Giai đoạn 2026-2030: Nhiệt điện dầu bị ‘khai tử’, điện mặt trời ‘thăng hoa’

(VNF) – Từ năm 2026, nhiệt điện dầu không còn xuất hiện trong cơ cấu công suất nguồn điện. Trong khi đó, điện mặt trời có bước tăng trưởng mạnh, đạt 18.050 MW vào năm 2030, chỉ xếp sau nhiệt điện than và thủy điện lớn trên 30MW.

Giai đoạn 2026-2030: Nhiệt điện dầu bị ‘khai tử’, điện mặt trời ‘thăng hoa’(Ảnh minh họa)

Điện mặt trời tăng trưởng mạnh
Năm 2020, tổng nhu cầu điện toàn quốc được dự báo đạt 42.080 MW và tiếp tục tăng mạnh trong các năm kế tiếp. Từ năm 2025 đến năm 2030, tổng nhu cầu điện toàn quốc lần lượt tăng lên các mức: 63.471 MW, 68.317 MW, 73.457 MW, 78.912 MW, 84.710 MW và 90.651 MW.

Trong cùng giai đoạn 2025 - 2030, tổng công suất khả dụng nguồn điện được dự báo lần lượt là: 103.022 MW, 110.761 MW, 120.371 MW, 127.401 MW, 134.001 MW và 141.281 MW.

Tổng công suất khả dụng (không gió và mặt trời, tích năng) lần lượt là: 82.242 MW, 88.281 MW, 95.741 MW, 100.591 MW, 105.141 MW và 109.841 MW.
Tỷ lệ dự phòng (không gió và mặt trời, tích năng) lần lượt đạt: 29,6%, 29,2%, 30,3%, 27,5%, 24,1% và 21,2%.

Xem xét cơ cấu tổng công suất khả dụng nguồn điện giai đoạn 2025 – 2030, có thể thấy sự tăng trưởng mạnh mẽ của nhiệt điện than, nhiệt điện LNG mới, điện gió và điện mặt trời.

Cụ thể, từ năm 2025 đến năm 2030, nhiệt điện than tăng 1,3 lần (từ 38.842 MW lên 51.762 MW); nhiệt điện LNG mới tăng 8 lần (từ 1.500 MW lên 12.000 MW); điện gió tăng 2 lần (từ 4.830 MW lên 9.790 MW); điện mặt trời tăng 1,3 lần (từ 13.850 MW lên 18.050 MW).

Các nguồn điện khác cũng có sự tăng trưởng gồm: nhiệt điện hiện có sử dụng LNG tăng 1,8 lần (từ 2.258 MW lên 4.213 MW); thủy điện nhỏ tăng 1,2 lần (từ 4.900 MW lên 6.000 MW); điện sinh khối và năng lượng tái tạo khác tăng 2,1 lần (từ 1.344 MW lên 2.844 MW); tích năng tăng 1,7 lần (từ 2.100 MW lên 3.600 MW); điện nhập khẩu tăng 1,6 lần (từ 3.370 MW lên 5.696 MW).

Nguồn điện “đi ngang” có: nhiệt điện khí nội (giảm nhẹ từ 10.445 MW xuống 8.115 MW), thủy điện lớn trên 30MW (tăng nhẹ từ 19.116 MW lên 19.211 MW).
Nguồn điện duy nhất bị “khai tử” là nhiệt điện dầu, bắt đầu từ năm 2026. Trước đó, năm 2025, nhiệt điện dầu vẫn đóng góp 467 MW.

Với quy mô nguồn điện như trên, đến năm 2030, nhiệt điện than chiếm khoảng 36,6%, nhiệt điện khí chiếm 17%, thủy điện chiếm 13,6%, thủy điện nhỏ và năng lượng tái tạo chiếm 26% trong cơ cấu công suất khả dụng của nguồn điện.

Về cơ cấu điện năng, nhiệt điện than chiếm 46%, nhiệt điện khí chiếm 24%, thủy điện chiếm 13%, thủy điện nhỏ và năng lượng tái tạo chiếm 14%.

Phát triển điện LNG sẽ đẩy giá thành sản xuất điện tăng 4 – 6%

Theo thống kê, các nhà máy điện sử dụng LNG gồm: TBKHH Nhơn Trạch 3&4 (15.000 MW), TBKHH Sơn Mỹ I&II (45.000 MW).

Các nhà máy TBKHH Ô Môn II (750 MW), Kiên Giang (15.000 MW) đã có trong Quy hoạch điện 7 điều chỉnh phải sử dụng LNG do công suất khai thác khí Lô B không đủ để cấp thêm cho các nhà máy này.

Bên cạnh đó, còn có TBKHH LNG miền Bắc (2.250 MW) thay thế cho nhiệt điện Hải Phòng 3 (1.200 MW), nhiệt điện Vũng Áng 3 (1.200 MW) và TBKHH LNG miền Nam mới (1.500 MW) thay thế cho nhiệt điện Tân Phước I (1.200 MW).

Đối với TBKHH LNG miền Nam mới, Viện Năng lượng (Bộ Công Thương) khuyến nghị nhà máy nên lựa chọn vị trí gần trung tâm phụ tải, có thể tận dụng được hạ tầng hiện có, nhằm giảm khối lượng xây dựng lưới điện truyền tải.

“Hiện nay các đường dây 500kV mới rất khó thỏa thuận tuyến với địa phương, cùng với đó việc phát triển các nguồn điện gió và điện mặt trời khiến khối lượng lưới điện truyền tải tăng vọt, gây áp lực lớn về đầu tư hạ tầng”, báo cáo của Viện Năng lượng cho hay.

Ngoài các nhà máy mới, các nhà máy điện hiện có thuộc trung tâm điện lực Phú Mỹ, Bà Rịa, Hiệp Phước (từ năm 2021) sẽ chuyển dần sang sử dụng khí LNG do nguồn khí Đông Nam Bộ cạn kiệt.

Theo Viện Năng lượng, việc đưa thêm nguồn điện LNG là giải pháp nhằm đa dạng nguồn nhiên liệu, giảm sự phụ thuộc quá nhiều vào nhiệt điện than, tuy nhiên giá khí LNG khá cao so với giá than, khiến giá thành sản xuất điện của hệ thống tăng cao.
Mức tăng chi phí hệ thống tùy thuộc vào khối lượng LNG đưa vào để thay thế cho nhiệt điện than.

Trường hợp chỉ thay thế 375 MW nhiệt điện than trong Quy hoạch điện 7 điều chỉnh, giá thành sản xuất điện trung bình của hệ thống sẽ tăng lên khoảng 1 – 2% so với phương án đầu tư nhiệt điện than.

Trường hợp đưa toàn bộ các dự án LNG Long Sơn, Cà Ná, Bạc Liêu với tổng quy mô công suất đặt 9.800 MW vào hệ thống để thay thế cho các nhà máy nhiệt điện than sẽ khiến giá thành sản xuất điện trung bình của hệ thống tăng 4 – 6%.

Còn nếu dồn tất cả công suất đặt của nhiệt điện LNG vào miền Nam sẽ dẫn tới khối lượng truyền tải Trung – Bắc rất lớn, cần phải xây dựng thêm lưới điện truyền tải liên miền giai đoạn 2026 – 2030.

Chia sẻ bài viết này:

Bài viết liên quan: