1.1. Năng lượng tái tạo và vấn đề xuất khẩu điện

1.1.1. Tổng quan

Trước quyết tâm chính trị toàn cầu về mục tiêu ứng phó biến đổi khí hậu, tại COP26 nhiều quốc gia trên thế giới và khu vực Đông Nam Á đã đưa ra cam kết về mục tiêu đạt mức phát thải ròng bằng 0. Nhằm thực hiện mục tiêu này, nhiều quốc gia đang nỗ lực tìm kiếm những nguồn năng lượng sạch, năng lượng tái tạo để thay thế cho các nguồn nhiệt điện truyền thống có phát thải cacbon cao. Từ nhu cầu trên, xu thế xuất khẩu điện năng lượng tái tạo, điện sạch từ các nước giàu tiềm năng đến các nước có nhu cầu điện năng lượng tái tạo cao là tất yếu. Để làm được điều này sẽ cần có những chính sách hợp tác phát triển giữa Chính phủ các nước trong việc xây dựng lưới điện liên kết cũng như mua bán điện năng lượng tái tạo.

Thống kê tình hình mua bán điện giữa các quốc gia trong khu vực ASEAN như sau:

Bảng 1.1. Danh mục các đường dây liên kết mua bán điện khu vực ASEAN [1]

TT	Đường dây	Công suất (MW)	Ghi chú
Lào - Việt Nam
1	Xekaman 3 - Thạnh Mỹ	225	EVN mua điện trực tiếp từ NMĐ Xekaman 3
2	Xekaman 1 - Pleiku	290	EVN mua điện trực tiếp từ NMĐ Xekaman 1
3	Nậm Mô – Tương Dương	-	EVN mua điện trực tiếp từ NMĐ Nậm Mô
Việt Nam - Campuchia
4	Châu Đốc – Takeo (Phnom penh)	250	Hợp đồng giữa EVN và EDC
Lào - Thái Lan
5	Vientiane – Nong Khai	-
6	Pakxan – Bueng Kan	-
7	Thakhek – Nakhon Phanom	-
8	Savannakhet – Mukhadan 2
9	Bang Yo – Sirindhorn	-
10	Na Bong - Udon Thani 3	1821	EGAT mua điện trực tiếp từ NMĐ Nam Ngum 2, Nam Ngum 3, Nam Ngieb, Nam Theun 1
11	Nam Theun 2 – Savannakhet, Rot Et 2	1000	EGAT mua điện trực tiếp từ NMĐ Nam Theun 2
12	Hoouay Ho – Ubon Ratchathani 2	149	EGAT mua điện trực tiếp từ NMĐ Houay Ho
13	Thakhek – Nakhon Phanom 2	434	EGAT mua điện trực tiếp từ NMĐ Theun-Hinboun
14	Hongsa – Nan	1778	EGAT mua điện trực tiếp từ NMĐ Hongsa Power
15	Xaiyaburi – Thali	1285	EGAT mua điện trực tiếp từ NMĐ Xaiyaburi
16	Thanaleng – Nong Khai	-
17	Phone Tong – Nong Khai	-
18	Pakbo – Mukdahan	-
19	Xe-Pain Xe-Namnoy – Ubon Ratchathani	390	EGAT mua điện trực tiếp từ NMĐ Xe-Pain Xe-Namnoy
20	Bangyo – Sirindhorn 2
Lào - Campuchia
21	Ban Hat – Khamponsalao	120	PPA ký kết giữa ELD và EDC năm 2021
Thái Lan - Campuchia
22	Watthana Nakhon – Siam Preap	-
Thái Lan - Malaysia
23	HDVC Khlong Ngae – Gurun	300
24	Sadao – Bukit Keteri/Chuping	80
Malaysia - Singapore
25	Plentong – Senoko	450
Malaysia - Indonesia
26	Mambong – Bengkayan	-

Hiện nay, việc mua bán điện giữa các nước sẽ được Chính phủ khuyến khích thông qua các Biên bản ghi nhớ (MOU) ký kết giữa Chính phủ các nước. Trong khu vực ASEAN có các ký kết tiêu biểu như:

- MOU ký kết ngày 05/10/2016 giữa Lào và Việt Nam: Lào sẽ xuất khẩu sang Việt Nam trong giai đoạn 2020 - 2025 tối thiểu 3.000MW và giai đoạn 2025 - 2030 tối thiểu 5.000MW;

- Các MOU ký kết giữa Lào và Thái Lan: Lào dự kiến xuất khẩu sang Thái Lan khoảng 3.000MW đến 9.000MW;

- MOU ký kết giữa Lào, Thái Lan và Malaysia ngày 21/9/2016, xuất khẩu từ Lào sang Malaysia giai đoạn I là 100MW và giai đoạn II lên đến 300MW;

- MOU ký kết giữa Lào và Myanma ngày 15/01/2018, xuất khẩu từ Lào sang Myanma giai đoạn I là 30MW ở cấp 110kV và giai đoạn II 2025-2026 lên đến 300MW ở cấp 230kV;

- MOU và PPA ký kết giữa Lào – Thái Lan – Malaysia – Singapore ngày 17/6/2022, Lào xuất khẩu sang Singapore 100MW.

Việc mua bán cụ thể có thể dựa trên hợp đồng thỏa thuận giữa các Công ty Điện lực quốc gia, tiêu biểu như:

- Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và Tổng Công ty Điện lực Campuchia (EDC);

- Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và Tổng Công ty Điện lực Lào (EDL);

- Tổng Công ty Điện lực Lào (EDL) và Cơ quan phát điện Thái Lan (EGAT).

Hoặc dựa trên các hợp đồng PPA ký kết giữa các Công ty Điện lực của quốc gia này với các nhà máy IPP của quốc gia khác.

1.1.2. Phân tích nhu cầu nhập khẩu điện của các nước trong khu vực Đông Nam Á

Chi tiết về nhu cầu nhập khẩu điện của một số quốc gia trong khu vực như bên dưới:

1.1.2.1 Nhu cầu nhập khẩu điện của Singapore

Yêu cầu nhập khẩu điện của Singapore được phát hành bởi Cục Điều tiết Thị trường Năng lượng Singapore (Energy Market Authority – EMA) với mục tiêu nhập khẩu 4GW cho đến năm 2035, trong đó hồ sơ yêu cầu cho bản chào lần 1 phát hành vào ngày 12/11/2021 và hồ sơ yêu cầu cho bản chào lần 2 phát hành vào ngày 01/7/2022.

Theo hồ sơ mời thầu, các yêu cầu cho nguồn điện nhập khẩu vào Singapore như sau:

Bảng 1.2. Yêu cầu nhập khẩu điện của Singapore [2]

STT	Tiêu chí	Yêu cầu	Ghi chú
1	Công suất nhỏ nhất	600MW
2	Công suất lớn nhất	4000MW	Mục tiêu nhập khẩu 4GW đến năm 2035
3	Hệ số phụ tải	75% (tính theo quý)	Ví dụ: Quý IV có 92 ngày và công suất tối đa đăng ký là 1.000MW, như vậy sản lượng điện yêu cầu phát tối thiểu trong Quý IV là: 1.000MWac x 24h x 92 days x 75%             >= 1,656 tỷ kWh (Tương đương Tmax = 6570h/yr)
4	Chu kỳ cung cấp điện ổn định liên tục	30 phút	Từ 0h00 đến 07h00 đạt tối thiểu 67% công suất nhập khẩu Từ 07h00 đến 08h30 và từ 20h30 đến 0h00 đạt tối thiểu 75% công suất nhập khẩu Từ 08h30 đến 20h30 đạt tối thiểu 80% công suất nhập khẩu
5	Phát thải CO2	≤0,15 tấn CO2/MWh	Áp dụng cho 5 năm đầu
			Cần mua RECs hoặc chứng chỉ tương đương để xác minh nguồn phát phát thải thấp Giải pháp sử dụng nhiên liệu sinh khối hoặc rác cần được chứng minh có chỉ số phát thải ròng bằng 0 thông qua báo cáo chuyên gia và tuân thủ theo tiêu chuẩn quốc tế.

1.1.2.2. Nhu cầu nhập khẩu điện của Campuchia

Thông tin về nhu cầu nhập khẩu điện vào hệ thống điện Campuchia như sau:

Bảng 1.3.Nhu cầu nhập khẩu điện của Campuchia [3]

Năm	Nguồn (MW)	Tải (MW)	Cấp điện áp truyền tải	Kế hoạch nhập khẩu (MW)
2021	3.100	4.014	230kV, 115kV	- Từ Việt Nam: 250MW; từ Thái Lan: 277MW; từ Lào: 455MW
2025	6.710	-	500kV, 230kV, 115kV	- Từ Việt Nam: 400MW; từ Thái Lan: 277MW; từ Lào: 6GW
2030	15.984	-	500kV, 230kV, 115kV	- Từ Việt Nam: 850MW; từ Thái Lan: 277MW; từ Lào: 6GW

Hiện nay Campuchia đã ký MOU nhập khẩu 6GW điện từ Lào nên nhu cầu nhập khẩu thêm từ nước khác không còn nhiều.

Bên cạnh đó vào tháng 3/2023 phía Campuchia cũng đã có kế hoạch xuất khẩu 1GW điện năng lượng tái tạo sang Singapore theo chương trình nhập khẩu của Singapore đề cập ở bên trên.

1.1.2.3. Nhu cầu nhập khẩu điện của Thái Lan

Thông tin về nhập khẩu điện vào hệ thống điện Thái Lan như sau:

Bảng 1.4. Nhu cầu nhập khẩu điện của Thái Lan [4]

Năm	Nguồn (MW)	Tải (MW)	Cấp điện áp truyền tải	Kế hoạch nhập khẩu
2021	30.135	46.682	500kV, 230kV, 132kV, 115kV, HVDC	- Từ Lào: 5.421MW - Từ Malaysia: 300MW
2025	39.752	60.403	500kV, 230kV, 132kV, 115kV, HVDC	- Nhập khẩu thêm từ các nước lân cận: 700MW
2030	44.424	63.037	500kV, 230kV, 132kV, 115kV, HVDC	- Nhập khẩu thêm từ các nước lân cận: 3.,500MW
2035	48.655	70.335	500kV, 230kV, 132kV, 115kV, HVDC	- Nhập khẩu thêm từ các nước lân cận: 3.500MW

Hiện nay Thái Lan đã ký nhập khẩu từ Lào với công suất khoảng 5.400MW và đã ký MOU tiếp tục nhập khẩu điện từ Lào với tổng quy mô nhập khẩu từ Lào đến 10.500MW. Do đó nhu cầu nhập khẩu điện thêm từ các nước khác không còn nhiều.

1.1.2.4. Nhu cầu nhập khẩu điện của Malaysia

Thông tin về nhập khẩu điện vào hệ thống điện Malaysia như sau:

Bảng 1.5. Nhu cầu nhập khẩu điện của Malaysia [5]

Năm	Nguồn (MW)	Tải (MW)	Cấp điện áp truyền tải	Kế hoạch nhập khẩu
2020	32.018	18.808	500kV, 275kV, 132kV, HVDC	trao đổi với Thái Lan: 380MW
2025	34.425	19.365	500kV, 275kV, 132kV, HVDC	trao đổi với Thái Lan: khoảng 500MW
2030	35.537	20.755	500kV, 275kV, 132kV, HVDC	trao đổi với Thái Lan: khoảng 500MW
2035	38.128	22.599	500kV, 275kV, 132kV, HVDC	trao đổi với Thái Lan: khoảng 500MW

Hiện nay, Malaysia đang mua bán điện với Thái Lan thông qua 02 đường dây HDVC 132kV Khlong Ngae – Gurun và đường dây 132kV Sadao – Bukit Keteri/Chuping. Việc trao đổi điện này dựa trên MOU ký kết giữa 02 chính phủ, nhằm nâng cao độ ổn định của hệ thống điện miền Bắc Malaysia.

Giai đoạn 2021-2039, Malaysia dự kiến sẽ đầu tư vào các nhà máy điện tuabin khí hỗn hợp và các nhà máy điện năng lượng mặt trời, vốn là 02 nguồn tài nguyên có tiềm năng rất lớn của quốc gia này. Tuy nhiên với mục tiêu trung hòa cacbon theo COP26, trong tương lai Malaysia sẽ có nhu cầu nhập khẩu lớn năng lượng tái tạo để thay thế cho các nguồn nhiệt điện trong nước.

1.1.2.5. Nhu cầu nhập khẩu điện của Myanmar

Thông tin về nhập khẩu điện vào hệ thống điện Myanmar như sau:

Bảng 1.6. Nhu cầu nhập khẩu điện của Myanmar [6]

Năm	Nguồn (MW)	Tải (MW)	Cấp điện áp truyền tải	Kế hoạch nhập khẩu
2020	6.034	3.828	230kV, 132kV, 66kV	Từ Lào 30MW
2025	10.400	6.019	230kV, 132kV, 66kV	Từ Lào 300MW
2030	15.900	9.465	500kV, 230kV, 132kV, 66kV	-
2040	24.550	-	500kV, 230kV, 132kV, 66kV	-

Chính sách năng lượng của Myanmar nhìn chung cố gắng duy trì sự tự chủ quốc gia về năng lượng bằng cách tăng cường khai thác các nguồn năng lượng sơ cấp sẵn có trong nước. Đồng thời, Myanmar cũng đang khuyến khích việc sử dụng tài nguyên thủy điện và nguồn điện năng lượng tái tạo như gió, mặt trời, vốn là các nguồn năng lượng tái tạo chưa được tập trung khai thác ở quốc gia này, kết hợp với các biện pháp sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả để đảm bảo an ninh năng lượng cho quốc gia. Các định hướng và chính sách hiện nay của Myanmar chỉ xem xét nhập khẩu điện từ Lào không đề cập đến việc nhập khẩu thêm điện từ các quốc gia khác.

1.1.2.6 Nhu cầu nhập khẩu điện của Indonesia

Thông tin về nhập khẩu điện vào hệ thống điện Indonesia như sau:

Bảng 1.7. Nhu cầu nhập khẩu điện của Indonesia [7]

Năm	Nguồn (MW)	Tải (MW)	Cấp điện áp truyền tải	Kế hoạch nhập khẩu
2021	89.074	57.661	500kV, 275kV, 230kV, 150kV, 66-70kV	Từ Malaysia: 100 - 120MW
2025	118.095	72.699	500kV, 275kV, 230kV, 150kV, 66-70kV	-
2030	128.812	100.142	500kV, 275kV, 230kV, 150kV, 66-70kV	-
2035	169.964	132.385	500kV, 275kV, 230kV, 150kV, 66-70kV	-

Hiện nay Indonesia đang nhập khẩu 100 - 120MW điện từ Malaysia để đáp ứng nhu cầu điện của các khu vực biên giới ở tỉnh West Kalimantan. Tổng lượng điện năng nhập khẩu khoảng 1,55 TWh vào năm 2020, lượng điện này chiếm chưa đến 0,1% tổng nhu cầu điện của Indonesia. Việc nhập khẩu điện dựa trên thỏa thuận hợp tác song phương giữa Công ty Điện lực Nhà nước Indonesia (Perusahaan Listrik Negara) và Tập đoàn Điện lực Sarawak (Sarawak Electricity Supply Corporation).

Giai đoạn 2021-2035, độ dự phòng công suất của hệ thống điện Indonesia tương đối cao (khoảng 28,4% - 62,4%) do đó, không có nhu cầu nhập khẩu thêm điện từ các nước khu vực. Các định hướng và chính sách hiện nay của Indonesia cũng không đề cập đến việc nhập khẩu điện từ các quốc gia khác.

1.1.2.7. Nhu cầu nhập khẩu điện của Philippines

Thông tin về nhập khẩu điện vào hệ thống điện Philippines như sau:

Bảng 1.8. Nhu cầu nhập khẩu điện của Philippines [8]

Năm	Nguồn (MW)	Tải (MW)	Cấp điện áp truyền tải	Kế hoạch nhập khẩu
2021	24.764	16.333	500kV, 230kV, 138kV, ±350kV (HVDC)	-
2025	33.708	20.669	500kV, 230kV, 138kV, ±350kV (HVDC)	-
2030	50.621	28.631	500kV, 230kV, 138kV, ±350kV (HVDC)	-
2035	68.969	39.506	500kV, 230kV, 138kV, ±350kV (HVDC)	-

Hiện nay, Philippines không nhập khẩu điện từ các quốc gia khác. Giai đoạn 2021-2035, độ dự phòng công suất của hệ thống điện Philippines tương đối cao (khoảng 51,6% - 74,6%), do đó không có nhu cầu nhập khẩu thêm điện từ các nước khu vực. Các định hướng và chính sách hiện nay của Philippines cũng không đề cập đến việc nhập khẩu điện từ các quốc gia khác.

1.1.3. Tiềm năng và ưu thế của Việt Nam trong xuất khẩu điện năng lượng tái tạo

1.1.3.1. Tiềm năng năng lượng tái tạo của Việt Nam

Nền kinh tế nước ta trong năm qua đã có sự phục hồi mạnh mẽ, kinh tế vĩ mô ổn định, lạm phát trong tầm kiểm soát, các cân đối lớn được bảo đảm. Môi trường đầu tư kinh doanh cải thiện góp phần tích cực cho phục hồi và phát triển kinh tế – xã hội, tạo được sự tin tưởng, ủng hộ của nhân dân và cộng đồng doanh nghiệp. Một số ngành đã có mức tăng trưởng cao hơn năm trước khi có dịch Covid-19.

Trong đó ngành điện nói riêng và ngành năng lượng nói chung đóng vai trò then chốt trong việc thúc đẩy sự phát triển của kinh tế xã hội. Việt Nam đang nỗ lực chuyển dịch năng lượng, thúc đẩy phát triển mạnh mẽ các nguồn năng lượng tái tạo thay thế tối đa nguồn năng lượng hóa thạch để đạt được mục tiêu phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050, như cam kết tại COP26-COP27. Tính đến cuối năm 2022, tổng công suất đặt các nguồn năng lượng tái tạo của Việt Nam đã đạt 22.022MW, trong đó điện gió 5.059MW, điện mặt trời trang trại 8.908MW, điện mặt trời mái nhà 7.660 MW và điện sinh khối 395MW. Giai đoạn 05 năm trở lại đây đánh dấu sự bùng nổ về tỷ lệ nguồn năng lượng tái tạo trong tổng cơ cấu nguồn, từ chỉ 1% năm 2017 đã tăng tới 27% năm 2022.

Sự phát triển ồ ạt của các nguồn năng lượng tái tạo nối lưới trong thời gian qua dẫn đến tỷ trọng năng lượng tái tạo cao trong hệ thống đã gây nhiều thách thức cho vận hành hệ thống điện Việt Nam. Hệ quả là trong giai đoạn 2019-2023 đã xảy ra tình trạng cắt giảm công suất phát của một số nhà máy điện năng lượng tái tạo ở miền Nam và miền Trung. Ngoài ra trong Quy hoạch điện VIII, các nguồn năng lượng tái tạo như điện mặt trời, điện gió đã phần nào bị giới hạn phát triển trong giai đoạn trước năm 2030. Cụ thể, công suất đặt các nguồn năng lượng tái tạo khoảng 48,471 GW vào năm 2030 (chiếm 30,6% tổng công suất đặt) và sẽ lên tới 357,844 GW (chiếm 62,4% tổng công suất đặt) vào năm 2050.

Tuy nhiên, công suất các nguồn năng lượng tái tạo được định hướng trong quy hoạch mới chỉ chiếm 40-60% tổng tiềm năng năng lượng tái tạo của Việt Nam. Do đó, để khai thác tối đa tiềm năng về năng lượng tái tạo, tránh gây ra lãng phí thì cần có các nghiên cứu nhằm phát triển các mô hình tiêu thụ năng lượng tái tạo tại chỗ, không đấu nối vào lưới điện quốc gia hoặc xem xét tới việc xuất khẩu. Quy hoạch điện VIII cũng nêu lên quan điểm: “Ưu tiên phát triển không giới hạn công suất các nguồn điện từ năng lượng tái tạo phục vụ xuất khẩu, sản xuất năng lượng mới (hydro, amoniac xanh,…) trên cơ sở bảo đảm an ninh năng lượng và mang lại hiệu quả kinh tế cao. Phấn đấu đến năm 2030, quy mô công suất xuất khẩu điện đạt khoảng 5.000-10.000 MW”.

Hình 1.1. Công suất đặt các nguồn năng lượng tái tạo tới năm 2050 [2]

Thống kê tiềm năng kỹ thuật phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo ở Việt Nam theo Quy hoạch điện VIII như sau:

Bảng 1.9. Tiềm năng kỹ thuật năng lượng tái tạo ở Việt Nam [2]

STT	Năng lượng tái tạo	Tổng tiềm năng kỹ thuật (MW)
1	Điện gió trên/gần bờ	221.134
2	Điện gió ngoài khơi	600.038
3	Điện sinh khối	7.388
4	Điện mặt trời	963.077

Theo kết quả cân bằng công suất và điện năng dựa trên Quy hoạch điện VIII cho thấy giai đoạn từ 2030-2050 Việt Nam sẽ có tỷ lệ dự phòng công suất thô khá lớn từ hơn 50% đến hơn 150% cùng với đó là nguồn năng lượng tái tạo dự kiến khai thác đưa vào vận hành trong lưới điện Việt Nam còn rất thấp so với tiềm năng kỹ thuật. Điều này cho thấy năng lượng tái tạo ở Việt Nam sẽ còn thừa và có thể sử dụng cho các mục đích phát triển khác.

Theo tính toán, công suất các nguồn năng lượng tái tạo được định hướng trong quy hoạch mới chỉ chiếm 40-60% tổng tiềm năng năng lượng tái tạo của Việt Nam. Việc đầu tư phát triển các nguồn năng lượng tái tạo để tiêu thụ tại chỗ, không đấu nối hoặc không bán điện vào lưới điện quốc gia vừa giúp giảm áp lực lên lưới điện khu vực, vừa có thể khai thác tối đa tiềm năng năng lượng tái tạo để phục vụ cho phát triển kinh tế, xuất khẩu.

1.1.3.2. Ưu thế xuất khẩu điện từ Việt Nam so với các nước khu vực

Trên cơ sở bảng so sánh tiềm năng xuất khẩu các nước trong khu vực ASEAN trình bày bên dưới, cho thấy:

- Về tiềm năng các nguồn năng lượng tái tạo: các nước có tiềm năng cao là Myanmar, Indonesia, Thái Lan, Việt Nam. Tuy nhiên thực tế cho thấy hiện nay các nước như Myanmar, Thái Lan vẫn đang phải nhập khẩu điện với quy mô lớn do tiềm năng không lớn, chi phí sản xuất nguồn điện này khá cao;

- Về tiềm năng điện gió ngoài khơi: Indonesia và Việt Nam là hai nước có tiềm năng phát triển nguồn điện gió ngoài khơi cao nhất, trong đó Việt Nam là nước có mật độ năng lượng điện gió cao nhất trong khu vực. Nguồn điện gió ngoài khơi, gần bờ được đánh giá là loại nguồn có lợi thế về mặt kỹ thuật, giúp truyền tải, vận hành lưới điện ổn định, an toàn, tin cậy hơn so với các loại nguồn năng lượng tái tạo khác, do đó việc xem xét các nước có tiềm năng cao về nguồn điện gió ngoài khơi là cơ sở quan trọng để đánh giá ưu thế xuất khẩu điện;

- Về chính sách xuất khẩu điện: Việt Nam là nước đã có chủ trương về xuất khẩu điện từ các nguồn năng lượng tái tạo và được cụ thể trong Quy hoạch điện VIII; các nước khác như Lào, Thái Lan, Malaysia, Campuchia chủ yếu xuất nhập khẩu điện theo các biên bản ghi nhớ riêng giữa các Chính phủ;

- Về giá điện: giá bán điện các nguồn năng lượng tái tạo ở Việt Nam đang giảm dần qua các năm, hiện nay chỉ khoảng 5~7,7 UScents/kWh. Bên cạnh đó, giá điện tiêu dùng bình quân của Việt Nam đang thấp so với nhiều nước trong khu vực, đây cũng là lợi thế để xuất khẩu điện từ Việt Nam so với các nước.

Bảng 1.10. So sánh giá điện bình quân các nước [3]

STT	Quốc gia	Giá bán lẻ điện tiêu dùng bình quân 2022	Giá bán lẻ điện kinh doanh bình quân 2022
1	Việt Nam	7,9 UScents/ kWh	7,5 UScents/ kWh
2	Malaysia	4,9 UScents/ kWh	9,9 UScents/ kWh
3	Indonesia	9,4 UScents/ kWh	7,2 UScents/ kWh
4	Thái Lan	11,3 UScents/ kWh	11,1 UScents/ kWh
5	Singapore	22,1 UScents/ kWh	22,9 UScents/ kWh
6	Philippines	18,4 UScents/ kWh	14,0 UScents/ kWh
7	Campuchia	14,9 UScents/ kWh	-
8	Myanmar	2,9 UScents/ kWh	7,8 UScents/ kWh

- Như vậy, xét về các tiêu chí về tiềm năng năng lượng tái tạo và chủ trương chính sách thì Việt Nam là một trong những nước có ưu thế lớn để xuất khẩu điện sang các nước trong khu vực. Việc xuất khẩu điện này cũng góp phần trong mục tiêu phát thải ròng bằng 0 của các nước ASEAN như cam kết tại COP26 - COP27;

- Quốc gia có nhu cầu nhập khẩu điện lớn như Singapore đã phát hành hồ sơ yêu cầu cụ thể là ví dụ điển hình để Việt Nam nắm bắt cơ hội xuất khẩu so với các nước trong khu vực.

Bảng 1.11. So sánh tiềm năng xuất khẩu điện năng lượng tái tạo các nước trong khu vực ASEAN [4]

STT	Tiêu chí	Brunei	Indo-nesia	Cam-bodia	Lào	Myan-mar	Malay-sia	Philip-pines	Singa-pore	Thái Lan	Việt Nam
I	Tiềm năng các nguồn năng lượng tái tạo (GW)	2	3674	1698,3	1022,2	5353,8	423,5	210,1	0,4	3604	1826,7
I.1	Tiềm năng điện mặt trời (GW)	1,9	2898	1597	983	5310	337	122,5	0,3	3509	963
I.2	Tiềm năng điện gió trên bờ (GW)	0	19,6	2,5	11,9	2,4	0	3,5	0,1	32,4	221,1
I.3	Tiềm năng điện gió ngoài khơi (GW)	0	589	88,8	0	0	53,3	69,4	0	29,6	600
I.4	Tiềm năng điện sinh khối (GW)	0	43,3	0	1,2	1	4,2	0,2	0	18	7,3
I.5	Tiềm năng Hydro (GW)	0,1	94,6	10	26	40,4	29	10,5	0	15	35
I.6	Tiềm năng địa nhiệt (GW)	0	29,5	0	0,1	0	0	4	0	0	0,5
II	Nhu cầu điện năng (TWh) – năm 2050	7,2	983,8	51,4	35,5	51,4	404,7	435,5	68	361,8	1378,5
III	Nhu cầu công suất (GW) – năm 2050	1,6	218,6	11,4	7,9	11,4	89,9	96,8	15,1	80,4	208,6
IV	Tiềm năng xuất khẩu (+)/ nhập khẩu (-) NLTT năm 2050 (GW)	1,5	3606,2	1690,9	1019,8	5351,5	395,6	128,3	-12,7	3583,9	1764,1
V	Đánh giá (Xếp hạng các tiêu chí)
V.1	Tiềm năng xuất khẩu (+)/ nhập khẩu (-) năm 2050 (GW)	9	2	5	6	1	7	8	10	3	4
V.2	Tiềm năng điện gió ngoài khơi	7	2	3	7	7	5	4	7	6	1

1.1.4. Đánh giá thị trường tiềm năng và giải pháp xuất khẩu điện

1.1.4.1. Đánh giá thị trường tiềm năng cho xuất khẩu điện

Theo phân tích ở mục 1.1.2 nhu cầu nhập khẩu điện của các nước trong khu vực hiện nay như sau:

Bảng 1.12. Đánh giá nhu cầu nhập khẩu điện của các nước trong khu vực [Thống kê]

TT	Quốc gia	Tiêu chí so sánh
		Nhu cầu nhập khẩu điện tương lai	Cơ chế, chính sách nhập khẩu điện
1	Singapore	Cao	Yêu cầu nhập khẩu điện của Singapores được EMA đưa ra là 4GW đến năm 2035
2	Campuchia	Cao	Đã ký MOU nhập khẩu 6GW điện từ Lào
3	Thái Lan	Cao	Đã ký MOU nhập khẩu 10,5GW điện từ Lào
4	Malaysia	Cao	Chưa có tiêu chí, yêu cầu cụ thể
5	Myanmar	Không có	Đã ký MOU nhập khẩu 300MW điện từ Lào
6	Indonesia	Không có	-
7	Philippines	Không có	-

Xét về khả năng xây dựng lưới truyền tải thì Việt Nam có biên giới trên đất liền với các nước Lào và Campuchia vì vậy việc trao đổi điện năng giữa Việt Nam và các nước này khá thuận lợi nếu phục vụ nhu cầu phụ tải trực tiếp của các bên liên quan. Thực tế, hệ thống điện Việt Nam – Lào, Việt Nam – Campuchia đã có liên kết và sẽ tiếp tục phát triển trong tương lai. Chủ yếu Việt Nam nhập khẩu điện từ Lào và bán một phần nhỏ sang Campuchia.

Các nước còn lại gồm Brunei, Indonesia, Malaysia, Myanmar, Philippines, Singapore, Thái Lan đều không có biên giới đất liền với Việt Nam.

Như vậy chỉ có Lào và Campuchia là có thể liên kết hệ thống điện với Việt Nam trên đất liền. Các nước còn lại đều phải đi qua biển, trong đó có Thái Lan, Malaysia và Singapore là có lợi thế về khoảng cách truyền tải.

Theo phân tích ở trên, trong tương lai các nước trong khu vực: Campuchia, Thái Lan, Singapore, Malaysia là các quốc gia có nhu cầu nhập khẩu thêm điện. Tuy nhiên, đối với Campuchia và Thái Lan hai quốc gia này đã ký MOU nhập khẩu điện từ Lào với quy mô công suất rất lớn, do đó nhu cầu nhập khẩu thêm điện từ các quốc gia khác là không nhiều.

Hiện nay Malaysia chưa có nhu cầu nhập khẩu điện, tuy nhiên nguồn điện hiện nay của Malaysia chủ yếu là các nguồn điện than và điện khí nên theo xu thế giảm phát thải CO₂ thì trong tương lai Malaysia cũng là thị trường tiềm năng để xuất khẩu điện năng lượng tái tạo.

Trong các quốc gia trong khu vực thì Singapore là đất nước có nhu cầu nhập khẩu điện rất lớn trong tương lai, yêu cầu nhập khẩu điện được phát hành bởi Cục Điều tiết Thị trường Năng lượng Singapore là 4GW cho đến năm 2035. Singapore cũng là nước có giá bán lẻ điện tiêu dùng cao nhất trong khu vực (gấp khoảng 2,7 lần Việt Nam), điều này cho thấy việc xuất khẩu điện sang quốc gia này sẽ mang lại hiệu quả kinh tế rất cao. Xét về các tiêu chí nêu trên, có thể thấy Singapore là mục tiêu hàng đầu để xuất khẩu điện từ Việt Nam.

1.1.4.2 Giải pháp xuất khẩu điện từ Việt Nam đến các nước trong khu vực

Căn cứ theo các nhu cầu xuất khẩu điện của các nước trong khu vực và hiện trạng hệ thống điện Việt Nam, báo cáo đề xuất kịch bản cho việc xuất khẩu điện là không kết nối với lưới điện quốc gia Việt Nam do có nhiều ưu thế hơn, dễ dàng thu hút được các nhà đầu tư tham gia hơn và có thể khai thác tối đa tiềm năng năng lượng tái tạo của đất nước, không ảnh hưởng đến Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia.

Như vậy toàn bộ các nguồn điện phục vụ cho xuất khẩu điện và sản xuất năng lượng mới sẽ được xây dựng mới, không kết nối với lưới điện truyền tải Việt Nam. Các nguồn điện này sẽ được phát triển không giới hạn công suất dựa trên tiềm năng của Việt Nam, ngoại trừ các nguồn điện đã được đưa vào Quy hoạch điện Quốc gia để đảm bảo cung cấp điện trong nước.

Các nguồn điện phục vụ cho xuất khẩu điện và sản xuất năng lượng mới để xuất khẩu gồm có:

- Các nguồn điện gió ngoài khơi;

- Các nguồn điện gió trên bờ, gần bờ;

- Các nguồn điện mặt trời;

- Các nguồn điện sinh khối;

- Các nguồn điện không phát thải cacbon khác;

- Các hệ thống tích trữ năng lượng (BESS).

Các nguồn điện này sẽ sản xuất ra điện năng để xuất khẩu trực tiếp đến các nước trong khu vực hoặc sử dụng tại chỗ để sản xuất ra các dạng năng lượng mới như hydro xanh, amoniac xanh để xuất khẩu các dạng năng lượng mới này khi công nghệ tiên tiến và chi phí hợp lý.

Quy mô của các nguồn điện sẽ được xác định trong các dự án cụ thể dựa theo yêu cầu nhập khẩu của các nước khu vực.

Việc truyền tải điện trên đất liền, đi qua lãnh thổ các quốc gia phụ thuộc hoàn toàn vào luật pháp và an ninh của từng quốc gia. Trong trường hợp chỉ là trung chuyển đến nước thứ 3 mà không cung cấp điện cho nước có tuyến đường dây đi qua thì càng trở nên rủi ro hơn. Rủi ro cả trong quá trình xây dựng, chi phí đất đai sẽ rất cao cũng như rất khó bảo vệ (hoặc tốn chi phí rất cao) trong quá trình quản lý vận hành.

Ngược lại, các tuyến cáp biển được luật pháp quốc tế bảo vệ nên giảm thiểu được nhiều rủi ro về ngoại giao và an ninh. Thực tế các quốc gia châu Âu đã liên kết hệ thống điện bằng hầu hết các tuyến cáp biển.

Các quy định của Công ước Luật biển năm 1982 không yêu cầu phải xin phép các nước ven biển khi tiến hành lắp đặt tuyến cáp ngầm. Tuy nhiên, trên thực tế, các nước ven biển đều yêu cầu phải xin phép các cơ quan có thẩm quyền khi lắp đặt tuyến cáp ngầm trong vùng biển của mình. Do đó, trong giai đoạn triển khai, việc lựa chọn tuyến cáp biển còn phải phù hợp với yêu cầu của các cơ quan cấp phép các nước.

Căn cứ vị trí địa lý của Việt Nam, việc truyền tải điện đến các nước trong khu vực ưu tiên thực hiện bằng cáp ngầm biển hoặc đường dây trên không. Việc truyền tải đi xa có thể sử dụng giải pháp điện xoay chiều cao áp (HVAC) hoặc điện một chiều cao áp (HVDC), với chiều dài truyền tải trên 100 km, phương án ưu tiên là sử dụng công nghệ truyền tải một chiều (HVDC). Nếu truyền tải bằng cáp HVAC thì cứ khoảng 50-70 km cần xây dựng một trạm bù trên biển để giữ cho điện áp dọc theo tuyến cáp không vượt quá mức cho phép. Công nghệ truyền tải HVDC còn giúp chủ động hơn trong việc điều khiển công suất truyền tải điện cũng như tạo cách ly tốt giữa hệ thống điện hai quốc gia.

Các hạng mục lưới truyền tải phục vụ cho xuất khẩu điện dự kiến như sau:

- Xây dựng trạm gom nguồn tại Việt Nam, đây chính là trạm trung chuyển các nguồn điện năng lượng tái tạo xuất khẩu từ các nhà máy điện ở Việt Nam sang nước có nhu cầu nhập khẩu điện;

- Xây dựng lưới điện ở khu vực để truyền tải điện từ các nhà máy điện đến trạm gom nguồn;

- Xây dựng đường truyền tải từ trạm gom nguồn đến nước có nhu cầu nhập khẩu điện;

- Xây dựng trạm cuối tại nước có nhu cầu nhập khẩu điện để kết nối vào lưới điện của quốc gia này.

Trong trường hợp điện sản xuất từ các nguồn điện phục vụ cho xuất khẩu ở trên còn thừa, có thể tận dụng để cung cấp cho các nhà máy sản xuất hydro xanh, amoniac xanh hoặc cung cấp cho các khu công nghiệp xanh tại Việt Nam.

1.2. Phát triển điện gió ngoài khơi: Giải pháp kết nối và truyền tải điện

1.2.1. Định hướng phát triển điện gió ngoài khơi

1.2.1.1. Định hướng phát triển

Theo Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị về Định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 đã xác định: “Ưu tiên sử dụng năng lượng gió và mặt trời cho phát điện. 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 hóa thạch". Đặc biệt, tại Hội nghị COP26 và COP27, Việt Nam đã cam kết bằng nỗ lực trong nước và với sự hợp tác, hỗ trợ quốc tế, cùng 150 quốc gia trên thế giới cam kết đưa mức phát thải ròng về 0 vào năm 2050.

Đề án Quy hoạch điện VIII được Bộ Công Thương xây dựng với các quan điểm, mục tiêu nhất quán thể hiện sự chuyển dịch mạnh mẽ từ các nguồn điện sử dụng nhiên liệu hóa thạch truyền thống như nhiệt điện đốt than sang các nguồn năng lượng tái tạo như điện gió, điện mặt trời, thủy điện tích năng.

Với mục tiêu đáp ứng nhu cầu điện, đảm bảo an ninh năng lượng, đa dạng hóa nguồn điện và cung cấp điện ổn định, tin cậy, đáp ứng nhu cầu phát triển KT-XH và an ninh quốc phòng của đất nước, việc xây dựng chiến lược phát triển đột phá nguồn điện gió ngoài khơi (ĐGNK) Việt Nam ngang tầm công nghệ của khu vực và thế giới là hết sức cần thiết. Theo đề án Quy hoạch điện VIII, tiềm năng ĐGNK tại Việt Nam là rất lớn với tổng tiềm năng kỹ thuật vào khoảng 206 GW và tập trung tại một số khu vực như Nam Trung Bộ, Trung Bộ và một phần duyên hải Bắc Bộ. Danh mục các dự án ĐGNK tiềm năng cũng được đề xuất, với định hướng tổng công suất ĐGNK đạt 70 – 91,5 GW vào năm 2050 (chiếm 14,3 - 16% tổng công suất đặt toàn quốc).

Theo báo cáo “Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam” do Ngân hàng Thế giới lập, các chủ đề ưu tiên để phát triển ĐGNK được thể hiện như trong Hình 1.2:

Hình 1.2. Các chủ đề ưu tiên để phát triển ngành ĐGNK thành công [12]

1.2.1.2. Các nội dung nghiên cứu

Các nội dung cần nghiên cứu phục vụ lưới điện trên biển đấu nối ĐGNK bao gồm:

- Cơ sở và thông tin quy hoạch các nhà máy ĐGNK;

- Đánh giá sơ bộ địa điểm và quy mô công suất nhà máy điện gió ngoài khơi làm thông số đầu cho việc lựa chọn phương án xây dựng lưới điện trên biển;

- Nghiên cứu sự phù hợp của lưới điện trên biển trong quy hoạch không gian biển;

- Nghiên cứu phương án đấu nối tại chỗ thu gom công suất các nhà máy điện gió ngoài khơi vào hệ thống điện quốc gia;

- Nghiên cứu phương án xây dựng lưới điện trên biển thu gom công suất các nhà máy điện gió ngoài khơi vào hệ thống điện quốc gia;

- Tính toán, đánh giá khả năng giải tỏa công suất, tiêu chí đấu nối về mặt kinh tế và kỹ thuật;

- Xác định các tiêu chí lựa chọn địa điểm, công nghệ truyền tải, giải pháp xây dựng;

- Định hướng lưới truyền tải trên biển tương ứng với công suất các nguồn ĐGNK: Quy mô và sơ bộ khối lượng xây dựng, công nghệ truyền tải, giải pháp xây dựng;

- Nghiên cứu giải pháp xây dựng và công nghệ lưới điện trên biển;

- Bản đồ định hướng lưới điện đấu nối và thu gom trên biển;

- Cơ chế và giải pháp thực hiện quy hoạch lưới đấu nối.

Hình 1.3. Các nội dung nghiên cứu [13]

1.2.1.3. Kế hoạch phát triển các dự án điện gió ngoài khơi theo Quy hoạch điện VIII

Theo lộ trình phát triển trong Quy hoạch điện VIII, ĐGNK khó có thể phát triển mạnh mẽ trong giai đoạn trước năm 2030. Định hướng đến năm 2050, ĐGNK sẽ tăng trưởng nhanh chóng và quy mô dự kiến đạt khoảng 91.500MW.

Hình 1.4. Tổng công suất của các nguồn điện gió ngoài khơi theo Quy hoạch điện VIII [14]

1.2.2 Các phương án kết nối điện gió ngoài khơi (kết nối tại chỗ, kết nối liên cùng miền, lưới điện trên biển,…)

Nghiên cứu xây dựng công trình lưới điện đấu nối ĐGNK dựa trên nghiên cứu các vấn đề sau:

Hình 1.5. Các vấn đề về xây dựng công trình lưới điện trên biển [13]

1.2.2.1. Các yêu cầu về sự phù hợp của công trình điện trên biển trong quy hoạch không gian biển

Xét về mối tương quan giữa mức độ ưu tiên trong Dự thảo Quy hoạch Không gian Biển Quốc gia (sau đây gọi tắt là QHKGB) thì lĩnh vực Điện gió ngoài khơi (liên quan là lưới điện trên biển phục vụ các trang trại này) có mức độ ưu tiên thấp so với một số lĩnh vực khác. Do đó, việc bố trí công trình điện trên biển cần phải tuân theo QHKGB và phải được bố trí phù hợp với các lĩnh vực ưu tiên khác sử dụng chung không gian biển.

Ngoài việc bố trí phù hợp với các vùng đã được xác định rõ ràng trong QHKGB thì việc bố trí công trình điện trên biển cần phải quan tâm thêm tới hạ tầng trên biển đã có và đang khai thác khác (có tính đến nhu cầu mở rộng trong tương lai) như: hạ tầng cáp viễn thông trên biển; hạ tầng đường ống dẫn dầu & khí trên biển; các tuyến luồng hàng hải và các khu vực phát triển cảng đã được quy hoạch. Theo đó, các yếu tố cần quan tâm trong việc đánh giá sự phù hợp của công trình điện trên biển với QHKGB bao gồm:

- Các vùng cần bảo vệ đặc biệt;

- Hành lang hàng hải và hạ tầng khu nước của cảng;

- Hạ tầng viễn thông và đường ống dẫn dầu, khí trên biển;

- Các vùng ưu tiên cho phát triển du lịch;

- Các vùng ưu tiên khai thác dầu khí và khoáng sản biển khác;

- Các vùng ưu tiên cho nuôi trồng và khai thác hải sản;

- Các khu vực quy hoạch nhận chìm;

- Vùng có thể bố trí công trình điện trên biển nhưng cần xin phép của Bộ Quốc Phòng.

Dựa vào phân tích mối tương quan giữa công trình điện trên biển với từng yếu tố liên quan trong QHKGB, lưới điện trên biển đấu nối điện gió ngoài khơi cần xem xét phù hợp với QHKGB như sau:

- Các vùng mà công trình điện trên biển không được phép xâm phạm;

- Các vùng mà công trình điện trên biển có thể đi qua nhưng tuyệt đối không làm ảnh hưởng đến hoạt động khai thác và an toàn của các vùng này trong mọi thời điểm có kể đến nhu cầu mở rộng trong tương lai của các vùng này;

- Các vùng có thể bố trí công trình điện trên biển nhưng cần sự cho phép của Bộ Quốc Phòng;

- Các vùng ưu tiên của các ngành kinh tế khác nhưng có thể đi qua nếu được sự chấp thuận của cơ quan có thẩm quyền quản lý các vùng này và phải có đánh giá tác động kinh tế - môi trường - xã hội riêng cho các vùng này;

- Các khu vực định hướng quy hoạch nhận chìm chất nạo vét và mức độ ảnh hưởng tiềm tàng đến tuyến cáp ngầm của công trình điện trên biển.

Hình 1.6. Bản đồ tổng hợp các yếu tố liên quan đến bố trí công trình điện trên biển [13]

1.2.2.2. Nghiên cứu giải pháp xây dựng và công nghệ lưới điện trên biển

Các tiêu chí lựa chọn giải pháp xây dựng và công nghệ

- Tiêu chí lựa chọn địa điểm (vị trí trạm và hướng tuyến trên biển);

- Tiêu chí lựa chọn giải pháp xây dựng:

• Lưới điện trung thế kết nối các trụ điện gió;
• Trạm biến áp trên biển;
• Đường dây truyền tải trên biển, gồm đường dây trên không và cáp ngầm biển.

- Tiêu chí lựa chọn công nghệ truyền tải (HVAC/ HVDC):

• Tiêu chí lựa chọn truyền tải HVAC hay HVDC;
• Áp dụng công nghệ chuyển đổi nguồn dòng (CSC/ LCC);
• Áp dụng công nghệ chuyển đổi nguồn áp (VSC/ SCC).

Công nghệ lưới điện truyền tải chính đấu nối ĐGNK đã được đề cập ở Chương 2, phần xu hướng phát triển công nghệ lưới điện truyền tải, gồm truyền tải điện một chiều cao áp (HVDC), Cáp ngầm biển HVAC, Cáp ngầm biển HVDC, trạm biến áp trên biển.

1.2.3. Các phương án lưới điện thu gom công suất các nhà máy điện gió ngoài khơi vào hệ thống điện quốc gia

Dựa trên nghiên cứu các vấn đề xây dựng công trình lưới điện trên biển và trên cơ sở các danh mục nguồn ĐGNK tiềm năng theo đề án Quy hoạch điện VIII, nghiên cứu các phương án lưới điện thu gom công suất các nhà máy điện gió ngoài khơi vào hệ thống điện quốc gia.

1.2.3.1. Phương án đấu nối tại chỗ thu gom công suất các nhà máy điện gió ngoài khơi vào hệ thống điện quốc gia

Phương án này sẽ bao gồm các hạng mục:​

- Lưới điện thu gom nội bộ ĐGNK và trạm gom ngoài khơi​;

- Lưới truyền tải từ trạm gom ngoài khơi về trạm gom trên bờ​;

- Trạm gom trên bờ tăng cường​;

- Lưới điện tăng cường trên bờ, lưới điện liên miền.

Phương án đấu nối tại chỗ phù hợp với các nguồn ĐGNK khu vực Đông Nam bộ và Tây Nam bộ, trong đó nguồn ĐGNK sẽ cấp cung cấp trực tiếp cho phụ tải khu vực miền Nam. Dựa trên bản đồ các vị trí tiềm năng có xét đến mật độ gió, vị trí cảng biển, các khu cảng, ngư trường, một số báo cáo khảo sát… và vị trí các điểm gom theo đề án Quy hoạch điện VIII, đề xuất phương án đấu nối từ vị trí các nhà máy điện gió ngoài khơi về điểm gom như sau:

Hình 1.7. Phương án đấu nối tại chỗ thu gom công suất các NMĐGNK vào hệ thống điện quốc gia [13]

1.2.3.2. Phương án xây dựng lưới điện trên biển thu gom công suất các nhà máy điện gió ngoài khơi vào hệ thống điện quốc gia

Phương án này sẽ bao gồm các hạng mục:​

- Lưới điện thu gom nội bộ ĐGNK và trạm gom ngoài khơi​;

- Lưới truyền tải từ trạm gom ngoài khơi về trạm gom trên bờ​;

- Lưới điện truyền tải trên biển​;

- Trạm gom trên bờ tăng cường​;

- Lưới điện tăng cường trên bờ.

Với việc các nguồn ĐGNK với công suất rất lớn tập trung tại khu vực các tỉnh Ninh Thuận – Bình Thuận, trong khi Trung tâm phụ tải lại ở khu vực phía Bắc, do đó cần phải xây dựng một hệ thống truyền tải để mang lượng công suất này cung cấp cho miền Bắc. Dựa trên các phân tích về công nghệ truyền tải, chi phí xây dựng và quy mô công suất các nguồn ĐGNK, cần nghiên cứu xây dựng lưới điện trên biển gồm các trạm mô-đun ở khu vực Trung Trung Bộ - Nam Trung Bộ và các tuyến đường dây truyền tải HVDC từ khu vực này ra các trạm biến áp ven biển miền Bắc.

Hình 1.8. Đề xuất phương án liên kết Nam Trung Bộ - Bắc Bộ trên biển [13]

Bố trí lưới điện trên biển phù hợp với QHKGB dựa trên kết quả của Bản đồ tổng hợp các yếu tố liên quan đến bố trí công trình điện trên biển. Chi tiết phương án tuyến trình bày như Hình 6.9 sau.

Hình 1.9.Phương án tuyến lưới điện trên biển kết nối ĐGNK trên nền Dự thảo Quy hoạch Không gian biển Quốc gia [13]

1.3. Năng lượng thủy triều - Giới thiệu kết quả nghiên cứu bước đầu của PECC2 về năng lượng thủy triều dạng dòng chảy ở Việt Nam

Trong báo cáo “Phân tích và nhận định của PECC2 về triển vọng phát triển năng lượng Việt Nam” ấn bản 2022 [15], phần năng lượng thủy triều đã trình bày các nội dung: (1) - Tổng quan về tình hình khai thác năng lượng thủy triều trên thế giới; (2) - Tổng quan về sự phát triển của các loại công nghệ khai thác năng lượng thủy triều; (3) - Phân tích đặc điểm các công nghệ khai thác năng lượng thủy triều dạng dòng chảy đang được nghiên cứu, phát triển và thử nghiệm hiện nay trên thế giới; (4) - Sơ lược về công suất đặt thử nghiệm và mức độ sẵn sàng về công nghệ của một số công nghệ khai thác năng lượng thủy triều dạng dòng chảy phổ biến trên thế giới cũng như chi phí sản xuất điện quy dẫn (LCOE) của các công nghệ và dự án đã được thử nghiệm.

Trong báo cáo năm 2023 này, kết quả nghiên cứu bước đầu của PECC2 trong việc xác định tiềm năng khai thác năng lượng thủy triều dạng dòng chảy đối với Việt Nam được thể hiện ở các phần sau.

1.3.1. Kết quả nghiên cứu bước đầu của PECC2 về năng lượng thủy triều dạng dòng chảy ở Việt Nam

1.3.1.1. Thông tin chung

Dự án nghiên cứu “Đánh giá tiềm năng khai thác năng lượng thủy triều dạng dòng chảy ở Việt Nam” được PECC2 thực hiện trong thời gian từ 6/2022 đến 3/2023 do Trung tâm Đào tạo, Nghiên cứu và Phát triển chủ trì với sự phối hợp với Phòng Kỹ thuật khảo sát và Đại học Bách khoa Tp. Hồ Chí Minh.

1.3.1.2. Phạm vi và đối tượng nghiên cứu

Về mặt không gian, nghiên cứu này thực hiện đánh giá vùng biển khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh và Vũng Tàu - Cà Mau, là hai khu vực có biên độ dao động triều cao nhất nước với biên độ lần lượt là 3,6 m và 3,0 m [16]. Để tránh nhiễu biên ảnh hưởng đến kết quả mô phỏng của 2 vùng nghiên cứu, biên dưới của khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh được mở rộng về phía nam xuống tới Quảng Bình (ký hiệu là Vùng nghiên cứu 2) và biên trên của khu vực Vũng Tàu - Cà Mau được mở rộng lên phía bắc tới Ninh Thuận (ký hiệu Vùng nghiên cứu 1) như được thể hiện trên Hình 6.10. Dữ liệu thực đo mực nước của các trạm hải văn Hòn Dấu và Vũng Tàu được sử dụng để hiệu chỉnh và kiểm định mô hình mô phỏng. Chế độ triều của khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh là chế độ nhật triều với biên độ dao động từ 2,6 m – 3,6 m. Khu vực Vũng Tàu - Cà Mau có chế độ bán nhật triều không đều với biên độ dao động từ 2,5 m – 3,0 m. Dữ liệu hiệu chỉnh và kiểm định mô hình cho khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh lấy từ trạm hải văn Hòn Dấu tại tọa độ 106⁰47^’60” Kinh đông, 20⁰40^’00” Vĩ bắc. Dữ liệu hiệu chỉnh và kiểm định mô hình cho khu vực Vũng Tàu - Cà Mau lấy từ trạm hải văn Vũng Tàu tại tọa độ 107⁰04^’00” Kinh đông, 10⁰20^’00” Vĩ bắc.

Hình 1.10. Phạm vi các khu vực nghiên cứu

Về mặt thời gian, mô hình dòng chảy thủy triều được mô phỏng liên tục trong các tháng 3/2019 và 8/2019, do các khoảng thời gian này dữ liệu đầy đủ, tin cậy và có tính chất đại diện cho chu kỳ triều thiên văn (khoảng 18 năm), ổn định và không xuất hiện yếu tố bất thường. Dữ liệu mực nước tại trạm Hòn Dấu và Vũng Tàu trong năm 2019 được thể hiện trên các Hình 1.11 và Hình 1.12.

Hình 1.11. Diễn biến mực nước ngày cao nhất và thấp nhất tại trạm Vũng Tàu trong năm 2019

Hình 1.12. Diễn biến mực nước ngày cao nhất và thấp nhất tại trạm Hòn Dấu trong năm 2019

Về đối tượng nghiên cứu, nhóm nghiên cứu chỉ mô phỏng dòng chảy tạo ra do thủy triều (tidal currents), không kể đến dòng chảy do sóng và gió mùa tạo ra. Việc đơn giản hóa này nhằm kiểm soát và loại bỏ sai số do các yếu tố không được kể đến này gây ra đối với mô hình (hiệu ứng gabarge-in-gabarge-out của kỹ thuật mô phỏng). Ảnh hưởng của các yếu tố này trong thực tế được kể đến bằng việc hiệu chỉnh mô hình mô phỏng với mực nước thực đo - là yếu tố có độ tin cậy cao. Ngoài ra, sau đó kết quả mô phỏng vận tốc dòng chảy trong mô hình (chỉ gây ra thủy triều) được so sánh với các kết quả của các nghiên cứu về dòng chảy khác ở Việt Nam có kể đến cả yếu tố sóng và gió mùa để xác định thêm dung sai về kết quả vận tốc dòng chảy.

1.3.1.3. Phương pháp nghiên cứu

a. Xây dựng lưới tính toán

Để thực hiện mô phỏng cho các khu vực nghiên cứu, 3 lưới tính toán đã được xây dựng dựa trên phần mềm mã nguồn mở Delf3D và công cụ Delf Dashboard của Deltares. Lưới 1 như thể hiện trên Hình 6.13bao trùm toàn bộ khu vực Biển Đông với các biên chính là eo biển Đài Loan (Trung Quốc) và eo biển Malacca. Các biên này được tự động trích xuất dữ liệu thủy triều điều hòa từ công cụ Delf Dashboard của Deltares. Lưới 1 có chức năng mô phỏng lan truyền triều và tạo ra dữ liệu điều kiện biên cho Lưới 2. Lưới 1 có độ phân giải xấp xỉ 11,1 km. Lưới 2 thể hiện trên Hình 6.14, có độ phân giải 1000 m bao trọn khu vực biển từ Ninh Thuận đến Cà Mau và được kết nối (nested) với Lưới 1 để nhận giá trị điều kiện biên từ Lưới 1. Lưới 3 thể hiện trên Hình 1.15, có độ phân giải 1000 m, bao trùm khu vực biển từ Quảng Bình đến Quảng Ninh nhưng không kết nối với Lưới 1 mà các giá trị tại biên được trích xuất trực tiếp từ mô hình thủy triều toàn cầu TPXO 8.0. Giải pháp của Lưới 3 được xây dựng với giải pháp như vậy nhằm giải quyết sự không đồng nhất về mực nước ở Lưới 1 trong khu vực vịnh Bắc Bộ gây ra do bị che chắn bởi đảo Hải Nam làm tiêu tán năng lượng triều cục bộ và tạo ra kết quả không hợp lý của mô hình. Các lưới tính toán trên đều là dạng lưới cấu trúc.

Hình 1.13. Lưới 1

Hình 1.14. Lưới 2

Hình 1.15. Lưới 3

b. Dữ liệu sử dụng trong nghiên cứu

Dữ liệu thủy triều cho đầu vào của mô hình:

Dữ liệu tại các biên của Lưới 1 được lấy từ dữ liệu thủy triều toàn cầu TPXO 8.0. Dữ liệu này bao gồm 13 cấu thành triều M2, S2, N2, K2, K1, O1, P1, Q1, MF, MM, M4, MS4, MN4. Mỗi cấu thành bao gồm giá trị biên độ triều và pha triều. Các giá trị này được gán vào điểm đầu và cuối của mỗi biên. Để minh họa, dữ liệu điều kiện biên thủy triều của Lưới 1 trong mô hình Delf3D được thể hiện như trong Hình 6.16 sau đây.

Hình 1.16. Điều kiện biên thủy triều tại biên Lưới 1 trong mô hình Delf3D

Dữ liệu địa hình cho đầu vào của mô hình:

Dữ liệu địa hình được trích xuất từ dữ liệu của GEBCO_2022 với độ phân giải 15 arc-seconds. Đây được xem là nguồn dữ liệu mở về địa hình đáy biển toàn cầu chi tiết nhất. GEBCO xây dựng bộ dữ liệu này bằng nhiều phương pháp và công nghệ khác nhau như sóng âm, lidar, phân tích ảnh viễn thám. Dữ liệu của GEBCO sau khi được nhập vào mô hình Delf3D, được nội suy đến các điểm lưới của mô hình với độ phân giải 1000m, sử dụng phương pháp nội suy tam giác (triangular interpolation).

Dữ liệu sử dụng để hiệu chỉnh và kiểm định kết quả mô hình:

Thông số chính để hiệu chỉnh mô hình là hệ số nhám đáy Manning. Hệ số này thường có giá trị trong khoảng từ 20 đến 40 tùy theo điều kiện đáy biển và độ sâu nước [17]. Kết quả này được nghiên cứu và công bố dựa trên mô hình MIKE 21. Tuy nhiên trong mô hình Delf3D sử dụng trong nghiên cứu này thì giá trị hệ số nhám đáy là nghịch đảo với giá trị trong mô hình MIKE 21 nêu trên. Do đó, hệ số nhám đáy được thử nhiều lần trong khoảng giá trị từ 0,025 đến 0,05 để chọn ra giá trị phù hợp nhất cho mô hình mô phỏng của 2 khu vực nghiên cứu. Dữ liệu để hiệu chỉnh hệ số nhám đáy Manning là mực nước thực đo tháng 3 tại hai trạm Vũng Tàu và Hòn Dấu. Dữ liệu cho tháng 8 dùng để kiểm định kết quả mô hình.

c. Phương pháp và công cụ mô phỏng

Dòng chảy do thủy triều trong các khu vực nghiên cứu được mô phỏng dựa trên phần mềm mã nguồn mở Delf3D với bước thời gian tính toán và bước thời gian xuất kết quả đều là 1 giờ để khớp với thời gian dữ liệu thực đo theo giờ của các trạm hải văn. Bước thời gian tính toán đã được kiểm tra theo hệ số Courant để đảm bảo tương thích giữa bước thời gian tính toán, bước lưới và chiều sâu nước để giúp mô hình chạy ổn định.

Đầu tiên, hệ số nhám đáy Manning được lựa chọn theo kinh nghiệm của kỹ thuật viên mô phỏng với các giá trị 0,04; 0,03; 0,023 để chạy thử và so sánh kết quả mực nước trong mô hình với mực nước thực đo tại Trạm Hải văn Vũng Tàu. Kết quả cho thấy hệ số Manning bằng 0,04 cho kết quả sát nhất với dữ liệu thực đo. Kết quả hiệu chỉnh hệ số Manning được thể hiện trên Hình 6.17. Tiếp theo, các bước lưới khác nhau 2000m, 1000m và 500m được chạy thử với hệ số Manning đã được lựa chọn để đánh giá sự phù hợp của bước lưới tính toán. Kết quả cho thấy bước lưới 1000m cho kết quả phù hợp nhất và được chọn dựa trên sự cân bằng giữa độ chính xác kết quả và tài nguyên (máy tính, thời gian) sử dụng. Kết quả hiệu chỉnh bước lưới tính toán được thể hiện trên Hình 6.18. Hệ số nhám đáy Manning và bước lưới lựa chọn được sử dụng chung cho cả hai khu vực Vũng Tàu - Cà Mau và Thanh Hóa - Quảng Ninh.

Hình 1.17. Kết quả hiệu chỉnh hệ số nhám đáy Manning sử dụng số liệu thực đo 3/2019 tại trạm Vũng Tàu

Hình 1.18. Kết quả hiệu chỉnh bước lưới mô hình sử dụng số liệu thực đo 3/2019 tại trạm Vũng Tàu

Độ chính xác của kết quả mô hình sau khi hiệu chỉnh đối với khu vực Vũng Tàu - Cà Mau và Thanh Hóa - Quảng Ninh được thể hiện lần lượt trên các Hình 6.19và Hình 6.20. Ngoài sai số quân phương R², độ chính xác của mô hình khu vực Vũng Tàu - Cà Mau có các chỉ số sai số BIAS = 0,012m và RMSE = 0,324m và độ chính xác mô hình khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh có các chỉ số sai số BIAS = -0,1m và RMSE = 0,187m.

Hình 1.19. Kết quả hiệu chỉnh mô hình đối với khu vực Vũng Tàu - Cà Mau

Hình 1.20. Kết quả hiệu chỉnh mô hình đối với khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh

d. Phương pháp xác định vận tốc trung bình năm, mật độ năng lượng, các khu vực tiềm năng, tiềm năng lý thuyết và công suất kỹ thuật của các khu vực tiềm năng

Kết quả vận tốc theo từng giờ của mô hình Delf3D được chuyển sang dạng dữ liệu không gian (raster) trong GIS. Theo đó, kết quả vận tốc theo từng giờ trên phạm vi từng khu vực mô phỏng tạo thành một một lớp dữ liệu không gian. Trong một tháng mô phỏng (31 ngày) mỗi khu vực có 744 lớp dữ liệu không gian về phân bố vận tốc. Tiếp theo, vận tốc trung bình tháng được tính toán và vận tốc trung bình năm 2019 được tính trung bình của vận tốc trung bình các tháng 3/2019 và 8/2019. Kế đến, phân bố mật độ năng lượng (trung bình năm); xác định khu vực tiềm năng; tính toán công suất lý thuyết và xác định công suất khai thác kỹ thuật được thực hiện theo các chỉ dẫn trong: Tiêu chuẩn IEC TS 62600-201 [18], Chỉ dẫn kỹ thuật của EMEC [19] và Phương pháp xác định sơ bộ công suất khai thác kỹ thuật theo công suất lý thuyết của Black & Veatch [20]. Tất cả quy trình tính toán trên đã được nhóm nghiên cứu xây dựng các công cụ (model builders) trong ArcGIS để tính toán tự động để rút ngắn thời gian xử lý dữ liệu, thời gian tính toán cũng như dễ dàng kiểm tra và kiểm soát sai sót trong quá trình tính toán. Quy trình tính toán trên được mô tả tóm tắt theo sơ đồ trên Hình 6.21.

Hình 1.21. Sơ đồ tự động hóa xử lý dữ liệu từ mô hình Delf3D và thực hiện các tính toán cần thiết

1.3.1.4Kết quả mô phỏng từ mô hình Delf3D

a. Đối với khu vực Vũng Tàu - Cà Mau

Kết quả mô phỏng về mực nước và vận tốc tại các điểm lưới của toàn bộ khu vực mô phỏng được trích xuất từng giờ, liên tục trong toàn bộ thời gian mô phỏng. Kết quả mô phỏng mực nước và vận tốc (được trích xuất tại một số thời điểm để minh họa) trong các tháng 3/2019 và 8/2019 của khu vực Vũng Tàu - Cà Mau được thể hiện trong các hình sau đây.

Hình 1.22. Kết quả mực nước và một số thời điểm trích xuất kết quả vận tốc trong tháng 3/2019

Hình 1.23. Phân bố vận tốc (độ lớn, hướng) dòng chảy thủy triều tại một số thời điểm trích xuất trong 3/2019

Hình 1.24. Kết quả mực nước và một số thời điểm trích xuất kết quả vận tốc trong tháng 8/2019

Hình 1.25. Phân bố vận tốc (độ lớn, hướng) dòng chảy thủy triều tại một số thời điểm trích xuất trong 8/2019

b. Đối với khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh

Tương tự như cách thể hiện kết quả của khu vực Vũng Tàu - Cà Mau, kết quả mực nước và vận tốc dòng chảy thủy triều của khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh được thể hiện trong các hình sau đây.

Hình 1.26. Kết quả mực nước và một số thời điểm trích xuất kết quả vận tốc trong tháng 3/2019

Hình 1.27. Phân bố vận tốc (độ lớn, hướng) dòng chảy thủy triều tại một số thời điểm trích xuất trong 3/2019

Hình 1.28. Kết quả mực nước và một số thời điểm trích xuất kết quả vận tốc trong tháng 8/2019

Hình 1.29. Phân bố vận tốc (độ lớn, hướng) dòng chảy thủy triều tại một số thời điểm trích xuất trong 8/2019

1.3.1.5. Kết quả về phân bố mật độ năng lượng trung bình năm

a. Đối với khu vực Vũng Tàu - Cà Mau

Hình 1.30. Mật độ năng lượng trung bình năm 2019 khu vực Vũng Tàu - Cà Mau

b. Đối với khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh

Hình 1.31. Mật độ năng lượng trung bình năm 2019 khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh

1.3.1.6. Kết quả xác định khu vực tiềm năng và công suất

a. Đối với khu vực Vũng Tàu - Cà Mau

Hình 1.32. Các vị trí tiềm năng khu vực Vũng Tàu - Cà Mau

Tiềm năng lý thuyết năng lượng thủy triều dạng dòng chảy của khu vực Vũng Tàu - Cà Mau được tóm tắt trong bảng sau. Phương pháp tính toán và phụ lục tính toán chi tiết được thể hiện trong Báo cáo kết quả đề tài của PECC2 [21]. Lưu ý: KVTN_1 gồm các vị trí tiềm năng nằm trong độ sâu 10m trở lại. KVTN_2 là các vị trí tiềm năng nằm trong độ sâu từ 10m đến 150m.

Bảng 1.13. Tiềm năng lý thuyết khu vực Vũng Tàu - Cà Mau

Vị trí tiềm năng	Tổng diện tích mặt biển (km2)	Tiềm năng lý thuyết (MW)
KVTN_1	71,46	7,44
KVTN_2	1.179,18	822,59

Kết quả về đường tần suất xuất hiện của các giá trị vận tốc trong KVTN_1 và KVTN_2 được thể hiện trong Hình 1.33.

Hình 1.33. Tần suất xuất hiện các ngưỡng giá trị vận tốc trong các khu vực tiềm năng

Theo Phương pháp xác định sơ bộ công suất khai thác kỹ thuật theo công suất lý thuyết của Black & Veatch, công suất khai thác kỹ thuật lớn nhất có thể đạt được của một vị trí tiềm năng được tính bằng 20% tiềm năng lý thuyết của vị trí đó. Theo đó, công suất khai thác kỹ thuật của KVTN_1 và KVTN_2 được thể hiện trong bảng sau.

Bảng 1.14. Công suất kỹ thuật của khu vực Vũng Tàu – Cà Mau

Vị trí tiềm năng	Tiềm năng lý thuyết (MW)	Công suất kỹ thuật (MW)
KVTN_1	7,44	1,49
KVTN_2	822,59	164,52

b. Đối với khu vực Thanh Hóa - Quảng Ninh

Kết quả phân loại vận tốc (Hình 6.34) trong khu vực cho thấy các vị trí có vận tốc từ 0,3m/s trở lên tập trung chủ yếu xung quanh đảo Hải Nam-thuộc phạm vi khai thác của Trung Quốc theo Hiệp định Phân chia Vịnh Bắc Bộ (Hình 6.35). Mặt khác, phần vận tốc lớn hơn 0,3m/s xuất hiện ở biên dưới của khu vực mô phỏng chịu sự ảnh hưởng của hiện tượng nhiễu tại biên. Chính vì vậy, để đảm bảo tránh hiện tượng này trong khu vực mô phỏng (Quảng Ninh-Thanh Hóa), phạm vi biên dưới đã được kéo xuống tận khu vực Quảng Bình để đảm bảo khu vực Thanh Hóa không bị ảnh hưởng bởi hiện tượng nhiễu biên. Theo đó, vùng biển Việt Nam trong khu vực Thanh Hóa – Quảng Ninh không tồn tại các vị trí có vận tốc dòng chảy thủy triều trung bình năm lớn hơn 0,3m/s, vì vậy không xác định được các vị trí có tiềm năng khai thác năng lượng thủy triều dạng dòng chảy trong khu vực này trong nghiên cứu hiện tại.

Khu vực này không xác định được các vị trí tiềm năng nên không tính toán tiềm năng lý thuyết và tiềm năng kỹ thuật.

 

Hình 1.34. Bản đồ phân loại vận tốc khu vực Thanh Hóa – Quảng Ninh

Hình 1.35.Vị trí tương quan các khu vực tiềm năng trong ranh giới phân chia Vịnh Bắc Bộ

1.3.2. Định hướng nghiên cứu tiếp theo

Theo cách phân loại của IEC TS 62600-201, đề tài nghiên cứu này thuộc giai đoạn đầu tiên (giai đoạn 1) trong việc đánh giá tiềm năng khai thác năng lượng thủy triều dạng dòng chảy. Giai đoạn tiếp theo sẽ là đánh giá chi tiết các vị trí tiềm năng đã sàng lọc được.

Kết quả nghiên cứu giai đoạn 1 cho thấy rằng:

-Vận tốc dòng chảy thủy triều ở Việt Nam chủ yếu xuất hiện trong dải giá trị từ 0,2-0,4 m/s, tỉ lệ vận tốc có giá trị lớn hơn 0,7 m/s (ngưỡng tối thiểu để các công nghệ tuabin khai thác dòng chảy thủy triều hiện nay bắt đầu hoạt động) chiếm tỉ lệ rất nhỏ.

-Công nghệ tuabin để khai thác các dải vận tốc thấp dưới 1,5 m/s hiện mới đang đạt mức sẵn sàng về công nghệ TRL 4 - 5 (mức thí nghiệm tỉ lệ nhỏ trong điều kiện phòng thí nghiệm hoặc tỉ lệ nhỏ ngoài hiện trường) và dự báo phải sau 2035 mới có khả năng thử nghiệm và khai thác thương mại.

Do đó, việc thực hiện nghiên cứu chi tiết giai đoạn 2 cho các khu vực tiềm năng đã sàng lọc sẽ được thực hiện trong tương lai khi mức độ phát triển của loại công nghệ tuabin tương ứng được kiểm chứng vận hành thương mại.

Thực hiện: Lê Đức Thiện Vương, Vũ Đức Quang, Trần Hữu Nghị và Nguyễn Hoàng Bảo

Tài liệu tham khảo

[1] PWC.com, "Regional electricity trade in ASEAN," pwc.com, Singapore, 2022.

[2] Singapore Energy Market Authority, "Energy Market Authority," 2023. [Online]. Available: https://www.ema.gov.sg/news-events/news/media-releases/2022/ema-issues-second-request-for-proposal-for-electricity-imports.

[3] Economic Research Institute for ASEAN and East Asia, "Energy Outlook and Energy Saving Potential in East Asia 2020," 2021.

[4] Thailand Ministry of Energy, "Thailand Power Development Plan 2015-2036," 2015.

[5] Suruhanjaya Tenaga Energy Commision, "Report on Peninsular Malaysia Generation Development Plan 2020, 2021-2039," 2021.

[6] Myanmar National Energy Management Committee, "Myanmar Energy Master Plan 2015," 2015.

[7] Indonesia Ministry of Energy and Mineral Resources, "Indonesia’s National Electricity Master Plan (RUKN) for 2019-2038," 2020.

[8] Philippines Department of Eneergy, "Power Development Plan 2020-2040," 2020.

[9] Viện năng lượng, "Đề án Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2021-2030, tầm nhìn 2050," Bộ Công Thương, Hà Nội, 2023.

[10] GlobalPetrolPrices.com, "GlobalPetrolPrices," 2022. [Online]. Available: https://www.globalpetrolprices.com/electricity_prices/.

[11] IRENA, "Renewable energy outlook for ASEAN towards a regional energy transition, 2nd Edition 2022," IRENA, 2022.

[12] World Bank , "Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam".

[13] PECC2, "Báo cáo Nghiên cứu lưới điện trên biển," tháng 03/2023.

[14] Viện Năng lượng, "Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030 tầm nhìn đến năm 2050".

[15] CÔNG TY CỔ PHẦN TƯ VẤN XÂY DỰNG ĐIỆN 2 (PECC2), "Phân tích và nhận định của PECC2 về TRIỂN VỌNG PHÁT TRIỂN NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM," Nhà xuất bản Đồng Nai, 2022.

[16] TCVN 9904-2014 Công trinh thủy lơi-Công trình ở vùng triều-Yêu cầu tính toán thủy lực ngăn dòng, Tiêu Chuẩn Việt Nam, 2012.

[17] N. Q. Binh, N. C. Phong, V. H. Cong and V. N. Duong, "Mô hình thủy động lực học cho khu vực bờ biển Quảng Nam - Đà Nẵng," Tạp chí khoa học và công nghệ-Đại học Đà Nẵng, vol. 19, no. 1, pp. 19-23, 2019.

[18] IEC TS 62600 - 201, "Marine energy – Wave, tidal and other water current converters – Part 201: Tidal energy resource assessment and characterization," 2015.

[19] European Marine Energy Centre (EMEC), "Assessment of Tidal Energy Resource," 2009.

[20] BLACK & VEATCH, "Phase II UK Tidal Stream Energy Resource Assessment-A Report to the Carbon Trust's Marine Energy Challenge," CARBON TRUST, 2005.

[21] PECC2, "Báo cáo đề tài - Nghiên cứu đánh giá tiềm năng khai thác năng lượng thủy triều dạng dòng chảy ở Việt Nam," 03/2023.