Kính mời Quý Độc giả theo dõi Kỳ 1 tại đây.

3. Phương án đấu nối điện nhập khẩu vào hệ thống điện Việt Nam

3.1. Phương án đấu nối điện nhập khẩu theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh

Quy hoạch điện VIII điều chỉnh cập nhật việc xuất nhập khẩu điện: Thực hiện kết nối, trao đổi điện năng có hiệu quả với các nước trong khu vực, bảo đảm lợi ích của các bên, tăng cường an toàn hệ thống điện; đẩy mạnh nhập khẩu điện từ các nước Đông Nam Á (ASEAN) và Tiểu vùng sông Mê Kông (GMS) có tiềm năng về thủy điện. Năm 2030, nhập khẩu khoảng 9.360 – 12.100 MW từ Lào theo Hiệp định giữa hai Chính phủ và tận dụng khả năng nhập khẩu phù hợp với điều kiện đấu nối từ Trung Quốc với quy mô hợp lý; định hướng năm 2050, nhập khẩu khoảng 14.688 MW. Nếu điều kiện thuận lợi, giá thành hợp lý, có thể tăng thêm quy mô tối đa hoặc đẩy sớm thời gian nhập khẩu điện từ Lào về khu vực miền Bắc.

Các đường dây phục vụ nhập khẩu điện theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh như sau:

Bảng 4: Các đường dây liên kết nhập khẩu điện theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh

Hình 5: Các đường dây 500 kV phục vụ nhập khẩu điện theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh

3.2. Các phương án đấu nối tăng cường điện nhập khẩu 

3.2.1. Sự cần thiết xây dựng trục đường dây truyền tải phía Lào để tăng cường nhập khẩu điện về Việt Nam

Hiện nay, vướng mắc lớn nhất trong việc nhập khẩu điện từ Lào về Việt Nam nằm ở hai vấn đề chính: hạ tầng truyền tải điện xuyên biên giới và thỏa thuận đấu nối giữa các nhà máy điện tại Lào. Mặc dù tiềm năng nguồn điện từ Lào rất lớn, đặc biệt là từ thuỷ điện và điện gió, nhưng thiếu cơ chế phối hợp đấu nối đồng bộ và chưa có hệ thống truyền tải đủ công suất đã khiến quá trình nhập khẩu gặp nhiều trở ngại.

Về hạ tầng truyền tải điện, nguyên nhân chính là do tồn tại "nút thắt cổ chai" giới hạn về khả năng mang tải trên giao diện truyền tải Bắc – Trung hiện hữu, gây ra trở ngại lớn trong việc giải tỏa công suất và khai thác hiệu quả tiềm năng nhập khẩu điện từ Lào. Theo tính toán cho giai đoạn đến năm 2030, với danh mục các đường dây liên kết nhập khẩu Lào – Việt theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh (xét đến khả thi vận hành), công suất hấp thụ của hệ thống điện Việt Nam chỉ đạt khoảng 8,3 GW (khoảng 33% công suất tiềm năng).

Trong khi đó, tình hình phụ tải tại miền Bắc đang tăng mạnh. Theo thông tin từ NSMO [1], từ 13h30 đến 14h30 ngày 04/08/2025, công suất cực đại miền Bắc đã đạt khoảng 28.500 MW, tăng hơn 3.000 MW (~12%) so với cùng kỳ năm trước và là mức cao nhất kể từ đầu năm. Ngay cả trong những ngày cuối tuần, công suất cực đại vẫn lên tới 25.761 MW, cao hơn 4.000 – 5.000 MW so với mức trung bình các ngày nghỉ trước đó – một con số tương đương gần gấp đôi công suất Nhà máy Thủy điện Sơn La (2.400 MW).

Hình 6: Liên kết nhập khẩu điện từ Lào về Việt Nam vào giai đoạn đến năm 2030

Dự báo giai đoạn sau 2025, hệ thống điện miền Bắc sẽ thường xuyên rơi vào tình trạng thiếu điện, với mức thiếu hụt công suất cực đại lên tới 14.769 MW và sản lượng điện thiếu hụt lớn nhất vào khoảng 4.246,4 triệu kWh trong năm 2030, đặc biệt trong các kịch bản nắng nóng kéo dài, thủy văn và nguồn nhiên liệu trong nước gặp nhiều khó khăn.

Ngoài ra, giai đoạn sau năm 2030, miền Nam cũng có nhu cầu cấp thiết về nguồn điện. Khu vực này vốn có tốc độ tăng trưởng phụ tải cao nhất cả nước, trung bình 8-10%/năm, nhờ động lực từ các trung tâm công nghiệp và dịch vụ tại TP. Hồ Chí Minh và Đồng Nai. Tuy nhiên, nhiều dự án nguồn điện quy mô lớn trong quy hoạch có nguy cơ chậm tiến độ, đặc biệt là các dự án nhiệt điện LNG Bạc Liêu, LNG Long An, LNG Cà Ná. 

Theo các kịch bản dự báo của Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, đến năm 2030, phụ tải cực đại miền Nam có thể vượt 40.000 MW, trong khi nguồn điện nội vùng có nguy cơ không đáp ứng đủ. Nếu không có giải pháp bổ sung kịp thời, mức thiếu hụt công suất cực đại có thể lên tới 8.000–10.000 MW, đặc biệt vào mùa khô khi thủy điện trong khu vực cạn kiệt và LNG nhập khẩu gặp khó khăn về hạ tầng tiếp nhận. Ngay cả trong trường hợp huy động tối đa nguồn năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời), nguy cơ thiếu hụt vẫn hiện hữu do tính không ổn định và giới hạn khả năng truyền tải của lưới điện liên kết.

Như vậy, cả miền Bắc và miền Nam đều đứng trước nguy cơ mất cân đối cung – cầu nghiêm trọng sau năm 2030, đòi hỏi các giải pháp cấp bách về bổ sung nguồn điện nhằm đảm bảo an ninh cung cấp điện quốc gia.

Để giải quyết vấn đề trên, cần xem xét phương án “Xây dựng trục đường dây 500 kV phía Lào để tăng cường nhập khẩu điện về Việt Nam”. Giải pháp này không chỉ giúp xóa bỏ các điểm nghẽn truyền tải hiện hữu, mà còn giúp ổn định nguồn cung đáng tin cậy cho Việt Nam trong các giai đoạn cao điểm phụ tải 2030 – 2035. Việc tăng quy mô nhập khẩu điện sẽ tạo điều kiện để Lào phát triển mạnh mẽ các nguồn năng lượng tái tạo, qua đó thu hút vốn dòng đầu tư và tăng nguồn thu ngân sách cho Chính phủ Lào.

Về lâu dài, trục 500 kV liên kết này sẽ góp phần tăng cường hợp tác kinh tế giữa Việt Nam và Lào trong lĩnh vực năng lượng, phù hợp với định hướng phát triển hạ tầng khu vực và chiến lược bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.

Giải pháp này cũng phù hợp với định hướng của Chính phủ Lào theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia Lào giai đoạn 2026 – 2035, về việc nghiên cứu xây dựng hệ thống truyền tải điện quốc gia cấp điện áp 500 kV chạy dọc từ Bắc vào Nam, với mục tiêu tối ưu hóa phân bổ nguồn phát và nâng cao hiệu quả phân phối điện năng. Kế hoạch này bao gồm khoảng 957 km đường dây 500 kV, đóng vai trò là trục xương sống của lưới điện quốc gia Lào. Tuy nhiên, đến nay, Chính phủ Lào vẫn chưa đưa ra phương án triển khai cụ thể cho dự án này do chưa xác định được nhà đầu tư, thiếu nguồn vốn và chưa có cơ chế thu phí truyền tải điện rõ ràng, khiến tiến độ thực hiện còn bỏ ngỏ.

3.2.2. Các công trình tăng cường để gom công suất các nguồn điện phía Lào

Do quy mô nguồn điện nhập khẩu từ Lào dự kiến rất lớn, bên cạnh các đường dây liên kết Lào – Việt theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, PECC2 đã thực hiện xem xét bổ sung thêm trục ĐD 500 kV phía Lào để gom công suất các nguồn điện. Sau đó, kết hợp với ĐD HVDC để truyền tải công suất về miền Bắc và miền Nam Việt Nam. Danh mục các công trình đề xuất như sau:

- Danh mục công trình 500 kV phía Lào:

• ĐD 500 kV 02 mạch Sam Neua 2 – Trạm gom Borikhamxay, chiều dài toàn tuyến khoảng 270 km;
• ĐD 500 kV 02 mạch Trạm gom Borikhamxay – Trạm gom Xebanghieng, chiều dài toàn tuyến khoảng 360 km;
• ĐD 500 kV 02 mạch Trạm gom Xebanghieng – Trạm gom Sekong, chiều dài toàn tuyến khoảng 174 km;
• TBA 500 kV Sam Neua 2, quy mô công suất khoảng 4.200 MVA;
• TBA 500 kV Borikhamxay, quy mô công suất khoảng 900 MVA;
• TBA 500 kV Xebanghieng, quy mô công suất khoảng 4.200 MVA;
• TBA 500 kV Sekong, quy mô công suất khoảng 1.350 MVA.

- Danh mục công trình HVDC để truyền tải công suất về Việt Nam:

• ĐD HVDC ±800kV Sam Neua 2 – HVDC Việt Lào miền Bắc, chiều dài toàn tuyến khoảng 250km;
• ĐD HVDC ±800kV Trạm gom Sekong – HVDC Việt Lào miền Nam, chiều dài toàn tuyến khoảng 600km;
• Trạm converter Sam Neua 2, quy mô công suất khoảng 7.000 MW;
• Trạm converter Việt Lào miền Bắc, quy mô công suất khoảng 7.000 MW;
• Trạm converter Sekong, quy mô công suất khoảng 7.000 MW;
• Trạm converter Việt Lào miền Nam, quy mô công suất khoảng 7.000 MW.

3.2.3. Công trình đề xuất phía Việt Nam để đảm bảo giải tỏa công suất

Để đảm bảo giải tỏa công suất các nguồn điện nhập khẩu từ Lào vào giai đoạn 2031 – 2035, PECC2 đề xuất bổ sung thêm danh mục công trình sau:

• ĐD 500 kV 04 mạch HVDC Việt Lào miền Bắc rẽ 02 mạch ĐD 500 kV Thường Tín – Tây Hà Nội, chiều dài khoảng 10 km;
• ĐD 500 kV 02 mạch HVDC Việt Lào miền Bắc – Đan Phượng, chiều dài khoảng 40 km;
• ĐD 500 kV 04 mạch HVDC Việt Lào miền Nam rẽ 02 mạch ĐD 500 kV Chơn Thành – Cầu Bông, chiều dài khoảng 10km;
• ĐD 500 kV 02 mạch HVDC Việt Lào miền Nam – Tây Ninh, chiều dài khoảng 50km.

Hình 7: Phương án “Xây dựng trục đường dây 500 kV phía Lào để tăng cường nhập khẩu điện về Việt Nam”.

3.3. Đánh giá ổn định hệ thống điện khi tăng cường nhập khẩu điện

3.3.1. Đánh giá ảnh hưởng về mặt ổn định trong vận hành hệ thống điện Việt Nam khi nhập khẩu điện từ Lào

Việc nhập khẩu khoảng 9.847 MW điện từ Lào vào giai đoạn đến năm 2030, trong đó các nguồn điện gió chiếm khoảng 76%, các nguồn này mang tính biến động cao về công suất. Điều này đòi hỏi phải có đánh giá kỹ lưỡng về yếu tố ổn định của hệ thống. PECC2 đã thực hiện tính toán đánh giá ảnh hưởng về mặt ổn định trong vận hành hệ thống điện Việt Nam khi nhập khẩu điện từ Lào.

Kết quả tính toán đánh giá ảnh hưởng về mặt ổn định trong vận hành hệ thống điện Việt Nam khi nhập khẩu điện từ Lào được tóm tắt trong bảng sau:

Bảng 5: Kết quả tính toán đánh giá ảnh hưởng về mặt ổn định trong vận hành hệ thống điện Việt Nam khi nhập khẩu điện từ Lào

Chế độ	Nguồn nhập khẩu từ Lào (MW) (1)		Nguồn Việt Nam (MW) (2)		Tổng nguồn (1) + (2)	Ổn định
	Nguồn truyền thống	Nguồn NLTT	Nguồn truyền thống	Nguồn NLTT		Điều kiện về điện áp	Điều kiện về tần số	Điều kiện về góc pha
Phụ tải cực đại - Mùa mưa	2.352	7.495	69.969	13.779	93.595	Đạt	Đạt	Đạt
	3%	8%	75%	15%	100%
Phụ tải cực đại - Mùa khô	1.176	7.495	64.911	19.903	93.485	Đạt	Đạt	Đạt
	1%	8%	69%	21%	100%

3.3.2. Giải pháp vận hành kết hợp (hybrid) giữa thủy điện và năng lượng tái tạo

Mô hình hybrid kết hợp giữa nhà máy thủy điện và các nguồn năng lượng tái tạo như gió và mặt trời hoạt động dựa trên sự bù trừ và bổ sung lẫn nhau, tận dụng ưu điểm của từng loại hình năng lượng. Nguyên lý cơ bản là tận dụng phát tối đa các nguồn năng lượng tái tạo như gió và mặt trời, nhà máy thủy điện đóng vai trò chạy bù và duy trì ổn định công suất phát, sử dụng tối đa năng lực truyền tải. Giải pháp này có các đặc điểm sau:

• Khả năng sản xuất điện linh hoạt của thủy điện: Nhà máy thủy điện có khả năng điều chỉnh công suất nhanh chóng, nhờ đó có thể bù đắp khi công suất từ các nguồn năng lượng tái tạo (thường không ổn định) bị giảm do điều kiện thời tiết. Ví dụ, khi trời ít gió hoặc không có nắng, thủy điện sẽ tăng cường sản xuất để duy trì nguồn cung điện ổn định.
• Khả năng tích trữ năng lượng dư thừa: Trong điều kiện gió mạnh hoặc nắng nhiều, sản lượng từ các nhà máy điện năng lượng tái tạo đã đủ để đáp ứng nhu cầu theo kế hoạch. Các nhà máy thủy điện có thể tạm dừng máy, tích trữ nước trong các hồ chứa. Đây là cách lưu trữ năng lượng hiệu quả, giúp tận dụng tối đa sản lượng điện từ năng lượng tái tạo. Trong trường hợp có nhà máy thủy điện tích năng, có thể tận dụng sản lượng điện thừa từ các nhà máy năng lượng tái tạo để bơm nước từ hồ dưới lên hồ trên, tạo thành một hệ thống tích trữ năng lượng quy mô lớn.
• Khả năng tối ưu hóa sử dụng tài nguyên tự nhiên: Sự kết hợp này giúp khai thác hiệu quả hơn các nguồn tài nguyên tự nhiên sẵn có. Trong mùa khô, khi lưu lượng nước thấp, năng lượng gió và mặt trời có thể đảm nhận vai trò chính. Ngược lại, vào mùa mưa, thủy điện có thể tận dụng lượng nước dồi dào để sản xuất điện, giảm tải cho các nguồn năng lượng tái tạo. 
• Hệ thống quản lý và điều phối thông minh: Để đạt hiệu quả cao, các hệ thống hybrid này thường được tích hợp với công nghệ quản lý năng lượng thông minh (EMS - Energy Management System). EMS có khả năng dự báo nhu cầu tiêu thụ, sản lượng năng lượng tái tạo và điều chỉnh công suất từ thủy điện một cách tối ưu, giảm thiểu tổn thất và đảm bảo độ tin cậy của hệ thống. Việc áp dụng này sẽ thuận tiện trong trường hợp các nhà máy thủy điện và năng lượng tái tạo cùng thuộc một nhà đầu tư, quản lý vận hành. Trong trường hợp không phù hợp, việc điều độ, phối hợp vận hành các nhà máy sẽ khó khăn hơn, lúc này có thể xem xét có thêm các trung tâm điều khiển tại các cụm nhà máy.
• Lợi ích kinh tế và môi trường: Mô hình hybrid giúp giảm chi phí sản xuất điện nhờ giảm sự phụ thuộc vào các nguồn năng lượng hóa thạch. Đồng thời, nó cũng giảm lượng khí thải cacbon, góp phần bảo vệ môi trường và thực hiện các mục tiêu phát triển bền vững.

Biểu đồ phát nguyên lý giải pháp hybrid của nhà máy thủy điện và NLTT được thể hiện qua đồ thị dưới đây:

Hình 8: Biểu đồ phát nguyên lý giải pháp hybrid của nhà máy thủy điện và NLTT.

Để đánh giá chi tiết hơn, PECC2 đã thực hiện thống kê cơ cấu loại hình nguồn điện theo từng vị trí tiếp nhận nguồn điện nhập khẩu Lào giai đoạn đến năm 2030.

Để làm rõ hiệu quả của giải pháp vận hành hybrid, PECC2 đã thực hiện tiến hành mô phỏng biểu đồ phát trong một ngày, minh họa sự kết hợp giữa nguồn thủy điện và nguồn điện gió tại điểm hấp thụ TBA 500 kV Thạnh Mỹ, TC 220 kV Đăk Oóc (Thủy điện: 519 MW, điện gió: 1.300 MW) vào giai đoạn đến năm 2030. Kết quả được thể hiện qua đồ thị.

Hình 9: Cơ cấu loại hình nguồn theo từng khu vực hấp thụ giai đoạn đến năm 2030.

Hình 10: Biểu đồ minh họa sự kết hợp giữa nguồn thủy điện và nguồn điện gió tại điểm hấp thụ TBA 500 kV Thạnh Mỹ, TC 220 kV Đăk Oóc.

4. Giải pháp giải tỏa công suất nhập khẩu tại khu vực tiếp nhận

4.1. Tính toán năng lực nhập khẩu của các đường dây liên kết Lào – Việt cho giai đoạn đến năm 2030

PECC2 đã thực hiện tính toán năng lực nhập khẩu của các đường dây liên kết Lào – Việt vào giai đoạn đến năm 2030, trên các giả thiết như sau:

• Danh mục nguồn điện phía Việt Nam theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, có xét đến tiến độ khả thi các nguồn điện;
• Tiến độ lưới điện và các đường dây liên kết Lào – Việt đến năm 2030 được lấy theo dự kiến Quy hoạch điện VIII điều chỉnh;
• Nhập khẩu điện từ Trung Quốc: Mua điện ở cấp điện áp 220 kV với quy mô 600 MW; Tăng cường mua điện qua hệ thống Back-to-Back ở cấp điện áp 500 kV với quy mô 3.000 MW;
• Tính toán được thực hiện bởi chương trình PSS/E cho năm 2030 với chế độ phụ tải cực đại – mùa mưa và cực đại – mùa khô, dự báo phụ tải giai đoạn này lấy theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh;
• Việc tính toán trào lưu công suất được thực hiện để đánh giá năng lực nhập khẩu của hệ thống sau khi các nguồn xuất khẩu tại Lào được nối lưới. PECC2 đã thực hiện tính toán đánh giá trào lưu công suất (TLCS) trong chế độ vận hành bình thường N-0 và chế độ sự cố N-1.
• Với các điều kiện tiến độ triển khai nguồn điện đã nêu, PECC2 đã thực hiện tính toán khả năng hấp thụ được thực hiện như sau: (i) Bắt đầu bơm tăng dần công suất nhập khẩu từ giá trị khởi điểm là 1.091 MW tại các điểm kết nối hiện hữu (tương ứng với công suất các nhà máy nhập khẩu đã vận hành); (ii) Sau đó, công suất nhập khẩu tại từng điểm hấp thụ sẽ được tăng thêm từng bước với mức tăng khoảng 100 MW tại từng điểm liên kết Lào – Việt Nam tương ứng, cho tới khi đạt công suất tiềm năng của từng điểm thu gom công suất; (iii) Giá trị công suất hấp thụ tối đa của hệ thống điện sẽ được xác định tại điểm ngưỡng, đảm bảo tuân thủ các điều kiện ràng buộc sau đây: (1) Đảm bảo vận hành an toàn của hệ thống điện khu vực theo tiêu chí N-0 hoặc N-1; (2) Đảm bảo giới hạn truyền tải liên miền; (3) Đảm bảo giới hạn khả năng tải của các ĐD liên kết Lào – Việt, (4) Điều kiện ổn định điện áp.
• PECC2 đã thực hiện tính toán huy động các nguồn điện nhập khẩu từ Lào giai đoạn đến năm 2030 như sau: (i) Ưu tiên nhập khẩu điện từ Lào theo các loại hình nguồn như sau: (1) Thứ nhất là thủy điện nhờ khả năng cung cấp điện ổn định và phù hợp với chiến lược phát triển năng lượng xanh. (2) Thứ hai là điện gió, với tiềm năng nhập khẩu lớn; (ii) Hệ số phát đồng thời các nguồn điện gió nhập khẩu là 0,8 và huy động các nguồn thủy điện nhập khẩu phát tối đa 100% công suất đặt.
• Đồng thời, PECC2 đã thực hiện tính toán điều chỉnh huy động các nguồn điện và sơ đồ lưới điện ở khu vực phía Việt Nam giai đoạn đến năm 2030 như sau: (i) Không huy động các nguồn LNG và các nguồn ĐGNK; (ii) Mùa mưa – phụ tải cực đại: Huy động nguồn thủy điện phát tối đa công suất; Các nguồn nhiệt điện và các loại hình nguồn khác trong khu vực phát khoảng 80–90% công suất đặt; (iii) Mùa khô – phụ tải cực đại: Huy động nguồn thủy điện phát khoảng 50% công suất đặt; Các nguồn nhiệt điện phát khoảng 95–100% công suất đặt và Các loại hình nguồn khác trong khu vực phát khoảng 70–80% công suất đặt.

Hình 11: Lưu đồ thực hiện tính toán năng lực nhập khẩu của các đường dây liên kết Lào – Việt cho giai đoạn đến năm 2030.

PECC2 đã thực hiện tính toán khả năng hấp thụ vào năm 2030, kết quả tính toán thực hiện giải pháp bypass tụ bù dọc của ĐD 500 kV Nghi Sơn – Nho Quan. Giải pháp này nhằm khắc phục tình trạng quá tải tại nút thắt cổ chai trên trục ĐD 500 kV mạch 1, 2 hiện hữu, đồng thời tăng cường khả năng tiếp nhận công suất của hệ thống.

Công suất nhập khẩu từ Lào bị ràng buộc bởi khả năng tải của HTĐ Việt Nam. PECC2 đã thực hiện ghi nhận mức mang tải ứng với lượng công suất nhập khẩu từ Lào tối đa mà vẫn đảm bảo vận hành HTĐ Việt Nam, cụ thể như sau:

Bảng 6: Năng lực nhập khẩu của các đường dây liên kết Lào – Việt vào giai đoạn đến năm 2030

4.2. Tính toán năng lực nhập khẩu của các đường dây liên kết Lào – Việt cho giai đoạn đến năm 2035

• Danh mục nguồn điện phía Việt Nam theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, có xét đến tiến độ khả thi các nguồn điện;
• Tiến độ lưới điện và các đường dây liên kết Lào – Việt giai đoạn 2031 - 2035 được lấy theo dự kiến Quy hoạch điện VIII điều chỉnh;
• Nhập khẩu điện từ Trung Quốc: Mua điện ở cấp điện áp 220 kV với quy mô 600 MW; Tăng cường mua điện qua hệ thống Back-to-Back ở cấp điện áp 500 kV với quy mô 3.000 MW;
• Tính toán được thực hiện bởi chương trình PSS/E cho năm 2035 với chế độ phụ tải cực đại – mùa mưa và cực đại – mùa khô, dự báo phụ tải giai đoạn này lấy theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh;
• Việc tính toán trào lưu công suất được thực hiện để đánh giá năng lực nhập khẩu của hệ thống sau khi các nguồn xuất khẩu tại Lào được nối lưới. PECC2 đã thực hiện tính toán đánh giá TLCS trong chế độ vận hành bình thường N-0 và chế độ sự cố N-1;
• Với các điều kiện tiến độ triển khai nguồn điện đã nêu, PECC2 đã thực hiện tính toán khả năng hấp thụ được thực hiện như sau: (i) Bắt đầu bơm tăng dần công suất nhập khẩu từ giá trị khởi điểm là 1.091 MW tại các điểm kết nối hiện hữu (tương ứng với công suất các nhà máy nhập khẩu đã vận hành); (ii) Sau đó, công suất nhập khẩu tại từng điểm hấp thụ sẽ được tăng thêm từng bước với mức tăng khoảng 100 MW tại từng điểm liên kết Lào – Việt Nam tương ứng, cho tới khi đạt công suất tiềm năng của từng điểm thu gom công suất; (iii) Giá trị công suất hấp thụ tối đa của hệ thống điện sẽ được xác định tại điểm ngưỡng, đảm bảo tuân thủ các điều kiện ràng buộc sau đây: (1) Đảm bảo vận hành an toàn của hệ thống điện khu vực theo tiêu chí N-0 hoặc N-1; (2) Đảm bảo giới hạn truyền tải liên miền; (3) Đảm bảo giới hạn khả năng tải của các ĐD liên kết Lào – Việt, (4) Điều kiện ổn định điện áp.
• PECC2 đã thực hiện tính toán huy động các nguồn điện nhập khẩu từ Lào giai đoạn đến năm 2035 như sau: (i) Ưu tiên nhập khẩu điện từ Lào theo các loại hình nguồn như sau: (1) Thứ nhất là thủy điện nhờ khả năng cung cấp điện ổn định và phù hợp với chiến lược phát triển năng lượng xanh. (2) Thứ hai là điện gió, với tiềm năng nhập khẩu lớn; (ii) Hệ số phát đồng thời các nguồn điện gió nhập khẩu là 0,8 và huy các nguồn thủy điện nhập khẩu phát tối đa 100% công suất đặt.
• Đồng thời, PECC2 đã thực hiện tính toán điều chỉnh huy động các nguồn điện và sơ đồ lưới điện ở khu vực phía Việt Nam giai đoạn đến năm 2030 như sau: (i) Không huy động các nguồn LNG và các nguồn ĐGNK; (ii) Mùa mưa – phụ tải cực đại: Huy động nguồn thủy điện phát tối đa công suất; Các nguồn nhiệt điện và các loại hình nguồn khác trong khu vực phát khoảng 80–90% công suất đặt; (iii) Mùa khô – phụ tải cực đại: Huy động nguồn thủy điện phát khoảng 50% công suất đặt; Các nguồn nhiệt điện phát khoảng 95–100% công suất đặt và Các loại hình nguồn khác trong khu vực phát khoảng 70–80% công suất đặt.

Kết quả tính toán năng lực nhập khẩu của các đường dây liên kết Lào – Việt cho giai đoạn 2031 – 2035 được tóm tắt ở bảng sau:

Bảng 7: Năng lực nhập khẩu của các đường dây liên kết Lào – Việt cho giai đoạn 2031 – 2035

TT	Đường dây kết nối	Cấp điện áp (kV)	Giai đoạn vận hành	Giai đoạn 2031 - 2035
				Khả năng hấp thụ theo tiêu chí N-0 (MW)	Khả năng hấp thụ theo tiêu chí N-1 (MW)
1	ĐD 500 kV 02 mạch Sam Neua – TC Hòa Bình 2	500	2026-2030	1.680	1.200
2	ĐD 220 kV 02 mạch TĐ Nam Sum (Lào) – Nông Cống	220	Đang vận hành	473	473
3	ĐD 500 kV Phila - 500 kV Nam Cấm	500	2026-2030	1.760	1.600
4	ĐD 500 kV Cha Lo - 500 kV Hà Tĩnh	500	2026-2030	960	800
5	ĐD 220 kV 02 mạch Nậm Mô 2 (Lào) – Tương Dương	220	Đang vận hành	608	608
6	ĐD 220 kV 02 mạch Trường Sơn – Đô Lương	220	2025	480	480
7	ĐD 500 kV 02 mạch Cụm NMĐ Xebanghieng (Lào) – 500 kV Lao Bảo	500	2026-2030	1.963	1.163
8	ĐD 500 kV 02 mạch Monsoon – Thạnh Mỹ	500	Đang vận hành	2.039	1.559
	ĐD 220 kV 02 mạch TĐ Xekaman 3 – TBA 500 kV Thạnh Mỹ	220	Đang vận hành
9	ĐD 220 kV 04 mạch Trạm cắt 220 kV Đắk Ooc – Rẽ Xekaman 3 – Thạnh Mỹ	220	Đang vận hành
10	ĐD 220 kV 02 mạch cụm TĐ Xekaman 1 – TBA 500 kV Pleiku 2	220	Đang vận hành	465	465
11	ĐD 220 kV 04 mạch Trạm cắt 220 kV Bờ Y rẽ TĐ Xekaman 1 – Pleiku 2	220	Đang vận hành
12	ĐD 500 kV 02 mạch Hatsan (Lào) – Kon Tum	500	2031-2035	793	553
13	ĐD HVDC Trạm gom Sam Neua 2 - HVDC Việt - Lào miền Bắc	800	2031-2035	7.654	6.736
14	ĐD HVDC Trạm gom Sekong - HVDC Việt - Lào miền Nam	800	2031-2035	5.772	4.841
	Tổng			24.647	20.477

4.3. Giải pháp tổng thể

Giai đoạn đến năm 2030: Theo danh mục các liên kết Lào – Việt được xác định trong định hướng Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, tiến độ khả thi đến năm 2030 cho phép hệ thống điện Việt Nam tiếp nhận tổng công suất khoảng 8,3 GW từ các nguồn điện nhập khẩu tại Lào, có xét đến các giới hạn truyền tải trên các giao diện Bắc – Trung và Trung – Nam. Khi tính đến hệ số đồng thời của các nguồn điện gió khoảng 0,8, tổng công suất đặt tương ứng của các nguồn điện nhập khẩu có thể đạt tới 9,8 GW.

Giai đoạn 2031 – 2035: Theo danh mục các liên kết Lào – Việt trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, cùng với việc xây dựng trục đường dây tăng cường liên kết phía Lào để thu gom công suất và cấp điện cho khu vực phụ tải miền Bắc và miền Nam Việt Nam, tổng công suất nhập khẩu tối đa có thể đạt khoảng 20,5 GW xét trên góc độ vận hành hệ thống. Trong bối cảnh phụ tải dự kiến tiếp tục tăng cao, việc khai thác tối đa tiềm năng nhập khẩu từ Lào với tổng công suất lên đến 25,3 GW là hết sức cần thiết.

Để hiện thực hóa mục tiêu này, đồng thời nâng cao độ tin cậy và an toàn của hệ thống điện Việt Nam khi tiếp nhận lượng lớn công suất nhập khẩu từ Lào, PECC2 kiến nghị các giải pháp hạ tầng trọng yếu sau:

• Bổ sung, nâng cấp các liên kết 500 kV AC từ các dự án tại Lào đến các điểm đấu nối tại biên giới Việt – Lào ở cả miền Bắc và miền Nam.
• Tại các điểm đấu nối, xây dựng hệ thống chuyển đổi AC/DC nhằm truyền tải công suất về các trung tâm phụ tải trọng điểm miền Bắc và miền Nam thông qua đường dây HVDC.
• Xây dựng hệ thống điều khiển tập trung phục vụ công tác điều độ toàn bộ hệ thống nguồn tại Lào, đảm bảo đáp ứng tối ưu nhu cầu phụ tải tại các trung tâm tiêu thụ lớn của Việt Nam.
• Đặc biệt, sau giai đoạn 2031 – 2035, khi các tuyến liên kết mới được đưa vào vận hành, có thể xem xét phương án chuyển đấu nối một số dự án điện tại Lào (đã bán điện cho Việt Nam) sang đường dây liên kết mới này khi các liên kết cũ gây quá tải lưới điện hoặc tiềm ẩn nguy cơ mất ổn định cho hệ thống điện quốc gia. Giải pháp này không chỉ bảo đảm khai thác hiệu quả hơn nguồn điện nhập khẩu mà còn góp phần củng cố tính ổn định, linh hoạt và bền vững của hệ thống điện quốc gia trong dài hạn.

5. Các nhận định và đề xuất

Dưới góc nhìn kỹ thuật – hệ thống, kết quả tính toán cho thấy rủi ro thiếu hụt điện năng tăng nhanh nếu một phần nguồn LNG (~5.300 MW) và/hoặc ĐGNK (~3.000 MW) chậm tiến độ. Ở các kịch bản bất lợi, mức thiếu hụt tích lũy có thể lên tới 8,52 – 45,93 tỷ kWh tùy năm và kịch bản. Trong bối cảnh đó, tăng cường nhập khẩu điện (từ Lào, Trung Quốc) phát huy vai trò “đệm an ninh” rõ rệt: với phương án nâng quy mô nhập khẩu, hệ thống chuyển từ trạng thái thiếu sang dư dự phòng cỡ 31,19 – 66,23 tỷ kWh ở một số năm, qua đó cải thiện đáng kể độ tin cậy cung cấp điện toàn quốc.

Về hạ tầng truyền tải, nút thắt chính hiện nằm ở các giao diện liên miền và các tuyến liên kết biên giới còn hạn chế khả năng mang tải. Kết quả mô phỏng tính toán đến năm 2030 ghi nhận tổng năng lực hấp thụ theo tiêu chí N-1 của các liên kết Lào – Việt chỉ khoảng 8,35 GW. Mức này phù hợp với định hướng trong Quy hoạch điện VIII điều chỉnh của Việt Nam nhưng thấp hơn đáng kể so với quy mô nguồn tiềm năng phía Lào. Vì vậy, ngoài việc hoàn thành đúng tiến độ danh mục 220 – 500 kV hiện hữu, cần đồng bộ các giải pháp: (i) bố trí kháng/tụ bù phù hợp để bảo đảm ổn định điện áp khi tăng công suất nhập khẩu; (ii) bypass/điều chỉnh bù dọc ở các tuyến 500 kV then chốt (ví dụ Nghi Sơn – Nho Quan) nhằm gỡ nghẽn; và (iii) xem xét sớm cấu hình trạm gom HVDC cho các cụm nguồn lớn phía Lào, đấu nối về các trung tâm phụ tải Bắc và Nam để nâng trần năng lực nhập khẩu.

Về vận hành nguồn, mô phỏng cho thấy việc kết hợp nhập khẩu thủy điện (ổn định, điều chỉnh nhanh) với điện gió (quy mô lớn, biến động) yêu cầu một cơ chế điều độ linh hoạt hơn ở biên giới tiếp nhận. Khuyến nghị triển khai mô hình hybrid thủy điện – NLTT tại các điểm hấp thụ chính: thủy điện đảm trách san bằng ngắn hạn, còn gió phát tối đa theo khả dụng; đồng thời trang bị EMS (Energy Management System) cấp cụm để tối ưu ràng buộc đường dây, dự phòng quay và giới hạn điện áp. Với cấu hình này, công suất nhập khẩu khả dụng theo N-1 có thể tiến gần các ngưỡng tính toán cao hơn trong giai đoạn 2031–2035 khi bổ sung trục 500 kV và HVDC.

Về lộ trình, kiến nghị chia hai giai đoạn: 

• Giai đoạn đến 2030: hoàn thành đầy đủ danh mục 220–500 kV theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh; vận hành tinh chỉnh (bypass/điều chỉnh bù dọc), bổ sung thiết bị bù tại các nút điện áp nhạy cảm; tiêu chuẩn hóa quy trình N-1 cho kịch bản nhập khẩu cao điểm mùa khô. 
• Giai đoạn 2031–2035: xây dựng trục 500 kV phía Lào (các trạm gom công suất Sam Neua – Borikhamxay – Xebanghieng – Sekong) kết hợp hai tuyến HVDC ±800 kV đưa công suất về miền Bắc/miền Nam; đồng thời bố trí các nhánh 500 kV mới (Thường Tín – Tây Hà Nội; Chơn Thành – Cầu Bông; v.v.) để phân phối phụ tải sâu trong nội địa. Khi các liên kết mới vào vận hành, rà soát chuyển tải một phần dự án từ các tuyến cũ sang tuyến mới nếu xuất hiện quá tải cục bộ hoặc rủi ro ổn định.

Cuối cùng, để bảo đảm hiệu quả dài hạn, cần phát triển đồng thời cả khung thương mại và kỹ thuật. Điều này bao gồm: các hợp đồng linh hoạt theo thời gian (time-of-delivery) gắn với ràng buộc lưới; cơ chế chia sẻ lợi ích và chi phí truyền tải xuyên biên giới; và quy trình điều độ phối hợp (voltage/reactive coordination, UFLS/UVLS liên vùng) đáp ứng yêu cầu N-0/N-1 khi quy mô nhập khẩu vượt 10–20 GW. Những bước này không chỉ giải quyết tình trạng thiếu hụt nguồn điện trong giai đoạn 2026–2035 mà còn tạo nền tảng cho một hành lang nhập khẩu bền vững, phù hợp với mục tiêu giảm phát thải và an ninh năng lượng quốc gia.

Tài liệu tham khảo:

[1] National Power System and Market Operator Company (NSMO), "Hệ thống điện quốc gia lập kỷ lục công suất mới do nắng nóng gay gắt kéo dài," 4 August 2025. [Online]. Available: https://www.evn.com.vn/d/vi-VN/news/He-thong-dien-quoc-gia-lap-ky-luc-cong-suat-moi-do-nang-nong-gay-gat-keo-dai-60-12-503982. [Accessed 10 November 2025].

[2] I. E. A. (IEA), Integrating Power Systems across Borders, Paris: International Energy Agency, 2019. 

[3] J. Beyza, P. Gil, M. Masera and J. M. Yusta, "Security assessment of cross-border electricity interconnections," Reliability Engineering & System Safety, vol. 200, p. 107001, 2020. 

Trích Tạp chí Phân tích và nhận định của PECC2 về Triển vọng Phát triển Năng lượng Việt Nam - Ấn bản 2025