Cấp thiết rà soát hệ thống thủy điện - Bài cuối: Tương lai với thủy điện tích năng

Quy hoạch Điện VIII điều chỉnh xác định tổng công suất thủy điện đến năm 2030 đạt 33.294 - 34.667 MW, đến năm 2050 khoảng 40.624 MW, trong khi thủy điện tích năng đến năm 2030 đạt 2.400 - 6.000 MW, đến năm 2050 đạt 20.691 - 21.327 MW, kèm theo hệ thống pin lưu trữ quy mô lớn.

Với đặc điểm địa hình miền núi, nhiều dự án thủy điện nhỏ manh mún, thiếu liên kết dòng chảy và chia sẻ dữ liệu, dẫn đến rủi ro xả lũ cao. Nhiều dự án như Háng Đồng B hay Cốc Rế 2 được triển khai trên các suối nhỏ, địa hình dốc và phân cắt mạnh.

Cụ thể, dự án thủy điện Háng Đồng B (công suất 28 MW) được xây dựng trên suối Bé - một phụ lưu thượng nguồn của suối Sập, thuộc địa phận xã Suối Tọ và xã Tà Xùa, tỉnh Sơn La, với lưu vực khoảng 202 km². Khu vực có địa hình đồi núi phân cắt mạnh, dãy núi và thung lũng sâu phân bố xen kẽ, tạo thành mạng lưới sông suối dạng “lông chim”.

Dự án được triển khai từ tháng 8/2016, sau đó điều chỉnh tuyến đập về hạ lưu khoảng 3 km, nâng công suất từ 20 MW lên 28 MW, sử dụng hai tổ máy tua bin Francis trục ngang, mỗi tổ 14 MW. Hệ thống suối Sập, nơi Háng Đồng B nằm, đã có nhiều thủy điện bậc thang khác đi vào vận hành như Háng Đồng A (16 MW) và Háng Đồng A1 (8,4 MW), cùng với các thủy điện Suối Sập 1, 2, 2A, 3 và Hồng Ngài, dẫn đến tình trạng “xếp lớp” dòng chảy, bất kỳ hồ nào xả lũ bất thường đều ảnh hưởng ngay lập tức đến hạ du.

Tương tự, dự án thủy điện Cốc Rế 2 (5,5 MW) tại xã Trung Thịnh, Xín Mần, tỉnh Tuyên Quang được đặt trên lưu vực suối Tả Nậm Lù - Na Tuông - Tả Lai, hệ thống sông Chảy, cách nhà máy Sông Chảy 5 khoảng 1,6 km và cách khu dân cư gần nhất 1,2 km theo đường chim bay. Dự án sử dụng đập dâng kết hợp đập tràn, bể điều áp và đường ống áp lực dẫn nước về nhà máy, với hai tổ máy tua bin Francis trục ngang. Hồ chứa dự kiến dung tích 9.000 m³, dung tích hữu ích 4.000 m³, cao trình đỉnh đập 513 m. Trên thượng nguồn, dự án Cốc Rế 2 là bậc thứ hai, tiếp nối khu vực dự kiến xây dựng Cốc Rế 1 (4,5 MW), trong khi hạ nguồn là sông Chảy với 5 công trình thủy điện khác theo quy hoạch. Sự “xếp lớp” này khiến mọi biến động lưu lượng tại Cốc Rế 2 có thể lập tức tác động đến dòng chảy hạ du, đặc biệt trong mùa mưa hoặc khi hồ xả lũ đột xuất

Nhiều hồ thủy điện do doanh nghiệp tư nhân vận hành, với mục tiêu tối ưu hóa sản lượng điện. Khi mực nước hồ chưa đạt dung tích tối đa, hồ có thể được tích nước để đảm bảo sản xuất điện. Trong trường hợp mưa lớn, việc xả nước các hồ này có thể diễn ra đột ngột, làm tăng lưu lượng xuống hạ du và gây nguy cơ ngập lụt. Tình huống này cho thấy cần nghiên cứu các phương án vận hành linh hoạt, cân bằng giữa phát điện và an toàn hạ du.

Nhìn từ góc độ chiến lược năng lượng, thủy điện tích năng nổi lên như một giải pháp trọng yếu, đóng vai trò như “pin khổng lồ” giúp ổn định hệ thống điện quốc gia. Khác với thủy điện truyền thống, loại hình này không phụ thuộc nhiều vào chế độ thủy văn hằng năm nhờ cơ chế dự trữ nước chủ động: khi nhu cầu điện thấp, hệ thống bơm nước từ hồ thấp lên hồ cao và khi cần điện, nước từ hồ cao được xả xuống hồ thấp để phát điện qua tuabin.

Nhờ vậy, thủy điện tích năng có thể phản ứng nhanh với các thay đổi về phụ tải, góp phần cân bằng hệ thống và giảm áp lực lên các hồ thủy điện truyền thống.

Theo Hiệp hội Thủy điện Quốc tế, công suất lắp đặt của thủy điện tích năng toàn cầu đã đạt gần 200 GW; trong đó, Trung Quốc dẫn đầu với tổng công suất 58,7 GW (chiếm 31,1%), Nhật Bản sở hữu 27,5 GW (14,6%), Mỹ có 23,2 GW (12,3%)… Điều đó cho thấy sự quan tâm đối với thủy điện tích năng đang ngày càng phát triển trên toàn cầu.

Tại Việt Nam, với địa hình miền núi có độ chênh lệch cao và nguồn nước dồi dào, tiềm năng phát triển thủy điện tích năng rất thuận lợi.

Theo TS. Nguyễn Quy Hoạch (Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam), loại hình này không cần diện tích hồ lớn; chỉ cần dự trữ lượng nước đủ cho số giờ chạy máy bơm từ 5 - 7 giờ, sau đó nước chảy qua tuabin để phát điện. Nhờ khả năng linh hoạt điều chỉnh công suất theo nhu cầu phụ tải, thủy điện tích năng được đánh giá là giải pháp hiệu quả để bù đắp gián đoạn từ các nguồn năng lượng tái tạo như gió và mặt trời, đồng thời nâng cao độ ổn định của lưới điện quốc gia.

Thủy điện tích năng không chỉ là giải pháp công nghệ tiên tiến, mà còn là công cụ chiến lược giúp Việt Nam cân bằng hệ thống điện, tăng khả năng dự phòng, giảm phát thải và ổn định phụ tải trong bối cảnh năng lượng tái tạo ngày càng phát triển mạnh mẽ.

Tuy nhiên, để phát triển thủy điện tích năng không phải là nhiệm vụ dễ dàng. Việt Nam hiện thiếu kinh nghiệm triển khai, phải nhập khẩu hoàn toàn thiết bị cơ điện như tuabin thuận nghịch và máy phát - động cơ, khiến chi phí đầu tư cao (khoảng 17 - 20 triệu đồng/kW) và phụ thuộc tiến độ từ các nhà chế tạo nước ngoài. Dự án Thủy điện tích năng Bác Ái là ví dụ điển hình: khởi công tháng 1/2020, dự kiến hoàn thành năm 2028 nhưng do các vướng mắc cơ chế và kỹ thuật, thời điểm vận hành phải lùi đến cuối năm 2029.

Trong bối cảnh đó, hồi đầu tháng 11 tại Hà Nội, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) Phạm Hồng Phương đã chủ trì cuộc họp rà soát công tác chuẩn bị đầu tư các dự án thủy điện mở rộng và thủy điện tích năng. Ông Phương yêu cầu các đơn vị tập trung cao độ, dốc sức triển khai từng phần việc với tinh thần “bàn làm, không bàn lùi”.

Song song với phát triển nguồn điện, việc quản trị rủi ro hồ đập cũng được đặt lên hàng đầu. Cục Kỹ thuật An toàn và Môi trường Công nghiệp được giao quản lý an toàn đập, hồ chứa thủy điện và là đầu mối phòng chống thiên tai của Bộ Công Thương. Theo Phó Cục trưởng Trịnh Văn Thuận, hàng năm, Cục chỉ kiểm tra tình trạng an toàn các công trình hồ đập quan trọng đặc biệt và công trình liên tỉnh. Các hồ còn lại do địa phương kiểm tra, báo cáo theo phân cấp tại Luật Điện lực và Nghị định 62/2025/NĐ-CP của Chính phủ Quy định chi tiết thi hành Luật Điện lực về bảo vệ công trình điện lực và an toàn trong lĩnh vực điện lực.

Phó Cục trưởng Trịnh Văn Thuận cho biết, nội dung kiểm tra tập trung vào tình trạng đập, thiết bị xả lũ, hệ thống cảnh báo hạ du, khả năng vận hành khi mất điện; việc tuân thủ quy trình vận hành hồ chứa và chuẩn bị vật tư, phương tiện ứng phó mưa bão. Khi có bão, lũ lớn, Cục cử đoàn giám sát trực tiếp, đồng thời tham mưu Bộ ban hành chỉ thị, công điện chỉ đạo EVN và các chủ đập vận hành an toàn, không gây lũ nhân tạo và thông báo sớm cho dân.

Phó Cục trưởng Trịnh Văn Thuận cũng cho rằng, trên thực tế, thiên tai ngày càng diễn biến cực đoan, lũ vượt lịch sử, hạ tầng giám sát còn hạn chế, dữ liệu thượng nguồn thiếu, một số quy trình vận hành từ giai đoạn 2018-2019 đã lạc hậu, khiến việc bảo đảm an toàn hồ đập ngày càng khó khăn. Vì vậy, các đơn vị phải tuân thủ nghiêm quy trình liên hồ, thường xuyên tự kiểm tra, tính toán lại đặc trưng lũ, bổ sung hạng mục xả lũ và tổ chức diễn tập. Địa phương cần xử lý vi phạm hành lang thoát lũ, tăng cường năng lực phòng thủ dân sự và phối hợp chặt chẽ với Cục trong giám sát an toàn hồ đập.

Nhìn tổng thể, thủy điện Việt Nam đang dịch chuyển từ mục tiêu “khai thác tối đa” sang “vận hành an toàn, thông minh và có trách nhiệm”. Chỉ khi gắn kết công nghệ, quản trị rủi ro và trách nhiệm xã hội, thủy điện mới có thể phát huy vai trò chiến lược trong an ninh năng lượng quốc gia và giảm thiểu nguy cơ lũ lụt trong mưa bão. Những trận lũ lịch sử gần đây là lời cảnh báo rõ ràng về sự cần thiết của một hệ thống quản trị rủi ro mạnh mẽ và minh bạch, từ dữ liệu đến con người và công nghệ vận hành.