Truyền tải điện dưới biển: Bài 1: Hạ tầng đi trước để khai mở điện gió ngoài khơi

Khai mở tiềm năng, trước hết phải mở đường cho dòng điện

Chuyển dịch năng lượng toàn cầu đang bước sang giai đoạn mới, trọng tâm là tái cấu trúc đồng bộ nguồn điện, lưới điện, lưu trữ, thị trường và năng lực công nghiệp. Theo Báo cáo điện gió ngoài khơi toàn cầu 2026 của Hội đồng Năng lượng gió toàn cầu (GWEC), công suất điện gió ngoài khơi thế giới có thể đạt 420 GW vào cuối năm 2035, tăng hơn bốn lần so với cuối năm 2025. Dù thị trường còn đối mặt với lãi suất cao, áp lực chuỗi cung ứng và thủ tục cấp phép phức tạp, xu hướng dài hạn vẫn rõ ràng: các nền kinh tế có nhu cầu điện lớn đang coi điện gió ngoài khơi là một trụ cột của an ninh năng lượng và tăng trưởng phát thải thấp.

Đối với Việt Nam, yêu cầu ấy càng cấp thiết, hệ thống điện phải được mở rộng đủ nhanh và đủ tin cậy để đáp ứng công nghiệp hóa, hiện đại hóa, chuyển đổi số, các trung tâm dữ liệu, giao thông điện hóa và những ngành sản xuất xanh mới. Đồng thời, Việt Nam đã cam kết đạt phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050. Bài toán vì thế không phải lựa chọn giữa tăng trưởng và chuyển dịch năng lượng, mà là xây dựng một hệ thống năng lượng mới đủ sức nâng đỡ tăng trưởng ở trình độ cao hơn.

Theo Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam do Ngân hàng Thế giới (World Bank)/ESMAP công bố, tiềm năng kỹ thuật điện gió ngoài khơi của Việt Nam xấp xỉ 599 GW, gồm 261 GW điện gió móng cố định và 338 GW điện gió nổi. Quy hoạch điện VIII điều chỉnh được phê duyệt tại Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15/4/2025, xác định tiềm năng kỹ thuật khoảng 600.000 MW; tổng công suất điện gió ngoài khơi phục vụ nhu cầu điện trong nước đạt khoảng 6.000-17.032 MW, dự kiến vận hành giai đoạn 2030 - 2035, và định hướng đạt 113.503-139.097 MW vào năm 2050.

Những con số trên cho thấy Việt Nam sở hữu dư địa phát triển điện gió ngoài khơi rất lớn, nhưng cần được nhìn nhận một cách thực chất. Tiềm năng kỹ thuật không đồng nghĩa với công suất có thể triển khai trên thực tế. Để biến tiềm năng thành điện năng thương mại là cả một chuỗi giá trị liên hoàn, từ quy hoạch không gian biển, khảo sát, đánh giá môi trường - xã hội, thiết kế móng và tua-bin, phát triển cảng và đội tàu chuyên dụng, đến xây dựng trạm điện ngoài khơi, cáp ngầm, điểm cập bờ, trạm chuyển đổi, lưới truyền tải và điều độ hệ thống. Chỉ cần một mắt xích chậm hoặc thiếu đồng bộ, toàn bộ dự án có thể bị đình trệ.

Trong toàn bộ chuỗi phát triển điện gió ngoài khơi, lưới truyền tải điện dưới biển là mắt xích quyết định. Không có "chiếc cầu" này, hàng trăm GW tiềm năng gió ngoài khơi vẫn chỉ dừng lại trên bản đồ. Ngược lại, khi hạ tầng truyền tải được quy hoạch đồng bộ và đầu tư đúng thời điểm, điện gió ngoài khơi mới có thể phát huy vai trò là nguồn điện quy mô lớn, ổn định, bổ sung hiệu quả cho hệ thống điện quốc gia. Đồng thời, đây cũng là động lực hình thành chuỗi công nghiệp mới, từ sản xuất cáp điện, cơ khí biển, cảng biển, đóng tàu đến tự động hóa, dữ liệu và các dịch vụ kỹ thuật chất lượng cao.

Truyền tải điện dưới biển không phải chi phí phụ trợ của điện gió ngoài khơi; đó là hạ tầng chiến lược quyết định quy mô, tiến độ, độ tin cậy và giá trị nội địa của cả ngành.

Không thể quy hoạch nguồn trước, chờ lưới theo sau

Kinh nghiệm quốc tế cho thấy một quy luật nhất quán: ở đâu hạ tầng lưới điện ngoài khơi phát triển chậm hơn nguồn điện, ở đó dự án bị kéo dài tiến độ, chi phí vốn gia tăng và cuối cùng người tiêu dùng phải gánh phần chi phí này thông qua giá điện. Ngược lại, khi Nhà nước và đơn vị vận hành hệ thống chủ động quy hoạch kiến trúc lưới, hành lang cáp, điểm cập bờ và lộ trình đầu tư lưới điện trên bờ, thị trường sẽ có nền tảng minh bạch để thu hút đầu tư, thúc đẩy cạnh tranh và giảm chi phí phát triển dự án.

Việt Nam vì vậy không nên đi theo mô hình mỗi dự án tự thiết kế một tuyến cáp, một điểm cập bờ và một cấu hình đấu nối riêng. Cách tiếp cận này có thể phù hợp trong giai đoạn thị trường mới hình thành, nhưng sẽ bộc lộ nhiều hạn chế khi quy mô điện gió ngoài khơi tăng lên hàng chục GW. Hệ quả là hệ thống truyền tải bị phân mảnh, quỹ không gian ven biển bị sử dụng kém hiệu quả, khó chia sẻ hạ tầng và dự phòng, đồng thời làm gia tăng số lượng công trình trên bờ. Bên cạnh đó, việc phát triển nhiều tuyến cáp riêng lẻ còn làm phức tạp quy hoạch không gian biển, gia tăng nguy cơ chồng lấn với cáp viễn thông, đường ống dầu khí, luồng hàng hải và các khu vực khai thác thủy sản.

Hạ tầng truyền tải điện dưới biển có vòng đời hàng chục năm, dài hơn nhiều so với chu kỳ đầu tư của một dự án điện gió ngoài khơi. Vì vậy, mọi quyết định đầu tư hôm nay phải tính đến khả năng mở rộng trong tương lai. Một tuyến truyền tải điểm - điểm ban đầu cần được thiết kế để có thể nâng cấp, kết nối vào các trung tâm thu gom công suất, tích hợp với hệ thống HVDC đa đầu cuối hoặc phát triển thành lưới điện một chiều cấu trúc mạch vòng khi quy mô nguồn tăng lên.

Khả năng mở rộng đó không thể bổ sung sau này mà phải được chuẩn bị ngay từ đầu thông qua việc thống nhất cấp điện áp, tiêu chuẩn giao diện điều khiển và bảo vệ, bố trí không gian cho thiết bị mở rộng, quy hoạch hành lang tuyến và xây dựng cơ chế quản lý, chia sẻ dữ liệu.

Điện gió ngoài khơi chỉ có thể phát huy hiệu quả khi nguồn điện và hạ tầng được quy hoạch như một chỉnh thể thống nhất. Điều đó đòi hỏi quy hoạch đồng thời nguồn điện, lưới truyền tải, không gian biển, hạ tầng cảng và phụ tải. Điểm đấu nối trên bờ phải được lựa chọn cùng với phương án tăng cường lưới truyền tải, thay vì chỉ tận dụng những trạm còn khả năng tiếp nhận. Việc dồn hàng gigawatt công suất vào một nút lưới yếu không chỉ làm gia tăng nguy cơ quá tải, dao động điện áp và yêu cầu dự phòng, mà còn dẫn tới cắt giảm công suất và làm giảm hiệu quả đầu tư. Vì thế, lưới điện ngoài khơi cần được nhìn nhận như một bộ phận của kiến trúc truyền tải điện quốc gia, chứ không phải tập hợp các tuyến đấu nối riêng lẻ của từng chủ đầu tư.

Công nghệ nào cho lưới điện gió ngoài khơi Việt Nam?

Về mặt công nghệ, truyền tải điện gió ngoài khơi hiện chủ yếu sử dụng hai giải pháp HVAC (truyền tải điện xoay chiều cao áp) hoặc HVDC (truyền tải điện một chiều cao áp). Theo đó, HVAC phù hợp với các dự án có khoảng cách từ ngoài khơi vào bờ ngắn đến trung bình, quy mô công suất vừa và hệ thống điện trên bờ đủ khả năng tiếp nhận. Tuy nhiên, khi khoảng cách truyền tải và quy mô cụm dự án tăng lên, cáp xoay chiều sẽ phát sinh dòng điện dung lớn, đòi hỏi bù công suất phản kháng nhiều hơn, làm gia tăng tổn thất và chi phí vận hành. Trong trường hợp này, giải pháp HVDC trở thành giải pháp hiệu quả hơn nhờ khả năng truyền tải công suất lớn trên khoảng cách xa với tổn thất thấp và dễ kiểm soát dòng công suất.

Không có một ngưỡng cố định áp dụng cho mọi dự án. Khoảng cách 80–150 km chỉ nên được xem là dải tham chiếu để sàng lọc sơ bộ giữa HVAC và HVDC. Lựa chọn cuối cùng cần dựa trên tổng chi phí vòng đời, bao gồm số lượng mạch cáp, công suất truyền tải, tổn thất điện năng, quy mô trạm ngoài khơi, độ tin cậy, khả năng sửa chữa, tiến độ chế tạo, điều kiện địa chất – hải dương và dư địa mở rộng trong tương lai.

Một phương án có chi phí đầu tư ban đầu thấp hơn chưa chắc đã tối ưu nếu kéo theo tổn thất lớn, hạn chế khả năng truyền tải hoặc tạo ra một tài sản khó tích hợp vào kiến trúc lưới điện về sau.

Với các dự án điện gió ngoài khơi quy mô lớn và xa bờ, VSC-HVDC/MMC đang trở thành công nghệ truyền tải chủ đạo. Giải pháp này cho phép điều khiển linh hoạt công suất tác dụng và phản kháng, vận hành hiệu quả trên lưới điện yếu, hỗ trợ khôi phục hệ thống khi cần và tạo nền tảng cho các liên kết HVDC nhiều đầu cuối. Xa hơn, lưới điện một chiều ngoài khơi có thể kết nối nhiều cụm điện gió, nhiều điểm tiếp nhận điện trên bờ, các trung tâm sản xuất hydro xanh và các liên kết điện khu vực, hình thành mạng lưới năng lượng ngoài khơi tích hợp.

Tuy nhiên, thách thức lớn nhất không chỉ nằm ở bộ biến đổi mà còn ở cáp điện lực biển, tài sản có rủi ro tập trung cao nhất của hệ thống. Một sự cố cáp có thể làm gián đoạn truyền tải hàng trăm đến hàng nghìn MW trong nhiều tuần, thậm chí nhiều tháng, do quá trình định vị hư hỏng, huy động tàu chuyên dụng, chuẩn bị vật tư thay thế và phụ thuộc vào điều kiện thời tiết. Vì vậy, phát triển điện gió ngoài khơi không chỉ là đầu tư cáp mà phải quản trị toàn bộ hệ thống cáp, từ khảo sát, thiết kế, bảo vệ, giám sát, dữ liệu hoàn công, dự phòng vật tư đến năng lực sửa chữa khẩn cấp và đội tàu chuyên dụng.

Trong quản trị tài sản lưới điện ngoài khơi, công nghệ số đang trở thành lớp năng lực không thể thiếu. Cảm biến sợi quang phân bố (DTS/DAS) cho phép giám sát liên tục nhiệt độ và rung động dọc tuyến cáp; trí tuệ nhân tạo (AI) hỗ trợ phát hiện sớm các dấu hiệu bất thường; còn bản sao số (Digital Twin) kết hợp mô hình vật lý với dữ liệu vận hành để dự báo suy giảm thiết bị, tối ưu khả năng tải động và lập kế hoạch bảo trì theo trạng thái. Tuy nhiên, số hóa chỉ phát huy hiệu quả khi dữ liệu được chuẩn hóa, các mô hình được kiểm chứng và hệ thống điều khiển đáp ứng các yêu cầu nghiêm ngặt về an ninh mạng. Nói cách khác, một lưới điện ngoài khơi hiện đại phải được thiết kế đồng bộ trên ba lớp: hạ tầng điện lực, hạ tầng dữ liệu và hạ tầng an ninh mạng.

Bài học quốc tế, nhà nước định hình kiến trúc, thị trường tổ chức triển khai

Kinh nghiệm châu Âu cho thấy xu hướng phát triển lưới điện ngoài khơi đang dịch chuyển từ mô hình "mỗi dự án một tuyến cáp" sang quy hoạch tích hợp ở quy mô vùng. Khu vực Biển Bắc đã phát triển các liên kết lai và định hướng xây dựng lưới HVDC đa đầu cuối. Đức và Hà Lan giao vai trò chủ đạo cho các đơn vị truyền tải trong quy hoạch và đầu tư hạ tầng kết nối ngoài khơi; Vương quốc Anh dù vẫn áp dụng cơ chế cạnh tranh nhưng ngày càng ưu tiên thiết kế phối hợp để giảm điểm cập bờ và tối ưu chi phí; Đan Mạch phát triển mô hình đảo năng lượng, kết hợp thu gom điện gió ngoài khơi với liên kết truyền tải xuyên biên giới, tạo nền tảng cho một thị trường điện khu vực tích hợp.

Trong khi đó, Trung Quốc phát triển nhanh thông qua chuỗi dự án có quy mô tăng dần, đồng thời xây dựng năng lực nội địa về thiết bị HVDC, cáp, bảo vệ và thử nghiệm. Nhật Bản và Hàn Quốc coi dự án thí điểm, cảng, đóng tàu, cơ khí biển và liên kết doanh nghiệp - viện - trường là nền tảng hình thành chuỗi cung ứng. Hoa Kỳ cho thấy một bài học khác: tiềm năng tài nguyên lớn chưa đủ; sự thiếu ổn định về cấp phép, hợp đồng, lãi suất và phân bổ rủi ro có thể khiến dự án bị trì hoãn hoặc phải tái đàm phán.

Từ các kinh nghiệm đó, có thể rút ra năm bài học. Thứ nhất, phải có kiến trúc lưới điện ngoài khơi cấp quốc gia và một đầu mối chịu trách nhiệm cuối cùng. Thứ hai, danh mục dự án phải đủ ổn định và quy mô thị trường phải đủ lớn để doanh nghiệp đầu tư nhà máy, cảng và nhân lực. Thứ ba, tiêu chuẩn kỹ thuật phải dựa trên yêu cầu chức năng, bảo đảm khả năng tương tác giữa nhiều nhà cung cấp, tránh phụ thuộc vào một hệ sinh thái đóng. Thứ tư, năng lực thử nghiệm, chứng nhận và sửa chữa quan trọng không kém năng lực chế tạo. Thứ năm, cơ chế đầu tư phải phân bổ minh bạch rủi ro chậm lưới, chậm nguồn, thay đổi pháp luật, tỷ giá, cắt giảm công suất và sự kiện bất khả kháng.

Điểm cốt lõi là không sao chép nguyên mẫu của bất kỳ quốc gia nào. Việt Nam có điều kiện bão, địa chất đáy biển, cấu trúc lưới, năng lực tài chính và thể chế riêng. Điều cần học không phải một cấu hình thiết bị cụ thể, mà là cách các nước xây dựng năng lực hệ thống: khảo sát có chuẩn, thiết kế có dữ liệu, đầu tư có lộ trình, thử nghiệm độc lập, vận hành có trách nhiệm và cập nhật chính sách theo bằng chứng.