Đề xuất cấp điện cho Côn Đảo bằng cáp ngầm vượt biển gần 5.000 tỷ đồng

Trước đó, Bộ Công Thương đã yêu cầu EVN đánh giá lại toàn bộ nhu cầu phụ tải điện của huyện Côn Đảo, các phương án cấp điện nhằm đảm bảo tính khả thi nhất.

Theo báo cáo của EVN , đơn vị tư vấn là Ban Quản lý dự án điện 3 (thuộc EVN) đã rà soát nhu cầu phụ tải điện và xây dựng các phương án cấp điện của huyện Côn Đảo. Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm bình quân của Côn Đảo giai đoạn 2015-2019 tăng từ 16-22%. Tuy có giảm sút trong giai đoạn đại dịch COVID-19 nhưng đến năm 2022, nhu cầu điện đã tăng trở lại như trước. Dự báo nhu cầu điện sẽ tiếp tục tăng trong giai đoạn tới, lên cao nhất 27,3% vào năm 2025.

Trên cơ sở tăng trưởng phụ tải điện của Côn Đảo, Ban Quản lý dự án điện 3 đã đưa ra 5 phương án cấp điện: Phát triển nguồn nhiệt điện tại chỗ; phát triển nguồn điện mặt trời, điện gió trên mặt đất; điện gió ngoài khơi; nguồn điện gió ngoài khơi kết hợp nguồn diesel và mặt trời hiện hữu; hoặc kết hợp với hệ thống lưu trữ điện; cấp điện từ lưới điện quốc gia bằng tuyến cáp ngầm vượt biển .

Theo tính toán, việc cấp điện từ nguồn nhiệt điện tại chỗ (dầu diesel hoặc khí LNG) có chi phí lớn, hiệu quả kinh tế dự án không cao, giá nhiên liệu bất ổn và còn tác động đến môi trường sinh thái.

Theo tính toán, đầu tư cấp điện từ lưới điện quốc gia bằng tuyến cáp ngầm vượt biển cho Côn Đảo thì giá thành điện năng sẽ là 2.142 đồng/kWh.

Theo đơn vị tư vấn, phương án cấp điện gió hoặc điện mặt trời mặt đất với quy mô công suất lớn sẽ chiếm dụng nhiều diện tích đất, nên không phù hợp với quy hoạch chung. Bởi theo quy hoạch của huyện Côn Đảo được phê duyệt, quỹ đất cho công trình năng lượng có tỉ trọng thấp, chiếm 0,04% diện tích tự nhiên, tức chỉ tương ứng với 2,89 ha.

Với phương án nguồn điện gió ngoài khơi, cơ quan tư vấn cho rằng khu vực biển Côn Đảo có tiềm năng gió lớn, thuận lợi cho phát triển điện gió trên biển. Tuy vậy, nguồn điện này có tính chất không ổn định, đặc biệt là các tháng chuyển mùa. Khi gió suy yếu thì công suất, lượng điện năng cung cấp giảm tới 80 - 90%. Vì vậy không đảm bảo cung cấp điện liên tục.

Trong văn bản gửi Bộ Công Thương trước đó, EVN cho biết, chi phí đầu tư xây dựng dự án điện gió ngoài khơi trong giai đoạn 2025-2029 để cấp điện cho Côn Đảo ước tính 2,91 triệu USD/MW (trước VAT) và sau đó giảm về khoảng 2,71 triệu USD/MW kể từ năm 2030. Việc đầu tư điện gió có giá thành điện năng cao hơn nhiều so với đầu tư tuyến cáp ngầm vượt biển.

Theo tính toán, với chi phí đầu tư điện gió, mỗi kWh có giá thành lên tới 6.016 đồng. Nếu kết hợp với việc chạy dầu diesel, giá thành điện sẽ còn cao hơn nhiều. Trong đó, nếu tích hợp với công nghệ lưu trữ điện (công nghệ BESS), giá thành sản xuất 1 kWh điện gió sẽ là 7.476 đồng. Trường hợp, tích hợp cả BESS và chạy dầu diesel cho các giai đoạn công suất suy giảm, giá thành sẽ lên tới 8.705 đồng/kWh trong khi đầu tư cấp điện từ lưới điện quốc gia bằng tuyến cáp ngầm vượt biển thì giá thành điện năng sẽ là 2.142 đồng/kWh.

Theo phương án đưa ra, điện sẽ được lấy từ Sóc Trăng, ra đến đảo Côn Sơn theo đường dây dài 23,1km trên bờ; cáp ngầm biển hơn 73km và cáp ngầm dưới đất 6,1km cùng với hệ thống trạm biến áp 110kV. Dự kiến hoàn thành năm 2025.

Khi có điện từ bờ, công suất cấp điện cho Côn Đảo năm 2025 khoảng 28,8MW, năm 2030 là 82,4MW và năm 2035 khoảng 95,8MW, cơ bản đáp ứng các nhu cầu sinh hoạt, sản xuất, kinh doanh cho người dân và doanh nghiệp trên đảo.