu đầu mối và kho ngoại quan được thể hiện trong bảng dưới đây.



Bảng 1-54: Nhu cầu vốn cho các dự án kho LPG, kho xăng dầu đầu mối và ngoại quan ưu tiên đầu tư đến 2030 và định hướng đến 2050

Nhóm công trình Nhu cầu vốn (tỷ đồng)

2021-2025 2026-2030

2031-2050 Tổng

1 Các kho LPG dự án ưu tiên 6,160 6,228 3,727 16,115

2 Các kho xăng dầu đầu mối và kho ngoại quan 13,257 15,351 15,725 44,333

Tổng 19,417 21,579 19,451 60,448 Trong đó Vốn Ngân sách 5,825 6,474 5,835 18,134

Vốn doanh nghiệp/khác 13,592 15,106 13,616 42,314

Tổng nhu cầu vốn để thực hiện Quy hoạch phát triển phân ngành dầu khí Từ các kết quả tính toán trên, có thể tổng hợp nhu cầu vốn đầu tư để xây

dựng/triển khai các công trình/dự án quan trọng quốc gia, dự án ưu tiên theo mục tiêu Quy hoạch phát triển phân ngành Dầu khí đến 2030, định hướng đến 2050 là vào khoảng 2.955 nghìn tỷ đồng (tương đương trên 123 tỷ USD), trong đó giai đoạn 2021-2025 vào khoảng 657 nghìn tỷ đồng, giai đoạn 2026-2030 vào khoảng 490 nghìn tỷ đồng và giai đoạn 2031-2050 vào khoảng 1.809 nghìn tỷ đồng.

Trong tổng số nhu cầu vốn nêu trên, nhu cầu vố đầu tư cho hoạt động phát triển mỏ là lớn nhất (chiếm 42% tổng số), tiếp đến là nhu cầu vốn cho hoạt động chế biến dầu khí (chiếm 32%); với hoạt động tìm kiếm thăm dò nhu cầu vốn thấp hơn nhưng cũng chiếm đến 16%; hai lĩnh vực công nghiệp khí và vận chuyển, tàng trữ chiếm 10% còn lại.

Đối với hoạt động điều tra cơ bản, tìm kiếm thăm dò và phát triển khai thác dầu khí, PVN/PVEP/VSP dự kiến tham gia đầu tư khoảng 35% (bằng nguồn vốn nhà nước tại doanh nghiệp), số còn lại (65%) sẽ kêu gọi đầu tư từ các nhà thầu nước ngoài.

Đối với các lĩnh vực khí, chế biến, vận chuyển, tàng trữ và phân phối sản phẩm dầu khí, việc đầu tư sẽ do các doanh nghiệp/tổ chức trong và ngoài nước thực hiện, với cơ cấu vốn tự có 30% và vốn vay 70%.

Số liệu ước tính cụ thể được thể hiện trong bảng tổng hợp dưới đây.



Bảng 1-55: Tổng hợp nhu cầu vốn đầu tư cho phát triển các công trình dự án quan trọng quốc gia/dự án ưu tiên theo Quy hoạch phân ngành Dầu khí đến 2030, định

hướng đến 2050

TT Lĩnh vực Nhu cầu vốn đầu tư (tỷ đồng) Tỷ

trọng/cơ cấu vốn 2021-2025 2026-2030 2031-2050 Tổng

I Tổng nhu cầu vốn theo quy hoạch 656.887 489.886 1.808.626 2.955.399 100%

1 Điều tra cơ bản 2.400 2.400 9.600 14.400 0,5%

2 Tìm kiếm thăm dò (*) 40.732 69.211 355.268 465.210 16%

3 Phát triển khai thác (*) 474.134 174.301 603.694 1.252.130 42%

4 Công nghiệp khí 89.863 55.458 82.136 227.457 8%

5 Chế biến dầu khí 30.341 166.937 738.477 935.754 32%

6 Vận chuyển, tàng trữ và phân phối sản phẩm dầu khí 19.417 21.579 19.451 60.448 2%

II Cơ cấu vốn cho thăm dò khai thác dầu khí 517.266 245.912 968.562 1.731.740 100%

1

Vốn nhà nước tại doanh nghiệp (thông qua PVN/PVEP, VSP) gồm ĐTCB, 30% chi phí TKTD và phát triển

239.238 75.454 297.289 611.981 35%

2 Vốn từ nhà thầu nước ngoài (70% chi phí TKTD và phát triển)

278.028 170.458 671.273 1.119.759 65%

III Cơ cấu vốn cho công nghiệp khí, chế biến, vận chuyển, tàng trữ

139.621 243.974 840.064 1.223.659 100%

Vốn chủ sở hữu 41.886 73.192 252.019 367.098 30%

Vốn vay (trong và ngoài nước) 97.735 170.782 588.045 856.562 70%

(*) Với hoạt động tìm kiếm thăm dò và phát triển mỏ: tổng hợp theo nhu cầu vốn đầu tư trung bình giữa 2 phương án thấp và cao

Nhu cầu vốn đầu tư phân ngành điện lực Tổng vốn đầu tư cả lãi xây dựng toàn ngành điện các giai đoạn như sau:

- Giai đoạn 2021-2025: 1.614.381 tỷ đồng (≈ 69,32 tỷ USD)







Toàn giai đoạn 2021-2030: 2.988.431 tỷ đồng (≈ 128,3 tỷ USD) Toàn giai đoạn 2021-2045: 7.467.917 tỷ đồng (≈ 320,65 tỷ USD) Bình quân đầu tư hàng năm của toàn ngành điện các giai đoạn như sau:

- Giai đoạn 2021-2025: 322.876 tỷ đồng (≈ 13,9 tỷ USD)





Toàn giai đoạn 2021-2045: 298.717 tỷ đồng (≈ 12,82 tỷ USD) Như vậy bình quân hàng năm (cho cả giai đoạn 2021-2045) nhu cầu đầu tư cho

các công trình điện là rất lớn, đầu tư (tính cả lãi xây dựng) riêng phần nguồn là 9,4 tỷ đô la và toàn ngành xấp xỉ là 12,82 tỷ đô la cho mỗi năm. So với vốn đầu tư tính toán ở Quy hoạch Điện VII thì vốn đầu tư có thay đổi theo hướng tăng lên, nhất là trong giai đoạn 2021-2030, chủ yếu do suất vốn đầu tư của điện khí, đồng thời khối lượng vốn đầu tư cho phát triển năng lượng tái tạo (chủ yếu điện gió và mặt trời) khá lớn nên góp phần làm tổng vốn đầu tư phần nguồn điện và toàn ngành lớn trong giai đoạn này.

Bảng 1-56: Tổng hợp vốn đầu tư phát triển điện lực quốc gia giai đoạn năm 2021 – 2045.

Đơn vị: Tỷ đồng

Giai đoạn 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040 2041-2045 2021-2045

I- Nguồn điện

1,179,999

1,041,933

1,397,836

1,108,766

760,581

5,489,115

A- Đầu tư thuần 1,120,747 999,264 1,344,448 1,070,857 740,493

5,275,809

- Nhiệt Điện 357,019 218,237 189,555 169,815 64,286

998,911

- Thuỷ Điện 17,478 0 0 0 0

17,478 - Thủy Điện Tích Năng+ Pin tích năng 9,750 12,090 41,672 20,612 20,612

104,735

- Điện khí 239,228 234,845 393,527 177,706 130,841

1,176,147

- NL Tái tạo 497,272 534,093 719,695 702,724 524,754



Giai đoạn 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040 2041-2045 2021-2045

2,978,538

B.Lãi vay trong thời gian xây dựng(IDC) 59,252 42,669 53,388 37,909 20,088

213,306

- Nhiệt Điện 38,482 19,188 18,895 18,334 7,546

102,445

- Thuỷ Điện 1,880 0 0 0 0

1,880

- Điện khí 18,890 23,481 34,492 19,575 12,542

108,981

II- Lưới điện

434,382

332,117

469,188

390,576

352,539

1,978,802

A. Đầu tư thuần 424,689 324,643 458,671 381,774 344,568

1,934,346 - Lưới điện truyền tải 239,113 89,685 187,326 87,038 39,436

642,599

- Lưới điện phân phối 185,576 234,958 271,345 294,736 305,132

1,291,748

B. Lãi vay xây dựng ( IDC) 9,693 7,474 10,517 8,801 7,971

44,456

- Lưới điện truyền tải 5,385 2,020 4,219 1,960 888

14,472

- Lưới điện phân phối 4,308 5,454 6,298 6,841 7,083

29,983

Tổng đầu tư nguồn và lưới

điện 1,614,381 1,374,050 1,867,024 1,499,341 1,113,120 7,467,917

Cơ cấu vốn đầu tư Cơ cấu vốn đầu tư nguồn và lưới điện

- Trong giai đoạn quy hoạch từ nay đến năm 2045, tỷ lệ đầu tư nguồn và lưới ở các giai đoạn có sự thay đổi trong tổng vốn đầu tư cho phát triển điện lực quốc gia, do tiến độ xây dựng các công trình nguồn và lưới ở từng giai đoạn khác nhau. Trong đó tỷ trọng đầu tư nguồn điện khá lớn, cụ thể trong giai đoạn 2021 - 2030, tỷ lệ đầu tư cho phần nguồn điện chiếm đến 74%, do có sự đầu tư cho các công trình chuẩn bị vào vận hành sau năm 2020, trong đó có điện điện gió, điện mặt trời. Nếu tính bình quân toàn giai đoạn quy hoạch 2021-2045, tỷ lệ đầu tư tương ứng nguồn và lưới là 73% và 27%, phù hợp với khối lượng đầu tư và khả năng đáp ứng cũng như mật độ phủ kín lưới điện quốc gia.

- Trong cơ cấu đầu tư phần nguồn điện có sự thay đổi rõ rệt về tỷ lệ đầu tư các công trình nhiệt điện và năng lượng tái tạo theo các giai đoạn. Vốn đầu tư cho các công trình nhiệt điện giảm dần, tỷ lệ đầu tư vào nhiệt điện đạt cao nhất ở ba năm 2024-2026 chiếm khoảng 40% trong tổng đầu tư nguồn điện, các giai đoạn sau tỷ lệ đầu tư vào nhiệt điện giảm dần do chuyển sang đầu tư vào các nhà máy



điện khí. Trong toàn kỳ quy hoạch từ nay đến 2045, vốn đầu tư lớn nhất là của các công trình năng lượng tái tạo và nhiệt điện khí. Vốn đầu tư cho các công trình năng lượng tái tạo và thủy điện nhỏ toàn giai đoạn được điều chỉnh tăng lên đến xấp xỉ 40% tổng vốn đầu tư, lớn hơn rất nhiều so với khối lượng đã tính trước đây trong Tổng sơ đồ 7 hiệu chỉnh.

- Để đáp ứng đúng tiến độ đưa các công trình nguồn điện vào vận hành, khối lượng, thời gian và tiến độ huy động vốn đầu tư sẽ khác nhau cho từng loại công trình nguồn điện. Vốn đầu tư cho các công trình năng lượng tái tạo là lớn nhất trong toàn giai đoạn, chiếm đến 40%, tiếp đến là các công trình nhiệt điện khí, bình quân giai đoạn 2021-2045 là 16%.

- Đối với lưới điện, cơ cấu đầu tư theo từng cấp điện áp tương ứng theo khối lượng xây dựng yêu cầu để đảm bảo truyền tải và phân phối nhu cầu điện như đã dự báo.

Chi tiết cơ cấu vốn đầu tư ngành điện giai đoạn 2021-2045 cho ở bảng sau:

Bảng 1-57: Cơ cấu vốn đầu tư ngành điện giai đoạn 2021-2045 TT Danh mục 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040 2041-2045 2021-2045 I Nguồn điện 73.1% 75.8% 74.9% 74.0% 68.3% 73.5%

- Nhiệt điện than 24.5% 17.3% 11.2% 12.5% 4.8% 14.7%

- Thuỷ điện 1.2% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.3%

- Thuỷ điện tích năng+Pin tích năng 0.6% 0.9% 2.2% 1.4% 1.4% 1.4%

- Điện khí 16.0% 18.8% 22.9% 13.2% 9.6% 17.2% - NL Tái tạo 30.8% 38.9% 38.5% 46.9% 35.0% 39.9%

II Lưới điện 26.9% 24.2% 25.1% 26.0% 31.7% 26.5%

A. Đầu tư thuần 97.8% 97.7% 97.8% 97.7% 97.7% 97.8%

- Lưới điện truyền tải 55.0% 27.0% 39.9% 22.3% 10.1% 32.5%

- Lưới điện phân phối 42.7% 70.7% 57.8% 75.5% 78.1% 65.3%

B. Lãi vay xây dựng ( IDC) 2.2% 2.3% 2.2% 2.3% 2.0% 2.2%

- Lưới điện truyền tải 1.2% 0.6% 0.9% 0.5% 0.2% 0.7%

- Lưới điện phân phối 1.0% 1.6% 1.3% 1.8% 2.0% 1.5%

Tổng cộng 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0% 100.0%

Nhu cầu vốn đầu tư cho năng lượng tái tạo



Tổng hợp vốn đầu tư phát triển tổng thể năng lượng.

1.4.3.6. Tổ chức thực hiện phát triển năng lượng quốc gia

a. Giải pháp về huy động và phân bổ vốn đầu tư

Phân ngành dầu khí Các giải pháp về đầu tư: Hoàn thiện cơ chế, chính sách phù hợp với thực tế của

các đơn vị trong ngành Dầu khí, pháp luật của Nhà nước và thông lệ quốc tế, đa dạng hóa các hình thức đầu tư, cải cách thủ tục hành chính để nâng cao hiệu quả đầu tư, đẩy nhanh tiến độ đầu tư các công trình dầu khí. Song song, tăng cường công tác kiểm tra, giám sát hoạt động đầu tư;

Công bố công khai quy hoạch, danh mục các dự án ưu tiên đầu tư, khuyến khích các thành phần kinh tế trong và ngoài nước tham gia đầu tư vào lĩnh vực Dầu khí; xây dựng chính sách ưu đãi đầu tư hấp dẫn cho thăm dò và khai thác dầu khí tại những vùng nước sâu, xa bờ, vùng nhạy cảm, các dự án tận khai thác, khai thác mỏ nhỏ/cận biên, EOR, đặc biệt là áp dụng các chính sách ưu đãi thuế hợp lý nhằm thu hút đầu tư nước ngoài; ban hành chính sách hỗ trợ về cơ sở hạ tầng ngoài hàng rào nhà máy chế biến dầu khí, chính sách khuyến khích các nhà đầu tư trong nước, nước ngoài hình thành và triển khai các dự án hợp tác sản xuất LNG ở nước ngoài, vận chuyển và phân phối tại Việt Nam;

Tạo điều kiện và ưu tiên quỹ đất cho việc triển khai các dự án của quy hoạch, ưu tiên các vị trí thuận lợi về cảng nước sâu để đầu tư xây dựng các nhà máy lọc hóa dầu, hệ thống đường ống dẫn dầu, khí và sản phẩm dầu, hệ thống kho cảng xăng dầu, căn cứ dịch vụ hậu cần cho ngành Dầu khí nhằm phát huy tối đa lợi thế về vị trí địa lý của Việt Nam để phát triển kinh tế trong xu thế hội nhập quốc tế và khu vực;

Xây dựng và ban hành các quy định phù hợp liên quan đến công tác bồi thường, giải phóng mặt bằng, tái định cư nhằm hỗ trợ, thúc đẩy tiến độ triển khai các dự án đầu tư;

Ban hành chính sách phát triển các chuỗi liên kết giữa các đơn vị thành viên trong cùng Tập đoàn hoặc với các doanh nghiệp bên ngoài để tối ưu hóa các nguồn lực, tiết giảm chi phí, giảm giá thành sản phẩmError! Bookmark not defined.;

Tăng cường liên kết ngang và liên kết dọc giữa các đơn vị trong cùng Tập đoàn, như xem xét các giải pháp sử dụng chung cơ sở hạ tầng kỹ thuật, chia sẻ trong sử dụng dịch vụError! Bookmark not defined.;

Cơ cấu lại các dự án tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí (trong và ngoài nước) của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam; tập trung rà soát, đánh giá tổng thể hiệu quả



đầu tư các dự án, đẩy nhanh tiến độ các dự án ưu tiên đầu tư, dừng, giãn các dự án kém hiệu quả hoặc chưa thực sự cấp bách;

Phát triển năng lượng tái tạo đặc biệt là điện gió ngoài khơi kết hợp sản xuất nguyên liệu/nhiên liệu đầu vào cho lĩnh vực lọc hóa dầu, sản xuất phân đạm, hoá chấtError! Bookmark not defined..

- Giải pháp về tài chính và thu xếp vốn

+ Đối với nguồn vốn chủ sở hữu: Tăng cường thu hút vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI) và vốn của các thành

phần kinh tế khác trong nước bằng việc đa dạng hóa hình thức đầu tư, đẩy mạnh công tác xúc tiến đầu tư để thu hút sự quan tâm của các nhà đầu tư nước ngoài;

Chính phủ quyết định tỷ lệ lãi dầu khí nước chủ nhà để lại cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam theo từng thời kỳ phù hợp với quy định của pháp luật và chủ trương của Quốc hội;

Đẩy mạnh tái cơ cấu, thoái vốn của các doanh nghiệp dầu khí, đặc biệt là tại các lĩnh vực ngoài ngành nghề kinh doanh chính; khẩn trương xử lý các doanh nghiệp, dự án thua lỗ, chậm tiến độ, kém hiệu quả; tập trung ưu tiên sử dụng nguồn vốn vào các dự án có hiệu quả kinh tế cao.

+ Đối với nguồn vốn vay: Đa dạng hóa các hình thức vay vốn: Tín dụng ngân hàng, tín dụng xuất khẩu,

vay ưu đãi của Chính phủ, phát hành trái phiếu trong nước và quốc tế, thuê tài chính; Xây dựng mối quan hệ tốt, cùng có lợi với các ngân hàng thương mại truyền

thống; mở rộng hợp tác với các ngân hàng có uy tín trong khu vực và trên thế giới Tăng cường thu hút vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI) và vốn của các thành

phần kinh tế khác trong nướcError! Bookmark not defined.. Phân ngành than Đa dạng các hình thức huy động vốn: Thuê mua tài chính, thuê khoán, đấu thầu

một số hoạt động mỏ, phát hành trái phiếu trong và ngoài nước, cổ phiếu, vay thương mại… để đầu tư phát triển theo quy hoạch, tránh sự phụ thuộc quá mức vào một nguồn nào đó, đảm bảo tính chủ động của doanh nghiệp, vừa phát huy tối đa lợi thế cũng như hạn chế đến mức tối thiểu các rủi ro bất lợi của các nguồn vốn và của các hình thức huy động vốn.

- Tận dụng tối đa năng lực sẵn có của các đơn vị trên cùng địa bàn trên cơ sở hai bên cùng có lợi theo các hình thức liên kết, liên danh, thuê mượn tài sản, thuê làm dịch vụ trọn gói từng vụ việc...



- Đẩy mạnh hợp tác-liên kết giữa các doanh nghiệp trong và ngoài ngành, tận

dụng khả năng hợp tác với nước ngoài, trọng tâm là lĩnh vực nghiên cứu, ứng dụng khoa học công nghệ, chuyển giao-tiếp nhận công nghệ mới, để thực hiện các dự án khai thác than ở các khu vực và điều kiện địa chất mà ngành than chưa chủ động được công nghệ.

- Đặc biệt nên hợp lực tối đa trong việc hợp tác đầu tư với nước ngoài, tăng tỷ lệ góp vốn của bên Việt Nam, nhằm chủ động trong quản lý và điều hành hoạt động kinh doanh của dự án đầu tư, đảm bảo hiệu quả và lợi ích của bên Việt Nam

Phân ngành điện lực Cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với

khách hàng sử dụng điện (DPPA) Bộ Công Thương đã nghiên cứu Chương trình thí điểm cơ chế mua bán điện

trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện. Xu hướng này đang được phát triển mạnh trên thế giới do đem lại lợi ích hài hòa cho các bên tham gia, cụ thể:

Các nhà phát triển NLTT dễ dàng tiếp cận và huy động được nguồn vốn có độ tín nhiệm tài chính cao từ các cam kết của Khách hàng có tiềm lực tài chính mạnh.

Các khách hàng sử dụng điện đáp ứng được các cam kết của mình trong việc giảm phát thải Cacbon và bảo vệ môi trường đồng thời kiểm soát được chi phí mua điện của doanh nghiệp trong dài hạn

Chính phủ được giảm gánh nặng tài chính để trợ giá cho các nguồn NLTT mà vẫn thúc đẩy được sự phát triển của các nguồn NLTT, góp phần đáp ứng các cam kết và mục tiêu quốc gia về bảo vệ môi trường và phát triển bền vững.

Nguyên tắc vận hành của cơ chế DPPA thí điểm do Bộ Công Thương đề xuất như sau:

Khách hàng được mua điện trực tiếp từ đơn vị phát điện thông qua Hợp đồng tài chính song phương dạng sai khác (Hợp đồng CfD) do 2 bên tự thỏa thuận

Các giao dịch giữa các bên trong cơ chế DPPA được thực hiện qua thị trường điện cạnh tranh

Đơn vị phát điện được ưu tiên huy động (trừ trường hợp xẩy ra quá tải hoặc ảnh hưởng đến an ninh hệ thống điện)

Khách hàng sử dụng điện thực hiện thỏa thuận mua điện từ Tổng công ty điện lực đáp ứng 100% nhu cầu tiêu thụ điện với giá bán điện được tính bằng giá mua điện của Tổng công ty điện lực trên thị trường bán buôn điện cạnh tranh cộng với chi phí dịch vụ DPPA. Chi phí DPPA gồm các thành phần: giá truyền tải điện, chi phí phân



phối điện, chi phí điều độ vận hành HTĐ, chi phí điều hành giao dịch thị trường, giá dịch vụ phụ trợ. Khách hàng sử dụng điện và đơn vị phát điện NLTT ký kết trực tiếp hợp đồng CfD có thời hạn (tối thiểu 10 năm), mức giá và sản lượng hợp đồng do 2 bên tự thỏa thuận.

Đơn vị phát điện NLTT tham gia thị trường giao ngay, nhận doanh thu theo giá thị trường giao ngay cho 100% sản lượng phát lên lưới và doanh thu chênh lệch giữa giá thị trường điện giao ngay với giá cam kết tại Hợp đồng CfD cho phần sản lượng điện được cam kết.

Cơ chế về tiêu chuẩn tỷ lệ năng lượng tái tạo (Renewable portfolio standard), mua bán chứng chỉ năng lượng tái tạo (Renewable Energy Certificates)

Cơ chế về tiêu chuẩn tỷ lệ NLTT có thể quy định cho các đơn vị sản xuất điện quy mô lớn và các khách hàng sử dụng điện lớn, họ phải sản xuất một tỷ lệ NLTT theo quy định. Căn cứ theo Chiến lược phát triển NLTT (QĐ2068), tỷ lệ này sẽ không nhỏ hơn 10% vào 2030, và không nhỏ hơn 20% vào 2050.

Chứng chỉ năng lượng tái tạo (RECs) là công cụ giao dịch được sử dụng để đáp ứng các mục tiêu tiêu thụ năng lượng tái tạo tự nguyện hay tuân thủ các yêu cầu chính sách năng lượng tái tạo. Một đơn vị REC được tạo ra khi một nguồn năng lượng tái tạo tạo ra một megawatt giờ (MWh) điện và phát lượng điện này lên lưới điện. Tập đoàn, công ty, tổ chức phi lợi nhuận hay cá nhân ở bất kỳ đâu cũng có thể mua RECs, nếu họ không tự tạo ra đủ năng lượng tái tạo. Lợi ích của người mua RECs là sử dụng điện tái tạo mà không cần lắp đặt các thiết bị chi phí cao như tấm pin mặt trời, cánh đồng gió,…họ sẽ được nâng cao thương hiệu cạnh tranh thông qua việc hỗ trợ năng lượng sạch.

Điện được phát ra từ các nguồn sau sẽ được áp dụng chứng chỉ RECs: mặt trời, gió, thủy điện, sinh khối, khí sinh học, rác thải. Với mỗi nhà máy tùy thuộc vào loại hình công nghệ, vị trí dự án, thời điểm đăng ký chứng chỉ, giá trị của các chứng chỉ năng lượng tái tạo sẽ khác nhau. Bộ Công Thương sẽ là đơn vị cấp chứng chỉ NLTT. Giao dịch thanh toán chứng chỉ NLTT cũng sẽ thông qua thị trường điện cạnh tranh.

b. Giải pháp về cơ chế chính sách

+ Phân ngành dầu khí Giải pháp về tổ chức quản lýError! Bookmark not defined.: Nghiên cứu sửa

ổi, bổ sung, cập nhật các văn bản quy phạm pháp luật về dầu khí, phù hợp thông lệ quốc tế về công nghiệp dầu khí và tình hình phát triển của đất nước trong bối cảnh hội nhập quốc tế sâu rộng. Hoạch định các chiến lược, quy hoạch, kế hoạch phù hợp để thúc đẩy ngành Dầu khí Việt Nam phát triển;



Tăng cường phân công, phân cấp quản lý nhà nước từ Trung ương đến địa

phương, bảo đảm hiệu lực, hiệu quả, tạo điều kiện kinh doanh thuận lợi cho các doanh nghiệp thuộc mọi thành phần kinh tế trong lĩnh vực dầu khí; giải quyết kịp thời những vướng mắc và rào cản về chính sách, luật pháp;

Tiếp tục thực hiện tái cơ cấu ngành Dầu khí với lộ trình cụ thể, phù hợp xu hướng phát triển và hội nhập quốc tế theo định hướng của Chính phủ, trong đó Tập đoàn Dầu khí Việt Nam là nòng cốt, chủ lực của ngành Dầu khí; thiết lập cơ chế đẩy nhanh quá trình cổ phần hóa các doanh nghiệp trong ngành Dầu khí theo phê duyệt của Chính phủ. Từng bước thoái vốn khỏi những lĩnh vực không phải là cốt lõi của ngành Dầu khí; nghiên cứu phát triển các tổng công ty, công ty chuyên ngành trong lĩnh vực cốt lõi và các lĩnh vực chính đủ mạnh để có thể chủ động, tự thực hiện tốt các nhiệm vụ được giao và xóa bỏ sự cạnh tranh nội bộ theo các lĩnh vực hoạt động chính;

Nâng cao hiệu quả của tổ chức quản lý thông qua bồi dưỡng nâng cao năng lực quản lý điều hành sản xuất kinh doanh của các doanh nghiệp; thiết lập và thực hiện hệ thống quản lý, quản trị doanh nghiệp hiện đại theo chuẩn mực quốc tế; thường xuyên rà soát, kiểm tra và tiến hành cải cách hành chính trong quản lý điều hành, hướng tới mục tiêu xây dựng, thực hiện hệ thống quản lý, quản trị doanh nghiệp hiện đại đạt chuẩn mực quốc tế;

Xây dựng chính sách khuyến khích sử dụng tiết kiệm xăng dầu, khuyến khích sử dụng rộng rãi nhiên liệu sinh học nhằm giảm thiểu sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch và bảo vệ môi trường.

Giải pháp về thị trườngError! Bookmark not defined. Nhanh chóng xây dựng thị trường năng lượng đồng bộ, canh tranh, minh bạch: Dần hình thành thị trường khí cạnh tranh (quyền tiếp cận hạ tầng của bên thứ 3)

trong Đề án Thị trường năng lượng cạnh tranh; Ban hành cơ chế giá khí theo mục đích sử dụng hài hòa lợi ích giữa Nhà nước,

doanh nghiệp và người tiêu dùng; Nghiên cứu, sản xuất các sản phẩm xanh, thân thiện với môi trường và phù hợp

với xu thế của thị trường; Ban hành và triển khai các giải pháp để lành mạnh hóa thị trường, bảo đảm các

doanh nghiệp hoạt động bình đẳng và theo đúng cơ chế thị trường. Giải pháp về quản trị doanh nghiệp Tăng cường nghiên cứu, áp dụng mô hình quản lý tiên tiến, gọn nhẹ để cải tiến,

nâng cao hiệu quả vận hành, sản xuất đối với các nhà máy hiện hữu nhằm tiết kiệm chi phí. Rà soát, hoàn thiện định mức sản xuất để tiết giảm chi phí, giảm giá thành;



Tiếp tục thực hiện công tác tái cấu trúc doanh nghiệp theo Đề án tái cơ cấu Tập

đoàn được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt; thường xuyên rà soát, cập nhật để thực hiện sắp xếp, cổ phần hóa các doanh nghiệp trong Tập đoàn mà Nhà nước không cần nắm giữ vốn chi phối; tập trung vào lĩnh vực cốt lõi và xóa bỏ sự cạnh tranh nội bộ, đẩy mạnh cổ phần hóa và thoái vốn để tái đầu tư vào lĩnh vực cốt lõi của Tập đoàn; thực hiện thoái vốn, tái cơ cấu các tài sản có hiệu quả thấp không bổ trợ cho phát triển dài hạn;

Đẩy mạnh công tác phân tích dự báo để phục vụ công tác quản trị đặc biệt là quản trị rủi ro bất định;

Kiến nghị cấp thẩm quyền ban hành văn bản quy phạm về mô hình tổ chức và hoạt động đối với tập đoàn kinh tế nhà nước.

+ Phân ngành than * Các chính sách chung:

- Ưu tiên thực hiện Quy hoạch phân ngành than trước. Các quy hoạch khác không được chồng lấn, hoặc gây cản trở việc thực hiện Quy hoạch phân ngành than, hoặc ưu tiên khai thác tận thu than trước khi xây dựng các công trình kiên cố trên mặt theo các quy hoạch phát triển kinh tế - xã hội và quy hoạch sử dụng đất khác.

- Có chính sách khuyến khích nghiên cứu, áp dụng công nghệ tiên tiến trong khai thác, chế biến than với mục tiêu khai thác tận thu tối đa nguồn than, thân thiện với môi trường và đảm bảo an toàn.

- Giải quyết kịp thời các khó khăn, vướng mắc trong việc cấp phép thăm dò, cấp phép khai thác để đẩy nhanh tiến độ thực hiện các dự án theo Quy hoạch phân ngành than được phê duyệt.

- Có chính sách hỗ trợ và tạo điều kiện cho ngành than trong việc giải phóng mặt bằng, tái định cư để tiến hành khai thác trong các khu trụ bảo vệ dưới các khu dân cư, các công trình trên mặt, để tận thu tối đa tài nguyên than.

- Khôi phục việc dự trữ than quốc gia để kịp thời đối phó với những rủi ro trong việc nhập khẩu và những biến động cực đoan của thời tiết.

- Xây dựng, bổ sung và hoàn thiện cơ sở pháp lý với sự quản lý chặt chẽ của Nhà nước về sản xuất, kinh doanh than đảm bảo không để xảy ra tái diễn tình trạng khai thác, chế biến, vận chuyển và kinh doanh than trái phép.

* Về cơ chế đầu tư:

- Cùng với chính sách thu hút đầu tư của các thành phần kinh tế, Nhà nước cần đóng vai trò chính trong đầu tư điều tra cơ bản, thăm dò, xác định tiềm năng trữ lượng nguồn tài nguyên than, vì than thuộc sở hữu toàn dân do Nhà nước thống



nhất quản lý, là nguồn lực quan trọng cho phát triển kinh tế - xã hội, đảm bảo quốc phòng, an ninh. Hơn nữa, hoạt động này có nhiều rủi ro nên doanh nghiệp và các thành phần kinh tế khác chỉ tham gia ở mức có hạn.

- Nhà nước hỗ trợ điều tra, đánh giá đối với Bể than sông Hông, dưới mức -500 Bể than Đông Bắc để đảm bảo yêu cầu cho công tác thăm dò, phát triển các dự án khai thác than theo Quy hoạch.

- Được sử dụng một phần vốn thu được từ nguồn bán cổ phần để đầu tư phát triển các mỏ mới.

- Hỗ trợ đầu tư xây dựng hạ tầng và hệ thống logistics phục vụ nhập khẩu than.

- Sửa đổi điểm c Khoản 2 Điều 53 của Luật Khoáng sản số 60/2010/QH12 về điều kiện cấp giấy phép khai thác khoáng sản theo hướng đối với những dự án đầu tư có quy mô đầu tư lớn thì vốn chủ sở hữu giảm xuống mức tối thiểu là 15%.

* Về cơ chế giá than: Giá bán than khai thác trong nước phải đảm bảo bù đắp chi phí và có lãi ở mức

hợp lý được xác định trên cơ sở khai thác tận thu tối đa nguồn than và hiệu quả kinh tế - xã hội.

* Về cơ chế chính sách tiêu thụ và xuất khẩu than:

- Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam và Tổng công ty Đông Bắc có trách nhiệm chính về phát triển ngành than, đảm bảo cung than cho các ngành công nghiệp trong nước và tiêu dùng xã hội.

- Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam, Tổng công ty Đông Bắc và các doanh nghiệp khai thác than khác chịu trách nhiệm trước khách hàng về hợp đồng đã ký, đặc biệt là các hợp đồng dài hạn cung ứng cho các nhà máy nhiệt điện liên quan tới đảm bảo an ninh năng lượng.

- Để đảm bảo sản xuất, kinh doanh và sử dụng tài nguyên tiết kiệm, hiệu quả, việc xuất khẩu các chủng loại than phù hợp thị trường do doanh nghiệp quyết định. Doanh nghiệp sản xuất than ưu tiên cung ứng than cho thị trường trong nước và tự quyết định lựa chọn các chủng loại mà thị trường trong nước ít có nhu cầu để xuất khẩu.

* Về cơ chế chính sách nhập khẩu than và đầu tư khai thác ở nước ngoài: Cần có cơ chế, chính sách nhập khẩu than và đầu tư khai thác than ở nước ngoài

theo hướng đa dạng hóa nguồn cung nhằm đảm bảo chắc chắn các nguồn than đáp ứng nhu cầu trong nước, nhất là phục vụ cho sản xuất điện. Cụ thể là:

- Khẩn trương xây dựng và tổ chức thực hiện chiến lược, chính sách, giải pháp đồng bộ thực hiện nhập khẩu than và đầu tư khai thác ở nước ngoài, kể cả đầu tư mua mỏ than.



- Đảm bảo sự đồng bộ trên tất cả các phương diện: Sự phối hợp chặt chẽ giữa các

cấp, các ngành, địa phương và doanh nghiệp dưới sự chỉ đạo thống nhất của Chính phủ.

- Sự hài hòa giữa các chính sách ngoại giao năng lượng, thương mại, đầu tư, tài chính và hợp tác với các nước có tài nguyên than và các tổ chức khai thác, xuất khẩu than.

- Đảm bảo đa dạng hóa nguồn than nhập khẩu.

- Xây dựng đồng bộ kết cấu hạ tầng, hệ thống logistics phụ vụ nhập khẩu than (từ đội tàu viễn dương, cảng trung chuyển, kho bãi lưu giữ, phối trộn, chế biến và năng lực vận tải thủy, bộ nội địa đến các trung tâm nhiệt điện than).

- Việc cung ứng than nhập khẩu cho các hộ sản xuất điện thực hiện theo hợp đồng dài hạn đảm bảo đáp ứng ổn định ở mức 60÷70 % nhu cầu; phần còn lại thực hiện theo phương thức đấu thầu cạnh tranh và ký kết hợp đồng trung và ngắn hạn.

* Về chính sách sử dụng than:

- Cần có chính sách khuyến khích các hộ tiêu dùng than trong nước đầu tư công nghệ mới để nâng cao hiệu quả sử dụng than. Để giảm lượng than nhập khẩu các ngành kinh tế có sử dụng than cần đầu tư nghiên cứu cải tiến, đổi mới công nghệ để có thể sử dụng các loại than trong nước sản xuất.

- Cần có chính sách khuyến khích phát triển các ngành công nghiệp sử dụng than sạch, tiết kiệm, chế biến than thành nguyên liệu, nâng cao giá trị sử dụng than. Xác định trình tự các hộ dùng than được ưu tiên sử dụng than trong nước.

- Tiếp tục phát triển nhiệt điện than nhưng với công nghệ mới, hiệu suất cao, giảm tiêu hao than và giảm phát thải (cả khí thải, chất thải rắn); tăng cường tái chế sử dụng tro xỉ nhiệt điện than.

- Cần có chính sách sử dụng tiết kiệm than, tận thu nguồn than chất lượng thấp (nhiệt trị thấp, độ tro cao) đưa vào sử dụng, hoặc chuyển sang sử dụng loại than chất lượng thấp hơn.

* Về chính sách thuế:

- Cần xem xét gộp thuế tài nguyên và thu tiền cấp quyền khai thác mỏ khoáng sản, cũng như xem xét giảm thuế tài nguyên xuống mức ngang bằng các nước trong khu vực và giá tính thuế tài nguyên là giá FOB của từng chủng loại than trừ chi phí sàng tuyển, vận chuyển từ mỏ ra cảng, để than Việt Nam có khả năng cạnh tranh với than nhập khẩu và khuyến khích khai thác tận thu tài nguyên.

- Cần xem xét thay thế quy định của Luật thuế Bảo vệ môi trường đánh vào than bằng quy định đánh phí phát thải trực tiếp đối với khí thải CO2 và các chất thải



khác, phù hợp với thực tế phát thải của nhà máy điện, nhằm buộc các chủ đầu tư đổi mới công nghệ đối với nhà máy hiện có và đầu tư xây dựng nhà máy mới với công nghệ tiên tiến để giảm mức phát thải, đáp ứng mục tiêu đề ra trong Nghị quyết 55.

* Về chính sách đối với người lao động trong ngành than: Cần có chính sách đặc thù về tiền lương, bảo hiểm, thâm niên, nhà ở, chăm sóc y

tế đối với công nhân khai thác than hầm lò là đối tượng làm nghề nặng nhọc, độc hại và nguy hiểm, nhằm thu hút lao động.

+ Phân ngành điện lực Hoàn thiện công cụ tài chính đối với các loại phát thải trong sản xuất điện. Cần hoàn thiện các công cụ tài chính (thuế và phí) đối với phát thải trong sản

xuất điện để tạo điều kiện cho các loại hình sản xuất điện sạch (khí thiên nhiên, LNG, hydrogen...) có thể cạnh tranh được với nhiệt điện than trong thị trường điện (Hiện tại, các nhà máy phát điện than bắt buộc phải lắp đặt thiết bị kiểm soát SO2, NOx và PM, nhưng chưa phải trả phí cho lượng khí thải nên các nhà máy NĐ khí sẽ khó cạnh tranh được với NĐ than). Các mức thuế và phí cần được lựa chọn phù hợp với sự phát triển của nền kinh tế, mức thuế phí vừa phải nhằm duy trì sự phát triển hài hòa giữa các nguồn nhiên liệu hóa thạch để đảm bảo an ninh năng lượng, giá điện không tăng quá cao, mà vẫn đảm bảo các chỉ tiêu về giảm phát thải đã cam kết.

Hoàn 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.

+ Xây dựng cơ chế khuyến khích các nhà máy điện nâng cao khả năng vận hành linh hoạt để đảm bảo khả năng vận hành HTĐ tích hợp cao nguồn NLTT: Quy định về tính linh hoạt cần được đưa vào Luật Điện lực để các chủ đầu tư nhà máy điện mới có cơ sở thực hiện.

+ Xây dựng cơ chế khuyến khích các nhà máy nhiệt điện hiện trạng bổ sung các thiết bị tăng tính linh hoạt và sẵn sàng cung cấp khả năng linh hoạt theo tín hiệu huy động của Điều độ hệ thống điện:

Để tích hợp tốt các nguồn năng lượng tái tạo, trong giai đoạn tới các nhà máy nhiệt điện (nhiệt điện than, TBKHH) được xây dựng mới và cải tạo đều phải được lựa chọn các thiết bị công nghệ mới tăng tính linh hoạt (có các thông số huy động tổ máy linh hoạt hơn như: công suất phát cực tiểu đạt thấp hơn, tốc độ tăng giảm tải cao hơn…). Đối với hệ thống phát triển nhiều năng lượng tái tạo, việc chú trọng vào tăng tính linh hoạt của các nhà máy nhiệt điện sẽ có hiệu quả kinh tế toàn hệ thống cao hơn việc chú trọng vào lựa chọn hiệu suất cao cho các nhà máy nhiệt điện. Tuy nhiên khi thị trường điện chưa phát triển đầy đủ, điều này sẽ ảnh hưởng đến tình hình tài chính



của các nhà máy nhiệt điện, do luôn phải dành mức dự phòng công suất cho điện gió, mặt trời, không được phát điện ở mức hiệu suất cao, số giờ phát điện Tmax trong năm sẽ thấp hơn.

Do đó, các tiêu chuẩn về tính linh hoạt cần được đưa vào hợp đồng cung cấp như một tiêu chí bổ sung để phát triển thị trường cạnh tranh về tính linh hoạt. Biểu giá điện cho các nhà máy nhiệt điện hiện trạng sẽ được sửa đổi phù hợp với các chi phí phát sinh để tăng cường tính linh hoạt, các chi phí gồm:

Chi phí vốn đầu tư (CAPEX): Đây là khoản chi một lần phát sinh trong việc lắp đặt các thiết bị khác nhau cần thiết để làm cho nhà máy có khả năng hoạt động ở mức tải thấp, tăng cường công suất tăng/giảm tải.

Chi phí hoạt động (OPEX): Đây là chi phí định kỳ của hoạt động linh hoạt do các yếu tố như tăng chi phí O&M và giảm hiệu quả.

+ Xây dựng cơ chế khuyến khích đầu tư các nguồn điện linh hoạt (ICE, SCGT, TĐTN, pin tích năng):

Cấu trúc thị trường hiện tại và khuôn khổ pháp lý hiện tại chưa hỗ trợ đầu tư xây dựng các nguồn linh hoạt như: Động cơ đốt trong sử dụng LNG (ICE), tua bin khí chu trình đơn, thủy điện tích năng, pin tích năng. Các dự án này hiện rất khó chứng minh hiệu quả đầu tư để có thể huy động vốn xây dựng. Do vậy, cần xây dựng cơ chế thị trường và cơ cấu thuế quan mới để khuyến khích việc xây dựng các nguồn linh hoạt. Xem xét cơ chế hỗ trợ giá công suất cho các loại hình nhà máy linh hoạt.

Các nguồn lưu trữ TĐTN, pin tích năng nên được hiểu một cách tổng quát là một hoạt động bán điều tiết, với mục tiêu chính là đảm bảo tính linh hoạt trong hệ thống đồng thời đảm bảo an ninh cho nguồn cung cấp. Do tính chất lưu trữ "bán điều tiết", các nguồn điện tích năng nên được sở hữu bởi một cơ quan riêng biệt, một "nhà điều hành hệ thống lưu trữ".

Cơ chế khuyến khích phụ tải tham gia giảm tải trong các giờ đỉnh, hoặc thay đổi công nghệ máy móc để hoạt động vào các giờ giá điện thấp (đáp ứng phía cầu)

Các đáp ứng phía cầu cung cấp tính linh hoạt có thể mang lại lợi nhuận cho cả phía phụ tải và cho cả hệ thống. Tuy nhiên, đáp ứng phía cầu (DR) có chi phí triển khai đáng kể do các yêu cầu về quản lý, điều khiển thông minh và cơ sở hạ tầng tiên tiến. Do đó, cần có các tín hiệu kinh tế, chính sách và quy định phù hợp để phát triển cơ sở hạ tầng thông minh đó.

Thị trường điện bán lẻ cần thiết kế sao cho có thể tăng cường sự tham gia của người tiêu dùng trong quản lý năng lượng từ phía cầu. Vị trí phù hợp của những người tiêu dùng linh hoạt là rất quan trọng, ảnh hưởng đến lợi ích của hệ thống, do vậy cần có tín hiệu giá theo khu vực đối với việc phân bổ hiệu quả của nhu cầu linh hoạt.



Cơ chế khuyến khích các nguồn NLTT biến đổi tham gia cung cấp giải pháp linh

hoạt cho vận hành hệ thống Nguồn điện gió và mặt trời có thể chào giá cắt giảm công suất phát để giảm tắc

nghẽn truyền tải, hoặc trong 1 số trường hợp đây là biện pháp có chi phí hệ thống thấp nhất so với giảm công suất của các nguồn nhiệt điện. Hoặc các nguồn điện gió, mặt trời sẽ tính toán và đầu tư thêm nguồn pin tích năng để vận hành linh hoạt hơn.

Cơ chế thúc đẩy xây dựng liên kết lưới điện với các nước trong khu vực Khuyến khích đầu tư vào các công trình nguồn điện tại nước ngoài để nhập khẩu

về Việt Nam thông qua các cơ chế hỗ trợ vốn đầu tư ra nước ngoài, cơ chế giá mua điện nhập khẩu. Xây dựng cơ chế giá mua điện nhập khẩu từ Lào, Campuchia, theo nguyên tắc thay thế các nguồn nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu, khí nhập khẩu để khuyến khích đầu tư nguồn điện tại nước ngoài nhập khẩu về Việt Nam.

Có cơ chế thúc đầy xây dựng liên kết lưới điện của Việt Nam với khu vực để nâng cao khả năng tích hợp năng lượng tái tạo và đạt được các lợi ích từ hệ thống điện liên kết.

c. Giải pháp về bảo vệ môi trường và ứng phó với biến đổi khí hậu, khoa học và công nghệ

+ Phân ngành dầu khí Giải pháp về an toàn, môi trường và ứng phó với biến đổi khí hậuError!

ookmark not defined. Tuân thủ các quy định của pháp luật Việt Nam về đảm bảo an toàn và bảo vệ

môi trường, thực hiện đầy đủ các cam kết tại báo cáo đánh giá tác động môi trường/cam kết bảo vệ môi trường của tất cả các dự án; không ngừng cải thiện điều kiện lao động, môi trường lao động và bảo đảm sức khoẻ cho người lao động;

Hoàn thiện và vận hành hiệu quả hệ thống quản lý công tác an toàn - sức khỏe - môi trường trong toàn ngành Dầu khí và thực hiện kiểm tra giám sát theo các chuẩn mực quốc tế; hoàn thiện và vận hành hiệu quả hệ thống dự báo, quản trị rủi ro; hoàn thiện hệ thống tổ chức và đầu tư trang thiết bị để nâng cao năng lực ứng cứu các tình huống khẩn cấp trong toàn ngành Dầu khí;

Thực hiện chế độ kiểm tra bảo dưỡng định kỳ các công trình dầu khí, dịch vụ dầu khí, bảo đảm độ tin cậy của các thiết bị công trình; kiểm soát chặt chẽ an toàn hóa chất, các chất thải, đặc biệt là những hóa chất có mức độ độc hại cao ở các cơ sở sản xuất và dịch vụ dầu khí; kiểm kê định kỳ và xây dựng phương án kiểm soát lượng phát khí thải gây hiệu ứng nhà kính;



Phát triển hệ thống quản lý và xử lý chất thải dầu khí với công nghệ tiên tiến,

phù hợp với điều kiện Việt Nam, bảo đảm có đủ năng lực tự xử lý các nguồn thải của ngành; lựa chọn và sử dụng công nghệ cao, hiệu quả, thân thiện môi trường, công nghệ có độ tin cậy và an toàn cao;

Xây dựng và triển khai chương trình tiết kiệm năng lượng và sản xuất năng lượng sạch;

Phát triển tốt năng lượng tái tạo, sử dụng nguồn tài nguyên rừng, sinh khối trong năng lượng; xử lý chất thải thành năng lượng4.

Giải pháp về khoa học công nghệ Ban hành Hệ thống Quy chuẩn/tiêu chuẩn sản phẩm/hạ tầng LNG (cảng, đường

ống, tàu, xà lan, xe); Tăng cường nghiên cứu, ứng dụng và chuyển giao công nghệ; xây dựng đội ngũ

cán bộ khoa học công nghệ đầu ngành, có trình độ cao, có khả năng dẫn dắt, định hướng cả một nhóm/tập thể các nhà khoa học dành công sức, tâm huyết cho những lĩnh vực khoa học công nghệ mũi nhọn (EOR, khai thác mỏ nhỏ/cận biên, xử lý/chế biến/tàng trữ CO2, chuyển đổi số, AI, học máy); tăng cường các biện pháp nhằm gắn kết chặt chẽ hơn nữa giữa nghiên cứu khoa học với đào tạo và ứng dụng;

Tiếp tục đổi mới cơ chế hoạt động, nâng cao hiệu quả quản lý theo tinh thần đổi mới của Luật Khoa học và Công nghệ theo hướng bám sát nhu cầu thị trường và yêu cầu của ngành Dầu khí; đổi mới nhận thức, tư duy, đẩy mạnh đào tạo, sử dụng đội ngũ cán bộ làm công tác khoa học công nghệ, xây dựng quy chế ưu đãi, tăng đầu tư, xây dựng kế hoạch nghiên cứu, đặt hàng cho công tác nghiên cứu khoa học;

Xây dựng lộ trình công nghệ thích hợp cho ngành Dầu khí; xác định công nghệ cần phải chiếm lĩnh trong từng lĩnh vực cụ thể; đẩy mạnh hoạt động nghiên cứu, ứng dụng, chuyển giao công nghệ phục vụ phát triển bền vững, bảo vệ tài nguyên, môi trường và nâng cao khả năng cạnh tranh của ngành Dầu khí, tạo ra sản phẩm quốc gia của ngành;

Tăng cường năng lực nghiên cứu khoa học trong các lĩnh vực: Xử lý, minh giải tài liệu địa chấn; thăm dò, khai thác dầu khí vùng nước sâu, xa bờ; thăm dò, khai thác, chế biến dầu nặng; nâng cao thu hồi dầu; phát triển mỏ nhỏ, mỏ có độ thấm kém, hàm lượng CO2 cao, GTL; vận chuyển, tồn trữ, nhập khẩu LNG; chế biến dầu khí; thiết kế, chế tạo công trình dầu khí; dự báo thị trường, cung cầu các sản phẩm chủ yếu trong ngành Dầu khí; đánh giá và quản lý rủi ro các dự án;

Đầu tư trang thiết bị phục vụ nghiên cứu và đổi mới công nghệ; đầu tư các phòng thí nghiệm dầu khí trọng điểm, ngang tầm khu vực và thế giới trong một số lĩnh

4 Bài phỏng vấn Đại sứ Phần Lan



vực; trước mắt cần thực hiện giải pháp đầu tư có trọng điểm nhằm tăng cường năng lực trang thiết bị phục vụ nghiên cứu;

Tăng cường ứng dụng các công nghệ mới, công nghệ số, hiện đại trong việc thu thập tài liệu nghiên cứu, TKTD các dạng dạng bẫy chứa phi truyền thống;

Sử dụng hiệu quả Quỹ nghiên cứu khoa học; Quỹ nghiên cứu khoa học và đào tạo của Công ty mẹ Tập đoàn Dầu khí Việt Nam được hình thành từ nguồn thu “cam kết nghĩa vụ đào tạo” trong các Hợp đồng dầu khí.

+ Phân ngành than

- Xây dựng các đề án, kế hoạch dài hạn định hướng cho công tác bảo vệ môi trường, ứng phó biến đổi khí hậu. Lồng ghép trong các quy hoạch, dự án đầu tư đầy đủ các giải pháp, công trình, nguồn vốn bảo vệ môi trường, ứng phó biến đổi khí hậu để chủ động thực hiện ngay từ giai đoạn đầu tư nhằm đạt được mục tiêu, hiệu quả môi trường cao nhất.

- Đẩy mạnh nghiên cứu khoa học, hợp tác quốc tế trong lĩnh vực bảo vệ môi trường, ứng phó biến đổi khí hậu để áp dụng các công nghệ mới, nâng cao hiệu quả, giảm chi phí bảo vệ môi trường.

+ Phân ngành điện lực Giải pháp về bảo vệ môi trường

- Các nguồn điện sử dụng than nhập khẩu, khí nhập khẩu phải lựa chọn nguồn nhiên liệu có nhiệt trị cao, giảm tác động đến môi trường. Than nhập khẩu phải chọn loại than có nhiệt trị trên 6000kcal/kg.

- Thực hiện các quy định của pháp luật về đánh giá tác động môi trường của dự án và đánh giá môi trường chiến lược của các quy hoạch.

- Tăng cường, củng cố tổ chức quản lý môi trường của các cơ quan quản lý nhà nước về môi trường và các doanh nghiệp hoạt động trong lĩnh vực điện lực.

- Thực hiện đầy đủ công tác theo dõi, quan trắc, đo đạc và quản lý các chỉ tiêu môi trường; thanh tra, kiểm tra việc thực hiện các quy định bảo vệ môi trường của doanh nghiệp ngành điện.

- Triển khai có hiệu quả chương trình tiết kiệm điện, nâng cao hiệu suất trong các lĩnh vực sản xuất, truyền tải, phân phối và sử dụng điện.

- Kết hợp phát triển ngành điện với bảo vệ môi trường:

Nhà nước có chính sách hỗ trợ về đầu tư, thuế để phát triển các dạng năng lượng ít ảnh hưởng và góp phần cải thiện môi trường: năng lượng mới và tái tạo; sử dụng chất phế thải của nông lâm nghiệp; rác thải của các thành phố để phát điện,...



Quản lý chặt chẽ công nghệ phát điện về phương diện môi trường. Các công

nghệ được lựa chọn phải tiên tiến, hiệu suất cao, ít ảnh hưởng đến môi trường. Có cơ chế thu hút vốn đầu tư cho hoạt động bảo vệ môi trường từ các thành phần

kinh tế, khuyến khích thu hút hỗ trợ tài chính từ nước ngoài để bảo vệ môi trường. Xây dựng các quy chế tài chính về môi trường ngành điện, tính đúng, tính đủ chi

phí môi trường trong đầu tư, giá thành. Khuyến khích các doanh nghiệp sản xuất và tiêu thụ nhiều năng lượng tăng

cường hợp tác với các nước thực hiện cơ chế phát triển sạch (CDM) dưới các hình thức: phát triển nguồn năng lượng mới và tái tạo; nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng và các dự án bảo tồn năng lượng.

Xây dựng bản đồ, hệ thống cảnh báo sét, ngập lụt, sạt lở để có các giải pháp ứng phó kịp thời thích hợp với các hiện tượng cực đoan của thời tiết, giảm thiểu các rủi ro, sự cố trong quá trình vận hành hệ thống điện. Tính đến các giải pháp công nghệ và vật liệu (có thể chịu nhiệt, chịu lạnh) để ứng phó với các hiện tượng thời tiết cực đoan như nhiệt độ cao, sự biến động lớn về nhiệt độ thời tiết (nhiệt độ thấp cực đại), mưa axit giông, sét, tố lốc để giảm thiểu tối đa các sự cố cho hệ thống điện.

Giải pháp về khoa học công nghệ Xây dựng bộ tiêu chuẩn kỹ thuật cho các loại hình nguồn điện hiện có và dự kiến

xây dựng để đảm bảo nâng cao độ linh hoạt, giảm tác động môi trường (cập nhật 2 năm/lần).

Các công trình điện lực xây dựng mới phải có công nghệ hiện đại, phù hợp với điều kiện kinh tế của Việt Nam; từng bước nâng cấp, cải tạo công trình hiện có để đảm bảo tiêu chuẩn kỹ thuật, kinh tế và môi trường. Kết hợp giữa công nghệ mới hiện đại và hoàn thiện cải tiến công nghệ hiện có nhằm nâng cao hiệu suất, tiết kiệm năng lượng.

Cải tạo, nâng cấp lưới truyền tải và phân phối điện, nhằm giảm tổn thất, đảm bảo an toàn, tin cậy. Áp dụng từng bước công nghệ lưới điện "thông minh" để rút kinh nghiệm, làm yếu tố nhân rộng trong phát triển lưới điện. Phát triển và áp dụng công nghệ 4.0 trong hệ thống điện.

Hiện đại hoá hệ thống điều độ, vận hành, thông tin liên lạc, điều khiển và tự động hoá phục vụ điều độ lưới điện trong nước và liên kết khu vực.

Từng bước áp dụng các biện pháp khuyến khích và bắt buộc đổi mới công nghệ, thiết bị của các ngành sử dụng nhiều điện (thép, xi măng, hóa chất); cấm nhập các thiết bị cũ, hiệu suất thấp trong sản xuất và sử dụng điện năng.



Đối với các nhà máy nhiệt điện xây dựng mới cần có chỉ tiêu phát thải các chất

như SOx, NOx và bụi được hạn chế tới mức độ cho phép. Đối với những nhà máy nhiệt điện cũ, cần lắp đặt các thiết bị chống ô nhiễm môi trường bổ sung.

Các nhà máy nhiệt điện xây dựng mới đều phải lựa chọn các thông số tổ máy linh hoạt (công suất vận hành cực tiểu thấp, tốc độ tăng giảm tải cao..). Các máy phát điện phải được trang bị hệ thống tự động (điều khiển, kích từ, điều tốc...) ở mức độ cao cho phép tăng độ ổn định của hệ thống lên mức tốt hơn.

Công nghệ nhiệt điện than cận tới hạn chỉ được xem xét tiếp tục đầu tư cho các nhà máy sử dụng than nội nếu chất lượng than không thể đốt trong các lò cải tiến hơn (việc này nhằm hỗ trợ phát triển ngành than trong nước). Đối với nhiệt điện than sử dụng than nhập khẩu, trong giai đoạn 2021-2025 chỉ xây dựng công nghệ NĐ than siêu tới hạn trở lên, giai đoạn từ 2025-2035 chỉ xây dựng nhiệt điện than trên siêu tới hạn (USC) trở lên, và sau năm 2035 chỉ xây dựng nhiệt điện than trên siêu tới hạn cải tiến (AUSC).

Các nhà máy điện sau khi hết đời sống kinh tế, cần được thay thế mới nhà máy bằng các công nghệ tiên tiến, hiệu suất cao hơn, giảm phát thải đến môi trường, có thông số huy động tổ máy linh hoạt. Cần phải trang bị thêm các thiết bị để cải tạo và hiện đại hóa và nâng cao độ linh hoạt của các nhà máy nhiệt điện hiện trạng, các NMNĐ hiện trạng cần được cải tạo để công suất cực tiểu đạt từ 50-40% trở xuống.

Khuyến khích chủ đầu tư nhà máy điện lựa chọn các quy mô tổ máy nhỏ phục vụ cho vận hành linh hoạt hệ thống điện. Theo các nghiên cứu về vận hành linh hoạt của các nhà máy điện cho thấy chi phí gia tăng do vận hành linh hoạt sẽ giảm khi quy mô tổ máy giảm. Việc đặt nhiều quy mô tổ máy điện nhỏ ngoài việc tăng cường khả năng tích hợp năng lượng tái tạo, đồng thời cũng tăng cường độ tin cậy của hệ thống, giảm quy mô dự phòng cho hệ thống

Nghiên cứu sử dụng pin Hydrogen thay cho pin tích năng Li-ion trong giai đoạn sau 2030 để giảm tác động đến môi trường.

d. Giải pháp về phát triển nguồn nhân lực

+ Phân ngành dầu khí Phát triển nguồn nhân lực dầu khí theo tiêu chuẩn quốc tế; ưu tiên đào tạo bổ

sung cho những khâu còn thiếu, chuyên gia thuộc các lĩnh vực mũi nhọn; xây dựng chế độ lương, thù lao và các chế độ, chính sách đặc thù áp dụng cho các hoạt động tìm kiếm, thăm dò và khai thác dầu khí ở trong nước và nước ngoàiError! Bookmark not efined.;



Xây dựng chiến lược phát triển nguồn nhân lực; tổ chức đào tạo, nâng cao trình

độ đội ngũ cán bộ, công nhân kỹ thuật hiện có; đào tạo bổ sung cho những khâu còn thiếu, còn yếu; ưu tiên đào tạo chuyên gia thuộc các lĩnh vực mũi nhọn; tăng cường hợp tác với các nhà thầu dầu khí, liên doanh với nước ngoài trong công tác đào tạo, phát triển nguồn nhân lực; nâng cao năng lực của các cơ sở đào tạo; hoàn thiện hệ thống cán bộ làm công tác đào tạo của ngành Dầu khí Việt NamError! Bookmark ot defined.

+ Phân ngành than

- Hoàn thiện, quy hoạch tổ chức đào tạo công nhân ngành than theo hướng đáp ứng tiêu chuẩn kỹ năng nghề quốc gia;

- Tăng tỷ lệ nhân lực đủ tiêu chuẩn làm việc tại các cơ sở khai thác thác, chế biến than thông qua tuyển sinh có mục tiêu vào trường nghề và các cơ sở giáo dục đại học;

- Phát triển và triển khai các chương trình giáo dục sử dụng công nghệ học tập điện tử và đào tạo từ xa, cũng như các hình thức đào tạo theo mô-đun cho công nhân ngành than;

- Tạo cơ chế liên kết giữa cơ sở giáo dục đại học và tổ chức khoa học chuyên ngành để bảo đảm tính cơ bản và tính đổi mới của đào tạo cán bộ;

- Xây dựng cơ sở vật chất cho việc triển khai các chương trình giáo dục chuyên nghiệp cơ bản đào tạo nhân lực cho ngành than với sự tham gia của các chuyên gia trong thị trường lao động;

- Thực hiện các chương trình chuyên đào tạo nâng cao và các chương trình bồi dưỡng nghiệp vụ nhằm nâng cao và (hoặc) đạt được năng lực mới cần thiết cho hoạt động nghề nghiệp và (hoặc) nâng cao trình độ chuyên môn theo trình độ hiện có hoặc để đạt được trình độ mới;

- Xây dựng và triển khai hệ thống đào tạo nâng cao cho công nhân viên các công ty than dựa trên “phương pháp tình huống” nhằm đạt được năng lực sản xuất, công nghệ, tổ chức và quản lý, nghiên cứu, thiết kế và năng lực văn hóa chung.

+ Phân ngành điện lực Xây dựng quy hoạch phát triển và kế hoạch đào tạo nguồn nhân lực cho các lĩnh

vực nguồn điện, truyền tải, phân phối, kinh doanh, cán bộ quản lý, cán bộ khoa học công nghệ của ngành điện. Rà soát, xắp xếp tổ chức, tinh gọn, sử dụng hợp lý nguồn nhân lực của ngành điện để nâng cao năng suất lao động.

Thu hút các chuyên gia, nhà khoa học, nguồn nhân lực trình độ cao trong và ngoài nước về làm việc cho ngành; hình thành các nhóm khoa học và công nghệ mạnh đủ giải quyết các nhiệm vụ quan trọng của ngành.



Tăng cường hợp tác, liên kết với các cơ sở đào tạo uy tín trong nước và quốc tế

để phát triển nguồn nhân lực. Thông qua các dự án đầu tư để đào tạo, tiếp nhận các công nghệ mới, công nghệ hiện đại của ngành điện. Đào tạo nguồn nhân lực về kỹ thuật đảm bảo có đủ trình độ năng lực công tác để đáp ứng công nghệ mới của lưới điện thông minh.

Cần thực hiện nâng cao hiệu quả điều độ vận hành hệ thống thông qua việc tăng cường khả năng dự báo khả năng phát điện của nguồn điện tái tạo. Tăng cường năng lực dự báo thời tiết và công suất nguồn năng lượng tái tạo trong các cấp điều độ hệ thống điện.

Cần thực hiện nâng cao năng lực của các nhà vận hành NMĐ trong hệ thống tích hợp NLTT quy mô lớn. Thực hiện các chương trình đào tạo về mô phỏng nhà máy nhiệt điện, tập trung vào các lĩnh vực như khởi động và tắt nhà máy, vận hành linh hoạt, vận hành hệ thống điều khiển phân tán (DCS), các tình huống khẩn cấp và quy trình an toàn

e. Giải pháp về hợp tác quốc tế

+ Phân ngành dầu khí Đẩy mạnh hợp tác, hội nhập quốc tế, khuyến khích và thu hút các đối tác thuộc

mọi thành phần kinh tế ở trong nước và nhà đầu tư nước ngoài tham gia vào các lĩnh vực hoạt động của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam;

Tăng cường và đẩy mạnh hơn nữa công tác hợp tác quốc tế với các đối tác chiến lược, công ty và tổ chức trong khu vực và thế giới, có tính đến mối quan hệ giữa các nước trong khu vực ASEAN và các quan hệ truyền thống trước đây; tranh thủ và tăng cường hợp tác quốc tế với các đối tác trong liên doanh và với các công ty dầu khí đang hoạt động tại Việt Nam để học hỏi kinh nghiệm, tiếp thu và từng bước làm chủ, cải tiến, tiến tới sáng tạo công nghệ trong các lĩnh vực.

+ Phân ngành than

- Hình thành các quan hệ đối tác của các công ty sản xuất và kinh doanh than của Việt Nam với các công ty công nghệ và kinh doanh than hàng đầu thế giới.

- Đảm bảo điều kiện thuận lợi và không bị phân biệt đối xử đối với hoạt động của các công ty than trong nước trên thị trường thế giới, bao gồm cả việc tiếp cận thị trường than ở nước ngoài.

- Hỗ trợ về thông tin, chính sách và kinh tế cho hoạt động của các công ty than Việt Nam ở nước ngoài.

- Ký kết các thỏa thuận hợp tác liên chính phủ có tính đến việc thúc đẩy lợi ích của các công ty than Việt Nam.



- Tạo điều kiện thuận lợi để đầu tư khai thác than, mua cổ phần, tài sản khai thác

than ở nước ngoài.

+ Phân ngành điện lực Nghiên cứu và sớm thực hiện các kết nối lưới điện với các nước láng giềng và

các nước trong khu vực ASEAN để tăng cường khả năng tích hợp nguồn năng lượng tái tạo và đạt được các lợi ích từ liên kết lưới điện khu vực. Tăng cường hợp tác trong công tác vận hành lưới điện, chuyển giao công nghệ sửa chữa, bảo dưỡng lưới điện truyền tải với các nước trong khu vực. Tiến tới thành lập các công ty dịch vụ truyền tải điện quốc tế với các nước trong khu vực.

Tăng cường tham gia các diễn đàn, hội nghị, tổ chức quốc tế và khu vực để nâng cao năng lực, cập nhật công nghệ, tận dụng tri thức và các trợ giúp của quốc tế, chú trọng tăng cường kênh hợp tác với các cơ quan/ tổ chức đứng đầu ngành điện các nước ASEAN (HAPUA).

Mở rộng hợp tác quốc tế về nghiên cứu khoa học và phát triển công nghệ, đa dạng hoá các phương thức hợp tác để tranh thủ chuyển giao công nghệ và nguồn kinh phí từ các đối tác nước ngoài cho phát triển ngành điện.

f. Giải pháp về tổ chức thực hiện và giám sát thực hiện quy hoạch

+ Phân ngành dầu khí Bộ Công thương chủ trì đánh giá thực hiện quy hoạch hàng năm; Thủ tướng ủy quyền Bộ trưởng Bộ Công thương điều chỉnh Danh mục Dự án

nguồn vốn khác theo tình hình thực tế và cập nhật Chính sách, giải pháp thực hiện hàng năm.

+ Phân ngành than Sau khi được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, Bộ Công Thương sẽ chủ trì công

bố Quy hoạch để các Bộ, Ngành, địa phương nắm vững để triển khai thực hiện và tạo điều kiện thuận lợi cho các doanh nghiệp, các chủ đầu tư trong việc xin cấp phép thăm dò, cấp phép khai thác mỏ và thực hiện đúng tiến độ thăm dò, khai thác đã được quy hoạch để đảm bảo tiến độ cho các dự án đầu tư sản xuất than.

Chính phủ thống nhất quản lý kết quả thăm dò, khai thác than, tiếp tục hoàn thiện các văn bản pháp luật, các thủ tục hành chính và phân cấp quản lý, đền bù khi sử dụng đất nhằm đẩy nhanh việc cấp phép thăm dò, khai thác than; hoàn thiện các quy định về thuế tài nguyên, các chi phí bảo vệ môi trường, hoàn thổ.

Các địa phương tổ chức quản lý, giám sát việc thăm dò, khai thác mỏ than, phục hồi môi trường, tránh tình trạng quy hoạch chồng chéo với các quy hoạch khác.



Đẩy mạnh công tác tuyên truyền, phổ biến pháp luật về khoáng sản, đặc biệt đối

với những nơi có khoáng sản và hoạt động khoáng sản. Để thực hiện quy hoạch cần thiết phải có sự thống nhất, đồng bộ giữa các Bộ,

Ngành, Địa phương và các doanh nghiệp có liên quan trên phạm vi cả nước. + Phân ngành điện lực Trên cơ sở chỉ đạo của Chính phủ, QHĐ VIII sẽ mang tính định hướng, mang

tính mở, tạo ra không gian để huy động và phát huy tối đa các nguồn lực từ xã hội, tạo điều kiện cho các nhà đầu tư, doanh nghiệp trong nước, các nhà đầu tư nước ngoài tham gia vào quá trình sản xuất điện năng. Phương hướng trong thời gian tới là phát triển mạnh mẽ các nguồn điện từ năng lượng tái tạo, nhưng phải bảo đảm vận hành an toàn, bảo vệ môi trường; phát triển các ngành điện khí, khí hóa lỏng một cách hợp lý để giảm phụ thuộc vào nguồn khí nhập khẩu.

Sơ đồ tổ chức thực hiện Quy hoạch điện VIII như sau:

Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo sẽ thực hiện chức năng tổ chức lập Kế hoạch

triển khai Quy hoạch điện VIII trong ngắn hạn, trung hạn và dài hạn theo hàng năm. Cục Đấu thầu các công trình điện chịu trách nhiệm tổ chức đấu thầu các dự án

điện. Ban Chỉ đạo Quốc gia về Phát triển Điện lực ngoài các chức năng đang thực hiện

hiện nay, sẽ là đơn vị giám sát quá trình xây dựng kế hoạch hàng năm của Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, quá trình tổ chức đấu thầu, chấm thầu và lựa chọn nhà thầu của Cục Đấu thầu các công trình điện. Văn phòng Ban Chỉ đạo Quốc gia về Phát triển Điện lực cần giám sát chặt chẽ tình hình triển khai các dự án điện, cung cấp thông tin Viện Năng lượng 200


kịp thời cho Bộ Công Thương để tổ chức lập Kế hoạch triển khai Quy hoạch điện VIII định kỳ từng quý trong năm.

Cục Điều tiết Điện lực sẽ là đơn vị xây dựng các cơ chế thu hút đầu tư, huy động vốn, các cơ chế đảm bảo vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Đồng thời sẽ xây dựng bộ tiêu chuẩn kỹ thuật cho các loại hình nguồn điện để đảm bảo nâng cao độ linh hoạt, giảm tác động đến môi trường (bộ tiêu chuẩn sẽ được cập nhật 2 năm/lần để có đáp ứng kịp thời với những thay đổi về công nghệ).

Cơ chế xây dựng kế hoạch đầu tư ngắn hạn và trung hạn Hàng năm cần xây dựng kế hoạch đầu tư ngắn hạn và trung hạn: Trên cơ sở quy

hoạch điện đã xác định tổng khối lượng nguồn điện, lưới điện theo từng năm của từng khu vực, thực hiện cần cập nhật tình hình phát triển phụ tải, tình hình thực hiện các dự án nguồn và lưới điện để xây dựng và ban hành danh mục đầu tư nguồn và lưới điện trong giai đoạn đến năm thứ N+5, N+10. Danh mục kế hoạch đầu tư sẽ do cấp có thẩm quyền phê duyệt và ban hành hàng năm.

Cơ chế đấu thầu lựa chọn chủ đầu tư các dự án điện

- Căn cứ theo danh mục kế hoạch đầu tư đã được ban hành, đơn vị tổ chức đấu thầu sẽ lựa chọn vị trí và quy mô xây dựng các công trình điện để đấu thầu lựa chọn chủ đầu tư.

- Tùy từng loại hình nguồn điện, sẽ sử dụng 3 phương án đấu thầu sau: đấu thầu cho từng dự án (áp dụng cho những dự án lớn), đấu thầu đại trà (áp dụng cho các dự án điện gió và mặt trời đang được đề xuất bổ sung quy hoạch hiện nay, quy mô nguồn điện đấu thầu được tính toán theo từng tỉnh trên cơ sở phụ tải và lưới điện truyền tải của tỉnh đó, dự án nào có đề xuất tốt nhất sẽ được lựa chọn phát triển), đấu thầu khu vực (đấu thầu theo khu vực hoặc trạm biến áp).

- Quá trình thực hiện đấu thầu và lựa chọn nhà thầu sẽ căn cứ trên Luật đấu thầu.

- Tiêu chí năng lực của các nhà thầu được kiểm tra về cả năng lực tài chính và năng lực kỹ thuật.

- Phân cấp tổ chức đấu thầu phù hợp với quy mô dự án (Có thể xem xét Cục Điện lực và NLTT có trách nhiệm tổ chức đấu thầu lựa chọn chủ đầu tư cho những dự án nguồn điện có quy mô lớn từ 50MW và dự án lưới điện 220kV trở lên. Sở Công Thương các tỉnh, thành phố có trách nhiệm đấu thầu lựa chọn chủ đầu tư cho các dự án nguồn điện dưới 50MW và lưới điện 110kV)

- Cần xây dựng năng lực của các cơ quan chính quyền trong công tác tổ chức đấu thầu và lựa chọn nhà thầu.

- Cần có chế tài đối với các chủ đầu tư chậm tiến độ các công trình nguồn điện (Ví dụ: Trường hợp sau 1 năm chủ đầu tư dự án đã được giao trong kế hoạch không



thực hiện các bước để xúc tiến dự án triển khai đúng tiến độ, dự án sẽ được giao cho chủ đầu tư khác)

Cơ chế hỗ trợ đối với các dự án điện Có cơ chế khuyến khích trợ giá FIT linh hoạt hợp lý đối với những dự án NLTT

quy mô nhỏ, cấp điện vào lưới điện hạ áp và trung áp. Có chính sách hỗ trợ về đầu tư (giá FIT linh hoạt) và hỗ trợ các loại thuế để phát triển các dạng năng lượng sinh học ít ảnh hưởng và góp phần cải thiện môi trường (biomass, biogas, rác thải của các thành phố...)

Đối với các vùng có bức xạ mặt trời và tiềm năng gió thấp, nhu cầu phụ tải cao, sẽ xem xét mức giá trần đấu thầu cao hơn cho dự án quy mô trang trại và giá FIT linh hoạt cho các dự án quy mô nhỏ để khuyến khích sự “phân tán”, tránh bớt sự nghẽn mạch của lưới điện.

Xây dựng cơ chế hỗ trợ cho các dự án có tỷ lệ nội địa hóa cao nhằm thúc đẩy nội địa hóa thiết bị, kéo chuỗi cung ứng thiết bị về Việt Nam, tạo điều kiện giảm giá thành sản xuất điện.

Hoàn thiện cơ chế xã hội hóa đầu tư lưới điện truyền tải Việc tăng cường phát triển nguồn điện gió và mặt trời sẽ phải đi kèm với việc

gia tăng mạng lưới truyền tải và phân phối lớn hơn gấp 2-3 lần so với các nguồn điện truyền thống trước đây. Một mạng lưới truyền tải và phân phối không đủ dẫn đến các vấn đề tắc nghẽn và cắt giảm liên tục, ảnh hưởng đến khả năng kinh tế của các dự án. Đồng thời với khối lượng đầu tư rất lớn và nhanh chóng sẽ là khó khăn lớn cho Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia. Vì vậy quy định đầu tư truyền tải trước đây do Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia chịu trách nhiệm cần phải thay đổi. Ngoài ra, đã có các dự án truyền tải điện đấu nối nhà máy điện vào hệ thống đã được NPT hoàn thành trước khi các nguồn điện vào vận hành rất lâu. Lưới điện xây dựng không đồng bộ với nguồn điện gây lãng phí nguồn vốn đầu tư cho NPT.

Do vậy trong thời gian tới cần phải hoàn thiện cơ chế xã hội hóa đầu tư lưới điện truyền tải, cụ thể:

Hoàn thiện khung pháp lý cho phép các thành phần kinh tế tham gia đầu tư vào hạ tầng truyền tải.

Xây dựng cơ chế phí và giá hợp lý cho hạ tầng năng lượng dùng chung để thúc đẩy xã hội hóa đầu tư các dự án điện

Để án đề xuất một số nội dung trong cơ chế như sau:

- Đối với các dự án truyền tải dùng để truyền tải các dự án nguồn điện, cụm nguồn điện sẽ được xã hội hóa đầu tư. Chi phí cho các dự án truyền tải này sẽ được phân công bằng cho tất cả các bên kết nối với dự án truyền tải dựa trên ảnh



hưởng và lợi ích của họ trong dự án truyền tải. Đối với các dự án truyền tải để cấp điện cho các phụ tải lớn cũng được xã hội hóa đầu tư, các bên được hưởng lợi từ dự án truyền tải mới phải trả chi phí nâng cấp hoặc xây dựng cơ sở hạ tầng truyền dẫn mới. Cần xây dựng cơ chế phân bổ chi phí cho tất cả các bên được kết nối vào dự án truyền tải và công bằng. Việc phân bổ chi phí cũng cần tạo ra các động lực cho đầu tư truyền tải.

- Để đồng bộ nguồn điện và lưới điện, xem xét xây dựng cơ chế chuyển đổi đầu tư lưới điện đồng bộ nhà máy về cho các chủ đầu tư nhà máy điện. Phần lưới điện đồng bộ nhà máy sẽ do chủ đầu tư chịu trách nhiệm đầu tư và quản lý vận hành, chi phí được hạch toán vào giá bán điện của dự án nhà máy điện. Việc này sẽ khuyến khích các chủ đầu tư đánh giá hiệu quả dự án một cách tổng thể, lựa chọn các vị trí thuận lợi trong việc đấu nối hoặc khu vực không bị nghẽn mạch.

- Đối với hệ thống truyền tải điện quốc gia là hệ thống mang tính xương sống và huyết mạch của Hệ thống điện quốc gia, đóng vai trò đặc biệt quan trọng quyết định trong việc đảm bảo an ninh năng lượng, nhà nước cần độc quyền trong cả lĩnh vực đầu tư và quản lý vận hành.

- Quá trình đầu tư xây dựng và quản lý vận hành các dự án truyền tải đều phải tuân thủ theo các tiêu chuẩn, quy trình, quy định nghiêm ngặt, chặt chẽ để đảm bảo chất lượng, tính đồng bộ về thiết bị, ghép nối… và đảm bảo sự an toàn, ổn định, tin cậy trong quá trình quản lý vận hành. Các quy định được đưa vào Luật Điện lực để các bên tham gia phải tuân thủ.

Tiếp tục cơ chế đảm bảo khuyến khích phát triển điện nông thôn, miền núi và hải đảo

Tiếp tục các cơ chế về trợ giá điện cho các khu vực vùng sâu vùng xa, hải đảo để thực hiện tiêu chí 100% các hộ dân trên toàn quốc đều có điện, đồng thời phát triển bền vững lưới điện nông thôn, miền núi và hải đảo. Khuyến khích ứng dụng các mô hình năng lượng tái tạo tại chỗ để cung cấp điện cho khu vực vùng sâu, vùng xa.

1.4.4. Các định hướng, giải pháp chính về bảo vệ môi trường của QHNL

Định hướng và giải pháp bảo vệ môi trường trong QHNL đó là đảm bảo tuân thủ các mục tiêu bảo vệ môi trường quốc gia đã được nêu trong các tài liệu pháp lý làm cơ sở để xây dựng kịch bản phát triển năng lượng của quy hoạch. Định hướng giải pháp được đưa ra ở đây cụ thể là:

- Giải pháp quan trọng và tổng thể nhất là giải pháp Lựa chọn kịch bản phát triển năng lượng phù hợp nhất có xem xét đến các mục tiêu quốc gia về bảo vệ môi trường, biến đổi khí hậu như phân tích chi tiết ở mục 1.4.2. Mục tiêu của ĐMC của quy hoạch và mục 1.4.3 Lựa chọn phương án phát triển điện nêu ở trên. Theo đó, mục tiêu sử dụng tiết kiệm và bền vững tài nguyên, tiết kiệm năng



lượng, bảo vệ môi trường, giảm thiểu biến đổi khí hậu, bảo tồn thiên nhiên và đa dạng sinh học được xem xét và là các tiêu chí ràng buộc của kịch bản phát triển điện.

- Nhóm giải pháp về quản lý gồm có các nhóm giải pháp về:

Cơ chế Quản lý, giám sát và xử phạt: xây dựng cơ chế thuế phí tài nguyên, phát thải, chế tài xử lí vi phạm, có cơ chế hỗ trợ và khuyến khích các hoạt động tích cực về bảo vệ môi trường.

Quy định về kỹ thuật như định hướng và quy định về công nghệ, quy mô công suất, hiệu suất nhà máy, về vị trí dự án, về loại hình công nghệ và hiệu suất xử lý mô trường của thiết bị xử lý môi trường, giám sát và kiểm soát việc tuân thủ của các Chủ đầu tư về công tác bảo vệ môi trường. Nhóm giải pháp này giúp tránh và giảm thiểu được các tác động môi trường lớn có thể xảy ra, tăng hiệu quả xử lý môi trường của các dự án, giúp tiết kiệm được tài nguyên sử dụng cho dự án thông qua tiết kiệm nguyên nhiên liệu, tiết kiệm nước từ đó giảm nhu cầu khai thác và nhập khẩu nhiên liệu.

Giải pháp về KHCN: Việc áp dụng các công nghệ mới có quy mô công suất và hiệu suất cao sẽ giúp giảm diện tích đất và số lượng công trình đầu tư, giảm khai thác và tiêu thụ tài nguyên, giảm phát thải chất ô nhiễm. Đối với các dự án năng lượng tái tạo và lưới điện cũng tương tự, KHCN phát triển kích thước các trạm biến áp và thiết bị trạm nhỏ gọn hơn trong khi quy mô công suất tăng, kích thước và cấp điện áp của đường dây tăng cao hơn giúp giảm số lượng tuyến và số lượng đường dây cần phải xây dựng.

KHCN cũng giúp đa dạng hóa các loại hình nguồn năng lượng như nguồn nhiên liệu mới từ Hydro, điện thủy triều, băng cháy… là các loại hình phát điện mới, giúp giảm sự phụ thuộc vào năng lượng hóa thạch, giảm phát thải các chất có nguy cơ gây ô nhiễm môi trường và linh hoạt trong việc huy động nguồn năng lượng ở các quốc gia có tiềm năng như Việt Nam.

Nhóm giải pháp riêng về công nghệ đối với các phân ngành năng lượng:

- Đối với lĩnh vực khai thác than:

- Đối với lĩnh vực dầu khí:

- Đối với phân ngành điện: Các nhà máy nhiệt điện xây dựng mới cần có chỉ tiêu phát thải các chất như SOx, NOx và bụi được hạn chế tới mức độ cho phép. Đối với những nhà máy nhiệt điện cũ, cần lắp đặt các thiết bị chống ô nhiễm môi trường bổ sung.



Các tổ máy phát điện phải được trang bị hệ thống tự động (điều khiển, kích từ,

điều tốc...) ở mức độ cao cho phép tăng độ ổn định của hệ thống lên mức tốt hơn. Công nghệ nhiệt điện than cận tới hạn chỉ được xem xét tiếp tục đầu tư cho các

nhà máy sử dụng than nội nếu chất lượng than không thể đốt trong các lò cải tiến hơn (việc này nhằm hỗ trợ phát triển ngành than trong nước). Phù hợp với xu thế của thế giới và đáp ứng tiêu chí của các tổ chức cho vay vốn, các nhà máy nhiệt điện than xây dựng mới sẽ phải sử dụng công nghệ mới, có hiệu suất cao. Do đó QHĐ VIII đề xuất: giảm tỷ lệ nhiệt điện than trong cơ cấu ngành điện. Đối với nhiệt điện than sử dụng than nhập khẩu, trong giai đoạn 2021-2025 chỉ xây dựng công nghệ NĐ than siêu tới hạn trở lên, giai đoạn từ 2025-2035 chỉ xây dựng nhiệt điện than trên siêu tới hạn (USC) trở lên, và sau năm 2035 chỉ xây dựng nhiệt điện than trên siêu tới hạn cải tiến (AUSC).

Xu hướng công nghệ Khí và khí LNG: Các trung tâm điện lực công nghệ TBKHH sử dụng LNG quy mô lớn, sử dụng

công nghệ thế hệ F hoặc cao hơn có công suất >64%, phát thải NOx thấp và có khả năng thích ứng tốt với biến động nhiên liệu và hệ thống. Xem xét khả năng phát triển các nhà máy điện linh hoạt sử dụng LNG như: tua bin khí chu trình đơn (SCTG), động cơ đốt trong (internal combustion engine – ICE). Đây là các công nghệ có các thông số huy động tổ máy rất linh hoạt, phù hợp với hệ thống điện tích hợp khối lượng lớn năng lượng tái tạo, có thể lắp đặt với quy mô nhỏ từ 20MW, quy mô lớn đến 500MW, có thể đặt tại các trung tâm phụ tải để tham gia phủ đỉnhvà đảm bảo dự phòng hệ thống, nên điện năng sản xuất từ LNG sẽ không cao

Xu hướng công nghệ thủy điện nhỏ Công nghệ về thiết bị: Trong những năm qua, công nghệ thiết bị chính của thuỷ

điện không có những thay đổi đáng kể. Công nghệ đập: (1) Theo chế độ thủy lực phân ra làm hai loại: đập dâng (không

cho nước tràn qua) và đập tràn (cho nước tràn qua); (2) Theo vật liệu xây dựng đập: đập đất (vật liệu làm bằng đất), đập đá đổ, đập bê tông...; (3) Theo thiết kế trên mặt bằng: đập vòm (với đỉnh đập hình cánh cung),...

Các nhà máy thủy điện nhỏ của Việt Nam đã và đang xây dụng thường sử dụng công nghệ đập dâng, vật liệu sử dụng chế tạo đập là đập đất đồng chất, đập đá đổ lõi sét, đập đất đá hỗn hợp lõi sét. Các loại đập này thường là rẻ và thi công không đòi hỏi công nghệ cao.

Công nghệ điện thủy triều Năng lượng thủy triều có thể thu được bằng hai cách: đưa tuabin nước vào dòng

chảy triều hoặc xây dựng các ao hồ nhận/thoát nước thông qua một tuabin. Trường


https://vi.wikipedia.org/wiki/B%C3%AA_t%C3%B4ng

https://vi.wikipedia.org/wiki/M%E1%BA%B7t_b%E1%BA%B1ng

https://vi.wikipedia.org/wiki/M%E1%BA%B7t_b%E1%BA%B1ng

https://vi.wikipedia.org/w/index.php?title=%C4%90%E1%BB%89nh_%C4%91%E1%BA%ADp&action=edit&redlink=1


hợp đầu tiên, lượng năng lượng hoàn toàn được xác định bởi biên độ và thời gian của dòng chảy triều. Trường hợp thứ hai, chi phí xây dựng các đập ngăn nước rất tốn kém, các chu trình nước tự nhiên bị phá vỡ hoàn toàn, giao thông thủy cũng bị gián đoạn.

Cho đến 2030, Việt Nam khó có thể xuất hiện nhà máy điện thủy triều, trừ trường hợp có chính sách hỗ trợ mạnh mẽ của chính phủ. Giai đoạn sau 2030, khi đó điện thủy triều có thể có khả năng cạnh tranh với các dạng năng lượng khác tuy nhiên ở mức độ không đáng kể5. Nên trong QHĐ VIII không dự kiến điện thủy triều cho đến 2040.

Công nghệ Điện sinh khối, Điện rác • Xu hướng công nghệ Điện sinh khối Có nhiều loại công nghệ chuyển hóa sinh khối thành điện năng và nhiệt năng. Để

sản xuất điện từ SK sẽ phải trải qua các giai đoạn chuẩn bị nhiên liệu, chuyển hoá sơ cấp và chuyển hoá thứ cấp. Có hai dạng chuyển hoá sơ cấp chính là đốt trực tiếp và khí hoá. Đối với từng dạng chuyển hoá sơ cấp khác nhau sẽ có từng loại hình công nghệ sản xuất điện khác nhau.

Các nhà máy điện sau khi hết tuổi thọ dự án, sẽ được thay thế bằng các nhà máy mới có công nghệ tiên tiến, hiệu suất cao hơn, giảm phát thải chất ô nhiễm môi trường, có thông số huy động tổ máy linh hoạt hơn.

Để tích hợp tốt các nguồn NLTT, trong giai đoạn tới các NMNĐ (than, TBKHH) được xây dựng mới và cải tạo đều phải được lựa chọn các thiết bị công nghệ mới tăng tính linh hoạt (có các thông số huy động tổ máy linh hoạt hơn như: công suất phát cực tiểu có thể đạt thấp, tốc độ tăng giảm tải cao hơn…). Đối với hệ thống khi phát triển nhiều NLTT, chú trọng vào tăng tính linh hoạt của các NMNĐ để có hiệu quả kinh tế toàn hệ thống cao hơn. Việc chú trọng vào lựa chọn hiệu suất cao cho các NMNĐ.

- Giải pháp hợp tác và trao đổi điện khu vực: giúp giảm chi phí đầu tư nguồn, khi tận dụng được các nguồn điện có sẵn gần và dễ đấu nối về Việt Nam như các nguồn điện ở Lào, Campuchia và Trung Quốc hiện nay Việt Nam đang trao đổi. Giải pháp này giúp giảm áp lực về nguồn nhiên liệu trong nước, đầu tư cơ sở hạ tầng và diện tích đất bố trí cho các dự án.

- Giải pháp về nâng cao năng lực cho các doanh nghiệp và các nhà sản xuất điện về môi trường, ứng phó sự cố môi trường để đảm bảo tuân thủ các quy định pháp luật về môi trường, hạn chế rủi ro và thiệt hại môi trường có thể xảy ra.

- Đối với việc thiết kế lưới điện truyền tải liên vùng Miền, cần căn cứ vào đặc điểm truyền tải (công suất, sản lượng và chiều truyền tải) trong dài hạn. Đặc

5 Hiện tại 2018, có một vài dự án năng lượng biển (thủy triều) công suất tự 10kW – 1 MW đang hoạt động dưới dạng thử nghiệm tại Anh, Canada, Úc và Trung Quốc (IEA, Renewables report 2019).



điểm truyền tải được tính toán dựa trên kết quả đầu ra của chương trình mô phỏng tối ưu vận hành nguồn toàn quốc và các điều kiện vận hành biên của lưới điện (kịch bản vận hành nặng nề nhất, nguồn phát cao, phụ tải thấp). Khi quy mô công suất và sản lượng truyền tải đủ lớn, truyền tải ở khoảng cách xa (trên 300 km), giải pháp HVDC cũng cần được xem xét. Phương án truyền tải được lựa chọn cần đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật đối với lưới truyền tải với chi phí tối thiểu.

Với tác động đến môi trường do đường dây truyền tải, rất khó để giảm thiểu hay nói cách khác là để giảm thiểu tác động chỉ có thể thay đổi lộ trình tuyến đường dây để sao cho chỉ đi qua những vùng ít ảnh hưởng nhất đến hệ sinh thái và đa dạng sinh học.

Chi tiết hơn nữa về các giải pháp bảo vệ môi trường được phân tích và đề xuất ở chương 4 của báo cáo này.

1.4.5. Các định hướng về bảo tồn thiên nhiên, đa dạng sinh học

Các định hướng về tồn thiên nhiên và đa dạng sinh học sẽ được đưa ra dựa trên các đặc trưng của hoạt động khai thác, sử dụng năng lượng trong quá trình phát triển các phân ngành năng lượng (than, dầu, khí, điện, năng lượng tái tạo) có nguy cơ ảnh hưởng đến mục tiêu bảo tồn thiên nhiên và đa dạng sinh học của quốc gia. Các nguy cơ ảnh hưởng đến tài nguyên thiên nhiên và đa dạng sinh học của quốc gia trong quá trình thực hiện được nhìn nhận ở các khía cạnh như: (1) Nhu cầu sử dụng đất của tất cả các loại hình khai thác than, dầu khí, các loại hình năng lượng tái tạo, loại hình nguồn và lưới điện; (2) Vị trí của các dự án khai thác, các dự án nguồn và lưới điện, các công trình phụ trợ; (3) Nhu cầu khai thác và sử dụng tài nguyên để phục vụ cho hoạt động xây dựng và sản xuất các công trình điện và công trình phụ trợ; (4) Đặc trưng các nguồn thải của các công trình khai thác mỏ, công trình nguồn điện đó tính cả quy mô và mức độ nguồn thải.

Căn cứ theo Luật Đa dạng sinh học để hiểu rõ khái niệm về bảo tồn thiên nhiên và đa dạng sinh học, trách nhiệm thực hiện để từ đó đề xuất các định hướng hành động cụ thể nhằm bảo tồn thiên nhiên và đa dạng sinh học trong quá trình triển khai thực hiện các dự án thành phần của các phân ngành năng lượng trong cả giai đoạn quy hoạch.

Như vậy có thể hiểu: (1) Đa dạng sinh học là sự phong phú về gen, loài sinh vật và hệ sinh thái trong tự nhiên; (2) Bảo tồn đa dạng sinh học là việc bảo vệ sự phong phú của các hệ sinh thái tự nhiên quan trọng, đặc thù hoặc đại diện; bảo vệ môi trường sống tự nhiên thường xuyên hoặc theo mùa của loài hoang dã, cảnh quan môi trường, nét đẹp độc đáo của tự nhiên; nuôi, trồng, chăm sóc loài thuộc Danh mục loài nguy



cấp, quý, hiếm được ưu tiên bảo vệ; lưu giữ và bảo quản lâu dài các mẫu vật di truyền; (3) Bảo tồn thiên nhiên là việc bảo vệ các Hệ sinh thái tự nhiên (là hệ sinh thái hình thành, phát triển theo quy luật tự nhiên, vẫn còn giữ được các nét hoang sơ), bảo vệ các Khu bảo tồn thiên nhiên (sau đây gọi là khu bảo tồn) (là khu vực địa lý được xác lập ranh giới và phân khu chức năng để bảo tồn đa dạng sinh học), bảo vệ các loài sinh vật quý hiếm, đặc hữu; (4) Phát triển bền vững đa dạng sinh học là việc khai thác, sử dụng hợp lý các hệ sinh thái tự nhiên, phát triển nguồn gen, loài sinh vật và bảo đảm cân bằng sinh thái phục vụ phát triển kinh tế - xã hội.

Về trách nhiệm, bảo tồn đa dạng sinh học là trách nhiệm của Nhà nước và mọi tổ chức, cá nhân.

Trên cơ sở đó có thể đề xuất một số giải pháp định hướng về bảo tồn như sau:

- Hạn chế tối đa phạm vi khai thác và tránh những vùng mỏ có ảnh hưởng lớn đến khu bảo tồn, khu vực có đa dạng sinh học cao hoặc gần vùng nước cần phải bảo vệ. Hạn chế diện tích và nhu cầu sử dụng đất cho các công trình điện đặc biệt nhờ áp dụng giải pháp công nghệ, xây dựng mới hiện đại giúp giảm định mức sử dụng đất của các loại công trình nguồn và lưới điện. Từ đó, giảm tổng diện tích sử dụng đất của tất cả các công trình năng lượng và điện trong giai đoạn quy hoạch, đặc biệt là các công trình có định mức sử dụng đất lớn như các mỏ khai thác than, thủy điện, điện mặt trời.

- Phòng tránh và hạn chế các rủi ro sự cố môi trường có thể xảy ra trong quá trình khai thác mỏ (than, dầu, khí) và sản xuất điện, đặc biệt là các rủi ro sự cố xảy ra trên biển hoặc vùng núi cao có nguy cơ ảnh hưởng đến toàn bộ vùng hạ du công trình.

- Lựa chọn vị trí các công trình sao cho hạn chế tối đa ảnh hưởng đến diện tích các hệ sinh thái tự nhiên, khu bảo tồn, vùng có mật độ đa dạng sinh học cao và có các loài đặc hữu. Với QHNL việc quy định rõ ví trí các dự án thành phần khá khó khăn ngoại trừ các dự án thuộc phân ngành điện lực như nhiệt điện, thủy điện, điện mặt trời, đường dây truyền tải, điện sinh khối sử dụng dăm gỗ… Các dự án mỏ phụ thuộc nhiều vào vùng tiềm năng tài nguyên sẵn có, do đó sẽ phải lưu ý tránh và hạn chế tối đa các khu vực có khả năng ảnh hưởng đến rừng, rừng ngập mặn, vùng đất ngập nước, vùng có hệ sinh thái biển đa dạng, vùng có hoạt động của các loài di cư, vùng quy hoạch khu bảo tồn thiên nhiên quốc gia, diện tích đất nông nghiệp. Bên cạnh đó, các văn bản pháp luật liên quan đến quy định khá chặt chẽ về khai thác, bảo vệ rừng, sử dụng tài nguyên biển, đất đai, tài nguyên nước nên quá trình phát triển và thực hiện các dự án thành phần trong quy hoạch sẽ phải đảm bảo tuân thủ để hạn chế các ảnh hưởng đến mục tiêu bảo tồn thiên nhiên và đa dạng sinh học.



- Bảo tồn thiên nhiên và đa dạng sinh học còn thể hiện qua mức độ tiêu thụ tài

nguyên, do đó việc đa dạng hóa nguồn năng lượng và nguồn điện để khai thác hợp lý bền vững các loại hình nhiên liệu và năng lượng sơ cấp trong đó có cả nhiên liệu hóa thạch cũng góp phần vào mục tiêu bảo tồn này. Nếu một loại hình năng lượng do yếu tố thuận lợi về nguồn tài nguyên sẵn có, tiềm năng lớn về trữ lượng, có giá trị kinh tế, nhu cầu lớn và thuận lợi để khai thác thường sẽ được quy hoạch phát triển tập trung. Như vậy, sẽ dẫn tới nguy cơ khai thác quá mức tài nguyên để cung cấp cho nhu cầu đặc biệt là cung cấp cho sản xuất điện sẽ làm gia tăng nguy cơ suy giảm tài nguyên, ảnh hưởng đến các hệ sinh thái và mất cân đối trong nhu cầu sử dụng tài nguyên cho các ngành kinh tế của quốc gia. Vấn đề này đã xảy ra khi tập trung khai thác than, khí, dầu và phát triển thủy điện và nhiệt điện than ở các giai đoạn quy hoạch trước mà hậu quả tác động đến rừng, hệ sinh thái và đa dạng sinh học đến nay vẫn chưa giải quyết được hết. Ví dụ cho loại tác động này cho thấy, theo số liệu Viện Năng lượng thống kê trong hai năm 2018 và 2019 là thời gian phát triển nóng các dự án điện mặt trời, tổng diện tích đất đã chuyển đổi cho các dự án điện mặt trời là 16.769 ha trong đó đất rừng là 1.822 ha và đất nông nghiệp (chủ yếu là lúa) là 291ha. Điều này cho thấy nếu không cân đối phát triển các loại hình năng lượng và nguồn điện hợp lý, sẽ làm tăng nguy cơ ảnh hưởng đến mục tiêu bảo tồn tự nhiên và đa dạng sinh học của Việt Nam, đặc biệt trong thời gian tới khi quy hoạch huy động phát triển tất cả các loại hình năng lượng bao gồm cả khai thác và sản xuất năng lượng trong đó có việc đặt các khai thác than ở khu vực đồng bằng sông hồng, phát triển thêm nhiều nguồn điện từ thủy điện nhỏ, than nhập, khí LNG là những loại hình cần có các công trình phụ trợ như đường, kho, cảng quy mô lớn và nhu cầu phát triển lưới truyền tải lớn trong giai đoạn quy hoạch.

- Kiểm soát phát thải và giám sát hoạt động phát thải của các dự án năng lượng và điện cũng là nhiệm vụ quan trọng nhằm hạn chế ảnh hưởng đến môi trường tự nhiên và đa dạng sinh học. Ví dụ các dự án khai thác than, các dự án nhiệt điện có đặc trưng là phát thải bụi, khí thải và nước thải lớn. Mặc dù đã tuân thủ theo quy định pháp luật hiện hành về lượng phát thải nhưng ở những vùng được tập trung mật độ công trình, các nhà máy lớn và có các hệ sinh thái đặc biệt và nhạy cảm, các giải pháp xử lý và kiểm soát chất thải sẽ được tăng cường hơn nữa, để hạn chế tác động cộng hưởng và tích lũy đến môi trường. Ở báo cáo ĐMC của quy hoạch này, sẽ nhận diện các khu vực có mật độ các dự án lớn và các vị trí có quy mô dự án lớn gần với các khu vực nhạy cảm cần phải bảo vệ để đề xuất tránh, nếu không tránh được sẽ đưa ra cảnh báo và lưu ý cho các nhà quản lý và nhà đầu tư khi triển khai dự án ở giai đoạn sau phải tăng cường hơn nữa các biện pháp bảo vệ môi trường và kiểm soát ô nhiễm của dự án.

- Các chế tài giám sát tuân thủ các quy định về môi trường như hoàn thổ, trồng lại diện tích rừng bị ảnh hưởng của các dự án, chế tài xử phạt vi phạm, đóng phí tài



nguyên, phí dịch vụ môi trường rừng, nước thải, khí thải… ngày càng chặt chẽ. Điều này giúp nâng cao ý thức trách nhiệm của các chủ đầu tư đối với hoạt động kinh doanh đầu tư của mình, từ đó tăng hiệu quả bảo vệ môi trường của các dự án, giúp hạn chế được các ảnh hưởng đến môi trường tự nhiên và đa dạng sinh học.

- Áp dụng KHCN và sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả là giải pháp quan trọng giúp công tác bảo tồn thiên nhiên và đa dạng sinh học hiệu quả trong giai đoạn quy hoạch này. Đối với các hầu hết các loại dự án: thăm dò, khai thác than, dầu khí, sản xuất và truyền tải điện, việc áp dụng các công nghệ mới có quy mô công suất và hiệu suất cao giúp tiết kiệm tài nguyên, giảm quy mô diện tích đất và số lượng công trình đầu tư, giảm tiêu thụ tài nguyên, giảm phát thải chất ô nhiễm. Đối với các dự án khai thác mỏ, nếu áp dụng công nghệ mới hiệu quả cao, sẽ khai thác được tối đa tài nguyên và giảm lượng chất thải, diện tích khai thác hạn chế từ đó hạn chế ảnh hưởng đến môi trường và hệ sinh thái. Đối với các dự án lưới điện, KHCN phát triển kích thước các trạm biến áp và thiết bị trạm nhỏ gọn hơn trong khi quy mô công suất tăng, kích thước và cấp điện áp của đường dây tăng cao hơn giúp giảm số lượng tuyến và số lượng đường dây cần phải xây dựng. Như vậy, giảm diện tích đất cần chuyển đổi cho phát triển lưới điện và giảm nguy cơ phân cắt các hệ sinh thái quan trọng khi có tuyến đường dây đi qua.

1.4.6. Các chương trình, dự án đầu tư trọng điểm, ưu tiên

a. Tiêu chí xác định dự án ưu tiên đầu tư của ngành điện lực trong thời kỳ quy hoạch

+ Phân ngành dầu khí + Phân ngành than + Phân ngành điện lực Nguyên tắc kế thừa: các dự án nguồn nhiệt điện lớn (nhiệt điện than và khí) đã

được đưa vào QHĐ7HC, đã thực hiện các công tác chuẩn bị đầu tư và khởi công xây dựng, tiến độ vào vận hành được đánh giá giai đoạn ngắn hạn 2021-2025 sẽ được coi là những dự án chắc chắn xây dựng và được ưu tiên đưa vào chương trình phát triển nguồn điện của QHĐ VIII.

Nguyên tắc tăng cường an ninh năng lượng trong nước: các dự án nguồn điện sử dụng nguồn nhiên liệu trong nước như than trong nước, khí trong nước, các nguồn NLTT sẽ là những dự án được ưu tiên đầu tư trong giai đoạn tới.

Các dự án ưu tiên đầu tư phải có địa điểm đầu tư, quy mô công suất và tiến độ phù hợp với quy mô đầu tư theo từng vùng đã được tính toán trong kịch bản phát triển nguồn điện lựa chọn của QHĐ VIII. Đối với nguồn điện sử dụng nhiên liệu từ các mỏ



than và khí trong nước được đăng ký sau khi phê duyệt QHĐ VIII, vẫn sẽ được ưu tiên đầu tư, trên cơ sở thay thế cho các dự án nhiệt điện than nhập khẩu và nhiệt điện khí nhập khẩu.

Nguyên tắc ưu tiên nguồn điện nhập khẩu, liên kết lưới điện với các nước láng giềng: nguồn điện nhập khẩu từ các nước láng giềng sẽ giúp giảm ảnh hưởng đến môi trường so với tự sản xuất trong nước, nên quan điểm của QHĐ VIII là các nguồn điện nhập khẩu từ các nước láng giềng cũng sẽ là những dự án ưu tiên đầu tư.

Các dự án nguồn điện có quy mô công suất từ 500MW trở lên và đóng vai trò là nhà máy chạy nền sẽ được coi là những dự án ưu tiên đầu tư.

Đối với các dự án điện sử dụng nhiên liệu nhập khẩu (than nhập khẩu, LNG nhập khẩu): các dự án ưu tiên đầu tư sẽ có đặc điểm sau:

+ Có vị trí, quy mô công suất và tiến độ phù hợp với tính toán trong kịch bản phát triển nguồn điện lựa chọn của QHĐ VIII.

+ Có khả năng giải tỏa công suất, ảnh hưởng đến lưới điện truyền tải liên vùng thấp.

+ Phù hợp với quy hoạch hạ tầng toàn quốc, các quy hoạch chung của tỉnh. Được sự ủng hộ của chính quyền địa phương.

+ Có vị trí xây dựng thuận lợi với loại hình nguồn điện đầu tư, chi phí đầu tư thấp. Điều kiện xây dựng hạ tầng cơ sở (kho cảng LNG) thuận lợi, có khả năng mở rộng trong tương lai, có thể kết hợp cấp khí cho các hộ phụ tải ngoài điện.

+ Không ảnh hưởng tới các công trình lân cận, đảm bảo an toàn trong xây dựng và vận hành, phù hợp các tiêu chí về môi trường, thuận lợi về đất đai.

- Các dự án nhiệt điện than và TBKHH sẽ được lựa chọn phân kỳ theo nguyên tắc sau:

+ Căn cứ trên tiến trình thực hiện và hồ sơ của dự án + Vị trí địa điểm được đánh giá xếp hạng tốt theo các tiêu chí xếp hạng ưu tiên ở

mục a). b. Đề xuất danh mục các dự án nguồn điện ưu tiên đầu tư của ngành điện giai

đoạn 2021 – 2030, định hướng nhu cầu phát triển của các loại hình sản xuất điện giai đoạn 2031 – 2045.


quy ho ch t ng th Ề nĂng lƯỢ Ố Ờ Ỳ Ầm nhÌn ĐẾn...

Documents