Cos 4329 pi 12 bằng bao nhiêu
|
Tổng cục Hải quan nhận được kiến nghị của một số Cục Hải quan tỉnh, thành phố và một số doanh nghiệp đề nghị hướng dẫn về chính sách thuế xuất khẩu đối với mặt hàng xi măng xuất khẩu. Về vấn đề này, Tổng cục Hải quan có ý kiến như sau:
Bộ Tài chính đã có công văn số 1426/BTC-CST ngày 29/01/2019 trả lời Công ty Xi măng Chinfon, Công ty cổ phần Xi măng Hạ Long và Công ty cổ phần Xi măng Thăng Long. Theo đó, kể từ ngày 01/02/2018, căn cứ quy định tại khoản 2 Điều 1 Nghị định số 125/2017/NĐ-CP ngày 16/11/2017 và căn cứ Nghị định số 146/2017/NĐ-CP ngày 15/12/2017 của Chính phủ, mặt hàng xi măng được sản xuất từ nguyên liệu chính là Clinker mà Clinker là sản phẩm được chế biến từ tài nguyên khoáng sản đã được chế biến thành sản phẩm khác (không phải là tài nguyên, khoáng sản) nên mặt hàng xi măng khi xuất khẩu không thuộc đối tượng phải xác định tỷ lệ tổng giá trị tài nguyên, khoáng sản cộng với chi phí năng lượng chiếm từ 51% giá thành sản xuất sản phẩm trở lên theo quy định tại khoản 1 Điều 1 Nghị định số 146/2017/NĐ-CP nên không thuộc nhóm hàng hóa có số thứ tự 211 tại Biểu thuế xuất khẩu ban hành kèm theo Nghị định số 125/2017/NĐ-CP. Đề nghị các Cục Hải quan tỉnh, thành phố hướng dẫn doanh nghiệp khai báo, áp dụng thuế suất thuế xuất khẩu xi măng theo đúng quy định tại Nghị định số 125/2017/NĐ-CP , Nghị định số 146/2017/NĐ-CP , công văn hướng dẫn số 1426/BTC-CST nêu trên và xử lý thuế theo đúng quy định. Tổng cục Hải quan có ý kiến để các Cục Hải quan tỉnh, thành phố và các doanh nghiệp được biết và thực hiện Bản dịch này thuộc quyền sở hữu của THƯ VIỆN PHÁP LUẬT. Mọi hành vi sao chép, đăng tải lại mà không có sự đồng ý của THƯ VIỆN PHÁP LUẬT là vi phạm pháp luật về Sở hữu trí tuệ. THƯ VIỆN PHÁP LUẬT has the copyright on this translation. Copying or reposting it without the consent of THƯ VIỆN PHÁP LUẬT is a violation against the Law on Intellectual Property. X CÁC NỘI DUNG ĐƯỢC SỬA ĐỔI, HƯỚNG DẪN Từ khoá: Số Hiệu, Tiêu đề hoặc Nội dung ngắn gọn của Văn Bản... ĐĂNG KÝ THÀNH VIÊN MIỄN PHÍ ĐỂ
Số hiệu:4329/BCT-ĐLLoại văn bản:Công vănNơi ban hành:Bộ Công thươngNgười ký:Nguyễn Hồng DiênNgày ban hành:25/07/2022Ngày hiệu lực:Đã biếtTình trạng:Đã biết Kính gửi: Thường trực Chính phủ Thực hiện nhiệm vụ được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, Bộ Công Thương đã phối hợp với các Bộ, ngành, địa phương triển khai xây dựng Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2045 (Quy hoạch điện VIII) và trình Thủ tướng Chính phủ tại Tờ trình số 1682/TTr-BCT ngày 26/3/2021 và Tờ trình số 6277/TTr-BCT ngày 08/10/2021. Theo Thông báo số 92/TB-VPCP ngày 31/3/2022 của Văn phòng Chính phủ truyền đạt các ý kiến kết luận của Thường trực Chính phủ về Quy hoạch điện VIII, Bộ Công Thương đã hoàn thiện toàn bộ Đề án, thực hiện các thủ tục thẩm định theo quy định tại Luật Quy hoạch và được Hội đồng thẩm định do Phó Thủ tướng Chính phủ Lê Văn Thành là Chủ tịch Hội đồng thông qua. Ngày 29/4/2022, Bộ Công Thương đã trình Thủ tướng Chính phủ tại Tờ trình số 2279/TTr-BCT phê duyệt Đề án Quy hoạch điện VIII. Bộ Công Thương kính báo cáo các kết quả rà soát Quy hoạch điện VIII như sau: 1. Hiện trạng hệ thống điện và thực hiện quy hoạch điện lực quốc gia a) Tiêu thụ điện thương phẩm giai đoạn 2011-2020 Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm bình quân giai đoạn 2011-2015 đạt 10,7%/năm, giai đoạn 2016-2020 đạt 7,7%; cả giai đoạn 2011-2020 đạt 9,6%/năm (riêng năm 2020 chỉ đạt 3,4% do ảnh hưởng của đại dịch COVID-19). Tiêu thụ điện tập trung chủ yếu tại miền Bắc và miền Nam, chiếm trên 90% tổng lượng điện tiêu thụ toàn quốc. Miền Trung chiếm tỷ lệ thấp, dưới 10%. Tỷ trọng tiêu thụ điện của miền Bắc có xu hướng tăng dần (39,2% năm 2011, 44,1% năm 2020), miền Nam có xu hướng giảm dần tỷ trọng tiêu thụ điện (51,1% năm 2011, 47% năm 2020). b) Phát triển nguồn điện Tính tới cuối năm 2020, tổng công suất lắp đặt các loại hình nguồn điện của hệ thống điện quốc gia đạt 69.342 MW, trong đó miền Bắc 25.121 MW (36,2%), miền Trung 12.323 MW (17,8%) và miền Nam 31.898 MW (46%). Về cơ bản, hệ thống điện đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải của toàn quốc. c) Phát triển năng lượng tái tạo (i) Các dự án điện mặt trời Trong giai đoạn 2016-2020, tổng số các dự án điện mặt trời được phê duyệt bổ sung quy hoạch là 175 dự án với tổng công suất 19.126 MWp (tương ứng khoảng 15.400 MW ac). Các dự án được bổ sung quy hoạch tập trung chủ yếu tại miền Trung và miền Nam (chiếm tới trên 96%). Cụ thể: - Có 58 dự án do Thủ tướng Chính phủ quyết định phê duyệt quy hoạch (13.337 MWp, 11.080 MW), trong đó 55 dự án (12.727 MWp, 10.181 MW) tập trung tại khu vực miền Trung và miền Nam (chiếm 95%) và 03 dự án (610 MWp, 488 MW) tại khu vực miền Bắc. Có 21 dự án (5.771 MWp, 4.711 MW) đã đi vào vận hành (tỷ lệ thực hiện đạt 42,5%) và tập trung toàn bộ tại khu vực miền Trung và miền Nam. - Có 117 dự án do Bộ Công Thương quyết định phê duyệt quy hoạch (5.277 MWp, 4.221 MW), trong đó có 110 dự án (5.034 MWp, 4.208 MW) tập trung tại khu vực miền Trung và miền Nam (chiếm 95%) và 7 dự án (243 MWp, 194 MW) tại khu vực miền Bắc. Có 110 dự án (5.032 MWp, 4.025 MW) đã đi vào vận hành (tỷ lệ thực hiện đạt 95%), trong đó có 106 dự án (4.873 MWp, 3.898 MW) tại khu vực miền Trung và miền Nam. (ii) Các dự án điện gió Quy hoạch điện VII điều chỉnh đã phê duyệt danh mục nguồn và lưới điện đấu nối cho 11.741 MW/188 dự án điện gió. Theo thống kê, hiện đã có 146 dự án/8.171,48 MW đã được ký hợp đồng mua bán điện. Trước thời điểm 31/10/2021 (là thời điểm cơ chế ưu đãi theo Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/2018 của Thủ tướng Chính phủ hết hiệu lực), có 88 dự án điện gió với tổng công suất 4.119,9 MW vào vận hành. Khoảng 99% các dự án điện gió (187 dự án/11.621 MW) được bổ sung quy hoạch tập trung tại khu vực miền Trung và miền Nam, chỉ khoảng 1% tại khu vực miền Bắc. d) Phát triển lưới điện Tới cuối năm 2020, cả nước có 8.527 km đường dây 500 kV, 18.477 km đường dây 220 kV, 37 trạm biến áp 500 kV/tổng dung lượng 42.900 MVA, 136 trạm biến áp 220 kV/tổng dung lượng 67.824 MVA. Ngoài ra, có 866 trạm biến áp, 24.318 km đường dây 110 kV, 360.000 km lưới điện trung áp, 350.000 km lưới điện hạ áp, đảm bảo cung ứng điện cho 28,94 triệu khách hàng, 100% số xã, 99,47% số hộ dân (99,18% số hộ dân nông thôn). đ) Đánh giá chung về phát triển nguồn và lưới điện - Tổng công suất lắp đặt hệ thống điện đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải cực đại của toàn quốc nhưng mức độ dự phòng công suất khả dụng của hệ thống chưa cao (9,06% vào mùa mưa và khoảng 8,16% vào mùa khô). - Nhiều nguồn điện xây dựng chậm tiến độ (miền Bắc chậm tiến độ hơn 3.000 MW nguồn nhiệt điện; miền Nam chậm tiến độ hơn 3.600 MW nguồn nhiệt điện); - Phát triển nguồn điện chưa phù hợp với sự phân bố phụ tải. Tăng trưởng nguồn điện tại miền Bắc thấp hơn so với tăng trưởng công suất cực đại (9,3% so với 4,7%), tăng trưởng nguồn điện tại miền Trung và miền Nam cao hơn nhiều so với tăng trưởng công suất cực đại (miền Nam vượt gần 14 GW nguồn điện mặt trời, bao gồm cả điện mặt trời mái nhà). - Cơ cấu nguồn điện phân bố không đều tại các miền (miền Bắc chủ yếu là nhiệt điện than và thủy điện, miền Trung chủ yếu là thủy điện và miền Nam chủ yếu là nhiệt điện khí). - Lưới điện vận hành còn nhiều khó khăn, một số khu vực lưới điện 220 kV và 110 kV vẫn còn xuất hiện tình trạng đầy và quá tải, chưa đáp ứng tiêu chí N-1 về độ tin cậy, tiềm ẩn rủi ro trong vận hành an toàn hệ thống điện. - Tốc độ phát triển lưới điện chậm hơn so với tốc độ phát triển nguồn điện, đặc biệt còn thiếu đồng bộ với các nguồn năng lượng tái tạo. e) Kết quả triển khai quy hoạch điện VII điều chỉnh - Tỷ lệ thực hiện quy hoạch của các nguồn điện lớn (than, khí) đóng vai trò quan trọng đảm bảo an ninh cung cấp điện và là nguồn điện chạy nền đạt thấp (63%), dẫn tới thiếu hụt nguồn cấp và tỷ lệ dự phòng công suất của hệ thống thấp. - Điện mặt trời thực hiện vượt cao hơn nhiều so với quy hoạch đặt ra, tập trung chủ yếu tại khu vực miền Trung và miền Nam. - Tỷ lệ thực hiện quy hoạch các công trình lưới điện gồm có Trạm biến áp 500 kV và 220 kV lần lượt là 88,8% và 90,6% và đường dây 500 kV và 220 kV lần lượt là 77,6% và 73,9%. Vận hành lưới điện còn nhiều khó khăn, tiềm ẩn rủi ro vận hành vào các thời điểm cao điểm. 2. Kết quả đạt được và tồn tại a) Kết quả đạt được - Bảo đảm được cân đối lớn về an ninh năng lượng quốc gia gđ 2016-2020. - Quy mô nguồn điện của Việt Nam năm 2020 tăng 2 lần so với năm 2015. - Năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời) phát triển mạnh giúp giảm phát thải khí gây hiệu ứng nhà kính và tăng tính chủ động trong việc cung cấp điện. - Đầu tư hạ tầng cung cấp điện có sự phát triển mạnh mẽ, đưa điện lưới quốc gia tới hầu hết mọi miền của đất nước với 100% số xã, phường được cung cấp từ lưới điện quốc gia (99,479% số hộ dân trong cả nước có điện). - Liên kết lưới điện với các nước láng giềng được duy trì, công tác nhập khẩu điện tiếp tục được chú trọng. - Các thành phần kinh tế tham gia đầu tư phát triển ngành điện ngày càng đa dạng giúp giảm gánh nặng đầu tư từ ngân sách cho phát triển điện lực. - Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả hơn (hệ số đàn hồi giảm từ 1,84 lần giai đoạn 2011-2015 xuống 1,44 lần giai đoạn 2016-2020. - Thị trường phát điện cạnh tranh đã đi vào vận hành. Thị trường bán buôn điện cạnh tranh đã hình thành và đi vào hoạt động; chuẩn bị tiến tới thí điểm thị trường bán lẻ điện cạnh tranh; giá điện đã phản ánh sát hơn chi phí sản xuất kinh doanh, có tính đến các chi phí thực hiện chính sách xã hội. - Ngành năng lượng trở thành ngành kinh tế năng động, đóng góp quan trọng trong việc thúc đẩy phát triển kinh tế - xã hội của đất nước... b) Hạn chế - tồn tại - Phát triển nguồn điện chưa phù hợp với phân bố và phát triển phụ tải, gây mất cân bằng cung - cầu miền, tạo sức ép lên lưới truyền tải liên miền. - Nguồn điện lớn chậm tiến độ kéo dài gây thiếu nguồn điện chạy nền. - Mức dự phòng công suất khả dụng của hệ thống khá thấp, gây khó khăn cho công tác vận hành phải sa thải phụ tải. - Tỷ trọng 24,3% tổng công suất, 44% công suất tiêu thụ của các nguồn điện gió, điện mặt trời gây khó khăn trong công tác vận hành kinh tế hệ thống điện, ảnh hưởng vận hành các nguồn nhiệt điện than, khí. - Điện năng sản xuất từ nguồn nhiệt điện than chiếm tỉ trọng lớn (khoảng 50% tổng điện năng sản xuất) và cần phải được hạn chế phát triển về dài hạn. - Phát triển lưới điện truyền tải chưa đi trước một bước để phát huy hiệu quả các nguồn điện; lưới điện chưa được đầu tư kịp thời, dự án triển khai kéo dài. - Giá điện chưa đủ hấp dẫn để thu hút đầu tư vào ngành cũng như thúc đẩy, tạo động lực cho các hoạt động sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả. - Việc huy động các nguồn vốn (vốn trong nước và vốn nước ngoài) còn gặp nhiều khó khăn, các thủ tục vay vốn đều kéo dài. - Nhiều chủ đầu tư nguồn điện trong nước và nước ngoài không đủ năng lực kỹ thuật và năng lực tài chính nên triển khai dự án kéo dài, bế tắc... c) Các tồn tại về điều hành, thực hiện quy hoạch - Quản lý nhà nước về quy hoạch chưa hiệu quả, thiếu quyết liệt. - Quy định pháp luật về quy hoạch, đầu tư chưa toàn diện, đồng bộ, chưa theo kịp thực tiễn và nguồn lực thực hiện, còn nhiều vướng mắc, chồng chéo. - Tính tuân thủ thực hiện quy hoạch chưa cao. Thiếu sự phối hợp, ủng hộ của địa phương, chậm bố trí nguồn lực, khiến quy hoạch bị phá vỡ trong thực tế. - Quá trình giải quyết các vướng mắc về đầu tư của các cơ quan có thẩm quyền kéo dài, văn bản hướng dẫn thực hiện còn chung chung, chưa cụ thể... - Công tác kiểm tra, giám sát, đôn đốc thực hiện quy hoạch chưa phát huy hiệu quả, chưa được thực hiện thường xuyên. 3. Dự báo phụ tải Dự báo phụ tải thực hiện với 03 phương án tương ứng với 03 kịch bản tăng trưởng GDP từng giai đoạn tới năm 2045 đề ra tại Văn kiện của Đại hội Đảng toàn quốc lần thứ XIII. Tốc độ tăng trưởng GDP theo các giai đoạn như sau: Kết quả dự báo tốc độ tăng trưởng GDP theo 03 phương án Kịch bản tăng trưởng GDP/giai đoạn 2016-2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040 2041-2045 Kịch bản Thấp 5,9 6,2 5,8 5,2 4,8 4,1 Kịch bản Trung bình 5,9 6,8 6,4 6,0 5,6 5,5 Kịch bản Cao 5,9 7,5 7,2 6,6 6,1 6,1 Kết quả dự báo phụ tải như sau: - Công suất cực đại: Năm 2025 đạt khoảng 59.300-61.400 MW; năm 2030 khoảng 86.500-93.300 MW; năm 2035 khoảng 114.300-128.800 MW; năm 2040 khoảng 136.500-162.900 MW và năm 2045 khoảng 155.000-189.900 MW. - Điện thương phẩm: Năm 2025 đạt khoảng 335,0-346,6 tỷ kWh; năm 2030 khoảng 491,2-530,4 tỷ kWh; năm 2035 khoảng 651,3-736,9 tỷ kWh; năm 2040 khoảng 779,7-938,3 tỷ kWh và năm 2045 khoảng 886,9-1.101,1 tỷ kWh. Kết quả dự báo tốc độ tăng trưởng phụ tải theo 03 phương án Kịch bản tăng trưởng 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040 2041-2045 Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm từng thời kỳ (%) Kịch bản phụ tải thấp 8,43 7,14 4,80 2,99 1,76 Kịch bản phụ tải cơ sở 9,09 7,95 5,80 3,66 2,61 Kịch bản phụ tải cao 9,84 8,88 6,80 4,95 3,25 Tốc độ tăng trưởng công suất cực đại từng thời kỳ (%) Kịch bản phụ tải thấp 8,43 7,14 4,80 2,99 1,76 Kịch bản phụ tải cơ sở 8,97 7,84 5,73 3,61 2,57 Kịch bản phụ tải cao 9,73 8,73 6,66 4,81 3,11 4. Phương án phát triển điện lực đã được Bộ Công Thương trình Trên cơ sở triển khai các ý kiến kết luận của Thường trực Chính phủ tại cuộc họp về Quy hoạch điện VIII, cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại Hội nghị COP26, ý kiến chỉ đạo của Phó Thủ tướng Chính phủ Lê Văn Thành tại các cuộc họp về hoàn thiện Quy hoạch điện VIII, trong đó yêu cầu “...bám sát các biện pháp giảm phát thải khí nhà kính để đạt mức phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050 như cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại Hội nghị COP26; cân nhắc thêm quy mô điện gió ngoài khơi, ..., đánh giá kỹ thêm về mức độ dự phòng nguồn điện tối ưu và hợp lý của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện từng miền, có tính đến phương án điều hành bảo đảm cung ứng điện khi tỷ lệ thực hiện nguồn điện không đạt 100% so với quy hoạch và phương án cân đối dự phòng công suất nguồn điện không tính đến nguồn điện mặt trời...”, Bộ Công Thương đã tiến hành cập nhật, rà soát và đánh giá lại tính khả thi của một số nguồn điện (đặc biệt là các nguồn nhiệt điện than chưa giao chủ đầu tư hoặc đã có chủ đầu tư nhưng địa phương/chủ đầu tư có đề nghị không tiếp tục triển khai); đề xuất xây dựng chương trình phát triển nguồn điện đảm bảo cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế - xã hội từng thời kỳ, đáp ứng các mục tiêu dài hạn của quốc gia. 4.1. Một số nguyên tắc xây dựng chương trình phát triển điện lực (i) Phát triển điện lực đi trước một bước nhằm cung cấp đủ điện, đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội và nhu cầu điện cho sinh hoạt của nhân dân. (ii) Phát triển đồng bộ nguồn và lưới điện; thực hiện đầu tư phát triển điện lực cân đối giữa các vùng, miền trên cơ sở sử dụng hợp lý, có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng sơ cấp của mỗi vùng, miền; hạn chế tối đa việc xây dựng mới các đường dây truyền tải điện liên miền. (iii) Bám sát các Nghị quyết của Đại hội Đảng toàn quốc lần thứ XIII, các Nghị quyết, Chương trình hành động, chỉ đạo của lãnh đạo các cấp đối với việc phát triển ngành điện xanh, bền vững. Đảm bảo tính kế thừa các nội dung còn phù hợp của Quy hoạch điện VII điều chỉnh. (iv) Ưu tiên sử dụng hết lượng khí khai thác trong nước có thể cung cấp được cho sản xuất điện để tăng tính tự chủ trong sản xuất điện, chuyển dần sang đốt kèm nhiên liệu hydrogen khi công nghệ được chứng thực. Nâng cao tính tự chủ của ngành điện, giảm thiểu tối đa sự phụ thuộc vào nước ngoài đối với nhiên liệu sơ cấp. (v) Đảm bảo các mục tiêu cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại Hội nghị COP26 về trung hòa carbon vào năm 2050; giảm tối đa các nhà máy nhiệt điện than với mục tiêu giảm tối đa phát thải khí CO2; không phát triển thêm nhà máy nhiệt điện than mới sau năm 2030; xem xét chuyển đổi một số dự án nguồn điện dự kiến sử dụng nhiên liệu than sang sử dụng LNG. Phát triển nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu ở quy mô phù hợp. (vi) Đẩy mạnh phát triển các nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo với giá thành hợp lý gắn với bảo đảm an toàn vận hành hệ thống điện và tính kinh tế chung của hệ thống điện. Ưu tiên phát triển các nguồn năng lượng tái tạo theo phương thức tự cung cấp, tiêu thụ tại chỗ, không phát điện lên lưới điện quốc gia. (vii) Đẩy mạnh phát triển các loại hình thủy điện tích năng, thủy điện trên các hồ thủy lợi, hồ chứa nước để điều hòa phụ tải, dự phòng công suất và tận dụng nguồn thủy năng. Nghiên cứu các loại hình năng lượng tái tạo khác như địa nhiệt, sóng biển,... (viii) Ưu tiên phát triển các loại hình điện sản xuất từ rác, chất thải rắn, sinh khối, điện đồng phát để xử lý môi trường, tận dụng phụ phần nông nghiệp, thúc đẩy trồng rừng và tăng hiệu quả sử dụng năng lượng. (ix) Tăng cường nhập khẩu điện trực tiếp từ các nước láng giềng trong trung và dài hạn, đầu tư khai thác các nguồn điện tại nước ngoài. (x) Xem xét, nghiên cứu khả năng phát triển điện hạt nhân trong tương lai. 4.2. Các kịch bản tính toán Bộ Công Thương đã tiến hành tính toán với 03 kịch bản, gồm: Kịch bản phụ tải cơ sở, Kịch bản phụ tải cao và Kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành. Trong đó, Kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành đưa vào dự phòng khoảng 15% cho quy mô nguồn điện tăng thêm giai đoạn 2021-2030 so với Kịch bản phụ tải cao (tương ứng với tỷ lệ thực hiện quy hoạch của Kịch bản phụ tải cao là 85% năm 2030) để dự phòng không thực hiện được 100% đầu tư nguồn điện. Kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành sẽ đảm bảo cung cấp điện trong trường hợp các dự án nguồn điện BOT không triển khai thực hiện được. Cụ thể: a) Kịch bản phụ tải cơ sở Tổng công suất các nhà máy điện Kịch bản phụ tải cơ sở năm 2030 đạt 120.995 MW và năm 2045 đạt 284.660 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát). Trong đó, nhiệt điện than đạt 37.467 MW (31%) vào năm 2030 và giữ nguyên cho tới năm 2045 (13,2%); nguồn điện LNG đạt 14.800 MW (12,2%) vào năm 2030 và đạt 28.400 MW (10%) vào năm 2035 sau đó giữ nguyên đến năm 2045; điện gió trên bờ đạt 11.700 MW (9,7%) vào năm 2030 và đạt 36.170 MW (12,7%) vào năm 2045; điện gió ngoài khơi chưa phát triển tới năm 2030 nhưng sẽ đạt 30.000 MW (10,5%) vào năm 2045; điện mặt trời quy mô lớn vào năm 2030 giữ nguyên như hiện tại là 8.736 MW (7,2%) và đạt khoảng 58.521 MW (20,6%) vào năm 2045; điện sinh khối và năng lượng tái tạo khác đạt 1.230 MW (1%) vào năm 2030 và đạt 5.160 MW (1,8%) vào năm 2045; thủy điện tích năng và pin lưu trữ đạt 1.250 MW (1%) vào năm 2030 và đạt 5.160 MW (1,8%) vào năm 2045. Chi tiết tại Phụ lục kèm theo. b) Kịch bản phụ tải cao Tổng công suất các nhà máy điện Kịch bản phụ tải cao năm 2030 đạt 134.730 MW và năm 2045 đạt 387.875 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát). Trong đó, nhiệt điện than đạt 37.467 MW (27,8%) vào năm 2030 và giữ nguyên cho tới năm 2045 (9,7%); nguồn điện LNG đạt 17.900 MW (13,3%) vào năm 2030 và đạt 31.400 MW (15,1%) vào năm 2035 sau đó giữ nguyên đến năm 2045 (8,1%); điện gió trên bờ đạt 13.921 MW (10,3%) vào năm 2030 và đạt 55.950 MW (14,4%) vào năm 2045; điện gió ngoài khơi đạt 4.000 MW (3%) vào năm 2030 và đạt 64.500 MW (16,6%) vào năm 2045; điện mặt trời quy mô lớn vào năm 2030 giữ nguyên như hiện tại là 8.736 MW (6,5%) và đạt khoảng 75.987 MW (19,6%) vào năm 2045; điện sinh khối và năng lượng tái tạo khác đạt 1.230 MW (0,9%) vào năm 2030 và đạt 5.210 MW (1,3%) vào năm 2045; thủy điện tích năng và pin lưu trữ đạt 2.450 MW (1,8%) vào năm 2030 và đạt 28.950 MW (7,5%) vào năm 2045. Chi tiết tại Phụ lục kèm theo. c) Kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành Năm 2030, tổng công suất các nhà máy điện đạt 145.930 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát). Trong đó, nhiệt điện than đạt 37.467 MW (25,7%) vào năm 2030 và giữ nguyên cho tới năm 2045 (9,7%); nguồn điện LNG đạt 23.900 MW (16,4%) vào năm 2030 và đạt 31.400 MW (15,1%) vào năm 2035 sau đó giữ nguyên ở mức 31.400 MW (8,1%) đến năm 2045; điện gió trên bờ đạt 16.121 MW (11%) vào năm 2030 và đạt 55.950 MW (14,4%) vào năm 2045; điện gió ngoài khơi đạt 7.000 MW (4,8%) vào năm 2030 và đạt 66.500 MW (16,6%) vào năm 2045; điện mặt trời quy mô lớn vào năm 2030 giữ nguyên như hiện tại là 8.736 MW (6%) và đạt khoảng 76.000 MW (19,6%) vào năm 2045; điện sinh khối và năng lượng tái tạo khác đạt 1.230 MW (0,8%) vào năm 2030 và đạt 5.210 MW (1,3%) vào năm 2045; thủy điện tích năng và pin lưu trữ đạt 2.450 MW (1,7%) vào năm 2030 và đạt 28.950 MW (7,5%) vào năm 2045. Chi tiết tại Phụ lục kèm theo. Nhận xét các kịch bản tính toán: Năm Đơn vị Năm 2030 Năm 2045 Kịch bản cơ sở Kịch bản cao Kịch bản cao điều hành Kịch bản cơ sở Kịch bản cao Kịch bản cao điều hành Tổng công suất đặt (không tính ĐMT mái nhà, nguồn đồng phát) MW 120.995 134.730 145.930 284.660 387.875 387.875 Tỷ lệ dự phòng (không tính ĐMT)/Tổng CS đặt % 39,90 35,00 47,00 47,50 64,20 64,20 Tỷ trọng công suất điện gió trên bờ/Tổng CS đặt % 9,7 10,3 11 12,7 14,4 14,4 Tỷ trọng CS điện gió ngoài khơi/Tổng CS đặt % 0 3 4,8 10,5 16,6 16,6 Tỷ trọng công suất điện mặt trời/Tổng CS đặt % 7,2 6,5 6 20,6 16,1 19,6 Tỷ trọng điện năng của nguồn NLTT/Tổng điện năng sản xuất % 28,9 30,7 33,4 44,6 54,3 54,3 Tỷ trọng NLTT trong tổng NL sơ cấp % 16,4 17,5 18,2 27,3 30,2 30,2 Phát thải khí CO2 Triệu tấn 169 175 175 5. Rà soát các dự án điện than, điện khí đã có trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh đến nay không đưa vào dự thảo Quy hoạch điện VIII (theo yêu cầu thực hiện các cam kết tại COP26) Trong tổng công suất 14.120 MW nhiệt điện than không đưa vào Quy hoạch điện VIII, có 8.420 MW do các Tập đoàn nhà nước được giao làm chủ đầu tư, gồm: Tập đoàn Điện lực Việt Nam được giao 3.600 MW (Quảng Trạch II, Tân Phước I và Tân Phước II), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam được giao 1.980 MW (Long Phú III), Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam được giao 2.840 MW (Cẩm Phả III, Hải Phòng III và Quỳnh Lập I); dự án đầu tư theo hình thức BOT là 4.500 MW (Quỳnh Lập II, Vũng Áng 3, Long Phú II) và chưa giao nhà đầu tư 1.200 MW (Quảng Ninh III). Trong quá trình rà soát, đánh giá những vấn đề pháp lý khi không xem xét phát triển các dự án điện than nêu trên, Bộ Công Thương thấy rằng đối với các dự án do các Tập đoàn nhà nước được giao làm chủ đầu tư, rủi ro pháp lý là không có, các chi phí phát triển dự án do các Tập đoàn đã bỏ ra không lớn và cơ bản sẽ được xử lý theo quy định. Riêng đối với 03 dự án đầu tư theo hình thức BOT, chủ đầu tư các dự án Vũng Áng 3, Long Phú II đã có văn bản xin rút khỏi dự án và được Thủ tướng Chính phủ đồng ý để các chủ đầu tư dừng phát triển dự án (Văn bản số 1771/TTg-CN đồng ý cho Công ty Samsung C&T dừng phát triển Dự án Vũng Áng 3; Văn bản số 852/TTg-CN đồng ý cho Công ty TATA Power dừng phát triển Dự án Long Phú II). Dự án BOT Quỳnh Lập II mới được Thủ tướng Chính phủ giao Công ty Posco Energy nghiên cứu, phát triển Dự án NMNĐ Quỳnh Lập II, công suất 2x600 MW theo hình thức BOT tại Văn bản số 623/TTg-CN ngày 04/5/2017, nhưng chưa chính thức giao Công ty Posco Energy làm chủ đầu tư. Hiện nay, Công ty Posco Energy đã có nhiều văn bản xác nhận không nghiên cứu phát triển dự án Quỳnh Lập II sử dụng than mà đề xuất chuyển đổi nhiên liệu sang sử dụng khí LNG và nâng công suất Dự án. Hiện nay, trong Quy hoạch điện VIII, khu vực Quỳnh Lập được xem xét phát triển 01 dự án LNG Quỳnh Lập giai đoạn 2026-2030. Tuy nhiên, ở thời điểm hiện nay Luật PPP đã có hiệu lực nên nếu dự án được phát triển theo hình thức BOT và việc Công ty Posco Energy có được làm chủ đầu tư dự án tiếp hay không cần phải căn cứ vào các quy định của Luật PPP và các Nghị định hướng dẫn. Các dự án điện khí gồm dự án TBKHH Kiên Giang I và II, quy mô công suất 2x750 MW, do PVN là chủ đầu tư, dự kiến vận hành giai đoạn 2021-2022. Hiện nay chi phí do PVN bỏ ra để phát triển các dự án này khoảng 1 tỷ đồng. Các dự án này không được xem xét trong dự thảo Quy hoạch điện VIII đến năm 2030 do không xác định được nguồn nhiên liệu. Các chi phí cho chuẩn bị đầu tư PVN có trách nhiệm xử lý theo quy định. 6. Các dự án dự án điện mặt trời đã được chấp thuận nhà đầu tư nhưng chưa đưa vào vận hành Tại Thông báo số 92/TB-VPCP của Văn phòng Chính phủ truyền đạt ý kiến Kết luận của Thường trực Chính phủ về Quy hoạch điện VIII nêu rõ: “... Đối với các dự án điện mặt trời đã có trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh mà chưa triển khai thì đưa ra tiêu chí, điều kiện về giá mua điện, hiệu quả kinh tế, ổn định hệ thống điện quốc gia, cân đối vùng, miền để cân nhắc kỹ lưỡng thận trọng, báo cáo Thường trực Chính phủ xem xét quyết định,…”. Tại Tờ trình số 2279/TTr-BCT ngày 29/4/2022, Bộ Công Thương đã không cân đối các nguồn điện mặt trời đã được phê duyệt quy hoạch nhưng chưa đưa vào vận hành (tổng công suất khoảng 6.565 MW) để thực hiện rà soát, đánh giá và báo cáo riêng Thường trực Chính phủ xem xét quyết định. Do tỷ lệ các nguồn năng lượng tái tạo đã khá cao (chiếm tới khoảng 21,8% tổng công suất đặt hệ thống, riêng điện mặt trời quy mô lớn khoảng 6%). Nếu tính thêm khoảng hơn 6.565 MW điện mặt trời sẽ làm tỷ lệ các nguồn năng lượng tái tạo tăng lên tới khoảng gần 26% tổng công suất đặt. Tỷ lệ năng lượng tái tạo như vậy được xem là khá cao so với thực tế vận hành hệ thống điện nhiều nước trên thế giới. Do các nguồn điện mặt trời có đặc tính vận hành không ổn định, số giờ vận hành thấp (khoảng 4 tiếng/ngày) và không thể phát điện vào buổi tối, nên việc phát triển nhiều nguồn điện mặt trời sẽ phải kèm theo nguồn điện dự phòng khác nhằm bù lại sản lượng điện khi các dự án điện mặt trời ngừng phát. Ngoài ra, tỷ lệ năng lượng tái tạo cao còn ảnh hưởng tới công tác vận hành kinh tế các nguồn điện khác như thủy điện, nhiệt điện, tua bin khí. Bộ Công Thương đã đánh giá kỹ tình hình triển khai, tính pháp lý của từng dự án và có Văn bản số 3787/BCT-ĐL ngày 04/7/2022, Văn bản số 412/BCT-ĐL ngày 22/7/2022 báo cáo Thủ tướng Chính phủ về rà soát Quy hoạch điện VIII. Bộ Công Thương xin ý kiến Thường trực Chính phủ xem xét, quyết định về các dự án điện mặt trời như sau: Tổng chi phí đã thực hiện dự án đến thời điểm báo cáo đối với các dự án đã có chủ trương đầu tư và được chấp thuận nhà đầu tư (tổng công suất 2.428,42 MW) ước tính khoảng 12.700 tỷ đồng (chưa tính các dự án các địa phương không cung cấp chi phí đã thực hiện). Trong đó: - Các dự án/phần dự án đã hoàn thành thi công, đã được kiểm tra công tác nghiệm thu nhưng chưa có giá bán điện với tổng công suất 88,5 MW, chi phí đã thực hiện khoảng 2.249,2 tỷ đồng; - Các dự án đã được cấp đất và đã ký hợp đồng mua sắm thiết bị với tổng công suất 490,52 MW, chi phí đã thực hiện khoảng 10.074 tỷ đồng; - Các dự án đã được cấp đất với tổng công suất 45 MW; - Các dự án đang triển khai thủ tục cấp đất với tổng công suất 1.773,2 MW, chi phí đã thực hiện khoảng 374,6 tỷ đồng; - Các dự án chưa triển khai thủ tục cấp đất với công suất 23,2 MW, chi phí đã thực hiện khoảng 25,4 tỷ đồng. Chi tiết chia các nhóm dự án nêu tại Phụ lục kèm theo và Văn bản số 412/BCT-ĐL ngày 22/7/2022 của Bộ Công Thương. Như vậy, các dự án đã có chủ trương đầu tư, đã được chấp thuận nhà đầu tư với tổng công suất 2.428,42 MW đã triển khai trên thực tế ở các giai đoạn khác nhau, một số dự án đã được cấp đất, giao đất, đã ký hợp đồng mua sắm vật tư thiết bị như Bộ Công Thương đã báo cáo tại Văn bản số 412/BCT-ĐL ngày 22/7/2022. Trường hợp không tiếp tục triển khai sẽ gây lãng phí tài sản xã hội, có khả năng dẫn tới kiện tụng đòi bồi thường của nhà nước. Vì vậy, để tránh rủi ro về mặt pháp lý, tránh xảy ra khiếu kiện và đền bù cho các nhà đầu tư, Bộ Công Thương đề xuất tiếp tục phát triển các dự án điện mặt trời đã được chấp thuận nhà đầu tư trong giai đoạn đến năm 2030 với tổng công suất 2.428,42 MW. Trong thời gian đến năm 2030, nếu điều kiện kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia tốt hơn, có thêm các công cụ để điều hành, đảm bảo hấp thụ mức độ cao hơn điện mặt trời và vận hành an toàn, kinh tế các nguồn điện trong hệ thống, hoặc có nhiều nguồn điện chậm tiến độ, phải có giải pháp thay thế, Bộ Công Thương sẽ yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam tính toán, kiểm tra và báo cáo Chính phủ xem xét điều chỉnh (nếu cần). 7. Về năng lực nhập khẩu LNG đến năm 2030 và tổng công suất lắp đặt hệ thống đến năm 2030 Tại thời điểm tính toán các vấn đề kỹ thuật phục vụ ban hành Nghị quyết 55-NQ/TW, tính toán cơ cấu nguồn điện tối ưu chưa xét đến chi phí ngoại sinh (chi phí xã hội phải gánh chịu trong quá trình phát triển điện lực), vì vậy vào năm 2030 nguồn nhiệt điện than chiếm công suất lớn (khoảng 55 GW), nguồn điện khí đạt 22 GW, tổng công suất các nguồn nhiệt điện khoảng 77 GW. Quy hoạch điện VIII rà soát sau Hội nghị COP26, quy mô của các nguồn nhiệt điện than năm 2030 giảm mạnh, đạt 37 GW, thấp hơn 18 GW so với quy mô trong Nghị quyết 55-NQ/TW, phù hợp với xu hướng phát triển của Việt Nam, hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050. Quy hoạch điện VIII đã thay thế công suất điện than này bằng khoảng 14 GW nguồn điện nền sạch hơn là điện LNG, còn lại bù bằng 12-15 GW các nguồn năng lượng tái tạo (do số giờ vận hành các dự án nguồn NLTT chỉ bằng khoảng 1/3 (đối với điện gió) và 1/4 (đối với điện mặt trời) so với các nguồn điện than hoặc khí). Vì vậy, nhu cầu nhập khẩu LNG tăng lên, đạt khoảng 14-18 tỷ m3 vào năm 2030 và khoảng 13-16 tỷ m3 vào năm 2045. Bộ Công Thương thấy rằng Quy hoạch điện VIII cơ bản phù hợp, không vi phạm với mục tiêu nêu tại Nghị quyết 55-NQ/TW. 8. Các vấn đề xin ý kiến Thường trực Chính phủ 8.1. Việc không đưa các dự án nhiệt điện than, khí nêu trên Quy hoạch điện VIII phù hợp với đề nghị của các địa phương, kiến nghị của các chủ đầu tư. Do đó, cơ bản không có rủi ro về mặt pháp lý. Một số chi phí của các Tập đoàn thuộc sở hữu nhà nước đã bỏ ra để khảo sát, chuẩn bị đầu tư dự án, các Tập đoàn có trách nhiệm xử lý theo quy định. Bộ Công Thương xin ý kiến Thường trực Chính phủ việc loại bỏ các dự án điện than không còn phù hợp nêu trên nhằm đáp ứng cam kết của Việt Nam tại Hội nghị COP26. 8.2. Về các dự án điện mặt trời (i) Tiếp tục cho phép triển khai để đưa vào vận hành trong giai đoạn đến năm 2030 các dự án/phần dự án đã được quy hoạch, đã được chấp thuận nhà đầu tư, nhưng chưa vận hành với tổng công suất khoảng 2.428,42 MW. Việc đẩy lùi các dự án này ra sau năm 2030 sẽ gặp phải những rủi ro về mặt pháp lý và kinh phí đền bù cho các nhà đầu tư. Tuy nhiên, các dự án này cần phải tuyệt đối tuân thủ theo đúng các quy định pháp luật về đầu tư, xây dựng, bám sát khả năng hấp thụ của hệ thống điện quốc gia và khả năng giải tỏa công suất của lưới điện; tuân thủ theo đúng cơ chế giá điện tại thời điểm đưa vào vận hành, tự chịu trách nhiệm về hiệu quả dự án theo cơ chế được duyệt. Sau này, nếu các cơ quan thanh tra, kiểm tra phát hiện vi phạm thì sẽ bị xử lý nghiêm theo quy định của pháp luật. Trường hợp vi phạm nghiêm trọng thậm chí rút giấy phép đầu tư, đình chỉ dự án theo các quy định của pháp luật về đầu tư xây dựng. Trong trường hợp được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận các dự án này được tiếp tục triển khai trong giai đoạn đến năm 2030, tổng công suất nguồn điện của hệ thống năm 2030 khoảng 133.878,5 MW đối với phương án cơ sở và khoảng 148.358,5 MW đối với phương án phụ tải cao phục vụ điều hành. (ii) Giãn tiến độ các dự án điện mặt trời đã được quy hoạch nhưng chưa được chấp thuận nhà đầu tư với tổng công suất 4.136,25 MW (đã được Bộ Công Thương báo cáo tại Văn bản số 3787/BCT-ĐL ngày 04 tháng 7 năm 2022) sang giai đoạn sau năm 2030. Định kỳ hàng năm thực hiện rà soát, tính toán khả năng hấp thụ của hệ thống điện quốc gia và khả năng giải tỏa công suất cục bộ, vận hành an toàn kinh tế của hệ thống. Trường hợp cần thiết xem xét báo cáo Chính phủ cho phép đẩy lên giai đoạn trước năm 2030 nếu các nguồn khác chậm tiến độ để đảm bảo cung ứng điện cho phát triển kinh tế - xã hội của đất nước và tranh thủ mức giá ngày càng rẻ của điện mặt trời. 8.3. Nghị quyết 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 có 3 chỉ tiêu liên quan đến điện, đó là: - Tổng công suất của các nguồn điện đến năm 2030 đạt khoảng 125-130 GW. - Sản lượng điện đạt khoảng 550-600 tỷ kWh. - Đủ năng lực nhập khẩu khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) khoảng 8 tỷ m3 vào năm 2030 và khoảng 15 tỷ m3 vào năm 2045. Quy hoạch điện VIII là một phần của Quy hoạch tổng thể phát triển năng lượng quốc gia, trong đó dự kiến: - Tổng công suất quy hoạch của các nguồn điện đến năm 2030 đạt khoảng 148 GW (gồm cả 2.428,42 MW nguồn điện mặt trời nếu được chấp thuận triển khai trước năm 2030). Thực tế triển khai các quy hoạch điện thường không đạt được 100% công suất quy hoạch. - Sản lượng điện đến năm 2030 khoảng 551,3-595,4 tỷ kWh. - Nhu cầu nhập khẩu LNG sẽ ở mức 14-18 tỷ m3 vào năm 2030 và khoảng 13-16 tỷ m3 vào năm 2045, cao hơn so với Nghị quyết 55-NQ/TW do giảm quy mô nhiệt điện than. Như vậy, Bộ Công Thương thấy rằng Quy hoạch điện VIII cơ bản phù hợp, không vi phạm với mục tiêu nêu tại Nghị quyết 55-NQ/TW. Bộ Công Thương xin ý kiến Thường trực Chính phủ về vấn đề này. 8.4. Kiến nghị Thường trực Chính phủ xem xét thông qua đề án Quy hoạch điện VIII với cơ cấu nguồn đến năm 2030 như sau: a) Trường hợp không xem xét đưa 2.428,42 MW công suất các dự án điện mặt trời nêu trên vào vận hành trước năm 2030: cơ cấu chi tiết được nêu tại Tờ trình số 2279/TTr-BCT ngày 29/4/2022. b) Trường hợp tính đến 2.428,42 MW công suất các dự án điện mặt trời nêu trên vận hành trước năm 2030 Tổng công suất các nhà máy điện khoảng 120.995-148.358 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát), trong đó: thủy điện (tính cả thủy điện nhỏ) đạt 26.795-28.946 MW chiếm tỷ lệ 19,5-22,1%; nhiệt điện than 37.467 MW chiếm tỷ lệ 25,3-31%; nhiệt điện khí (tính cả nguồn điện sử dụng LNG) 29.880-38.980 MW chiếm tỷ lệ 24,7-26,3%; năng lượng tái tạo ngoài thủy điện (điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối, ...) 21.666-35.516 MW chiếm tỷ lệ 17,9- 23,9%; nhập khẩu điện 3.937-5.000 MW chiếm tỷ lệ 3,3-3,4%. Bộ Công Thương kính báo cáo Thủ tướng Chính phủ./.
BỘ TRƯỞNG Nguyễn Hồng Diên Tài liệu gửi kèm: - Tờ trình 2279/TTr-BCT ngày 29/4/2022 - Văn bản 3787/BCT-ĐL ngày 4/7/2022 PHỤ LỤC: KẾT QUẢ CÂN BẰNG CÔNG SUẤT VÀ CHIA NHÓM CÁC DỰ ÁN ĐIỆN MẶT TRỜI 1. Kết quả cân bằng công suất các kịch bản tính toán a) Cân bằng công suất kịch bản phụ tải cơ sở (đơn vị - MW) Chỉ tiêu/năm 2025 2030 2035 2040 2045 Nhu cầu toàn quốc (Pmax) 59.389 86.493 113.952 135.596 153.271 Tổng công suất đặt toàn quốc 103.067 131.450 184.360 245.133 305.380 Tổng công suất đặt (không tính ĐMT mái nhà, nguồn đồng phát) 93.862 120.995 172.893 229.650 284.660 Tỷ lệ dự phòng thô 58,0% 39,9% 51,7% 69,4% 85,7% Tỷ lệ dự phòng (không tính điện mặt trời) 43,3% 29,8% 34,2% 41,7% 47,5% NĐ than/biomass/amoniac 28.867 37.467 37.467 37.467 37.467 TBKHH+NĐ khí nội, chuyển dùng LNG/hydrogen 10.886 14.930 14.930 14.930 14.930 TBKHH sử dụng LNG/hydrogen mới 3.500 14.800 28.400 28.400 28.400 Nguồn NĐ linh hoạt chạy khí, hydrogen 0 150 1.800 9.000 15.600 Nhiệt điện + Tua bin khí chạy dầu 561 0 0 0 0 Thủy điện (cả TĐ nhỏ) 25.779 26.795 29.856 31.809 33.319 Điện gió trên bờ, gần bờ 10.700 11.700 19.770 28.270 36.170 Điện gió ngoài khơi 0 0 7.000 20.000 30.000 Điện mặt trời quy mô lớn (MW) 8.736 8.736 19.987 37.471 58.521 Điện sinh khối và NLTT khác 980 1.230 3.090 4.910 5.160 Thủy điện tích năng và pin lưu trữ 0 1.250 4.850 9.650 15.350 Nhập khẩu 3.853 3.937 5.743 7.743 9.743 ĐMT mái nhà 7.755 7.755 8.167 10.983 16.220 NMNĐ cấp cho phụ tải riêng (đồng phát) 1.450 2.700 3.300 4.500 4.500 Tỷ trọng NĐ than/biomass/amoniac 30,8% 31,0% 21,7% 16,3% 13,2% TBKHH+NĐ khí nội, chuyển dùng LNG/hydrogen 11,6% 12,3% 8,6% 6,5% 5,2% TBKHH sử dụng LNG/hydrogen mới 3,7% 12,2% 16,4% 12,4% 10,0% Nguồn NĐ linh hoạt chạy khí, hydrogen 0,0% 0,1% 1,0% 3,9% 5,5% Nhiệt điện + Tua bin khí chạy dầu 0,6% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Thủy điện (cả TĐ nhỏ) 27,5% 22,1% 17,3% 13,9% 11,7% Điện gió trên bờ, gần bờ 11,4% 9,7% 11,4% 12,3% 12,7% Điện gió ngoài khơi 0,0% 0,0% 4,0% 8,7% 10,5% Điện mặt trời quy mô lớn (MW) 9,3% 7,2% 11,6% 16,3% 20,6% Điện sinh khối và NLTT khác 1,0% 1,0% 1,8% 2,1% 1,8% Thủy điện tích năng và pin lưu trữ 0,0% 1,0% 2,8% 4,2% 5,4% Nhập khẩu 4,1% 3,3% 3,3% 3,4% 3,4% b) Cân bằng công suất kịch bản phụ tải cao (đơn vị - MW) Chỉ tiêu/năm 2025 2030 2035 2040 2045 Nhu cầu toàn quốc (Pmax) 61.357 93.343 128.791 162.904 189.917 Tổng công suất đặt toàn quốc 106.699 145.185 219.599 315.929 413.054 Tổng công suất đặt (không tính ĐMT mái nhà, nguồn đồng phát) 97.494 134.730 208.367 298.156 387.875 Tỷ lệ dự phòng thô 58,9% 44,3% 61,8% 83,0% 104,2% Tỷ lệ dự phòng (không tính điện mặt trời) 44,7% 35,0% 42,3% 53,6% 64,2% NĐ than/biomass/amoniac 28.867 37.467 37.467 37.467 37.467 TBKHH+NĐ khí nội, chuyển dùng LNG/hydrogen 10.886 14.930 14.930 14.930 14.930 TBKHH sử dụng LNG/hydrogen mới 3.500 17.900 31.400 31.400 31.400 Nguồn NĐ linh hoạt chạy khí, hydrogen - 150 5.100 19.500 27.300 Nhiệt điện + Tua bin khí chạy dầu 561 - - - - Thủy điện (cả TĐ nhỏ) 26.795 28.946 33.654 34.414 35.139 Điện gió trên bờ, gần bờ 12.716 13.921. 26.600 41.300 55.950 Điện gió ngoài khơi - 4.000 16.000 38.500 64.500 Điện mặt trời quy mô lớn (MW) 8.736 8.736 25.034 47.893 75.987 Điện sinh khối và NLTT khác 980 1.230 3.090 4.960 5.210 Thủy điện tích năng và pin lưu trữ - 2.450 7.350 17.550 28.950 Nhập khẩu 4.453 5.000 7.742 10.242 11.042 ĐMT mái nhà 7.755 7.755 7.932 13.273 20.679 NMNĐ cấp cho phụ tải riêng (đồng phát) 1.450 2.700 3.300 4.500 4.500 Tỷ trọng NĐ than/biomass/amoniac 29,6% 27,8% 18,0% 12,6% 9,7% TBKHH+NĐ khí nội, chuyển dùng LNG/hydrogen 11,2% 11,1% 7,2% 5,0% 3,8% TBKHH sử dụng LNG/hydrogen mới 3,6% 13,3% 15,1% 10,5% 8,1% Nguồn NĐ linh hoạt chạy khí, hydrogen 0,0% 0,1% 2,4% 6,5% 7,0% Nhiệt điện + Tua bin khí chạy dầu 0,6% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Thủy điện (cả TĐ nhỏ) 27,5% 21,5% 16,2% 11,5% 9,1% Điện gió trên bờ, gần bờ 13,0% 10,3% 12,8% 13,9% 14,4% Điện gió ngoài khơi 0,0% 3,0% 7,7% 12,9% 16,6% Điện mặt trời quy mô lớn (MW) 9,0% 6,5% 12,0% 16,1% 19,6% Điện sinh khối và NLTT khác 1,0% 0,9% 1,5% 1,7% 1,3% Thủy điện tích năng và pin lưu trữ 0,0% 1,8% 3,5% 5,9% 7,5% Nhập khẩu 4,6% 3,7% 3,7% 3,4% 2,8% c) Cân bằng công suất kịch bản phụ tải cao phục vụ điều hành (đơn vị - MW) Chỉ tiêu/năm 2025 2030 2035 2040 2045 Nhu cầu toàn quốc (Pmax) 61.357 93.343 128.791 162.904 189.917 Tổng công suất đặt toàn quốc 107.599 156.385 219.599 315.929 413.054 Tổng công suất đặt (không tính ĐMT mái nhà, nguồn đồng phát) 98.394 145.930 208.367 298.156 387.875 Tỷ lệ dự phòng thô 60,4% 56,3% 61,8% 83,0% 104,2% Tỷ lệ dự phòng (không tính điện mặt trời) 46,1% 47,0% 42,3% 53,6% 64,2% NĐ than/biomass/amoniac 28.867 37.467 37.467 37.467 37.467 TBKHH+NĐ khí nội, chuyển dùng LNG/hydrogen 10.886 14.930 14.930 14.930 14.930 TBKHH sử dụng LNG/hydrogen mới 3.500 23.900 31.400 31.400 31.400 Nguồn NĐ linh hoạt chạy khí, hydrogen 0 150 5.100 19.500 27.300 Nhiệt điện + Tua bin khí chạy dầu 561 0 0 0 0 Thủy điện (cả TĐ nhỏ) 26.795 28.946 33.654 34.414 35.139 Điện gió trên bờ, gần bờ 13.616 16.121 26.600 41.300 55.950 Điện gió ngoài khơi 0 7.000 16.000 38.500 64.500 Điện mặt trời quy mô lớn (MW) 8.736 8.736 25.034 47.893 75.987 Điện sinh khối và NLTT khác 980 1.230 3.090 4.960 5.210 Thủy điện tích năng và pin lưu trữ 0 2.450 7.350 17.550 28.950 Nhập khẩu 4.453 5.000 7.742 10.242 11.042 ĐMT mái nhà 7.755 7.755 7.932 13.273 20.679 NMNĐ cấp cho phụ tải riêng (đồng phát) 1.450 2.700 3.300 4.500 4.500 Tỷ trọng NĐ than/biomass/amoniac 29,3% 25,7% 18,0% 12,6% 9,7% TBKHH+NĐ khí nội, chuyển dùng LNG/hydrogen 11,1% 10,2% 7,2% 5,0% 3,8% TBKHH sử dụng LNG/hydrogen mới 3,6% 16,4% 15,1% 10,5% 8,1% Nguồn NĐ linh hoạt chạy khí, hydrogen 0,0% 0,1% 2,4% 6,5% 7,0% Nhiệt điện + Tua bin khí chạy dầu 0,6% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Thủy điện (cả TĐ nhỏ) 27,2% 19,8% 16,2% 11,5% 9,1% Điện gió trên bờ, gần bờ 13,8% 11,0% 12,8% 13,9% 14,4% Điện gió ngoài khơi 0,0% 4,8% 7,7% 12,9% 16,6% Điện mặt trời quy mô lớn (MW) 8,9% 6,0% 12,0% 16,1% 19,6% Điện sinh khối và NLTT khác 1,0% 0,8% 1,5% 1,7% 1,3% Thủy điện tích năng và pin lưu trữ 0,0% 1,7% 3,5% 5,9% 7,5% Nhập khẩu 4,5% 3,4% 3,7% 3,4% 2,8% 2. Chia nhóm các dự án điện mặt trời a) Nhóm các dự án/phần dự án đã hoàn thành xây dựng Có 01 dự án/phần dự án với tổng công suất 88,5 MW đã thi công xong và hoàn thành đầu tư xây dựng, đã được kiểm tra công tác nghiệm thu và đang chờ xác định giá bán điện. Ước tính chi phí phần công suất dự án chưa có giá khoảng 2.249,2 tỷ đồng. b) Nhóm các dự án đã được cấp đất và ký hợp đồng mua sắm thiết bị Có 08 dự án với tổng công suất 490,52 MW đã được cấp đất và đã ký hợp đồng mua sắm thiết bị. Ước tính chi phí đã triển khai thực hiện đến thời điểm báo cáo khoảng 10.074 tỷ đồng. c) Nhóm các dự án đã có chủ trương đầu tư và đã được cấp đất Có 01 dự án với tổng công suất 45 MW đã có chủ trương đầu tư, đã được cấp đất. Chưa rõ chi phí đã triển khai thực hiện đến thời điểm báo cáo do các địa phương không cung cấp được. d) Nhóm các dự án/phần dự án đã có chủ trương đầu tư, đang triển khai thủ tục cấp đất Có 12 dự án/phần dự án với tổng công suất 1.773,2 MW đã có chủ trương đầu tư và đang triển khai thủ tục cấp đất ở các mức độ khác nhau. Ước tính chi phí đã triển khai thực hiện đến thời điểm báo cáo khoảng 374,6 tỷ đồng (chưa kể các dự án chưa rõ chi phí thực hiện do không cung cấp được). đ) Nhóm các dự án/phần dự án đã có chủ trương đầu tư, nhưng chưa triển khai thủ tục cấp đất Có 01 dự án/phần dự án với tổng công suất 23,2 MW đã có chủ trương đầu tư, nhưng chưa triển khai thủ tục cấp đất. Nhu cầu phụ tải giai đoạn 2021-2030 sẽ được Bộ Công Thương thường xuyên cập nhật trong quá hình điều hành, phát triển điện lực và sẽ báo cáo Thủ tướng Chính phủ trong trường hợp có những thay đổi đột biến để đảm bảo công tác điều hành kịp thời. Kết quả dự báo phụ tải giai đoạn 2031-2045 chỉ mang tính định hướng dựa trên những số liệu cập nhật tới thời điểm xây dựng Quy hoạch điện VIII và sẽ được chuẩn xác trong quá trình xây dựng Quy hoạch điện quốc gia giai đoạn 2031-2040, tầm nhìn tới năm 2055. Các Thông báo số: 308/TB-VPCP ngày 09/11/2021; 314/TB-VPCP ngày 20/11/2021; 54/TB-VPCP ngày 26/2/2022; 116/TB-VPCP ngày 17/4/2022 của Văn phòng Chính phủ Thông báo số 308/TB-VPCP ngày 09/11/2021 nêu rõ: “...đánh giá kỹ thêm về mức độ dự phòng nguồn điện tối ưu và hợp lý của hệ thống điện quốc gia và hệ thống điện từng miền, có tính đến phương án điều hành bảo đảm cung ứng điện khi tỷ lệ thực hiện nguồn điện không đạt 100% so với quy hoạch và phương án cân đối dự phòng công suất nguồn điện không tính đến nguồn điện mặt trời”. Mỹ: điện gió và mặt trời 15%. Pháp: điện gió, mặt trời 20%. Nhật Bản: điện gió, mặt trời 7%. Hàn Quốc: điện gió, mặt trời 4%. Trung Quốc: điện gió, mặt trời 24%. Indonesia: điện gió, mặt trời 6%. Thái Lan: điện gió, mặt trời 6%. Công văn 4329/BCT-ĐL năm 2022 báo cáo về các nội dung của Quy hoạch điện VIII do Bộ Công thương ban hành MINISTRY OF INDUSTRY AND TRADE OF VIETNAM SOCIALIST REPUBLIC OF VIETNAM No. 4329/BCT-DL Hanoi, July 25, 2022 To: The Government Implementing tasks approved by the Prime Minister, Ministry of Industry and Trade has cooperated with ministries, departments, and local governments in implementing the Scheme for National electricity development planning during 2021-2030 and vision to 2045 (the 8th Electricity Planning) and presented to the Prime Minister under Presentation No. 1682/TTr-BCT dated March 26, 2021 and Presentation No. 6277/TTr-BCT dated October 8, 2021. Pursuant to Notice No. 92/TB-VPCP dated March 31, 2022 of the Prime Minister publicizing conclusions of the Government regarding the 8th Electricity Planning, Ministry of Industry and trade has fully developed by the Scheme, adopted appraisal procedures as per the Law on Planning and obtained approval from the Appraisal council which is directed by the Deputy Prime Minister Le Van Thanh. On April 29, 2022, the Ministry of Industry and Trade presented the Presentation No. 2279/TTr-BCT approving the Scheme of the 8th Electricity Planning to the Prime Minister. The Ministry of Industry and Trade hereby reports review results of the 8th Electricity Planning as follows: 1. Current conditions of electrical system and implementation of national electricity planning a) Consumption of commercial electricity during 2011-2020 Average commercial electricity growth rate reached 10,7%/year during 2011-2015, 7,7%/year during 2016-2020, 9,6%/year during 20211-2020 (only 3,4% in 2020 alone due to COVID-19). Electricity consumption primarily concentrates in the Northern and Southern regions and accounts for over 90% of total electricity consumption nationwide. The Central Region accounts for less than 10%. Electricity consumption of the Northern Region tends to gradually increase (39,2% in 2011, 44,1% in 2020) while electricity consumption of the Southern Region tends to gradually decrease(51,1% in 2011, 47% in 2020). b) Electricity source development ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. c) Development of renewable energy (i) Solar power projects During 2016-2020, total number of solar power projects approved for additional planning is 175 projects with total capacity of 19.126 MWp (equivalent to approximately 15.400 MW ac). Projects approved for additional planning are primarily located in the Central and Southern regions (accounting for more than 96%). To be specific: - There are 58 projects whose planning is approved by the Prime Minister (13.337 MWp, 11.080 MW), among which, 55 projects (12.727 MWp, 10.181 MW) are primarily located in the Central Region and the Southern Region (accounting for 95%) and 3 projects (610 MWp, 488 MW) are located in the Northern Region. There are 21 projects (5.771 MWp, 4.711 MW) that have been brought into operation (42,5% of all projects) and are all located in the Central and Southern Region. - There are 117 projects whose planning is approved by the Prime Minister (5.277 MWp, 4.221 MW), among which, 110 projects (5.034 MWp, 4.208 MW) are located in the Central Region and the Southern Region (accounting for 95%) and 7 projects (243 MWp, 194 MW) are located in the Northern Region. There are 110 projects (5.032 MWp, 4.025 MW) that have been brought into operation (95% of all projects), among which, there are 106 projects (4.873 MWp, 3.898 MW) that are located in the Central and Southern regions. (ii) Wind energy projects The revised 7th Electricity Planning has approved the list of electricity sources and electrical grids for connection for11.741 MW/188 wind energy projects. Currently, 146 projects/8.171,48 MW have had power purchase agreements signed. Before October 31, 2021 (which is the expiry date of preferential treatment according to Decision No. 39/2018/QD-TTg dated September 10, 2018 of the Prime Minister), 88 wind energy projects with total capacity of 4.119,9 MW have entered into operation. Approximately 99% of wind energy projects (187 projects/11.621 MW) approved for additional planning is primarily located in the Central and Southern regions with only approximately 1% of wind energy projects approved for additional planning are located in the Northern Region. d) Electrical grid development By the end of 2020, 8.527 km of 500 kV power line, 18.477 km of 220 kV power line, 37 substations of 500 kV/total capacity of 42.900 MVA, and 136 substations of 220 kV/total capacity of 67.824 MVA have been installed nationwide. In addition, 886 substations, 24.318 km of 110 kV power line, 360.000 km of medium-voltage electrical grid, 350.000 km of low-voltage electrical grid are installed in order to supply power for 28,94 million customers, 100% number of communes, 99,47% number of households (99,18% number of households in rural areas). ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. - Total installed capacity of electrical system must meet peak load demand of the entire country while reserve capacity of the system remains unimpressive (9,06% in wet seasons and approximately 8,16% in dry seasons). - Various electricity sources are behind progress (in the Northern Region, more than 3.000 MW of thermal electricity sources are behind progress; in the Southern Region, more than 3.600 MW of thermal electricity sources are behind progress); - Developed electricity sources do not conform to load distribution. Electricity source growth in the Northern Region is lower than the peak capacity growth (9,3% compared to 4,7%), electricity source growth in the Central and Southern regions is vastly higher than the peak capacity growth (the Southern Region exceeds by nearly 14 GW of solar power sources, including rooftop solar power). - Electricity sources are not evenly distributed across the regions (thermal electricity is primarily located in the Northern Region, hydroelectricity is primarily located in the Central Region, and thermal gas electricity is primarily located in the Southern Region). - Electrical grids face difficulties in operation; some areas of 220 kV and 110 KV electrical grids are full and even overloaded, fail to meet N-1 criterion regarding reliability and underlying risks in operation of electricity system. - Electrical grid development rate is slower than electricity source development rate and lacks the sync with renewable energy sources. e) Implementation results of the revised 7th Electricity Planning - Percentage of implementation of major electricity sources (gas, coal) which play a vital role in ensuring security of electricity supply and as the base-load is low (63%) thereby leading to shortage of supply and low reserve capacity. - Implemented solar power exceeds the planning goals and is primarily located in the Central and Southern regions. ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 2. Results and limitations a) Results - Ensure major balance of national energy security during 2016-2020. - Electricity source scale of Vietnam in 2020 increases by 2 times compared to 2015. - Renewable energy (wind power, solar power) is developed extensively in order to reduce green house gas and supply electricity. - Investment in electricity supply infrastructure is developed extensively which helps bring electricity to every corner of the country with 100% communes and wards are powered from the national electrical grid (99,479% of nationwide households are powered). - Grid connection with neighboring countries are maintained; electricity import continues to be the priority. - Types of ownership engaging in electricity investment and development diversify thereby reducing investment in electricity development from the budget. - Use energy more effectively and efficiently (elasticity coefficients reduced from 1,84 times in 2011-2015 to 1,44 times in 2016-2020). ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. - Energy industry becomes a dynamic economic sector that contributes towards national socio-economic development, etc. b) Limitations - Electricity source development has not conformed to the distribution and development of load thereby causing regional supply - demand imbalance and pressuring interregional transmission grid. - Major electricity sources are behind progress thereby causing a shortage of base-load electricity sources. - Reserve capacity of the system is relatively low, in turns hindering operation and requiring load shedding. - 24,3% of total capacity and 44% of consumed power of wind power and solar power causes difficulty in economic operation of electrical system and affects operation of coal-fired, gas-fired thermal electricity. - Electricity produced from coal-fired thermal electricity makes up the majority (approximately 50% of total electricity produced) and should be limited in the long term. - Transmission grid development has not been one step ahead to effectively utilize electricity sources; electrical grid has not been promptly developed and projects have not been implemented for the long term. - Electricity price is not compelling enough to attract investment and promote, create drive for effective and efficiency use of electricity. ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. - Project developers of domestic and foreign electricity sources are technically and financially incompetent thereby causing the projects to be prolonged, etc. c) Limitations in planning coordination and implementation - State management of planning remains ineffective. - Regulations on planning and investment are incomplete, inconsistent, outdated by current practice and resources for implementation, and plagued with difficulties and overlapping matters. - Level of compliance with planning is not high enough. Cooperation and support of local government are lacking; resource allocation is slow causing planning to be ruined in reality. - Procedures for resolving difficulties relating to investment of competent authorities are excessive in length; guiding documents are generic and not going into the details, etc. - Inspection, supervision, and expedition as per planning have not been effective or implemented on a regular basis. 3. Electricity load forecasting Electricity load forecasting is implemented with 3 scenarios corresponding to 3 GPD growth scenarios in each stage until 2045 set forth under Document of the 13th National Congress of the Communist Party. GDP growth rate in stages is as follows: ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. GDP growth scenario/stage 2016-2020 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040 2041-2045 Low Scenario 5,9 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 5,8 5,2 4,8 4,1 Moderate Scenario 5,9 6,8 6,4 6,0 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 5,5 High Scenario 5,9 7,5 7,2 6,6 6,1 6,1 Electricity load forecasting results are as follows: ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. - Commercial electricity: Approximately 335,0-346,6 billion kWh by 2025; approximately 491,2-530,4 billion kWh by 2030; approximately 651,3-736,9 billion kWh by 2035; approximately 779,7-938,3 billion kWh by 2040, and approximately 886,9-1.101,1 billion kWh by 2045. Electricity load growth forecasting in 3 scenarios Growth scenario 2021-2025 2026-2030 2031-2035 2036-2040 2041-2045 Growth rate of commercial electricity from time to time (%) ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 8,43 7,14 4,80 2,99 1,76 Base load Scenario 9,09 7,95 5,80 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 2,61 High load Scenario 9,84 8,88 6,80 4,95 3,25 Growth rate of peak capacity from time to time (%) Low load Scenario ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 7,14 4,80 2,99 1,76 Base load Scenario 8,97 7,84 5,73 3,61 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. High load Scenario 9,73 8,73 6,66 4,81 3,11 4. Electricity development solutions presented by Ministry of Industry and Trade On the basis of implementing conclusions of the Government at the meeting regarding the 8th Electricity Planning, commitment of the Prime Minister at the COP26, remarks of the Deputy Prime Minister Le Van Thanh at meetings regarding completion of the 8th Electricity Planning, which require adherence to solutions for reducing greenhouse gas emissions in order to achieve net zero emission by 2050 according to commitment of the Prime Minister at the COP26, additional consideration for offshore wind power, further assessment of optimal and reasonable electricity source reservation of the national and regional electricity system, taking into account operational solutions to guarantee electricity supply when electricity source operation does not meet 100% of the planning and reserve capacity balancing solutions without taking into account solar power sources, Ministry of Industry and Trade updated, reviewed, and reassessed feasibility of electricity sources (especially coal-fired electricity sources that have not been handed over to project developers or have been handed over to project developers but are requested by project developers/local governments to cease implementation); propose electricity source development program in order to supply electricity for socio-economic development from time to time and fulfill long-term goals of Vietnam. 4.1. Rules for setting up electricity development program ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. (ii) Develop electricity sources and electrical grids simultaneously; invest in electricity development equally in regions and areas on the basis of reasonable and effective use of primary energy resources of each region and area; refrain from building new interregional transmission lines. (iii) Adhere to Resolutions of the 13th National Congress of the Communist Party, Resolutions, Action programs, and directions of heads of all levels regarding green and sustainable electricity development. Ensure inheritance of appropriate details of the revised 7th Electricity Planning. (iv) Prioritize domestically extracted gas for powering electricity production in order to improve autonomy in electricity production and make gradual transition to power-to-gas when the technology is verified. Improve autonomy of electricity sector, minimize dependence on foreign countries for primary fuel. (v) Ensure commitments of the Prime Minister at the COP26 regarding carbon neutral by 2050; minimize coal-fired thermal power plants in order to minimize CO2 emission; restrict development of new coal-fired thermal power plants after 2030; consider conversion of several projects form coal fuel to LNG. Develop gas-fired thermal electricity using import LNG on an appropriate scale. (vi) Promote development of renewable energy sources with reasonable costs while ensuring safe operation of electrical systems and economic properties of electrical systems. Prioritize development of renewable energy in a self-sustaining, on-site consumption manner without generating electricity on the national grid. (vii) Promote development of pumped-storage hydroelectricity, hydroelectricity in hydroelectric reservoirs and natural reservoirs to regulate load, reserve capacity, and utilize hydropower. research other renewable energy such as geothermal energy, tidal energy, etc. (viii) Prioritize development of electricity produced by waste, solid waste, biomass, and cogeneration in order to remediate the environment, utilize agricultural by-products, promote afforestation and increase energy efficiency. (ix) Increase electricity import from neighboring countries in the medium and long term; increase investment in utilization of foreign electricity sources. (x) Review and research future nuclear energy development potentials. ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Ministry of Industry and Trade has made calculations based on 3 scenarios, including: Base load Scenario, High load Scenario, and High load Scenario serving operation. In which, the High load Scenario serving operation introduces approximately 15% of reserve capacity for the additional electricity sources during 2021-2030 compared to High load Scenario (corresponding to 85% of planning implementation rate of the High load Scenario in 2030) for cases where electricity source investment is not implemented 100%. High load Scenario serving operation will guarantee electricity supply in case BOT electricity source projects fail to be implemented. To be specific: a) Base load Scenario Total capacity of power plants in Base load Scenario is 120.995 MW by 2030 and 284.660 MW by 2045 (excluding rooftop solar power installation and cogeneration). In which, coal-fired thermal electricity reaches 37.467 MW (31%) by 2030 and maintains until 2045 (13,2%); LNG electricity reaches 14.800 MW (12,2%) by 2030 and 28.400 MW (10%) by 2035 and maintains until 2045; land-based wind power reaches 11.700 MW (9,7%) by 2030 and 36.170 MW (12,7%) by 2045; offshore wind power remains undeveloped until 2030, reaches 30.000 MW (10,5%) by 2045; large-scale solar power remains at 8.736 MW (7,2%) by 2030 and reaches approximately 58.521 MW (20,6%) by 2045; biomass electricity and other renewable energy reaches 1.230 MW (1%) by 2030 and 5.160 MW (1,8%) by 2045; pumped-storage hydroelectricity and batteries reach 1.250 MW (1%) by 2030 and 5.160 MW (1,8%) by 2045. Details are under the attached Appendix. b) High load Scenario Total capacity of power plants in High load Scenario is 134.730 MW by 2030 and 387.875 MW by 2045 (excluding rooftop solar power installation and cogeneration). In which, coal-fired thermal electricity reaches 37.467 MW (27,8%) by 2030 and maintains until 2045 (9,7%); LNG electricity reaches 17.900 MW (13,3%) by 2030 and 31.400 MW (15,1%) by 2035 and maintains until 2045 (8,1%); land-based wind power reaches 13.921 MW (10,3%) by 2030 and 55.950 MW (14,4%) by 2045; offshore wind power reaches 4.000 MW (3%) by 2030 and 64.500 MW (16,6%) by 2045; large-scale solar power remains at 8.736 MW (6,5%) by 2030 and reaches approximately 75.987 MW (19,6%) by 2045; biomass electricity and other renewable energy reaches 1.230 MW (0,9%) by 2030 and 5.210 MW (1,3%) by 2045; pumped-storage hydroelectricity and batteries reach 2.450 MW (1,8%) by 2030 and 28.950 MW (7,5%) by 2045. Details are under the attached Appendix. c) High load Scenario serving operation In 2030, total capacity of power plants reaches 145.930 MW (excluding rooftop solar power installation and cogeneration sources). In which, coal-fired thermal electricity reaches 37.467 MW (25,7%) by 2030 and maintains until 2045 (9,7%); LNG electricity reaches 23.900 MW (16,4%) by 2030 and 31.400 MW (15,1%) by 2035 and maintains at 31.400 MW (8,1%) until 2045; land-based wind power reaches 16.121 MW (11%) by 2030 55.950 MW (14,4%) by 2045; offshore wind power reaches 7.000 MW (4,8%) by 2030 and 66.500 MW (16,6%) by 2045; large-scale solar power remains at 8.736 MW (6%) by 2030 and reaches approximately 76.000 MW (19,6%) by 2045; biomass electricity and other renewable energy reaches 1.230 MW (0,8%) by 2030 and 5.210 MW (1,3%) by 2045; pumped-storage hydroelectricity and batteries reach 2.450 MW (1,7%) by 2030 and 28.950 MW (7,5%) by 2045. Details are under the attached Appendix. Remarks about calculation scenarios: Year ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 2030 2045 Base load Scenario High load Scenario High load Scenario for operation Base load Scenario High load Scenario High load Scenario for operation Total installed capacity (excluding rooftop solar power and cogeneration sources) ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 120.995 134.730 145.930 284.660 387.875 387.875 Reserve percentage (excluding solar power)/Total installed capacity % 39,90 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 47,00 47,50 64,20 64,20 Percentage of land-based wind power capacity/Total installed capacity % 9,7 10,3 11 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 14,4 14,4 Percentage of offshore wind power capacity/Total installed capacity % 0 3 4,8 10,5 16,6 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Percentage of solar power capacity/Total installed capacity % 7,2 6,5 6 20,6 16,1 19,6 Percentage of electricity generated by renewable energy/Total installed capacity ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 28,9 30,7 33,4 44,6 54,3 54,3 Percentage of renewable energy in total % 16,4 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 18,2 27,3 30,2 30,2 CO2 emission Million tonne ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 175 175 5. Review of coal-fired and gas electricity which were included in the revised 7th Electricity Planning but not in the 8th Electricity Planning (according to request for implementation of commitment at the COP26) Among the total coal-fired thermal electricity capacity of 14.120 MW not included in the 8th Electricity Planning, 8.420 WM was assigned to state-owned corporations as project developers, including: EVN is assigned with 3.600 MW (Quang Trach II, Tan Phuoc I and Tan Phuoc II), Vietnam National Oil and Gas Group is assigned with 1.980 MW (Long Phu III), Vinacomin is assigned with 2.840 MW (Cam Pha III, Hai Phong III and Quynh Lap I); investment projects of BOT model is 4.500 MW (Quynh Lap II, Vung Ang 3, Long Phu II) and 1.200 MW (Quang Ninh III) is not assigned to investors. During review and assessment of legal issues that arise as a result of failure to consider development of the aforementioned coal-fired electricity projects, Ministry of Industry and Trade deems legal risks in projects whose project developers are state-owned corporations non-existent, costs incurred by the corporations insignificant and to be dealt with as per the law. With respect to 3 investment projects following BOT model, project developers of Vung Ang 3 and Long Phu II already applied for withdrawal from the projects and were approved by the Prime Minister so that investors can cease project development (Document No. 1771/TTg-CN allowing Samsung C&T Company to cease Vung Ang 3 Project; Document No. 852/TTg-CN allowing TATA Power Company to cease Long Phu II Project). The new Quynh Lap II BOT Project is assigned to Posco Energy Company by the Prime Minister for research and development of Quynh Lap II Thermal Power Plant with capacity of 2x600 MW in BOT model under Document No. 623/TTg-CN dated May 4, 2017. Posco Energy Company has not been officially assigned as the project developer. Posco Energy has promulgated numerous documents verifying their departure from research and development of coal-fired Quynh Lap II Project and their proposal for transition to LNG fuel and increase in Project capacity. Currently under the 8th Electricity Planning, Quynh Lap area is considered for development of a Quynh Lap LNG project for 2026-2030. However, since the Law on Public-Private Partnership (PPP) has entered into force, whether or not the project is developed following BOT model and whether or not Posco Energy is allowed to act as project developer entirely depend on the Law on PPP and guiding documents thereof. Gas electricity projects include Kien Giang I and II Combined Cycle Gas Turbine Projects with capacity of 2x750 MW, PVN as project developer, expected operation in 2021-2022. Currently, costs incurred by PVN to develop these projects are approximately 1 billion VND. These projects are not taken into account in the draft 8th Electricity Planning until 2030 due to unidentified fuel sources. PVN is responsible for dealing with investment preparation costs as per the law. 6. Solar power projects that have had approved investors but have not been brought into operation Under Notice No. 92/TB-VPCP of the Government Office on conclusion of the Government regarding the 8th Electricity Planning, regarding solar power projects that have been included in the revised 7th Electricity Planning but not brought into operation, introduce criteria and conditions for electricity purchase price, economic effectiveness, stability of the national electrical system, regional balance in order to take into serious consideration and report to the Government. ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Ministry of Industry and Trade has thoroughly assessed the implementation and legality of each project, promulgated Document No. 3787/BCT-DL dated July 4, 2022 and Document No. 412/BCT-DL dated July 22, 2022, and reported to the Prime Minister regarding review of the 8th Electricity Planning. Ministry of Industry and Trade hereby requests remarks of the Government about solar power projects as follows: Total costs incurred in the projects by the time of report for projects that have had investment guidelines and approved investors (total capacity of 2.428,42 MW) are estimated at approximately 12.700 billion VND (excluding implemented projects which are not funded by local governments). In which: - Projects/parts of projects that have been built, inspected for their commissioning process but have not had electricity price regulated have total capacity of 88,5 MW and have incurred costs of approximately 2.249,2 billion VND; - Projects that have been provided with land and entered into equipment procurement agreement have total capacity of 490,52 MW and incurred costs of approximately 10.074 billion VND; - Projects that have been provided with land have total capacity of 45 MW; - Projects that are having procedures for land provision adopted have total capacity of 1.773,2 MW and incurred costs of approximately 374,6 billion VND; - Projects that do not have procedures for land provision adopted have total capacity of 23,2 MW and incurred costs of approximately 25,4 billion VND. Details on the projects are mentioned under Appendix attached hereto and Document No. 412/BCT-DL dated July 22, 2022 of the Ministry of Industry and Trade. ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. In order to avoid legal risks, prevent lawsuits, and compensate the investors, Ministry of Industry and Trade proposes continuing development of solar power projects whose investors have been approved (including built projects) until 2030 with total capacity of 2.428,42 MW. During the period that leads to 2030, if technical conditions of the national electrical grid improve, obtain more equipment for operating and absorbing more solar energy, and safety and efficiently operate electrical sources in the system or if multiple electrical sources are behind progress and requiring replacement, Ministry of Industry and Trade shall request EVN to calculate, inspect, and report to the Government for adjustment (if needed). 7. Regarding LNG import capacity until 2030 and total installed capacity until 2030 External costs (social costs to be incurred during electricity development) have not been taken into account when calculating technical matters in order to promulgate Resolution No. 55-NQ/TW and calculating optimal electrical sources, hence in 2030, coal-fired thermal electricity accounts for approximately 55 GW, wind power accounts for 22 GW and total capacity of thermal electricity sources accounts for approximately 77 GW. According to the review of the 8th Electricity Planning following the COP26, the scale of coal-fired thermal electricity sources in 2030 reduces drastically to 37 GW, 18 GW lower than the scale under Resolution No. 55-NQ/TW, conforming to development trend of Vietnam, aiming for net zero emission by 2050. The 8th Electricity Planning has replaced this coal-fired thermal electricity with approximately 14 GW of LNG and make up for the rest with 12-15 GW of renewable energy (due to the fact that number of operating hours per day of wind power only equals 1/3 of that of coal-fired or gas electricity; number of operating hours per day of solar power only equals 1/4 of that of coal-fired or gas electricity). Thus, LNG import demands will surge to approximately 14-18 m3 in 2030 and approximately 13-16 m3 by 2045. Ministry of Industry and Trade deems the 8th Electricity Planning appropriate and not violating objectives set forth under Resolution No. 55-NQ/TW. 8. Issues requiring remarks of the Government 8.1. The exclusion of the aforementioned coal-fired and gas-fired thermal electricity projects in the 8th Electricity Planning is suitable with propositions of local governments and project developers. Legal risks are essentially absent. State-owned corporations are responsible for dealing costs incurred for surveying and preparing for project investment as per the law. Ministry of Industry and Trade hereby requests remarks of the Government about exclusion of aforementioned coal-fired thermal electricity projects that are no longer suitable in order to fulfill Vietnam’s commitment at the COP26. 8.2. Regarding solar power projects ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. However, these projects must entirely comply with regulations and law on investment, construction, adhere to absorption capacity of the national electrical grid and the ability to release capacity of electrical grids; strictly comply with price structures at the time of operation, and assume responsibilities for project effectiveness according to approved regulations. Any violation discovered by inspecting authorities will be met with strict actions as per the law. In case of serious violations, revoke investment certificate and suspend projects in accordance with construction investment laws. If the Prime Minister approves these projects for implementation until 2030, total electricity source capacity of the system in 2030 is approximately 133.878,5 MW for basic solution and approximately 148.358,5 MW for high-load solutions. (ii) Stretch progress of solar power projects that have been in planning but have not had approved investors with total capacity of 4.136,25 MW (reported by Ministry of Industry and Trade under Document No. 3787/BCT-DL dated July 4, 2022) to the period following 2030. On an annual basis, review and calculate absorption ability of the national electrical grid, localized capacity release, and economic operation of the system. If necessary, report and request the Government to push to the period preceding 2030 if other sources are delayed in order supply sufficient socio-economic development of Vietnam and take advantage of cheap solar power rates. 8.3. Resolution No. 55-NQ/TW dated February 11, 2020 of the Politburo presents 3 electricity-related criteria which are: - Total capacity of electricity sources by 2030 reaches approximately 125-130 GW. - Electricity production reaches approximately 550-600 billion kWh. - Be capable of importing approximately 8 billion m3 of LNG by 2030 and approximately 15 billion m3 of LNG by 2045. The 8th Electricity Planning becomes a part of the General national energy development planning, in which it is expected that: - Total planning capacity of electricity sources by 2030 reaches approximately 148 GW (including 2.428,42 MW of solar power if approved for implementation before 2030). In reality, electricity planning implementation usually does not yield 100% of planning capacity. ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. - LNG import demand reaches 14-18 billion m3 by 2030 and approximately 13-16 m3 by 2045 which is higher than that under Resolution No. 55-NQ/TW due to reduced coal-fired thermal electricity scale. Hence, Ministry of Industry and Trade deems the 8th Electricity Planning is appropriate and not violating objectives set forth under Resolution No. 55-NQ/TW. Ministry of Industry and Trade hereby requests remarks of the Government about this issue. 8.4. Hereby requests the Government to consider and approve the scheme for the 8th Electricity Planning with electricity source composition until 2030 as follows: a) If 2.428,42 MW of capacity of the aforementioned solar power projects are not brought into operation before 2030: detail composition is specified under Presentation No. 2279/TTr-BCT dated April 29, 2022. b) If 2.428,42 MW of capacity of the aforementioned solar power projects are brought into operation before 2030 Total capacity of power plants is approximately 120.995-148.358 MW (excluding rooftop solar power installation and cogeneration sources), in which: hydroelectricity (including small hydro) reaches 26.795-28.946 MW or19,5-22,1%; coal-fired thermal electricity reaches 37.467 MW or25,3-31%; gas-fired thermal electricity (including those using LNG) reaches 29.880-38.980 MW or 24,7-26,3%; non-hydroelectricity renewable energy (wind power, solar power, biomass, etc.) reaches 21.666-35.516 MW or 17,9-23,9%; electricity import reaches 3.937-5.000 MW or 3,3-3,4%. For your information./. ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Attached document: - Presentation No. 2279/TTr-BCT dated April 29, 2022 - Document No. 3787/BCT-DL dated July 4, 2022 APPENDIX: CAPACITY BALANCE AND GROUPING RESULTS OF SOLAR POWER PROJECTS 1. Capacity balance results of calculation scenarios a) Capacity balance in base load scenario (unit - MW) Criteria/year ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 2030 2035 2040 2045 National demand (Pmax) 59.389 86.493 113.952 135.596 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Total installed capacity nationwide 103.067 131.450 184.360 245.133 305.380 Total installed capacity (excluding rooftop solar power and cogeneration sources) 93.862 120.995 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 229.650 284.660 Raw reserve percentage 58,0% 39,9% 51,7% 69,4% 85,7% Reserve percentage (excluding solar power) ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 29,8% 34,2% 41,7% 47,5% Coal-fired thermal electricity/biomass/ammonia electricity 28.867 37.467 37.467 37.467 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Combined Cycle Gas Turbine + domestic gas thermal electricity, transition to LNG/hydrogen 10.886 14.930 14.930 14.930 14.930 Combined Cycle Gas Turbine using new LNG/hydrogen 3.500 14.800 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 28.400 28.400 Thermal electricity running on gas, hydrogen 0 150 1.800 9.000 15.600 Thermal electricity - Gas turbines running on oil ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 0 0 0 0 Hydroelectricity (including small hydro) 25.779 26.795 29.856 31.809 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Land-based, coastal wind power 10.700 11.700 19.770 28.270 36.170 Offshore wind power 0 0 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 20.000 30.000 Large-scale solar power (MW) 8.736 8.736 19.987 37.471 58.521 Electricity of biomass and other renewable energy ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 1.230 3.090 4.910 5.160 Pumped-storage hydroelectricity and batteries 0 1.250 4.850 9.650 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Imported 3.853 3.937 5.743 7.743 9.743 Rooftop solar power 7.755 7.755 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 10.983 16.220 Thermal electricity plant powering separate load (cogeneration) 1.450 2.700 3.300 4.500 4.500 Percentage ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Coal-fired thermal electricity/biomass/ammonia electricity 30,8% 31,0% 21,7% 16,3% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Combined Cycle Gas Turbine + domestic gas thermal electricity, transition to LNG/hydrogen 11,6% 12,3% 8,6% 6,5% 5,2% Combined Cycle Gas Turbine using new LNG/hydrogen 3,7% 12,2% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 12,4% 10,0% Thermal electricity running on gas, hydrogen 0,0% 0,1% 1,0% 3,9% 5,5% Thermal electricity - Gas turbines running on oil ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% Hydroelectricity (including small hydro) 27,5% 22,1% 17,3% 13,9% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Land-based, coastal wind power 11,4% 9,7% 11,4% 12,3% 12,7% Offshore wind power 0,0% 0,0% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 8,7% 10,5% Large-scale solar power (MW) 9,3% 7,2% 11,6% 16,3% 20,6% Electricity of biomass and other renewable energy ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 1,0% 1,8% 2,1% 1,8% Pumped-storage hydroelectricity and batteries 0,0% 1,0% 2,8% 4,2% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Imported 4,1% 3,3% 3,3% 3,4% 3,4% b) Capacity balance in high load scenario (unit - MW) Criteria/year 2025 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 2035 2040 2045 National demand (Pmax) 61.357 93.343 128.791 162.904 189.917 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 106.699 145.185 219.599 315.929 413.054 Total installed capacity (excluding rooftop solar power, cogeneration) 97.494 134.730 208.367 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 387.875 Raw reserve percentage 58,9% 44,3% 61,8% 83,0% 104,2% Reserve percentage (excluding solar power) 44,7% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 42,3% 53,6% 64,2% Coal-fired thermal electricity/biomass/ammonia electricity 28.867 37.467 37.467 37.467 37.467 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 10.886 14.930 14.930 14.930 14.930 Combined Cycle Gas Turbine using new LNG/hydrogen 3.500 17.900 31.400 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 31.400 Thermal electricity running on gas, hydrogen - 150 5.100 19.500 27.300 Thermal electricity - Gas turbines running on oil 561 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. - - - Hydroelectricity (including small hydro) 26.795 28.946 33.654 34.414 35.139 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 12.716 13.921. 26.600 41.300 55.950 Offshore wind power - 4.000 16.000 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 64.500 Large-scale solar power (MW) 8.736 8.736 25.034 47.893 75.987 Electricity of biomass and other renewable energy 980 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 3.090 4.960 5.210 Pumped-storage hydroelectricity and batteries - 2.450 7.350 17.550 28.950 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 4.453 5.000 7.742 10.242 11.042 Rooftop solar power 7.755 7.755 7.932 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 20.679 Thermal electricity plant powering separate load (cogeneration) 1.450 2.700 3.300 4.500 4.500 Percentage ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Coal-fired thermal electricity/biomass/ammonia electricity 29,6% 27,8% 18,0% 12,6% 9,7% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 11,2% 11,1% 7,2% 5,0% 3,8% Combined Cycle Gas Turbine using new LNG/hydrogen 3,6% 13,3% 15,1% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 8,1% Thermal electricity running on gas, hydrogen 0,0% 0,1% 2,4% 6,5% 7,0% Thermal electricity - Gas turbines running on oil 0,6% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 0,0% 0,0% 0,0% Hydroelectricity (including small hydro) 27,5% 21,5% 16,2% 11,5% 9,1% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 13,0% 10,3% 12,8% 13,9% 14,4% Offshore wind power 0,0% 3,0% 7,7% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 16,6% Large-scale solar power (MW) 9,0% 6,5% 12,0% 16,1% 19,6% Electricity of biomass and other renewable energy 1,0% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 1,5% 1,7% 1,3% Pumped-storage hydroelectricity and batteries 0,0% 1,8% 3,5% 5,9% 7,5% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 4,6% 3,7% 3,7% 3,4% 2,8% c) Balance capacity of high load scenario serving operation (unit - MW) Criteria/year 2025 2030 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 2040 2045 National demand (Pmax) 61.357 93.343 128.791 162.904 189.917 Total installed capacity nationwide ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 156.385 219.599 315.929 413.054 Total installed capacity (excluding rooftop solar power, cogeneration) 98.394 145.930 208.367 298.156 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Raw reserve percentage 60,4% 56,3% 61,8% 83,0% 104,2% Reserve percentage (excluding solar power) 46,1% 47,0% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 53,6% 64,2% Coal-fired thermal electricity/biomass/ammonia electricity 28.867 37.467 37.467 37.467 37.467 Combined Cycle Gas Turbine + domestic gas thermal electricity, transition to LNG/hydrogen ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 14.930 14.930 14.930 14.930 Combined Cycle Gas Turbine using new LNG/hydrogen 3.500 23.900 31.400 31.400 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Thermal electricity running on gas, hydrogen 0 150 5.100 19.500 27.300 Thermal electricity - Gas turbines running on oil 561 0 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 0 0 Hydroelectricity (including small hydro) 26.795 28.946 33.654 34.414 35.139 Land-based, coastal wind power ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 16.121 26.600 41.300 55.950 Offshore wind power 0 7.000 16.000 38.500 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Large-scale solar power (MW) 8.736 8.736 25.034 47.893 75.987 Electricity of biomass and other renewable energy 980 1.230 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 4.960 5.210 Pumped-storage hydroelectricity and batteries 0 2.450 7.350 17.550 28.950 Imported ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 5.000 7.742 10.242 11.042 Rooftop solar power 7.755 7.755 7.932 13.273 ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Thermal electricity plant powering separate load (cogeneration) 1.450 2.700 3.300 4.500 4.500 Percentage ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Coal-fired thermal electricity/biomass/ammonia electricity 29,3% 25,7% 18,0% 12,6% 9,7% Combined Cycle Gas Turbine + domestic gas thermal electricity, transition to LNG/hydrogen ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 10,2% 7,2% 5,0% 3,8% Combined Cycle Gas Turbine using new LNG/hydrogen 3,6% 16,4% 15,1% 10,5% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Thermal electricity running on gas, hydrogen 0,0% 0,1% 2,4% 6,5% 7,0% Thermal electricity - Gas turbines running on oil 0,6% 0,0% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 0,0% 0,0% Hydroelectricity (including small hydro) 27,2% 19,8% 16,2% 11,5% 9,1% Land-based, coastal wind power ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 11,0% 12,8% 13,9% 14,4% Offshore wind power 0,0% 4,8% 7,7% 12,9% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. Large-scale solar power (MW) 8,9% 6,0% 12,0% 16,1% 19,6% Electricity of biomass and other renewable energy 1,0% 0,8% ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 1,7% 1,3% Pumped-storage hydroelectricity and batteries 0,0% 1,7% 3,5% 5,9% 7,5% Imported ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. 3,4% 3,7% 3,4% 2,8% 2. Grouping of solar power projects a) Projects/parts of projects with completed construction There is 1 project/part of project with total capacity of 88,5MW that has been built, invested for construction, undergoing commissioning, and awaiting electricity price. Part of project whose price has not been priced is estimated at approximately 2.249,2 billion VND. b) Projects that have been assigned with land and entered into equipment purchase agreement There are 8 projects with total capacity of 490,52 MW that have been assigned with land and entered into equipment purchase agreement. Incurred costs are estimated at approximately 10.074 billion VND at the time of reporting. ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. There is 1 project with total capacity of 45 MW that has had investment guidelines and assigned with land. Incurred costs are not provided by local governments and hence unidentified at the time of reporting. d) Projects/parts of projects that have had investment guidelines and are adopting procedures for land assignment There are 12 projects/parts of projects with total capacity of 1.773,2 MW that have had investment guidelines and are adopting land assignment procedures in various levels. Incurred costs are estimated approximately at 374,6 billion VND at the time of reporting (excluding projects with unidentified costs). dd) Projects/parts of projects that have had investment guidelines but have not adopted land assignment procedures There is 1 project/part of project with total capacity of 23,2 MW that has had investment guidelines but has not adopted land assignment procedures. Load demand of 2021-2030 will be updated by the Ministry of Industry and Trade during electricity coordination and development and reported to the Prime Minister in case of irregular changes in order to ensure timely coordination. Load forecasting results of 2031-2045 are for orientation purposes based on data updated at the time of developing the 8th Electricity Planning and will be more accurate in the development of National Electricity Planning of 2031-2040 and vision towards 2055. Notice No. 308/TB-VPCP dated November 9, 2021; Notice No. 314/TB-VPCP dated November 20, 2021; Notice No. 54/TB-VPCP dated February 26, 2022; Notice No. 116/TB-VPCP dated April 17, 2022 of the Office of the Government ... ... ... Please sign up or sign in to your TVPL Pro Membership to see English documents. USA: 15% for wind power and solar power. France: 20% for wind power and solar power. Japan: 7% for wind power and solar power. Korea: 4% for wind power and solar power. China: 24% for wind power and solar power. Indonesia: 6% for wind power and solar power. Thailand: 6% for wind power and solar power. Công văn 4329/BCT-ĐL ngày 25/07/2022 báo cáo về các nội dung của Quy hoạch điện VIII do Bộ Công thương ban hành Công văn 4329/BCT-ĐL 2022 báo cáo nội dung Quy hoạch điện VIII Chọn văn bản so sánh thay thế: NỘI DUNG SỬA ĐỔI, HƯỚNG DẪN Nội dung sửa đổi, hướng dẫn Chú thích: Rà chuột vào nội dụng văn bản để sử dụng. = Nội dung thay thế tương ứng; = Không có nội dung thay thế tương ứng; = Không có nội dung bị thay thế tương ứng; = Nội dung được sửa đổi, bổ sung. Click trái để xem cụ thể từng nội dung cần so sánh và cố định bảng so sánh. Click phải để xem những nội dung sửa đổi, bổ sung. Double click để xem tất cả nội dung không có thay thế tương ứng. Tắt so sánh [X] để trở về trạng thái rà chuột ban đầu. FILE ĐƯỢC ĐÍNH KÈM THEO VĂN BẢN FILE ATTACHED TO DOCUMENT Xin chân thành cảm ơn Thành viên đã sử dụng www.ThuVienPhapLuat.vn
TP. HCM, ngày 31/05/2021 Thưa Quý khách, Đúng 14 tháng trước, ngày 31/3/2020, THƯ VIỆN PHÁP LUẬT đã bật Thông báo này, và nay 31/5/2021 xin bật lại. Hơn 1 năm qua, dù nhiều khó khăn, chúng ta cũng đã đánh thắng Covid 19 trong 3 trận đầu. Trận 4 này, với chỉ đạo quyết liệt của Chính phủ, chắc chắn chúng ta lại thắng. Là sản phẩm online, nên 250 nhân sự chúng tôi vừa làm việc tại trụ sở, vừa làm việc từ xa qua Internet ngay từ đầu tháng 5/2021. Sứ mệnh của THƯ VIỆN PHÁP LUẬT là: sử dụng công nghệ cao để tổ chức lại hệ thống văn bản pháp luật, và kết nối cộng đồng Dân Luật Việt Nam, nhằm: Giúp công chúng “…loại rủi ro pháp lý, nắm cơ hội làm giàu…”, và cùng công chúng xây dựng, thụ hưởng một xã hội pháp quyền trong tương lai gần; Chúng tôi cam kết dịch vụ sẽ được cung ứng bình thường trong mọi tình huống. TP. HCM, ngày 20/07/2022 Thư Xin Lỗi Vì Đang Bị Tấn Công DDoS THƯ VIỆN PHÁP LUẬT chân thành xin lỗi Quý khách vì website không vào được hoặc vào rất chậm trong hơn 1 ngày qua. Khoảng 8 giờ sáng ngày 19/7/2022, trang www.ThuVienPhapLuat.vn có biểu hiện bị tấn công DDoS dẫn đến quá tải. Người dùng truy cập vào web không được, hoặc vào được thì rất chậm. THƯ VIỆN PHÁP LUẬT đã báo cáo và nhờ sự hỗ trợ của Trung Tâm Giám sát An toàn Không gian mạng Quốc gia (NCSC), nhờ đó đã phần nào hạn chế hậu quả của cuộc tấn công. Đến chiều ngày 20/07 việc tấn công DDoS vẫn đang tiếp diễn, nhưng người dùng đã có thể sử dụng, dù hơi chậm, nhờ các giải pháp mà NCSC đưa ra. DDoS là hình thức hacker gửi lượng lớn truy cập giả vào hệ thống, nhằm gây tắc nghẽn hệ thống, khiến người dùng không thể truy cập và sử dụng dịch vụ bình thường trên trang www.ThuVienPhapLuat.vn . Tấn công DDoS không làm ảnh hưởng đến dữ liệu, không đánh mất thông tin người dùng. Nó chỉ làm tắc nghẽn đường dẫn, làm khách hàng khó hoặc không thể truy cập vào dịch vụ. Ngay khi bị tấn công DDoS, THƯ VIỆN PHÁP LUẬT đã họp xem thời gian qua mình có làm sai hay gây thù chuốc oán với cá nhân tổ chức nào không. Và nhận thấy mình không gây thù với bạn nào, nên chưa hiểu được mục đích của lần DDoS này là gì. Sứ mệnh của THƯ VIỆN PHÁP LUẬT là:
Luật sư Nguyễn Thụy Hân, Phòng Cộng Đồng Ngành Luật cho rằng: “Mỗi ngày chúng tôi hỗ trợ pháp lý cho hàng ngàn trường hợp, phổ cập kiến thức pháp luật đến hàng triệu người, thiết nghĩ các hacker chân chính không ai lại đi phá làm gì”. Dù thế nào, để xảy ra bất tiện này cũng là lỗi của chúng tôi, một lần nữa THƯ VIỆN PHÁP LUẬT xin gửi lời xin lỗi đến cộng đồng, khách hàng. Cảm ơn đã dùng ThuVienPhapLuat.vn
Tài khoản hiện đã đủ người dùng cùng thời điểm. Quý khách Đăng nhập vào thì sẽ Tài khoản của Quý Khách đẵ đăng nhập quá nhiều lần trên nhiều thiết bị khác nhau, Quý Khách có thể vào đây để xem chi tiết lịch sử đăng nhập Có thể tài khoản của bạn đã bị rò rỉ mật khẩu và mất bảo mật, xin vui lòng đổi mật khẩu để tiếp tục sử dụng |
