Trong số trên, công suất nhà đầu tư Lào đề nghị bán trước năm 2025 là hơn 682 MW, số còn lại sau thời gian này.
Báo cáo Bộ Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết điện cho miền Trung và Nam sẽ đảm bảo tới 2030, nếu các nguồn mới trong Quy hoạch điện VIII bảo đảm tiến độ hoàn thành. Nhưng với miền Bắc, cung ứng điện trong các tháng cuối mùa khô (tháng 5-7 hàng năm) đến năm 2030 sẽ hết sức khó khăn và khu vực này thiếu điện từ 2025.
Vì thế, nhập khẩu từ Lào sẽ hỗ trợ giảm nguy cơ thiếu điện các năm tới. Việc này cũng giúp hạ chi phí mua điện khi tỷ trọng các nguồn giá rẻ (thủy điện) giảm dần và các nguồn giá cao (khí LNG, điện gió ngoài khơi) xu hướng tăng, theo Quy hoạch điện VIII.
Thực tế, Việt Nam nhập khẩu điện từ Lào (chủ yếu thủy điện) từ 2016 và Trung Quốc từ 2005 qua các thỏa thuận hợp tác liên Chính phủ. Việc tăng mua điện từ các nước láng giềng cũng được Bộ Công Thương đưa vào kế hoạch cung cấp, vận hành điện năm nay.
Dự án điện gió trên đất liền ở Ninh Thuận, vận hành thương mại trước 1/11/2021. Ảnh: Quỳnh Trần
Các dự án điện gió từ Lào dự kiến đưa về Việt Nam qua đường dây lưới truyền tải khu vực Quảng Trị. Tức là, lượng điện mua về sẽ phụ thuộc lớn vào các hạ tầng khu vực này.
Theo tính toán của EVN, công suất điện gió các nhà đầu tư Lào muốn bán cho Việt Nam là 4.149 MW, đang vượt khả năng tiếp nhận của lưới điện khu vực. Bởi, thực tế phần lớn các đường dây 200 kV, 110 kV tại đây thường xuyên vận hành ở mức 80-100% công suất cho phép. Riêng các tháng mùa khô (tháng 5-7), khu vực này chỉ tiếp nhận được tối đa 300 MW, và nhận thấp hơn mức này vào các tháng còn lại trong năm.
“Trước khi đưa vào vận hành trạm biến áp 500 kV Lao Bảo, khu vực này khó tiếp nhận thêm công suất nhập khẩu từ Lào do hiện các đường dây 220 kV đều vận hành ở chế độ tải cao”, EVN cho biết.
Khi bổ sung thêm hạ tầng lưới, trạm biến áp 500 kV Hướng Hóa và các đường dây đấu nối (dự kiến từ cuối 2027), khả năng nhận điện từ Lào tăng lên 2.500 MW. Nhưng mức này cũng thấp hơn gần 1.650 MW các nhà đầu tư muốn bán cho Việt Nam.
Chưa kể, việc có thêm tỷ trọng năng lượng tái tạo cũng khiến vận hành, điều độ hệ thống điện khó khăn. Đến cuối 2023, tỷ trọng các nguồn điện tái tạo trong nước chiếm trên 27% tổng công suất toàn hệ thống. Tỷ trọng này dự kiến tăng lên 34% vào 2030, theo Quy hoạch điện VIII.
Nhiều lý do được đưa ra để xem xét tăng nhập khẩu điện từ Lào. Ngoài giải quyết thiếu điện cho miền Bắc, giá rẻ cũng là yếu tố được cân nhắc. Hiện, mỗi kWh điện gió mua của nước này là 6,95 cent, với dự án vận hành thương mại trước 31/12/2025. Mức này cạnh tranh hơn nhiều so với các dự án trong nước vận hành trước 1/11/2021, dao động 8,5-9,8 cent một kWh, tùy loại điện gió trên đất liền hay trên biển.
Còn so với các dự án chuyển tiếp áp theo khung giá của Bộ Công Thương 6,42-7,34 cent một kWh (1.587-1.816 đồng), chi phí điện nhập từ Lào cao hơn. Nhưng bù lại Việt Nam sẽ giảm được vốn đầu tư ban đầu, không cần có các giải pháp giảm tác động môi trường xã hội trong nước với địa điểm dự án.
Mặt khác, nhập khẩu điện gió từ Lào còn là “nhiệm vụ chính trị” của Việt Nam với nước này, khi tổng công suất nguồn điện (chủ yếu thủy điện) của Lào được Thủ tướng phê duyệt chủ trương nhập khẩu là 2.689 MW.
Vì thế, để phù hợp khả năng tiếp nhận, giải tỏa công suất lưới, EVN kiến nghị Bộ Công Thương đến 2025 chỉ mua tối đa 300 MW điện gió từ Lào vào các tháng mùa khô. Lượng mua sẽ tăng vào giai đoạn 2026-2030, cao nhất 2.500 MW.
Ngoài điện gió, tập đoàn này cũng đề nghị nhập thêm thủy điện, để tăng linh hoạt trong vận hành, hiệu quả đầu tư lưới.
Để kéo điện từ Lào, ngoài đường dây 500 kV Monsoon – Thạnh Mỹ đầu tư từ tháng 9/2023, EVN đề nghị được bổ sung các công trình lưới, đấu nối khác, gồm đường dây 220 kV, 500 kV mạch kép từ biên giới về Lao Bảo vào Quy hoạch điện VIII và kế hoạch thực hiện quy hoạch này.