|
BỘ CÔNG THƯƠNG
-------
|
CỘNG HÒA XÃ HỘI CHỦ NGHĨA VIỆT NAM
Độc lập - Tự do - Hạnh phúc
---------------
|
|
Số: 363/QĐ-BCT
|
Hà Nội, ngày 28 tháng 02 năm 2026
|
QUYẾT ĐỊNH
PHÊ DUYỆT ĐIỀU CHỈNH QUY HOẠCH TỔNG THỂ
VỀ NĂNG LƯỢNG QUỐC GIA THỜI KỲ 2021 - 2030, TẦM NHÌN ĐẾN NĂM 2050
BỘ TRƯỞNG BỘ CÔNG THƯƠNG
Căn cứ Luật Quy hoạch số 112/2025/QH15 ngày 10 tháng 12
năm 2025;
Căn cứ Nghị quyết số 61/2022/QH15 ngày 16 tháng 6 năm 2022 của Quốc hội
về tiếp tục tăng cường hiệu lực, hiệu quả thực hiện chính sách, pháp luật về quy
hoạch và một số giải pháp tháo gỡ khó khăn, vướng mắc, đẩy nhanh tiến độ lập và
nâng cao chất lượng quy hoạch thời kỳ 2021 - 2030;
Căn cứ Nghị quyết số 81/2023/QH15 ngày 09 tháng 01 năm 2023 của Quốc
hội về Quy hoạch tổng thể quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050;
Căn cứ Nghị quyết số 252/2025/QH15 ngày 15 tháng 10 năm 2025 của Quốc
hội sửa đổi, bổ sung một số điều của Nghị quyết số 81/2023/QH15 ngày 09 tháng 01 năm 2023 của Quốc
hội về Quy hoạch tổng thể quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050;
Căn cứ Nghị định số 40/2025/NĐ-CP ngày 26 tháng 2 năm 2025 của Chính
phủ quy định chức năng, nhiệm vụ, quyền hạn và cơ cấu tổ chức của Bộ Công
Thương;
Căn cứ Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày 15 tháng 4 năm 2025 của Thủ tướng
Chính phủ phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ
2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050,
Theo Tờ trình số 250/DKT
ngày 23 tháng 02 năm 2026 của Vụ Dầu khí và Than về việc phê duyệt Điều chỉnh
Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050; ý kiến của các
Bộ, ngành, địa phương về Điều chỉnh Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia
thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050,
QUYẾT ĐỊNH:
Điều 1. Phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc
gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (gọi tắt là Điều chỉnh Quy hoạch
năng lượng quốc gia) với những nội dung chủ yếu sau đây:
I. PHẠM
VI, RANH GIỚI QUY HOẠCH
Điều chỉnh Quy hoạch năng
lượng quốc gia bao gồm các phân ngành: dầu khí, than, điện, năng lượng mới và tái tạo với
các nhiệm vụ từ điều tra cơ bản, tìm kiếm thăm dò, khai thác, sản xuất, tồn trữ,
phân phối đến sử dụng và các hoạt động khác có liên quan.
Đối với phân ngành than,
Điều chỉnh Quy hoạch năng lượng quốc gia bao gồm các nội dung về dự báo cung -
cầu than; phát triển hạ tầng phục vụ sản xuất, chế biến, vận chuyển, tồn trữ;
xuất, nhập khẩu than.
II.
QUAN ĐIỂM, MỤC TIÊU PHÁT TRIỂN
1. Quan điểm phát triển
a) Phát triển năng lượng
phải gắn liền với chiến lược phát triển kinh tế - xã hội của đất nước và đảm bảo
tối ưu hệ thống năng lượng tổng thể, đi trước một bước, bền vững, tiếp tục đa dạng
hóa các nguồn năng lượng nhằm cung cấp đầy đủ và ổn định, đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội
và chiến lược công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước trong kỷ nguyên xu thế
toàn cầu của Cách mạng công nghiệp lần thứ 4.
b) Thăm dò, khai thác, chế
biến và sử dụng các nguồn tài nguyên năng lượng trong nước hợp lý, hiệu quả, kết
hợp với khai thác, nhập khẩu năng lượng từ nước ngoài nhằm bảo tồn nguồn tài
nguyên trong nước và đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.
c) Phát triển thị trường
năng lượng cạnh tranh, đa dạng hóa sở hữu và phương thức kinh doanh, hướng tới
thỏa mãn tốt nhất lợi ích người tiêu dùng. Thúc đẩy nhanh việc xóa bao cấp, tiến
đến xóa bỏ hoàn toàn việc thực hiện chính sách xã hội thông qua giá năng lượng.
d) Phát triển đồng bộ, hài
hòa và hợp lý hệ thống năng lượng: điện, dầu khí, than, năng lượng mới và tái tạo;
phân bố hợp lý hệ thống năng lượng theo vùng lãnh thổ; cân đối từ khâu thăm dò,
khai thác, chế biến; phát triển đồng bộ hệ thống hạ tầng, dịch vụ và tái chế;
khuyến khích phát triển các nguồn năng lượng mới và tái tạo, năng lượng sạch.
đ) Ứng dụng thành tựu của kinh
tế tri thức, của Cách mạng công nghiệp lần thứ 4 và các tiến bộ khoa học công
nghệ để nâng cao hiệu quả sử dụng và tiết kiệm năng lượng, đẩy mạnh hiệu quả
kinh doanh năng lượng; ngày càng nâng cao chất lượng cung cấp và dịch vụ năng
lượng.
e) Phát triển năng lượng gắn
chặt với bảo vệ môi trường, bảo đảm phát triển năng lượng theo hướng tăng trưởng
xanh và bền vững, ứng phó hiệu quả với biến đổi khí hậu.
2. Mục tiêu phát triển
a) Mục tiêu tổng quát
- Bảo đảm vững chắc an
ninh năng lượng quốc gia, cung cấp năng lượng đầy đủ, ổn định, chất lượng cao,
giảm phát thải đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội và công nghiệp hóa,
hiện đại hóa đất nước, bảo đảm quốc phòng, an ninh, nâng cao đời sống của nhân
dân, bảo vệ môi trường sinh thái.
- Khai thác nhanh và sử dụng
có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng trong nước kết hợp với xuất nhập khẩu
năng lượng hợp lý; năng lượng được sử dụng tiết kiệm và hiệu quả hơn. Thực hiện từng bước chuyển
đổi năng lượng góp phần quan trọng đáp ứng yêu cầu phát triển đất nước và cam kết
quốc tế hướng đến mục tiêu phát thải ròng bằng “0” vào năm 2050. Ngành năng lượng
phát triển hài hoà giữa các phân ngành với hạ tầng đồng bộ và thông minh, đạt
trình độ tiên tiến của khu vực ASEAN, phù hợp với xu thế phát triển khoa học
công nghệ của thế giới.
- Thị trường năng lượng cạnh
tranh, minh bạch, hiệu quả, phù hợp với thể chế kinh tế thị trường định hướng
xã hội chủ nghĩa. Phát triển ngành công nghiệp năng lượng độc lập tự chủ đảm bảo
vật tư thiết bị chính trong các ngành năng lượng được sản xuất trong nước; hình
thành hệ sinh thái công nghiệp năng lượng tổng thể dựa trên năng lượng tái tạo,
năng lượng mới, hướng tới trở thành một trung tâm công nghiệp năng lượng sạch
và xuất khẩu năng lượng tái tạo của khu vực.
b) Mục tiêu cụ thể
- Về bảo đảm an ninh năng lượng
quốc gia
+ Cung cấp đủ nhu cầu năng
lượng trong nước, đáp ứng mục tiêu phát triển kinh tế - xã hội với mức tăng trưởng
GDP bình quân tối thiểu 10%/năm trong giai đoạn 2026 - 2030:
. Tổng nhu cầu năng lượng
cuối cùng đạt khoảng 120- 130 triệu tấn dầu quy đổi vào năm 2030, định hướng đạt
khoảng 175 - 200 triệu tấn dầu quy đổi đến năm 2050.
. Tổng cung cấp năng lượng
sơ cấp đạt khoảng 150 - 170 triệu tấn dầu quy đổi vào năm 2030, định hướng đạt
khoảng 210 - 250 triệu tấn dầu quy đổi đến năm 2050.
+ Phấn đấu đạt tổng mức dự trữ xăng
dầu cả nước (bao gồm cả dầu thô và sản phẩm) lên khoảng 90 ngày nhập ròng vào
năm 2030.
- Về chuyển đổi năng lượng
công bằng
+ Tỷ trọng năng lượng tái
tạo trong tổng năng lượng sơ cấp khoảng 25 - 30% năm 2030 và khoảng 70 - 80%
năm 2050.
+ Tiết kiệm năng lượng
trên tổng tiêu thụ năng lượng cuối cùng khoảng 8 - 10% vào năm 2030 so với kịch
bản phát triển bình thường.
+ Giảm phát thải khí nhà
kính 15 - 35% vào năm 2030 so với kịch bản phát triển bình thường. Mức thải khí
nhà kính lĩnh vực năng lượng khoảng 433 - 474 triệu tấn CO2 tương
đương năm 2030 và khoảng 101 triệu tấn CO2 tương đương vào năm 2050. Hướng tới đạt mức
phát thải đỉnh vào năm 2030 với điều kiện các cam kết theo Quan hệ đối tác chuyển
đổi năng lượng công bằng (JETP) được các đối tác quốc tế thực hiện đầy đủ, thực
chất.
- Về phát triển ngành công
nghiệp năng lượng
+ Khai thác và sử dụng có
hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng trong nước.
. Sản lượng khai thác dầu
thô giai đoạn 2026 - 2030 đạt 5,8 - 8,0 triệu tấn/năm, giai đoạn 2031 - 2035 đạt
6,0 - 10,0 triệu tấn/năm. Định hướng giai đoạn 2036 - 2050 đạt 4,8 - 7,8 triệu
tấn/năm.
. Sản lượng khai thác khí
tự nhiên giai đoạn 2026 - 2030 đạt 5,4 - 11,0 tỷ m3/năm; giai đoạn
2031 - 2035 đạt 9,0 - 15,0 tỷ m3/năm. Định hướng giai đoạn 2036 -
2050 đạt 14,0 -18,8 tỷ m3/năm.
. Phát triển đầy đủ năng lực
nhập khẩu khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) theo nhu cầu cấp cho các nguồn điện khí
LNG và các nhu cầu khác; hình thành các trung tâm năng lượng tập trung khí LNG
hài hòa các vùng miền.
. Phát triển đầy đủ, đồng
bộ kết cấu hạ tầng phân ngành than theo hướng liên thông giữa các khu vực và
liên kết với hệ thống kết cấu hạ tầng của các ngành, lĩnh vực khác có liên quan
trên phạm vi vùng lãnh thổ.
+ Tập trung phát triển
ngành công nghiệp năng lượng hướng tới trở thành trung tâm công nghiệp năng lượng
sạch và xuất khẩu năng lượng tái tạo của khu vực, hình thành và phát triển các
trung tâm năng lượng tái tạo tại các vùng và các địa phương có lợi thế:
. Phấn đấu đến năm 2030,
hình thành và phát triển một số trung tâm năng lượng sạch bao gồm sản xuất và sử
dụng năng lượng, công nghiệp chế tạo thiết bị năng lượng tái tạo, chế biến dầu
khí, xây dựng, lắp đặt, dịch vụ liên quan tại Vùng Đồng bằng sông Hông, Vùng Duyên hải
Nam Trung Bộ và Tây Nguyên, Đông Nam Bộ khi có các điều kiện thuận lợi.
. Phát triển sản xuất năng
lượng mới phục vụ nhu cầu trong nước và xuất khẩu. Phấn đấu đến năm 2030, quy
mô công suất sản xuất hydrogen xanh khoảng 100 - 200 nghìn tấn/năm. Định hướng đến năm
2050 quy mô công suất sản xuất hydrogen xanh khoảng 10-20 triệu tấn/năm.
III. ĐỊNH
HƯỚNG VÀ MỤC TIÊU QUY HOẠCH PHÂN NGÀNH NĂNG LƯỢNG
1. Phân
ngành dầu khí
a) Lĩnh vực tìm kiếm, thăm
dò, khai thác dầu khí
- Tìm kiếm, thăm dò dầu khí
+ Định hướng:
. Đẩy mạnh công tác điều
tra cơ bản và tìm kiếm thăm dò nhằm gia tăng trữ lượng, bù đắp sản lượng suy giảm,
đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. Xây dựng cơ chế, chính sách ưu đãi đặc biệt
để thu hút các tập đoàn dầu khí quốc tế lớn, có tiềm lực tài chính và công nghệ
tham gia vào các khu vực nước sâu, xa bờ, vùng nhạy cảm, gắn nhiệm vụ kinh tế với
bảo vệ chủ quyền biển đảo. Tiếp tục khảo sát đan dày mạng lưới địa chấn 2D và
thu thập số liệu địa chất, địa vật lý (từ, trọng lực,...) tại các khu vực có mật
độ tài liệu thưa, vùng nước nông chuyển tiếp, và nước sâu xa bờ để làm sáng tỏ
cấu trúc địa chất và tiềm năng dầu khí.
. Triển khai công tác điều
tra cơ bản, nghiên cứu làm rõ triển vọng khí hydrate tại khu vực bể Phú Khánh,
Nam Côn Sơn và Tư Chính - Vũng Mây.
. Nghiên cứu đánh giá tổng
thể tiềm năng dầu khí phi truyền thống (đá chứa chặt sít, khí than, khí nông,
khí đá phiến sét, hydrogen,...) tại các bể trên thềm lục địa và trên đất liền để
xây dựng danh mục tài nguyên dự trữ cho chiến lược dài hạn.
. Đánh giá tổng thể tiềm
năng và khả năng cung cấp các dịch vụ lưu trữ địa chất CO2 (CCS), tiến
tới thực hiện các dự án lưu trữ thử nghiệm và thương mại.
. Khu vực truyền thống (Bể
Cửu Long, Nam Côn Sơn, Sông Hồng, Mã Lai - Thổ Chu): tập trung tận thăm dò và
thăm dò mở rộng nhằm phát hiện các mỏ mới, mỏ nhỏ/cận biên để đưa vào khai thác
nhanh, tận dụng tối đa hệ thống hạ tầng cơ sở hiện có.
. Khu vực nước sâu, xa bờ
(Bể Phú Khánh, Tư Chính - Vũng Mây, Nam Sông Hồng, Đông Nam Côn Sơn): tăng cường
đầu tư khoan thăm dò các cấu tạo triển vọng nhất (nước sâu >200 m); từng bước
mở rộng khảo sát sang khu vực còn ít tài liệu khi điều kiện thuận lợi.
. Đối tượng thăm dò: bên cạnh
các bẫy cấu tạo truyền thống, chuyển dịch mạnh mẽ sang tìm kiếm các đối tượng
phi truyền thống, bẫy phi cấu tạo, bẫy địa tầng và bẫy hỗn hợp để gia tăng cơ hội
phát hiện dầu khí.
. Tiến hành xử lý lại/thu
nổ bổ sung tài liệu địa chấn 2D/3D theo công nghệ mới chất lượng cao ở những
khu vực có tiềm năng. Xử lý hợp nhất tài liệu địa chấn 3D nhằm đồng bộ hóa tài
liệu ở phạm vi toàn bể/khu vực. Xem xét thu nổ địa chấn 3D không độc quyền trên
diện rộng, đặc biệt ưu tiên ở các khu vực trọng tâm để gia tăng tài nguyên. Xây
dựng và chuẩn hóa cơ sở dữ liệu số quốc gia về dầu khí nhằm sử dụng và khai
thác tối đa toàn bộ dữ liệu. Áp dụng các công nghệ tiên tiến, tự động hóa, trí tuệ
nhân tạo (AI) và học máy (ML) trong nghiên cứu địa chất, địa vật lý và đánh giá
tài nguyên dầu khí. Hướng tới xây dựng mô hình bản sao số cho các bể trầm tích.
+ Mục tiêu cụ thể:
. Định kỳ mỗi chu kỳ 05 -
10 năm thực hiện đánh giá tổng thể tiềm năng và tài nguyên, trữ lượng dầu khí
trên toàn bộ đất liền và thềm lục địa Việt Nam.
. Gia tăng trữ lượng giai
đoạn 2026 - 2030 phấn đấu đạt 13,0 - 17,0 triệu tấn quy dầu/năm; giai đoạn
2031-2035 bình quân hàng năm đạt 14,0 - 20,0 triệu tấn quy dầu/năm. Định hướng
giai đoạn 2036 - 2050 duy trì mức 10,0 - 14,0 triệu tấn quy dầu/năm.
- Khai thác dầu khí
+ Định hướng:
. Thực hiện tốt công tác
quản lý mỏ, tối ưu và duy trì khai thác có hiệu quả các mỏ dầu và khí đã đưa
vào khai thác.
. Phát triển và đưa các mỏ
đã có phát hiện dầu khí vào khai thác hợp lý và có hiệu quả để sử dụng tài
nguyên dầu khí trong nước lâu dài, tập trung tại các khu vực tiềm năng như nước
sâu xa bờ, đối tượng dầu khí phi truyền thông. Xây dựng phương án hợp tác, cơ chế
khai thác chung tại những vùng chồng lấn.
. Tiếp tục đẩy mạnh nghiên
cứu áp dụng các giải pháp nâng cao thu hồi dầu tại các mỏ.
. Thúc đẩy khai thác mỏ nhỏ/cận
biên bằng cách áp dụng công nghệ mới, kết nối để sử dụng tối đa cơ sở hạ tầng
đã đầu tư và chính sách khuyến khích của Nhà nước.
. Tập trung nguồn lực đẩy
nhanh tiến độ hai dự án khí lớn: Lô B&48/95 và 52/97 va Cá Voi Xanh.
+ Mục tiêu cụ thể:
. Dầu thô trong nước: sản
lượng khai thác dầu thô giai đoạn 2026 - 2030 đạt 5,8 - 8,0 triệu tấn/năm; giai
đoạn 2031 - 2035 đạt 6,0 - 10,0 triệu tấn/năm. Định hướng giai đoạn 2036 - 2050
đạt 4,8 - 7,8 triệu tấn/năm.
. Khí thiên nhiên về bờ: sản
lượng khai thác khí giai đoạn 2026 - 2030 đạt 5,4 -11,0 tỷ m3/năm;
giai đoạn 2031 - 2035 đạt 9,0 -15,0 tỷ m3/năm. Định hướng giai đoạn
2036 - 2050 đạt 14,0 -18,8 tỷ m3/năm.
b) Lĩnh vực công nghiệp khí
- Định hướng:
+ Phát triển lĩnh vực công
nghiệp khí hoàn chỉnh, đồng bộ tất cả các khâu: khai thác - thu gom - vận chuyển
- chế biến - dự trữ - phân phối khí và xuất nhập khẩu sản phẩm khí.
+ Phát triển thị trường
tiêu thụ khí theo cơ chế thị trường có sự điều tiết của Nhà nước, đảm bảo tiêu
thụ tối đa nguồn khí thiên nhiên khai thác trong nước và từng bước hội nhập với
thị trường khí khu vực và thế giới.
+ Vận hành an toàn và hiệu
quả các hệ thống đường ống thu gom, vận chuyển, xử lý, chế biến khí hiện hữu.
Tiếp tục khai thác tối ưu, thu gom tối đ khối lượng khí từ các mỏ khí có trữ lượng lớn, đồng thời,
tăng cường thu gom các mỏ khí có trữ lượng nhỏ, các mỏ biên nhằm đảm bảo thu
gom tối đa các nguồn khí thông qua các đường ống sẵn có tại các Bể Sông Hồng, Cửu
Long, Nam Côn Sơn và Malay - Thổ Chu.
+ Đẩy mạnh triển khai các
dự án phát triển mỏ, khai thác, thu gom khí bằng hệ thống đường ống tại các mỏ
chưa có hệ thống thu gom, mở rộng phạm vi thu gom khí từ các mỏ không có khả
năng thu gom khí bằng đường ống (mỏ nhỏ, có giá trị cận biên, khí có hàm lượng
CO2 cao,... đặc biệt là các mỏ khí đồng hành).
+ Đầu tư xây dựng nhà máy
xử lý khí, đường ống vận chuyển khí đến nhà máy xử lý khí để cung cấp khí cho
các trung tâm nhiệt điện, các nhà máy chế biến sâu khí và hộ tiêu thụ công nghiệp;
+ Tăng cường đầu tư cơ sở
hạ tầng, đẩy mạnh và khuyến khích các nhà thầu đầu tư xây dựng hệ thống thu gom
khí ngoài khơi để kết nối với các hệ thống đường ống hiện có. Triển khai xây dựng
đường ống nhập
khẩu khí từ các mỏ của các nước lân cận vào hệ thống đường ống hiện có và đường
ống sẽ xây dựng mới trong tương lai. Tiến hành hợp tác với các đối tác trong và
ngoài nước cùng đầu tư nghiên cứu, áp dụng các giải pháp công nghệ hợp lý nhằm
tận thu khí đang bị đốt bỏ tại các giàn khai thác, tách các sản phẩm có giá trị
cao như ethane, propane/butane (LPG), condensate tại các nhà máy xử lý khí nhằm
nâng cao giá trị nguồn tài nguyên dầu khí. Xây dựng hạ tầng để thu gom và vận
chuyển nguồn khí từ các mỏ đang khai thác.
+ Triển khai xây dựng kho
cảng LNG và nhập khẩu khí thiên nhiên (LNG, NG) để phục vụ nhu cầu sản xuất điện,
công nghiệp và dân dụng. Ưu tiên đầu tư mô hình kho LNG trung tâm để cung cấp
LNG cho ít nhất 02 nhà máy điện LNG trong cùng khu vực và các hộ tiêu thụ công
nghiệp. Trong trường hợp không thể tích hợp được mô hình kho LNG trung tâm có
thể xem xét đầu tư kho LNG riêng lẻ đáp ứng nhu cầu nhà máy điện khí, đồng thời
xem xét đầu tư các kho LNG vệ tinh ở các khu vực xa có nhu cầu khí lớn.
+ Tìm kiếm các nguồn khí
nhập khẩu từ Malaysia, Indonesia, Brunei,... thông qua việc sử dụng các cơ sở hạ
tầng sẵn có, đồng thời, thúc đẩy quan hệ quốc tế để có được các nguồn nhập khẩu khí
thiên nhiên từ các nước có nguồn cung và thuận lợi về thương mại, vận tải.
+ Hoàn thiện hệ thống đồng
bộ cung cấp khí thiên nhiên, LNG, CNG, LPG, DME trên phạm vi toàn quốc đáp ứng
nhu cầu nhiên liệu cho năng lượng, phân bón, công nghiệp, giao thông vận tải và
sinh hoạt dân dụng. Tiếp tục phát triển hệ thống vận chuyển đường ống khí thiên
nhiên thấp áp cho nhu cầu sử dụng của các hộ tiêu thụ công nghiệp dọc tuyến ống
dẫn khí, khu dân cư ở các thành phố lớn.
. Thực hiện lộ trình chuyển
đổi nhiên liệu khí sang nhiên liệu mới hydrogen khi công nghệ được thương mại
hóa và giá thành phù hợp, cạnh tranh.
. Ưu tiên tận dụng tối đa
hạ tầng dầu khí sẵn có (đường ống, giàn khoan, kho cảng,...) để phát triển năng
lượng mới nhằm tiết kiệm chi phí đầu tư, rút ngắn thời gian triển khai và nâng
cao hiệu quả kinh tế quốc gia.
. Triển khai các giải pháp
sử dụng hiệu quả nguồn khí và cơ sở hạ tầng khí khi nhu cầu khí suy giảm (dự kiến
giai đoạn 2045 - 2050) do sử dụng nguồn năng lượng phát thải thấp.
- Mục tiêu cụ thể:
+ Thu gom tối đa khí đồng
hành của các lô/mỏ mà PVN và các nhà thầu dầu khí khai thác tại Việt Nam.
+ Xây dựng cơ sở hạ tầng đảm
bảo đủ năng lực cung cấp 100% nhu cầu khí nguyên liệu cho điện và cho các hộ
tiêu thụ khác trong đó năng lực nhập khẩu LNG đạt khoảng 9,4 - 9,9 tỷ m3
vào năm 2030 (tùy thuộc vào sản lượng khí khai thác, khả năng triển khai và nhu
cầu khí của các nhà máy điện LNG), khoảng 18,8 - 25,5 tỷ m3 vào năm
2035 và định hướng khoảng 3,5 tỷ m3 vào năm 2050;
+ Phát triển thị trường
khí phấn đấu đạt khoảng 20,4 - 35,0 tỷ m3/năm vào năm 2030, khoảng
33,2 - 39,9 tỷ m3/năm vào năm 2035 và định hướng khoảng 22,4 tỷ m3
vào năm 2050.
c) Lĩnh vực chế biến dầu
khí
- Định hướng giai đoạn 2026
- 2030:
+ Đầu tư các dự án chế biến
dầu khí, gắn với các Trung tâm Công nghiệp Năng lượng, để đáp ứng nhu cầu trong
nước:
. Tăng cường hợp tác quốc
tế, thu hút vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI) và nguồn vốn xã hội hóa trên
cơ sở hài hòa lợi ích Nhà nước, doanh nghiệp và nhà đầu tư.
. Chuẩn bị đầu tư xây dựng
dự án tổ hợp lọc hóa dầu và năng lượng miền Nam tại Long Sơn (thành phố Hồ Chí
Minh) hoặc địa điểm phù hợp khác, theo định hướng tích hợp lọc dầu - hóa dầu -
hóa chất, phát triển sản phẩm giá trị gia tăng cao.
. Đầu tư các dự án chế biến
condensate mới trên cơ sở tận dụng cơ sở hạ tầng và lợi thế về vị trí và thị trường
ở các khu vực như Ninh Bình, Cần Thơ, thành phố Hồ Chí Minh, Đồng Tháp,...
+ Nâng cấp/mở rộng các dự
án hiện hữu; cải tiến công nghệ, nâng cao chất lượng sản phẩm đáp ứng yêu cầu
thị trường và tiêu chuẩn môi trường:
.Vận hành an toàn - ổn định
- hiệu quả các nhà máy lọc hóa dầu hiện hữu và chế biến condensate hiện hữu.
. Hoàn thành dự án Nâng cấp
mở rộng Nhà máy lọc dầu Dung Quất.
. Nâng cấp mở rộng và phát
triển chuỗi chế biến sâu theo cụm Trung tâm công nghiệp - năng lượng, trọng tâm
tại Nghi Sơn (Thanh Hóa), Long Sơn (thành phố Hồ Chí Minh) và khu vực tiềm năng
khác.
. Nâng cấp mở rộng các dự
án condensate hiện hữu trên cơ sở tận dụng tối đa cơ sở hạ tầng tại các khu vực
(như Cần Thơ, thành phố Hồ Chí Minh,...).
. Hoàn thiện hạ tầng vận
chuyển - tồn chứa - kinh doanh dầu thô và sản phẩm.
+ Nghiên cứu phát triển
các dạng năng lượng mới, gắn với trung tâm Công nghiệp-Năng lượng; từng bước
chuyển sang hydrogen, nhiên liệu hàng không bền vững, nhiên liệu sinh học và
năng lượng tái tạo.
. Nghiên cứu và vận hành lại
và đầu tư các nhà máy nhiên liệu sinh học để gia tăng sản phẩm xăng sinh học
cung cấp cho thị trường trong nước.
. Phát triển các dự án sản
xuất nhiên liệu hàng không bền vững tại các khu vực có lợi thế về nguồn cung
nguyên liệu, thị trường tiêu thụ và hạ tầng như thành phố Hồ Chí Minh, Hải
Phòng, Thanh Hóa, Quảng Ngãi, Đồng bằng sông Cửu Long.
- Định hướng giai đoạn
2031 - 2050:
+ Tiếp tục đầu tư các dự
án chế biến dầu khí, gắn với các Trung tâm Công nghiệp-Năng lượng, nâng cao
năng lực cạnh tranh và hướng đến thị trường xuất khẩu:
. Đẩy mạnh hợp tác quốc tế,
thu hút mạnh FDI và vốn xã hội hóa trên cơ sở hài hòa lợi ích quốc gia - nhà đầu
tư.
. Hoàn thành và đưa vào vận
hành dự án Tổ hợp lọc hóa dầu và năng lượng khu vực miền Nam tại Long Sơn
(thành phố Hồ Chí Minh) hoặc địa điểm phù hợp khác.
+ Nâng cấp/mở rộng các dự
án hiện hữu theo định hướng phát triển các sản phẩm xanh, bền vững và nâng cấp
chất lượng:
. Nâng cấp mở rộng và phát
triển chuỗi chế biến sâu, sản xuất các sản phẩm hóa dầu, vật liệu mới hoặc chuyển
dịch dần từ nhiên liệu sang hóa dầu tại các Trung tâm công nghiệp - năng lượng
(Dung Quất, Nghi Sơn, thành phố Hồ Chí Minh,...), phù hợp với xu hướng chuyển dịch
năng lượng.
. Chuẩn bị và hoàn thiện hạ
tầng vận chuyển - tồn chứa - kinh doanh các sản phẩm năng lượng mới, xanh và bền
vững.
+ Phát triển mở rộng các
năng lượng mới, xanh bền vững gắn với Trung tâm công nghiệp - năng lượng.
. Đầu tư, phát triển dự án
sản xuất nhiên liệu hàng không bền vững tại các khu vực có lợi thế về nguồn
nguyên liệu, thị trường, cơ sở hạ tầng và mức độ trưởng thành công nghệ.
. Nghiên cứu đầu tư các
nhà máy nhiên liệu sinh học để gia tăng tỷ trọng sản phẩm xanh, khi có cơ chế
chính sách và thị trường đủ điều kiện.
- Mục tiêu cụ thể:
+ Sản lượng sản phẩm xăng
dầu sản xuất đáp ứng tối thiểu 70% nhu cầu trong nước (bao gồm sản phẩm xăng dầu,
nhiên liệu hàng không bền vững, nhiên liệu sinh học,...).
+ Vận hành các nhà máy an
toàn, ổn định với công suất thiết kế, đồng thời tiếp tục cải tiến, tối ưu hóa,
đa dạng hóa sản phẩm và thực hiện tiết giảm chi phí.
d) Lĩnh vực vận chuyển, tồn
trữ và phân phối sản phẩm dầu khí
- Định hướng:
+ Phát triển hợp lý hệ thống
phân phối xăng dầu nhằm bảo đảm lưu thông và bình ổn thị trường tiêu thụ, đáp ứng
toàn bộ nhu cầu tiêu thụ xăng dầu trong nước.
+ Tăng cường các giải pháp
gia tăng dự trữ về dầu thô và xăng dầu.
+ Khuyến khích sử dụng rộng
rãi nhiên liệu sinh học nhằm giảm thiểu sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch
và bảo vệ môi trường.
+ Đến năm 2030, nâng cao
năng lực dự trữ quốc gia và thương mại, đảm bảo khả năng ứng phó với các biến động
thị trường, góp phần ổn định an ninh năng lượng.
+ Đến năm 2050, hoàn thiện
và vận hành hiệu quả hệ thống hạ tầng tồn trữ, phân phối xăng dầu trên toàn quốc,
cung ứng xăng dầu, khí đốt quốc gia, bao gồm việc hoàn thành các dự án kho chứa
và hệ thống đường ống, đảm bảo cung ứng ổn định, an toàn và hiệu quả.
- Mục tiêu cụ thể:
+ Đến năm 2030 phấn đấu
nâng tổng mức dự trữ xăng dầu cả nước (bao gồm cả dầu thô và sản phẩm) lên khoảng
90 ngày nhập ròng, trong đó: Dự trữ sản xuất đáp ứng khoảng 25 ngày nhập ròng;
Dự trữ thương mại khoảng 35 ngày nhập ròng; Dự trữ quốc gia khoảng 30 ngày nhập
ròng với cơ chế và nguồn lực phù hợp.
2. Phân
ngành hạ tầng than
a) Thị trường, xuất nhập
khẩu than
- Mục tiêu cụ thể:
+ Về thị trường than: tiếp
tục nghiên cứu xây dựng lộ trình thị trường than phù hợp với tình hình thực tế,
từng bước hình thành thị trường than với nhiều người bán và nhiều người mua, đa
dạng đầu mối cung cấp than cho các hộ tiêu thụ; vận hành hiệu quả thị trường
than theo lộ trình phát triển thị trường năng lượng cạnh tranh được cấp có thẩm
quyền phê duyệt.
+ Về nhập khẩu than:
. Giai đoạn 2026 - 2030: dự
kiến Việt Nam nhập khẩu than với khối lượng đạt khoảng 73 - 84 triệu tấn vào
năm 2030, trong đó nhu cầu than nhập khẩu của các nhà máy nhiệt điện khoảng 38
-40 triệu tấn.
. Định hướng giai đoạn
2031 - 2050: khối lượng than nhập khẩu dự kiến đạt khoảng 71-74 triệu tấn vào
năm 2035 sau đó giảm dần và còn khoảng 10-13 triệu tấn vào năm 2045, trong đó
nhu cầu loại than nhập khẩu của các nhà máy nhiệt điện khoảng 40 - 30 triệu tấn
vào năm 2035 và giảm dần còn khoảng 4-5 triệu tấn vào năm 2045. Đến năm 2050, dự
kiến Việt Nam không nhập khẩu than.
+ Về xuất khẩu than:
. Giai đoạn 2026 - 2030:
xuất khẩu loại than chất lượng cao mà trong nước không có nhu cầu sử dụng hoặc
sử dụng không hết, khối lượng than xuất khẩu hằng năm khoảng 2,0 - 3,0 triệu tấn.
. Định hướng giai đoạn
2031 - 2050: tiếp tục xuất khẩu loại than chất lượng cao mà trong nước không có
nhu cầu sử dụng; tăng cường công tác chế biến các loại than chất lượng cao từ
than sản xuất trong nước phù hợp nhu cầu thị trường.
b) Hệ thống vận tải ngoài
- Định hướng:
+ Tổ chức hệ thống vận tải
(đường bộ, đường sắt, băng tải) phục vụ khai thác, tiêu thụ than, phù hợp năng
lực sản xuất tiêu thụ than từng khu vực với công nghệ hiện đại, thân thiện môi
trường, hiệu quả kinh tế; gắn các mỏ than với các hộ tiêu thụ lớn trong khu vực
phù hợp quy hoạch phát triển kinh tế - xã hội, quy hoạch phát triển đô thị và
cơ sở hạ tầng tại các khu vực có hoạt động khai thác than.
+ Tăng cường sử dụng băng
tải, đường sắt, đường thủy để vận tải than và hạn chế tối đa hình thức vận tải
bằng ôtô để giảm thiểu ảnh hưởng xấu đến môi trường.
+ Hệ thống đường ô tô chủ
yếu phục vụ giao thông liên lạc để đảm bảo giao thông kết nối đồng bộ giữa các
khu sản xuất than với hệ thống giao thông chung khu vực và giữa các mỏ với các
cơ sở chế biến, kho, cảng xuất - nhập khẩu than. Việc vận tải than bằng ô tô
trên các tuyến đường giao thông chung của các khu vực phải được thực hiện bằng
các xe chuyên dùng kín đáp ứng yêu cầu bảo vệ môi trường chung.
- Mục tiêu cụ thể:
+ Giai đoạn 2026 - 2030:
. Đường ô tô, đường sắt:
tiếp tục duy trì, đầu tư cải tạo nâng cấp các tuyến đường hiện có đáp ứng yêu cầu
vận tải than.
. Băng tải: Đầu tư mới 07
tuyến băng tải, chiều dài khoảng 35 km.
+ Giai đoạn 2031 - 2050:
. Tiếp tục đầu tư duy trì
các tuyến đường ô tô, đường sắt, băng tải hiện có.
. Đầu tư nâng công suất, đầu
tư mới 07 tuyến băng tải, chiều dài khoảng 95 km.
c) Cảng xuất, nhập than
- Định hướng:
+ Cải tạo, mở rộng, đầu tư
mới cảng tập trung tại các vùng sản xuất than và các khu vực phù hợp Quy hoạch
tổng thể phát triển hệ thống cảng biển Việt Nam và các quy hoạch khác liên quan
với loại hình cảng hợp lý, hạ tầng kỹ thuật, dịch vụ logistics đồng bộ, công
nghệ tiên tiến, hiện đại và thân thiện với môi trường để phục vụ xuất, nhập,
pha trộn than, có tính đến khả năng dự trữ than phù hợp đáp ứng yêu cầu sản xuất,
tiêu thụ than đặc biệt là cho sản xuất điện; xóa bỏ các bến nhỏ lẻ, công nghệ lạc
hậu.
+ Nghiên cứu cải tạo, mở rộng
cảng chuyên dùng hiện có của các hộ tiêu thụ để có thể trực tiếp nhập khẩu,
trung chuyển than cho các tàu có trọng tải phù hợp khi chưa hình thành cảng đầu
mối nhập khẩu than tại các khu vực.
- Mục tiêu cụ thể:
+ Vùng Quảng Ninh:
. Giai đoạn 2026 - 2030:
tiếp tục duy trì và đầu tư cải tạo nâng cấp hiện đại hóa các cảng, cụm cảng hiện
có (Bến Cân, Hồng
Thái Tây, Điền Công, Làng Khánh, Km6, Cẩm Phả, Khe Dây, Hóa chất Mông Dương)
đáp ứng yêu cầu nhập khẩu than (khoảng 16-20 triệu tấn/năm) và xuất than (khoảng
45 - 50 triệu tấn/năm; đầu tư mới cảng Hoàng Quế tỉnh Quảng Ninh, công suất
1,0- 1,5 triệu tấn/năm để phục vụ nhập, chế biến pha trộn than kết hợp với hàng
hóa.
. Giai đoạn 2031 - 2050: Đầu
tư cảng Đông Triều - Phả Lại với công suất 1,0 - 2,0 triệu tấn/năm để phục vụ
tiêu thụ than cho mỏ Chí Linh I, Chí linh II.
+ Vùng khác:
. Giai đoạn 2026 - 2030: Đầu
tư mới Cảng Vũ Xá, tỉnh Bắc Ninh để phục vụ nhập, pha trộn than cung cấp cho
nhà máy nhiệt điện An Khánh và các hộ tiêu thụ khác trong vùng, công suất 2,5 -
3,0 triệu tấn/năm; đầu tư mới Cảng Đông Hải tại tỉnh Hưng Yên để phục vụ nhập,
pha trộn than cung cấp cho Nhà máy nhiệt điện Thái Bình 1, Thái Bình 2 và các hộ
tiêu thụ khác, công suất 5,0 - 10,0 triệu tấn/năm.
. Giai đoạn 2031 - 2050: Đầu
tư mới Cảng Nam Phú - Hưng Yên, công suất 2,0 - 4,0 triệu tân/năm, phục vụ của
mỏ Nam Phú I và mỏ Nam Phú II - Hưng Yên; đầu tư- Cảng Nam Thịnh - Hưng Yên,
công suất 1,0 - 2,0 triệu tấn/năm, phục vụ hoạt động của mỏ Nam Thịnh.
d) Cảng đầu mối nhập khẩu,
trung chuyển than
- Định hướng:
+ Quy hoạch các kho, cảng
đầu mối phục vụ trung chuyển than theo từng khu vực phía Bắc và phía Nam với hạ tầng kỹ thuật và dịch
vụ logistics đồng bộ, phù hợp với Quy hoạch tổng thể phát triển hệ thống cảng
biển Việt Nam, đáp ứng nhu cầu nhập khẩu than cho từng giai đoạn phát triển.
+ Nghiên cứu sử dụng giải
pháp bến cảng cứng cố định kết hợp với cảng nổi (bên phao) tại các vùng biển nước
sâu đáp ứng các tầu có trọng tải từ 100.000 tấn trở lên để có giá thành vận tải
biển hợp lý.
+ Xem xét sử dụng các cảng
hiện có của các hộ tiêu thụ để có thể trực tiếp nhập than cho các tầu có trọng
tải phù hợp.
- Mục tiêu cụ thể:
+ Giai đoạn 2026 - 2030:
tiếp tục sử dụng khu chuyển tải Hòn Nét, Con Ong, Hòn Miều, tỉnh Quảng Ninh (phía Bắc)
và khu chuyển tải Gò Gia, Thành phố Hồ Chí Minh (phía Nam) và các cảng hiện có
của các nhà máy nhiệt điện, cảng tổng hợp để phục vụ công tác xuất, nhập, chuyển
tải than.
+ Giai đoạn 2031 - 2050:
. Khu vực phía Bắc: Đầu tư
mới 01 cảng đầu
mối phục vụ nhập khẩu, trung chuyển, cung ứng than khu vực phía Bắc, kết hợp với
các cảng biển nước sâu theo Quy hoạch phát triển cảng biển Việt Nam phục vụ cho
các nhà máy nhiệt điện. Địa điểm tiềm năng để xây dựng cảng đầu mối phục vụ nhập
khẩu, trung chuyển, cung ứng than đề xuất theo thứ tự ưu tiên gồm: tỉnh Quảng
Ninh, tỉnh Quảng Trị. Công suất cảng đầu mối dự kiến khoảng 20 - 30 triệu tấn/năm.
. Khu vực phía Nam: Đầu tư
mới 01 cảng đầu mối phục vụ nhập khẩu, trung chuyển, cung ứng than cho khu vực
phía Nam, kết hợp với các cảng biển nước sâu theo Quy hoạch phát triển cảng biển
Việt Nam phục vụ cho các nhà máy nhiệt điện. Địa điểm tiềm năng để xây dựng cảng
đầu mối phục vụ nhập khẩu, trung chuyển, cung ứng than khu vực phía Nam đề xuất
theo thứ tự ưu tiên gồm: Thành phố Hồ Chí Minh, tỉnh Vĩnh Long. Công suất cảng
đầu mối dự kiến khoảng 25 - 35 triệu tấn/năm.
đ) Hệ thống kho trung chuyển,
pha trộn, dự trữ than
- Định hướng:
+ Tiếp tục duy trì hệ thống
các kho trung chuyển than hiện có, các kho tại các cảng xuất nhập than, các kho
bãi chứa của các hộ tiêu thụ lớn.
+ Hình thành các kho/trung
tâm trung chuyển theo vùng, khu vực tại các vị trí phù hợp với hệ thống cảng biển
khu vực miền Trung, miền Nam để rút ngắn khoảng cách cung ứng và tăng hiệu quả
logistics cho các hộ tiêu thụ lớn trên toàn quốc, tiến tới từng bước loại bỏ dần
các kho bãi tiêu thụ tạm, nhỏ lẻ, phân tán.
+ Tùy theo nhu cầu và chất
lượng than nhập khẩu có thể xem xét bổ sung các trung tâm sàng tuyển, chế biến
ngoài khu vực sản xuất để phục vụ nhu cầu của các hộ tiêu thụ than.
+ Phát triển bền vững, đảm
bảo đáp ứng các quy định về môi trường
+ Tiếp tục đầu tư đồng bộ,
liên hoàn các kho trung chuyển tập trung, kho tại các cảng hiện có về công nghệ,
hạ tầng đảm bảo đáp ứng yêu cầu về chất lượng của các hộ tiêu thụ và môi trường,
cảnh quan.
- Mục tiêu cụ thể:
+ Giai đoạn 2026 - 2030:
. Đầu tư Kho trung chuyển,
chế biến và kinh doanh than Quảng Trị, công suất 5,0 - 10,0 triệu tấn/năm phục vụ tiếp nhận, pha trộn than
nội địa, than nhập khẩu cung ứng cho các hộ tiêu thụ khu vực Bắc Trung Bộ và
vùng Duyên hải Nam Trung Bộ và Tây Nguyên.
+ Giai đoạn 2031 - 2050:
. Đầu tư Kho trung chuyển,
chế biến và kinh doanh than Quảng Trạch, công suất 3,0 - 5,0 triệu tấn/năm phục
vụ tiếp nhận, pha trộn than nội địa, than nhập khẩu cung ứng cho các hộ tiêu thụ
khu vực Bắc Trung Bộ.
. Đầu tư Kho trung chuyển,
chế biến và kinh doanh than khu vực Tây Nam Bộ công suất 5,0 - 10,0 triệu tấn/năm
phục vụ tiếp nhận, pha trộn than nội địa, than nhập khẩu cung ứng cho các hộ
tiêu thụ khu vực Tây Nam Bộ.
. Đầu tư Kho trung chuyển,
chế biến và kinh doanh than khu vực Đông Nam Bộ công suất 2,0 - 3,0 triệu tấn/năm
phục vụ tiếp nhận, pha trộn than nội địa, than nhập khẩu cung ứng cho các hộ
tiêu thụ Đông Nam Bộ.
3. Phân
ngành năng lượng mới và tái tạo
Năng lượng mới và tái tạo
bao gồm: năng lượng gió; năng lượng mặt trời; năng lượng sinh học (sinh khối,
nhiên liệu sinh học, khí sinh học); năng lượng chất thải rắn; thủy điện nhỏ;
năng lượng tái tạo khác (địa nhiệt, sóng biển, thủy triều); năng lượng mới
(hydrogen, amoniac, nhiên liệu hàng không bền vững, nhiên liệu tổng hợp và các
nhiên liệu có nguồn gốc từ hydrogen). Định hướng phát triển năng lượng mới và
tái tạo:
- Thúc đẩy phát triển mạnh
mẽ các nguồn năng lượng tái tạo nhằm thay thế tối đa năng lượng hóa thạch.
- Ưu tiên sử dụng năng lượng
gió và mặt trời; khuyến khích phát triển tại các vùng, địa phương có lợi thế.
- Nghiên cứu, đánh giá tổng
thể về tiềm năng và xây dựng định hướng phát triển năng lượng địa nhiệt, sóng biển, thủy triều, hải lưu,...; triển khai
một số mô hình ứng dụng, tiến hành khai thác thử nghiệm để đánh giá hiệu quả.
- Thử nghiệm mô hình sản
xuất, sử dụng năng lượng hydrogen, các dẫn xuất hydrogen, amoniac; khai thác điện
gió ngoài khơi, điện mặt trời gắn với sản xuất hydrogen, amoniac.
a) Năng lượng tái tạo cho
phát điện
- Định hướng:
Tiếp tục đẩy mạnh phát triển
các nguồn năng lượng tái tạo, năng lượng mới phù hợp với khả năng bảo đảm an
toàn hệ thống với giá thành điện năng hợp lý, đặc biệt là các nguồn điện tự sản
xuất, tự tiêu thụ, điện mặt trời mái nhà.
- Mục tiêu cụ thể:
+ Phát triển mạnh các nguồn
năng lượng tái tạo phục vụ sản xuất điện, đạt tỷ lệ khoảng 30,9 - 39,2% vào năm
2030, hướng tới mục tiêu tỷ lệ năng lượng tái tạo 47% nếu nhận được sự hỗ trợ mạnh
mẽ về tài chính, công nghệ, quản trị của quốc tế theo JETP. Định hướng đến năm
2050 tỷ lệ năng lượng tái tạo lên đến 67,5 - 71,5%.
+ Về phát triển hệ sinh
thái công nghiệp và dịch vụ năng lượng tái tạo:
. Dự kiến đến năm 2030,
hình thành 02 trung tâm công nghiệp, dịch vụ năng lượng tái tạo liên vùng bao gồm
sản xuất, truyền tải và tiêu thụ điện; công nghiệp chế tạo thiết bị năng lượng
tái tạo, xây dựng, lắp đặt, dịch vụ liên quan, xây dựng hệ sinh thái công nghiệp
năng lượng tái tạo tại các khu vực có nhiều tiềm năng như Bắc Bộ, Nam Trung Bộ,
Nam Bộ khi có các điều kiện thuận lợi.
. Phát triển các nguồn điện
từ năng lượng tái tạo và sản xuất năng lượng mới phục vụ xuất khẩu. Phấn đấu đến
năm 2030, quy mô công suất xuất khẩu điện đạt khoảng 5.000 - 10.000 MW.
b) Năng lượng tái tạo cho
sản xuất nhiệt và đồng phát nhiệt điện
- Định hướng:
+ Thúc đẩy sự phát triển của
công nghệ năng lượng tái tạo sử dụng năng lượng sinh khối, khí sinh học, năng
lượng mặt trời trong sản xuất nhiệt ở các khu vực công nghiệp, thương mại và
dân dụng.
- Mục tiêu cụ thể:
+ Tổng nguồn năng lượng
tái tạo cho sản xuất nhiệt và đồng phát nhiệt điện vào năm 2030 khoảng 8,0 -
9,0 triệu tấn dầu quy đổi, đến năm 2050 khoảng 17,0 - 19,0 triệu tấn dầu quy đổi.
+ Phát triển năng lượng mặt
trời: tăng diện tích hấp thụ của các giàn nước nóng năng lượng mặt trời trong
thương mại dịch vụ, dân dụng và sản xuất công nghiệp cung cấp khoảng 3,1 triệu
tấn dầu quy đổi năm 2030 và định hướng khoảng 6 triệu tấn dầu quy đổi năm 2050.
+ Phát triển nhiên liệu
sinh học và khí sinh học:
. Sử dụng nhiên liệu sinh
học đạt khoảng 0,28 triệu tấn dầu quy đổi vào năm 2030 và định hướng 13,0 triệu
tấn dầu quy đổi vào năm 2050.
. Sử dụng khí sinh học với
thể tích xây dựng dự kiến khoảng 60 triệu m3 vào năm 2030 và định hướng
khoảng 100 triệu m3 vào năm 2050.
c) Năng lượng tái tạo cho
các ngành khác
- Định hướng:
+ Phát triển của các dạng năng lượng
tái tạo bao gồm nhiên liệu sinh học, hydrogen, amoniac và các nhiên liệu tổng hợp
có nguồn gốc từ hydrogen sử dụng trong sản xuất điện, giao thông vận tải (đường
bộ, đường sắt,
đường thủy, đường hàng không), công nghiệp (thép, hóa chất, lọc dầu, công nghiệp
khác,...), tòa nhà dân dụng và thương mại nhằm góp phần đẩy mạnh chuyển dịch năng lượng
và từng bước phi các-bon hóa nền kinh tế.
+ Xây dựng lộ trình công
nghệ cho sản xuất và sử dụng nhiên liệu hydrogen và các nhiên liệu có nguồn gốc
từ hydrogen.
- Mục tiêu cụ thể:
+ Nâng cao sản lượng
hydrogen sản xuất thông qua các quá trình điện phân nước và quá trình khác có
thu giữ các-bon đạt 100 - 200 nghìn tấn vào năm 2030 và định hướng khoảng 10,0
- 20,0 triệu tấn vào năm 2050.
+ Nâng cao sản lượng nhiên
liệu hàng không bền vững, nhiên liệu tổng hợp định hướng khoảng 2,0 - 3,0 triệu
tấn vào năm 2050.
+ Đẩy mạnh ứng dụng các giải
pháp thu hồi, sử dụng và tồn trữ các-bon trong các cơ sở sản xuất công nghiệp
và nhà máy điện đạt khả năng thu giữ khoảng 1 triệu tấn vào năm 2040 và định hướng
khoảng 3-10 triệu tấn vào năm 2050.
4. Phân
ngành điện lực
Phân ngành điện thực hiện
theo Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm
nhìn đến năm 2050 (Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII) đã được Thủ tướng Chính phủ
phê duyệt tại Quyết định số 768/QĐ-TTg ngày
15 tháng 4 năm 2025.
5. Nhu cầu
vốn đầu tư
Tổng hợp nhu cầu vốn đầu
tư phát triển năng lượng giai đoạn 2021 - 2050 khoảng: 24.270 - 28.277 nghìn tỷ
đồng. Phân kỳ đầu tư các giai đoạn như sau:
- Giai đoạn 2026 - 2030:
khoảng 4.878 - 5482 nghìn tỷ đồng.
- Định hướng giai đoạn
2031 - 2050: khoảng 19.392 - 22.795 nghìn tỷ đồng, chi tiết sẽ được chuẩn xác
trong các quy hoạch tiếp theo.
(Nhu cầu vốn đầu tư
chưa bao gồm các dự án thuộc lĩnh vực vận chuyển, tồn trữ và phân phối sản phẩm
dầu mỏ).
IV. ĐỊNH
HƯỚNG BỐ TRÍ SỬ DỤNG ĐẤT CHO PHÁT TRIỂN CÁC CÔNG TRÌNH NĂNG LƯỢNG VÀ CÁC HOẠT ĐỘNG
BẢO VỆ MÔI TRƯỜNG, ỨNG PHÓ VỚI BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU VÀ BẢO TỒN SINH THÁI, CẢNH
QUAN, DI TÍCH
1. Bố trí sử dụng đất cho
phát triển năng lượng
Nhu cầu đất cho phát triển
cơ sở và kết cấu hạ tầng ngành năng lượng khoảng 128,3 nghìn ha trong giai đoạn
2026 - 2030 và định hướng khoảng 282,9 - 321,1 nghìn ha giai đoạn 2031 - 2050.
Diện tích mặt biển cho các
công trình ngoài khơi, đến năm 2030 ước tính khoảng 336,1 nghìn ha, định hướng
đến năm 2050 khoảng 2,945 - 3,355 triệu ha.
2. Các hoạt động bảo vệ môi
trường, ứng phó với biến đổi khí hậu và bảo tồn sinh thái, di tích và cảnh quan
thiên nhiên
- Thực hiện chuyển dịch
năng lượng từng bước từ nhiên liệu hóa thạch sang năng lượng tái tạo và năng lượng
mới để giảm phát thải khí ô nhiễm và khí nhà kính đáp ứng mục tiêu phát thải ròng bằng “0” vào năm
2050.
- Áp dụng các công nghệ mới
theo hướng đến
nền kinh tế các-bon thấp, kinh tế tuần hoàn, giảm tiêu hao năng lượng, giảm ô
nhiễm, đáp ứng các quy định về phát thải các-bon trên đơn vị sản phẩm và thị
trường các-bon.
- Tránh và hạn chế tối đa
việc phát triển công trình năng lượng ở những vị trí có nguy cơ ảnh đến rừng,
khu bảo tồn tự nhiên và đa dạng sinh học, di sản thiên nhiên, cảnh quan, di
tích và di sản văn hóa đã được xếp hạng phù hợp với phân vùng môi trường trong
Quy hoạch bảo vệ môi trường quốc gia.
- Thực hiện các giải pháp
cần thiết trong quá trình xây dựng, vận hành để đảm bảo khả năng chống chịu, vận
hành ổn định, giảm tối đa những rủi ro, tổn thất và thiệt hại do biến đổi khí hậu
đối với các công trình năng lượng.
V. ĐỊNH
HƯỚNG ĐẦU TƯ LĨNH VỰC NĂNG LƯỢNG
Định hướng đầu tư lĩnh vực
năng lượng nhằm xác định các dự án đầu tư cụ thể phù hợp với định hướng, cụ thể
hóa các mục tiêu cụ thể của Điều chỉnh Quy hoạch năng lượng quốc gia. Định hướng
đầu tư năng lượng bao gồm:
- Dự án quan trọng quốc
gia được Quốc hội quyết định hoặc chấp thuận chủ trương đầu tư theo quy định của
pháp luật.
- Dự án tiềm năng đáp ứng
được một trong các tiêu chí sau:
+ Có vai trò quan trọng
trong cân đối cung - cầu năng lượng quốc gia và các vùng, miền, trung tâm năng
lượng quan trọng nhằm đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, đáp ứng nhu cầu phát
triển kinh tế - xã hội của đất nước.
+ Đảm bảo quốc phòng an
ninh, bảo vệ chủ quyền quốc gia và địa bàn đặc biệt khó khăn, miền núi, hải đảo.
+ Tìm kiếm, thăm dò các
nguồn năng lượng sơ cấp, phát triển năng lượng mới.
+ Đầu tư hạ tầng nhập khẩu
năng lượng sơ cấp, đầu tư khai thác năng lượng ở nước ngoài để góp phần đảm bảo
an ninh năng lượng quốc gia.
+ Có tính chất kết nối
liên vùng, liên kết chuỗi cung cấp, sản xuất, sử dụng năng lượng, hình thành
các cụm, trung tâm năng lượng.
+ Góp phần thích ứng với
biến đổi khí hậu, giảm phát thải khí nhà kính, bảo vệ môi trường (sinh khối, điện
sản xuất từ rác, chất thải rắn, đồng phát, sử dụng khí dư,...), thực hiện các
cam kết về khí hậu.
+ Góp phần tạo ra hệ sinh
thái tổng thể về công nghiệp và dịch vụ năng lượng tái tạo.
+ Xuất khẩu năng lượng mới
sản xuất từ năng lượng tái tạo.
+ Sử dụng đất hiệu quả, ứng
dụng công nghệ hiện đại, hiệu quả kinh tế - xã hội cao.
Định hướng đầu tư trong
lĩnh vực năng lượng được xây dựng trên cơ sở đề xuất của các địa phương đảm bảo
về tiến độ, tính khả thi trong triển khai (phù hợp quy hoạch, phù hợp sử dụng đất,
tăng cường an ninh năng lượng, có quy mô thích hợp đáp ứng nhu cầu thị trường,
đảm bảo tính kinh tế). Thông tin, địa điểm, quy
mô công suất của các dự án cụ thể được xác định tại các giai đoạn chuẩn bị đầu
tư dự án.
Định hướng đầu tư trong
lĩnh vực năng lượng tại Phụ lục I, II, III kèm theo Quyết định này. Trong quá
trình thực hiện, có thể xem xét đề xuất các dự án mới phù hợp với định hướng đầu
tư của Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia, phù hợp với các quy hoạch có
liên quan và quy hoạch tỉnh nơi thực hiện dự án.
Danh mục các dự án lĩnh vực
điện lực được xác định tại Quyết định số 768/QĐ-TTg
ngày 15 tháng 4 năm 2025 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch
phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050.
VI. GIẢI
PHÁP, NGUỒN LỰC THỰC HIỆN QUY HOẠCH
1. Giải
pháp về huy động và phân bổ vốn đầu tư
a) Giải pháp về đa dạng
hóa, đẩy mạnh thu hút đầu tư
Xây dựng các cơ chế, chính
sách đột phá bám sát các Nghị quyết số 68-NQ/TW
ngày 04 tháng 5 năm 2025 của Bộ Chính trị về phát triển kinh tế tư nhân, Nghị quyết số 70-NQ/TW ngày 20 tháng 8 năm 2025 của Bộ Chính
trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045,
Nghị quyết số 79-NQ/TW ngày 06 tháng 01 năm
2026 của Bộ Chính trị về phát triển kinh tế nhà nước, nhằm thu hút mọi nguồn lực
xã hội tham gia phát triển năng lượng, bảo đảm nguồn vốn thực hiện quy hoạch
năng lượng:
- Đa dạng hóa các kênh tiếp
cận thị trường vốn, bảo đảm đủ vốn, hỗ trợ lãi suất, cung cấp đủ tín dụng cho
doanh nghiệp nhà nước tập trung cho các lĩnh vực hạ tầng chiến lược, khai thác
năng lượng, truyền tải, kho cảng trung tâm, dự trữ đảm bảo an ninh năng lượng.
- Tăng cường, ưu tiên tiếp
cận vốn, tín dụng xanh đối với doanh nghiệp tư nhân cho phát triển nguồn điện,
sản xuất và sử dụng năng lượng tái tạo, năng lượng mới.
- Thu hút đầu tư nước
ngoài, tháo gỡ vướng mắc để tận dụng vốn ODA, vốn hỗ trợ quốc tế, nguồn vốn
JETP cho các dự án năng lượng.
- Khuyến khích, tạo hành
lành thông thoáng cho doanh nghiệp tư nhân, người dân đầu tư phát triển các dự
án năng lượng tái tạo nhỏ và vừa, các dự án vừa sản xuất, vừa tiêu thụ năng lượng.
- Dành nguồn tín dụng tư
đãi, áp dụng bảo lãnh Chính phủ cho các dự án đầu tư trung tâm năng lượng quốc
gia, dự án năng lượng quan trọng quốc gia, quy mô lớn, quan trọng, cấp bách quốc
gia.
- Xây dựng cơ chế tự chủ
tài chính, tăng vốn cho các tập đoàn năng lượng Nhà nước tăng tỷ lệ lợi nhuận
sau thuế để lại doanh nghiệp; rà soát, đánh giá lại tài sản đã hết khấu hao
nhưng còn giá trị sử dụng.
- Phát huy vai trò của
doanh nghiệp nhà nước, đẩy mạnh giao quyền tự chủ, tự quyết, tự chịu trách nhiệm
của doanh nghiệp; rà soát, bổ sung các cơ chế, chính sách đặc thù phù hợp để tạo
điều kiện thuận lợi, bảo đảm đủ vốn cho các tập đoàn, doanh nghiệp nhà nước triển khai các dự
án năng lượng quy mô lớn, quan trọng, cấp bách. Tiếp tục cơ cấu lại, đổi mới,
nâng cao hiệu quả hoạt động và vai trò dẫn dắt, cạnh tranh của các doanh nghiệp
nhà nước trong lĩnh vực năng lượng.
- Từng bước tăng khả năng
huy động tài chính nội bộ trong các Tập đoàn, Tổng công ty, doanh nghiệp năng
lượng thông qua các giải pháp: nâng cao hiệu quả, hiệu suất hoạt động của các
doanh nghiệp năng lượng, bảo đảm có tích lũy, đảm bảo tỷ lệ vốn tự có cho đầu
tư phát triển theo yêu cầu của các tổ chức tài chính trong nước và quốc tế; tiến
tới nguồn huy động vốn chính cho các dự án đầu tư từ vốn tự tích lũy của các
doanh nghiệp.
- Thu hút mạnh khu vực tư
nhân trong và ngoài nước tham gia đầu tư phát triển năng lượng. Khuyến khích
doanh nghiệp tư nhân tham gia vào các dự án đầu tư hạ tầng lưu trữ năng lượng
như pin tích trữ,
kho LNG, kho xăng, dầu cả trên đất liền và trên biển.
- Tiếp tục đàm phán, sử dụng
có hiệu quả các nguồn tài trợ, hỗ trợ thu xếp vốn của các đối tác quốc tế trong
quá trình thực hiện chuyển dịch năng lượng và hướng tới phát thải ròng bằng “0”
của Việt Nam.
b) Giải pháp về chính sách
tín dụng, tín dụng ưu đãi, tín dụng xanh
- Điều hành tín dụng phù hợp
với diễn biến kinh tế vĩ mô, lạm phát và khả năng hấp thụ vốn của nền kinh tế;
chỉ đạo tổ chức tín dụng tạo điều kiện thuận lợi cho các doanh nghiệp năng lượng
tiếp cận nguồn vốn.
- Đổi mới chính sách tín dụng
theo hướng linh hoạt, hiệu quả, ưu tiên bố trí vốn tín dụng cho lĩnh vực năng
lượng, tạo điều kiện thuận lợi cho doanh nghiệp năng lượng tiếp cận các nguồn vốn;
có nguồn vốn, gói tín dụng ưu đãi cho các doanh nghiệp có dự án năng lượng
xanh, sạch, công nghệ mới, doanh nghiệp đầu tư vào hệ thống dự trữ năng lượng,
nghiên cứu, phát triển và sản xuất thiết bị năng lượng trong nước.
- Ban hành chính sách tín
dụng đầu tư ưu đãi cho các doanh nghiệp có dự án năng lượng xanh, sạch, công
nghệ mới, doanh nghiệp đầu tư vào hệ thống lưu trữ năng lượng nghiên cứu, phát
triển và sản xuất thiết bị năng lượng trong nước.
- Xây dựng cơ chế dành nguồn
tín dụng đầu tư ưu đãi hoặc bảo lãnh Chính phủ cho các dự án năng lượng quan trọng
quốc gia, cần ưu tiên đầu tư, kể cả các dự án BOT điện quy mô lớn, quan trọng,
cấp bách. Khuyến khích, tạo điều kiện cho các doanh nghiệp tăng cường huy động
vốn thông qua phát hành trái phiếu trong và ngoài nước.
- Đẩy mạnh phát triển thị
trường trái phiếu xanh, trái phiếu doanh nghiệp và triển khai tín dụng xanh
trong lĩnh vực năng lượng.
c) Giải pháp về cơ chế
khuyến khích
- Hoàn thiện chính sách
thuế để khuyến khích sản xuất, sử dụng năng lượng sạch, năng lượng tái tạo, các
trang thiết bị sản xuất trong nước.
- Xây dựng cơ chế hỗ trợ
nhà đầu tư thực hiện các dự án năng lượng phi lợi nhuận, thân thiện môi trường.
Ban hành, thực hiện hiệu quả các cơ chế, chính sách về tiêu chuẩn, tỷ lệ năng
lượng tái tạo trong cơ cấu đầu tư và cung cấp năng lượng; triển khai thị trường
Chứng chỉ năng lượng tái tạo (REC).
- Xây dựng khung chính
sách đủ mạnh để khuyến khích các hộ sử dụng năng lượng lớn xây dựng hệ thống
thu hồi năng lượng để sản xuất điện; có cơ chế, chính sách ưu đãi hợp lý để
phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản xuất, tự tiêu thụ và hệ thống lưu trữ
năng lượng; xây dựng cơ chế, chính sách đặc thù phát triển mạnh các hệ thống xử
lý rác có thu hồi năng lượng; thúc đẩy doanh nghiệp đầu tư vào công nghệ
các-bon thấp, trung hoà các-bon. Hoàn thiện cơ chế, chính sách thúc đẩy sử dụng
năng lượng tiết kiệm, hiệu quả.
- Khẩn trương ban hành,
công khai danh mục các dự án năng lượng; thực hiện có chọn lọc cơ chế đấu thầu
cạnh tranh kết hợp với giao thực hiện các dự án năng lượng có quy mô lớn, đầu
tư tại khu vực nhạy cảm về an ninh quốc phòng. Hoàn thiện chính sách ưu tiên đầu
tư phát triển hạ tầng năng lượng bền vững; chú trọng xây dựng cơ sở hạ tầng xuất,
nhập khẩu năng lượng, kết nối khu vực.
- Xây dựng cơ chế tài
chính đặc thù cho Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam đảm bảo
năng lực tài chính thực hiện vai trò chủ đạo:
+ Cơ chế để lại lợi nhuận
sau thuế hoặc nguồn thu từ thoái vốn để tăng vốn điều lệ, tạo nguồn vốn đối ứng
cho các dự án quy mô lớn.
+ Tăng cường quyền tự chủ,
tự chịu trách nhiệm của doanh nghiệp nhà nước trong huy động vốn và quyết định
đầu tư; nâng cao hiệu quả quản trị để đảm bảo tích lũy tài chính nội bộ.
+ Đối với các dự án năng lượng
có ý nghĩa an ninh quốc gia và nhu cầu vốn vay quốc tế lớn, xem xét áp dụng cơ
chế Bảo lãnh Chính phủ hoặc Thư hỗ trợ để đảm bảo khả năng thu xếp vốn.
2. Giải
pháp về cơ chế, chính sách
a) Hoàn thiện và tổ chức
triển khai hiệu quả pháp luật về năng lượng
- Hoàn thiện và tổ chức
triển khai hiệu quả pháp luật về điện lực, dầu khí, sử dụng năng lượng tiết kiệm
và hiệu quả.
- Xây dựng cơ chế giao thực
hiện các dự án năng lượng có quy mô lớn, đầu tư tại khu vực nhạy cảm về an ninh
quốc phòng.
- Xây dựng chính sách đặt hàng, đấu thầu hạn chế
trong lĩnh vực công nghiệp năng lượng, tăng nhanh tỷ lệ nội địa hóa, giá trị sản
xuất trong nước và năng lực tự chủ trong toàn ngành năng lượng đảm bảo phát triển
nền công nghiệp năng lượng trong nước.
- Ban hành cơ chế, chính
sách đặc thù, vượt trội để phát triển các Trung tâm công nghiệp năng lượng quốc
gia theo tinh thần Kết luận 76-KL/TW nhằm hình thành các tổ hợp dự án có quy mô
lớn, liên kết chặt chẽ theo chuỗi giá trị, công nghệ cao.
- Hoàn thiện và tổ chức
triển khai hiệu quả pháp luật năng lượng nguyên tử.
b) Hoàn thiện các quy định
về phát triển thị trường năng lượng, xây dựng giá năng lượng theo thị trường
- Hoàn thiện quy định phát
triển thị trường năng lượng đồng bộ giữa các phân ngành điện, than, dầu khí và
năng lượng tái tạo, kết nối với thị trường khu vực và thế giới. Xây dựng giá
năng lượng minh bạch do thị trường quyết định với sự điều tiết hợp lý của Nhà
nước.
- Thực hiện tái cơ cấu ngành năng lượng
theo lộ trình cụ thể, phù hợp với từng giai đoạn phát triển của thị trường năng
lượng; bảo đảm phân định rõ các lĩnh vực, khâu mang tính độc quyền tự nhiên với
các lĩnh vực, khâu có tiềm năng cạnh tranh, nhằm nâng cao tính minh bạch, hiệu
quả hoạt động của thị trường năng lượng và bảo đảm nguyên tắc cạnh tranh lành mạnh,
không phân biệt đối xử giữa các chủ thể tham gia thị trường theo quy định của
pháp luật.
- Hoàn thiện khung pháp lý
đối với ngành năng lượng phù hợp với các giai đoạn phát triển của thị trường năng lượng (khí, than, điện)
bao gồm cơ chế thị trường và chính sách giá đối với kho cảng LNG trung tâm và
chính sách thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo; đồng thời đảm bảo tính thống
nhất, tránh những sự chồng chéo hoặc mâu thuẫn giữa các quy định.
- Phát triển thị trường
khí, thị trường than gắn liền với chính sách ưu tiên, ổn định nguồn cung cấp
khí, than cho sản xuất điện nhằm đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.
- Xây dựng giá năng lượng
minh bạch do thị trường quyết định (tính đúng, tính đủ các chi phí hợp lý hợp lệ),
có sự quản lý của Nhà nước, không thực hiện bù chéo; Nhà nước điều tiết hợp lý
thông qua các công cụ thị trường và thực hiện hiệu quả chính sách an sinh xã hội.
- Phát triển thị trường điện
theo hướng tăng cường tính cạnh tranh, minh bạch, hiệu quả, đồng bộ với bảo đảm
an ninh năng lượng; triển khai thực hiện hiệu quả cơ chế mua bán điện trực tiếp,
đồng thời tăng cường quyền lựa chọn của khách hàng sử dụng điện trong việc tiếp
cận và lựa chọn đơn vị cung cấp điện phù hợp với nhu cầu. Xây dựng và hoàn thiện
hệ thống giao dịch điện, bao gồm cơ chế hợp đồng mua bán điện minh bạch, ổn định,
dài hạn, bảo đảm quyền và lợi ích hợp pháp, chính đáng của nhà đầu tư.
- Đổi mới cơ chế giá truyền
tải điện để thu hút mạnh mẽ khu vực tư nhân đầu tư phát triển lưới điện truyền
tải.
- Ban hành cơ chế khuyến
khích doanh nghiệp thuộc mọi thành phần kinh tế tham gia đầu tư vào hạ tầng lưu
trữ năng lượng, bao gồm: hệ thống pin tích trữ (BESS), thủy điện tích năng, kho
cảng LNG, kho xăng dầu thương mại và hạ tầng lưu trữ nhiên liệu mới (hydrogen,
amoniac) cả trên đất liền và trên biển.
- Cải cách triệt để các thủ
tục hành chính, cắt giảm 30 - 50% thời gian thực hiện, chi phí tuân thủ và điều
kiện kinh doanh, tạo môi trường thuận lợi trong đầu tư, kinh doanh, xây dựng, vận
hành các dự án năng lượng.
3. Giải
pháp về môi trường, khoa học và công nghệ
a) Giải phán về sử dụng
năng lượng tiết kiệm và hiệu quả
- Đẩy mạnh thực hiện
Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả và Chương
trình quốc gia về quản lý nhu cầu điện.
- Cơ cấu lại, khuyến khích
phát triển các ngành sử dụng hiệu quả năng lượng, đem lại lợi ích cao nhất về
kinh tế - xã hội. Quy định cụ thể các chỉ tiêu bắt buộc về tiết kiệm năng lượng
cho từng ngành, lĩnh vực và địa phương. Rà soát, điều chỉnh phân bố các nguồn
tiêu thụ năng lượng linh hoạt theo hướng phân tán, hạn chế việc tập trung quá mức vào
một số địa phương, kết hợp chặt chẽ với phân bổ lại không gian phát triển công
nghiệp và đô thị trên phạm vi cả nước, từng vùng và địa phương.
- Đẩy mạnh cải tiến công
nghệ, áp dụng các tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật về hiệu suất năng lượng đối với
thiết bị, máy móc, phương tiện giao thông và công trình, xây dựng; từng bước loại
bỏ thiết bị, máy móc, phương tiện hiệu suất sử dụng năng lượng thấp, phát thải
môi trường cao; khuyến khích doanh nghiệp đầu tư công nghệ mới, hiệu suất cao.
- Nghiên cứu, hình thành
quỹ về phát triển năng lượng bền vững để thúc đẩy sử dụng năng lượng tiết kiệm,
hiệu quả và bảo vệ môi trường; đẩy mạnh xã hội hóa.
- Xây dựng Chương trình
chuyển đổi năng lượng quốc gia; có lộ trình giảm dần sử dụng nhiên liệu hóa thạch
trong sản xuất năng lượng phù hợp với cam kết quốc tế. Xây dựng lộ trình/phương
án cho các nhà máy nhiệt điện than chuyển đổi nhiên liệu sang sử dụng khí tự
nhiên, nhiên liệu sinh khối, hydrogen, amoniac,...
- Hoàn thiện cơ chế, chính
sách, các công cụ thị trường để đẩy mạnh sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu
quả. Ban hành cơ chế chính sách, quy định pháp luật đối với mô hình kinh doanh
công ty dịch vụ tiết kiệm năng lượng (ESCO).
- Rà soát, sửa đổi, bổ
sung các tiêu chuẩn, quy chuẩn quốc gia trong lĩnh vực năng lượng phù hợp với
các quy định, tiêu chuẩn quốc tế, có xét đến các tiêu chuẩn, quy chuẩn quốc gia
liên quan đến việc tái chế, sử dụng chất thải từ quá trình sản xuất năng lượng.
- Áp dụng các giải pháp tối
ưu hóa năng lượng trong vận hành khai thác dầu khí và chế biến dầu khí (giảm đốt
bỏ khí, tận dụng nhiệt thừa, điện khí hóa giàn khoan).
b) Giải pháp về bảo vệ môi
trường và ứng phó với biến đổi khí hậu
- Nghiên cứu áp dụng quy định
tiêu chuẩn hạn mức phát thải các-bon. Xây dựng hệ thống đo đạc, báo cáo và thẩm
định phát thải khí nhà kính (hệ thống MRV) theo tiêu chuẩn quốc tế.
- Khẩn trương xây dựng cơ
chế trao đổi tín chỉ các-bon, phát triển thị trường các-bon trong nước, kết nối
với thị trường quốc tế.
- Nghiên cứu áp dụng chính
sách thuế các-bon thích hợp đối với việc sử dụng nhiên liệu hóa thạch.
- Triển khai thực hiện đồng
bộ, linh hoạt các giải pháp giảm phát thải khí nhà kính trong ngành năng lượng
phù hợp với tình hình phát triển đất nước và sự hỗ trợ quốc tế.
- Xây dựng hành lang pháp
lý và cơ chế ưu đãi cho việc triển khai các dự án thu hồi, sử dụng và lưu trữ
các-bon (CCS/CCUS)V Khuyến khích triển khai thí điểm tại các mỏ khí có hàm lượng CO2
cao (Kèn Bầu, Báo Vàng,...) và các cụm công nghiệp phát thải lớn tại Đông Nam Bộ.
- Có chính sách ưu tiên
phát triển công nghệ tiên tiến, hiệu quả cao và thân thiện môi trường. Hoàn thiện
khung khổ pháp lý, thúc đẩy phát triển công nghệ thu hồi, lưu giữ và tái sử dụng
các-bon, nhất là trong sản xuất điện sử dụng nhiên liệu hóa thạch. Đẩy mạnh
nghiên cứu, ứng dụng công nghệ các-bon thấp và trung hòa các-bon trong ngành
năng lượng.
- Thiết lập hệ thống quản
trị và ứng phó với rủi ro; xây dựng và cập nhật thường xuyên kịch bản, thực hiện
các giải pháp ứng phó với biến đổi khí hậu, phòng, chống thiên tai ngay từ quá
trình lựa chọn vị trí dự án, thiết kế, xây dựng công trình đến sản xuất, vận
hành, bảo đảm an toàn ngành năng lượng.
- Chủ động nghiên cứu,
đánh giá tác động của các công trình kênh, hồ, đập ở các quốc gia có chung dòng
sông với nước ta đến việc vận hành của các nguồn điện trong nước; xây dựng kịch
bản ứng phó, giải quyết các tác động cực đoan về hạn hán, thiếu nước. Chú trọng
sửa chữa, nâng cấp, sử dụng lại nguồn nước các đập thủy điện, rà soát quy trình
vận hành, hiện đại hóa hệ thống quan trắc, cảnh báo, bảo đảm tuyệt đối an toàn
công trình và vùng hạ du.
- Triển khai rộng rãi mô
hình kinh tế tuần hoàn, tận dụng phế thải từ sản xuất công nghiệp làm nhiên liệu
sản xuất năng lượng. Thực hiện đánh giá hiệu quả việc sử dụng, tái chế tro, xỉ
phát sinh trên cơ sở cân đối nhu cầu và khả năng tiêu thụ làm vật liệu xây dựng.
Đầu tư nâng cấp hệ thống xử lý khí thải, nước thải đạt chuẩn quốc tế tại các
nhà máy điện. Phát triển hệ thống quan trắc môi trường tự động, liên tục để
giám sát chặt chẽ các thông số môi trường tại các dự án năng lượng. Tăng cường
giám sát, kiểm tra, xử lý nghiêm các vi phạm về môi trường trong sản xuất và vận
hành các nhà máy điện.
- Xây dựng và bổ sung hệ
thống tiêu chuẩn, quy chuẩn quốc gia về khí thải và chất thải trong ngành năng
lượng theo hướng tiệm cận với những tiêu chuẩn của các nước phát triển.
c) Giải pháp về khoa học
công nghệ
- Triển khai quyết liệt,
hiệu quả Nghị quyết số 57-NQ/TW ngày 22 tháng
12 năm 2024 của Bộ Chính trị về đột phá phát triển khoa học, công nghệ, đổi mới
sáng tạo và chuyển đổi số trong ngành năng lượng và các giải pháp, nhiệm vụ cụ
thể trong phát triển khoa học, công nghệ, đổi mới sáng tạo, chuyển đổi số theo
Nghị quyết số 70-NQ/TW ngày 20 tháng 8 năm
2025 của Bộ Chính trị về bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm
nhìn đến năm 2045.
- Tiếp tục rà soát, sửa đổi
Luật Khoa học và Công nghệ, Luật Chuyển giao công nghệ, Luật Tiêu chuẩn và Quy chuẩn kỹ thuật, Luật Công nghệ cao, Luật
Sở hữu trí tuệ, Luật Chuyển giao công nghệ
để thúc đẩy nghiên cứu, phát triển khoa học và công nghệ, ưu tiên chuyển giao
và ứng dụng công nghệ tiên tiến, công nghệ cao, công nghệ thân thiện môi trường trong lĩnh
vực năng lượng.
- Ứng dụng mạnh mẽ khoa học,
công nghệ, chuyển đổi số trong quản trị doanh nghiệp.
- Tập trung đầu tư cho
nghiên cứu và phát triển, hỗ trợ thương mại hóa sản phẩm, dịch vụ đổi mới sáng
tạo với tỷ lệ tối thiểu 2% GDP ngành năng lượng. Tạo cơ chế thuận lợi, đủ mạnh, tự
chủ cao để khuyến khích các doanh nghiệp năng lượng tăng cường đầu tư cho
nghiên cứu và phát triển; thành lập các trung tâm nghiên cứu, thử nghiệm, đổi mới
sáng tạo và phòng thí nghiệm trọng điểm quốc gia trong lĩnh vực năng lượng; thu
hút 60 - 80 dự án chuyển giao công nghệ tiên tiến.
- Có cơ chế cho phép các
trung tâm đổi mới
sáng tạo được huy động nguồn lực từ khu vực tư nhân để đầu tư, hỗ trợ cho các
doanh nghiệp, dự án đổi mới sáng tạo trong lĩnh vực năng lượng mới, năng lượng
sạch.
- Đẩy mạnh nghiên cứu, ứng
dụng, chuyển giao các công nghệ tiên tiến, chuyển đổi số trong khai thác, sản
xuất, truyền tải, phản phối và sử dụng năng lượng; nghiên cứu, phát triển công
nghệ lưu trữ năng lượng. Phát triển hệ thống lưới điện thông minh, hệ thống quản
lý năng lượng thông minh trong công nghiệp, giao thông và xây dựng.
- Hình thành cơ chế liên kết
giữa lực lượng nghiên cứu và phát triển khoa học - công nghệ, đổi mới sáng tạo
với các doanh nghiệp và các cơ sở đào tạo trong lĩnh vực năng lượng thông qua
các chương trình khoa học và công nghệ; lồng ghép hoạt động nghiên cứu và phát
triển trong các chiến lược, quy hoạch, kế hoạch phát triển năng lượng.
- Xây dựng và ban hành
danh mục công nghệ chiến lược và sản phẩm công nghệ chiến lược quốc gia về năng
lượng (như: công nghệ khoan thăm dò nước sâu, công nghệ sản xuất và lưu trữ
hydrogen/amoniac xanh, thiết bị điện gió ngoài khơi,...). Áp dụng các cơ chế ưu
đãi đặc biệt về
thuế, tín dụng và khuyến khích đầu tư của Nhà nước (thông qua đặt hàng, hỗ trợ
vốn) để các tập đoàn năng lượng đầu tư làm chủ công nghệ, gia tăng tỷ lệ nội địa
hóa thiết bị năng lượng.
- Tạo cơ chế khuyến khích
các doanh nghiệp năng lượng tăng cường đầu tư cho nghiên cứu và phát triển;
trong đó trọng tâm là ban hành cơ chế tài chính đặc thù trong việc trích lập và
sử dụng Quỹ Phát triển Khoa học Công nghệ của doanh nghiệp nhà nước. Cho phép
doanh nghiệp được quyền tự chủ, tự chịu trách nhiệm trong việc xác định nhiệm vụ,
phương thức khoán chi và chấp nhận rủi ro trong nghiên cứu khoa học, coi đây là
vốn mồi để thúc đẩy đổi mới sáng tạo. Thành lập các trung tâm đổi mới sáng tạo
trong lĩnh vực năng lượng.
- Tiếp tục triển khai
chương trình khoa học và công nghệ trọng điểm quốc gia về nghiên cứu ứng dụng
và phát triển công nghệ năng lượng giai đoạn 2026 - 2030, trọng tâm là nghiên cứu chế tạo thiết bị
năng lượng và ứng dụng các dạng năng lượng mới, năng lượng tái tạo, năng lượng
thông minh, tiết kiệm năng lượng.
- Tăng cường nghiên cứu, ứng
dụng và chuyển giao công nghệ; xây dựng đội ngũ cán bộ khoa học công nghệ đầu
ngành, có trình độ cao; tăng cường các biện pháp nhằm gắn kết chặt chẽ hơn nữa
giữa nghiên cứu khoa học với đào tạo và ứng dụng.
- Đẩy mạnh nghiên cứu khoa
học, hợp tác quốc tế trong lĩnh vực bảo vệ môi trường, ứng phó biến đổi khí hậu
để từng bước đưa vào áp dụng các công nghệ mới nhằm nâng cao hiệu quả, tiết kiệm
chi phí bảo vệ môi trường.
- Đẩy mạnh nghiên cứu các
dạng năng lượng mới, như năng lượng hạt nhân, sóng biển, địa nhiệt, hydrogen
xanh, amoniac xanh,...; xây dựng các chiến lược về các dạng năng lượng mới khác.
- Tập trung nghiên cứu, ứng
dụng các giải pháp công nghệ nâng cao hệ số thu hồi dầu (EOR/EGR) để tận thu
tài nguyên tại các mỏ đang suy giảm.
- Đẩy mạnh ứng dụng công
nghệ xử lý, minh giải tài liệu địa chấn tiên tiến để đánh giá lại tiềm năng và
tìm kiếm các đối tượng dầu khí mới tại các bể trầm tích nước sâu, xa bờ và đối
tượng phi truyền thống.
- Nghiên cứu chuyển đổi
công nghệ các nhà máy lọc dầu theo hướng tích hợp lọc - hóa dầu để gia tăng giá
trị sản phẩm.
4. Giải
pháp về phát triển nguồn nhân lực
- Hình thành cơ chế liên kết
giữa các nhà khoa học, cơ sở đào tạo với doanh nghiệp trong lĩnh vực năng lượng
thông qua các chương trình khoa học và công nghệ; lồng ghép hoạt động nghiên cứu
và phát triển trong các chiến lược, quy hoạch, kế hoạch phát triển năng lượng.
- Xây dựng chính sách phát
triển, kế hoạch đào tạo nguồn nhân lực tổng thể và các chương trình đào tạo cho
những khâu then chốt của ngành năng lượng. Tăng cường đào tạo đội ngũ công nhân
kỹ thuật, nhân viên nghiệp vụ đáp ứng yêu cầu sử dụng trong nước, hướng tới xuất khẩu. Sử dụng
có hiệu quả nguồn nhân lực đã được đào tạo về năng lượng hạt nhân đi đối với đào tạo
nâng cao.
- Xây dựng đề án đẩy mạnh
phát triển nguồn nhân lực chất lượng cao cho ngành năng lượng, đưa vào danh mục
ngành đào tạo trọng điểm. Đào tạo tối thiểu 25.000 - 35.000 kỹ sư, chuyên gia
trong lĩnh vực năng lượng, đặc biệt ưu tiên cho ngành năng lượng hạt nhân.
- Xây dựng chính sách ưu
tiên đào tạo nhân lực chất lượng, thu hút chuyên gia là người nước ngoài, người
Việt Nam ở nước ngoài về nước làm việc trong lĩnh vực năng lượng hạt nhân, năng
lượng tái tạo và năng lượng mới.
- Tăng cường hợp tác, liên
kết với các cơ sở đào tạo uy tín trong nước và quốc tế để phát triển nguồn nhân
lực. Hình thành các nhóm khoa học và công nghệ mạnh đủ giải quyết các nhiệm vụ
quan trọng trong lĩnh vực năng lượng.
- Thông qua các dự án đầu
tư để đào tạo, tiếp nhận các công nghệ mới, hiện đại. Chú trọng đào tạo nghề để
có đội ngũ công nhân kỹ thuật, nhân viên nghiệp vụ lành nghề đủ khả năng nắm bắt
và sử dụng thành thạo các phương tiện kỹ thuật và công nghệ hiện đại.
- Thực hiện chương trình
"Đào tạo chuyển đổi" cho lực lượng lao động ngành dầu khí để thích ứng
với xu hướng chuyển dịch năng lượng. Tận dụng các kỹ năng tương đồng của nhân sự
dầu khí (thiết kế, thi công công trình biển, vận hành giàn khoan) để phục vụ
phát triển chuỗi cung ứng điện gió ngoài khơi.
5. Giải
pháp về hợp tác quốc tế
- Mở rộng và làm sâu sắc
hơn quan hệ hợp tác quốc tế về năng lượng với các đối tác quan trọng trong tất
cả các phân ngành, lĩnh vực.
- Thúc đẩy hợp tác quốc tế
trong ứng phó với biến đổi khí hậu, tăng cường chia sẻ kinh nghiệm, chuyển giao
công nghệ xanh từ các quốc gia tiên tiến. Đẩy mạnh hợp tác trong nghiên cứu,
phát triển, chuyển giao công nghệ và đào tạo nguồn nhân lực, đặc biệt là nhân lực
cho phát triển điện hạt nhân và năng lượng mới.
- Tích cực tham gia các
sáng kiến, cam kết quốc tế về chuyển dịch năng lượng, giảm phát thải khí nhà kính
theo hướng linh hoạt, phù hợp với điều kiện thực tế của đất nước.
- Triển khai tích cực hiệu
quả JETP, tận dụng tối đa hỗ trợ của các đối tác quốc tế trong chuyển giao công
nghệ, quản trị, đào tạo nhân lực, cung cấp tài chính.
- Tập trung tháo gỡ các điểm
nghẽn về cơ chế, chính sách trong triển khai các dự án hợp tác quốc tế liên
quan đến việc khai thác tài nguyên thiên nhiên và ứng phó biến đổi khí hậu, gắn
với việc bảo vệ các lợi ích và an ninh quốc gia.
- Chủ động xây dựng kế hoạch
nhập khẩu điện từ các quốc gia láng giềng đáp ứng nhu cầu trong nước; có cơ chế
hỗ trợ, khuyến khích doanh nghiệp trong nước đầu tư vào các dự án năng lượng ở
nước ngoài, khai thác tài nguyên năng lượng để nhập khẩu về Việt Nam.
- Chú trọng hợp tác phát
triển năng lượng với các nước láng giềng, các quốc gia tiểu vùng Mê Công mở rộng
và khu vực Đông Nam Á, các nước là bạn bè truyền thống, đối tác của Việt Nam. Đẩy
mạnh triển khai các cơ chế trao đổi, phối hợp với các nước trong khu vực, nhất
là các nước ASEAN về an ninh năng lượng, trong đó có Hiệp định Khung ASEAN về
an ninh dầu khí; thúc đẩy hợp tác, kết nối lưới điện ASEAN và miền Nam Trung Quốc.
- Đẩy mạnh phát triển các
dự án xuất khẩu điện năng lượng tái tạo sang các nước ASEAN và hợp tác quốc tế
về điện hạt nhân với các nước có công nghệ tiên tiến.
- Chủ động, tích cực tham
gia các tổ chức quốc tế về năng lượng hạt nhân, đặc biệt là IAEA. Triển khai
các cam kết quốc tế trong việc nghiên cứu ứng dụng năng lượng hạt nhân cho mục
đích hòa bình.
- Đẩy mạnh hợp tác với các
Tập đoàn dầu khí lớn trên thế giới (đặc biệt là các đối tác truyền thống và các
nước lớn) để tham gia tìm kiếm thăm dò, khai thác dầu khí tại các vùng nước
sâu, xa bờ và khu vực nhạy cảm, gắn kết chặt chẽ lợi ích kinh tế với nhiệm vụ bảo
vệ vững chắc chủ quyền biển đảo quốc gia.
- Mở rộng hợp tác quốc tế
đối với nghiên cứu và phát triển công nghệ, đa dạng hoá các phương thức hợp tác
để tận dụng chuyển giao công nghệ và nguồn kinh phí từ các đối tác nước ngoài
và xây dựng chuỗi cung ứng trong nước để tiếp nhận chuyển giao công nghệ mới
trong lĩnh vực năng lượng, đặc biệt ưu tiên: CCS/CCUS cho các mỏ khí; công nghệ
sản xuất hydrogen/amoniac xanh; công nghệ điện gió ngoài khơi.
6. Giải
pháp về tổ chức thực hiện, giám sát và quản trị rủi ro thực hiện Quy hoạch
a) Tổ chức thực hiện Quy
hoạch
- Tăng cường công tác chỉ
đạo, đôn đốc, thanh tra, kiểm tra, giám sát quá trình thực hiện các dự án đầu
tư trong lĩnh vực năng lượng.
- Trình tự thực hiện đầu tư các đề án/dự
án phát triển phải tuân thủ quy định của pháp luật liên quan (pháp luật về đầu
tư, xây dựng, dầu khí, khoáng sản, bảo vệ môi trường,...), có thể được thực hiện
trước và/hoặc trong giai đoạn quy hoạch để đảm bảo các đề án/dự án vào sản xuất/vận
hành đúng tiến độ xác định trong Quy hoạch.
- Xây dựng cơ sở dữ liệu
năng lượng, bao gồm dữ liệu về quy hoạch và tổ chức thực hiện quy hoạch để làm
cơ sở giám sát tình hình thực hiện quy hoạch. Thường xuyên rà soát tình hình
phát triển cung cầu năng lượng toàn quốc và các địa phương, tiến độ thực hiện
các dự án năng lượng để đề xuất các giải pháp điều chỉnh cung ứng năng lượng, tiến độ nếu cần
thiết, đảm bảo cung cầu năng lượng của nền kinh tế.
- Nâng cao năng lực bộ máy
quản lý nhà nước đối với ngành năng lượng nhằm giải quyết kịp thời những vướng
mắc và rào cản về mặt pháp lý.
- Khẩn trương hoàn thiện hệ thống
pháp luật thực thi hợp đồng, giải quyết tranh chấp; có cơ chế đặc thù để xử lý
dứt điểm các dự án, hợp đồng phát triển năng lượng tồn đọng kéo dài, gây lãng
phí nguồn lực xã hội; chấm dứt tình trạng doanh nghiệp nhà nước chậm thực hiện
nghĩa vụ thanh toán theo các hợp đồng đã ký với doanh nghiệp tư nhân.
- Khẩn trương tháo gỡ khó
khăn, vướng mắc, đẩy nhanh tiến độ triển khai các dự án năng lượng trọng điểm,
đặc biệt là các dự án nguồn điện và lưới điện truyền tải. Có chế tài nghiêm khắc
đối với các nhà
đầu tư đăng ký phát triển các dự án năng lượng nhưng chậm hoặc không triển khai
làm ảnh hưởng đến an ninh năng lượng quốc gia.
- Tăng cường phân cấp,
phân quyền cho Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam trong việc
quyết định chủ trương đầu tư, điều chỉnh dự án nhóm A, B sử dụng vốn doanh nghiệp
để tăng tính chủ động, linh hoạt trong điều hành.
b) Giám sát và quản trị rủi
ro thực hiện Quy hoạch
- Giám sát thực hiện Quy
hoạch
+ Xây dựng và ban bành bộ
tiêu chí đánh giá, đo lường kết quả thực hiện của các cơ quan, tổ chức đối với
mục tiêu, nhiệm vụ Quy hoạch.
+ Xây dựng quy định cơ chế
báo động nếu dự án chậm quá 06 tháng so với các mốc tiến độ quy hoạch/cam kết,
hệ thống tự động kích hoạt quy trình báo cáo đặc biệt để có biện pháp can thiệp.
- Giải pháp quản trị rủi
ro về cơ chế, chính sách và nguồn vốn
+ Thực hiện rà soát định kỳ
02 năm/lần nếu cơ chế chưa được tháo gỡ, thực hiện điều chỉnh linh hoạt Quy hoạch
phù hợp với thực tế.
+ Tăng cường phân cấp cho
Tập đoàn kinh tế nhà nước tự quyết định đầu tư các dự án cấp bách trong phạm vi
nguồn vốn chủ sở hữu hiện có.- Đối với rủi ro không đạt chỉ tiêu gia tăng trữ
lượng và sản lượng khai thác trong các trường hợp kết quả thăm dò thực tế thấp
hơn dự báo; các chuỗi dự án trọng điểm tiếp tục chậm tiến độ kéo dài hoặc gặp
trở ngại về kỹ thuật/địa chính trị không thể khai thác theo kế hoạch. Thực hiện các phương án ứng phó:
- Giải pháp quản trị rủi
ro trữ lượng và sản lượng dầu khí
+ Xây dựng cơ chế nhập khẩu
năng lượng linh hoạt không qua điều chỉnh quy hoạch.
+ Ưu tiên nguồn lực, áp dụng
cơ chế đặc biệt để triển khai nhanh các mỏ nhỏ, cận biên đã có phát hiện thương
mại
- Giải pháp quản trị rủi
ro hạ tầng nhập khẩu
+ Cho phép triển khai cấp
bách các giải pháp kho nổi nhập khẩu LNG bổ sung trong thời gian hoàn thiện kho
trên bờ.
+ Huy động tối đa các kho
cảng hiện hữu và thiết lập cầu vận chuyển LNG/xăng dầu.
- Giải pháp quản trị rủi
ro sản xuất xăng dầu
+ Tối ưu hóa, nâng cao
công suất và hiệu quả của nhà máy hiện hữu
+ Thúc đẩy việc sản xuất
và sử dụng nhiên liệu sinh học.
+ Khuyến khích mạnh mẽ sử dụng điện,
năng lượng mới trong lĩnh vực giao thông vận tải, sản xuất công nghiệp.
- Giải pháp quản trị rủi
ro về dự trữ xăng dầu
+ Điều chỉnh linh hoạt dự
án dự trữ xăng dầu quốc gia.
+ Xây dựng cơ chế đặc thù
trong mua, bán, nhập, xuất, chuyển đổi mục đích, luân chuyển hàng dự trữ chiến
lược xăng dầu.
- Giải pháp quản trị rủi
ro phát triển nguồn điện, lưới điện.
+ Xây dựng danh mục nguồn
điện dự phòng có thời gian triển khai ngắn hơn.
+ Tăng cường nhập khẩu điện
trong ngắn hạn trong trường hợp nguy cơ thiếu điện trên diện rộng.
+ Điều chỉnh chiến lược
huy động các nguồn điện hiện hữu.
+ Tăng cường các biện pháp
tiết kiệm điện và quản lý nhu cầu, điều chỉnh phụ tải.
- Giải pháp quản trị rủi
ro dự án năng lượng mới, năng lượng tái tạo
+ Cho phép thực hiện các dự
án năng lượng mới, năng lượng tái tạo trong quy mô công suất dự phòng trong Quy
hoạch.
- Giải pháp quản trị rủi ro
hạ tầng than
+ Tận dụng tối đa năng lực
sẵn có của các đơn vị trên cùng địa bàn.
+ Khôi phục việc dự trữ
than quốc gia để kịp thời đối phó với những rủi ro trong việc nhập khẩu và những
biến động cực đoan của thời tiết.
+ Đẩy mạnh hợp tác giữa
các doanh nghiệp trong và ngoài ngành đầu tư hệ thống các cảng đầu mối nhập khẩu,
trung chuyển than và các kho trung chuyển, pha trộn, dự trữ than.
Điều
2. Tổ chức thực hiện
1. Bộ Công Thương
- Tổ chức công bố Điều chỉnh
Quy hoạch năng lượng quốc gia theo quy định và triển khai thực hiện Quyết định
này gắn với thực hiện nhiệm vụ phát triển kinh tế - xã hội theo quy định của pháp luật; xây dựng Kế hoạch triển
khai thực hiện các mục tiêu, nhiệm vụ đề ra trong Điều chỉnh Quy hoạch năng lượng
quốc gia; tổ chức đánh giá tình hình và kết quả thực hiện theo quy định của Luật Quy hoạch.
- Tiếp tục nghiên cứu, sửa
đổi, bổ sung, hoàn thiện các văn bản quy phạm pháp luật, cơ chế, chính sách để
tạo điều kiện thuận lợi triển khai Điều chỉnh Quy hoạch năng lượng quốc gia, bảo
đảm an ninh năng lượng quốc gia.
- Đẩy mạnh nghiên cứu,
khai thác và sử dụng các dạng năng lượng mới, như năng lượng hạt nhân, sóng biển,
địa nhiệt, hydrogen xanh, amoniac xanh,...
- Đẩy mạnh xây dựng và
hoàn thiện các điều kiện cần thiết cho việc phát triển thị trường năng lượng cạnh
tranh hiệu quả.
2. Các Bộ, ngành
Thực hiện đầy đủ chức
năng, nhiệm vụ, quyền hạn được giao để triển khai đúng tiến độ các nội dung
trong Điều chỉnh Quy hoạch năng lượng quốc gia; xây dựng, đề xuất cơ chế, chính
sách, các giải pháp tháo gỡ vướng mắc để thực hiện hiệu quả các mục tiêu của Điều
chỉnh Quy hoạch năng lượng quốc gia, đảm bảo thống nhất, đồng bộ với việc thực
hiện Chiến lược phát triển kinh tế - xã hội 10 năm 2021 - 2030, các kế hoạch
phát triển kinh tế - xã hội của từng ngành và địa phương.
3. Ủy ban nhân dân các tỉnh,
thành phố trực thuộc trung ương
Tổ chức thực hiện việc lựa
chọn chủ đầu tư các dự án năng lượng, bố trí quỹ đất cho phát triển các công trình năng lượng theo quy định
của pháp luật; chủ trì, phối hợp chặt chẽ với các chủ đầu tư thực hiện việc giải
phóng mặt bằng, bồi thường, di dân, tái định cư cho các dự án năng lượng theo
quy định.
4. Tập đoàn Điện lực Việt
Nam
- Chủ động xây dựng, điều
chỉnh các Chiến lược, Kế hoạch phát triển của Tập đoàn phù hợp Điều chỉnh Quy
hoạch năng lượng quốc gia đã được phê duyệt.
- Giữ vai trò chính trong
việc đảm bảo cung cấp điện ổn định, an toàn cho sự nghiệp phát triển kinh tế -
xã hội. Thực hiện đầu tư các dự án nguồn điện và lưới điện đồng bộ theo nhiệm vụ
được giao.
- Thường xuyên rà soát,
đánh giá cân đối cung - cầu điện, tình trạng vận hành hệ thống điện toàn quốc
và khu vực, báo cáo các cấp có thẩm quyền.
5. Tập đoàn Công nghiệp -
Năng lượng Quốc gia Việt Nam
- Chủ động xây dựng, điều
chỉnh các Chiến lược, Kế hoạch phát triển của Tập đoàn phù hợp Điều chỉnh Quy
hoạch năng lượng quốc gia đã được phê duyệt.
- Tiếp tục chịu trách nhiệm
chính trong việc thực hiện nội dung quy hoạch phân ngành dầu khí.
- Tăng cường công tác tìm
kiếm, thăm dò và khai thác các nguồn dầu và khí trong nước để cung cấp cho các
ngành công nghiệp.
- Phối hợp với liên danh
nhà thầu để có các phương án khai thác tối ưu các nguồn dầu khí từ các mỏ khí
trong nước, cũng như các dự án cơ sở hạ tầng thuộc lĩnh vực dầu khí đã được định
hướng tại Điều chỉnh Quy hoạch năng lượng quốc gia, bao gồm dự án kho cảng nhập
khẩu LNG.
- Thúc đẩy đầu tư các dự
án năng lượng theo nhiệm vụ được giao.
6. Tập đoàn Công nghiệp
Than - Khoáng sản Việt Nam, Binh đoàn 19 (Tổng công ty Đông Bắc)
- Chủ động xây dựng, điều
chỉnh các chiến lược, kế hoạch phát triển của Tập đoàn, Tổng công ty phù hợp với
Điều chỉnh Quy hoạch năng lượng quốc gia được phê duyệt.
- Tiếp tục chịu trách nhiệm
chính trong việc thực hiện nội dung quy hoạch phân ngành than và phát triển bền
vững phân ngành than; thực hiện tốt vai trò là những đầu mối chủ đạo trong việc
cung cấp than sản xuất trong nước cho các hộ sử dụng; chủ động lựa chọn, xác định
thời điểm triển khai công tác chuẩn bị đầu tư và đầu tư phù hợp với điều kiện
thực tế, quy định của pháp luật và khả năng cân đối nguồn lực theo tiến độ
trong Điều chỉnh Quy hoạch năng lượng quốc gia.
- Đảm bảo cung cấp đủ than
cho các hộ tiêu thụ theo đúng hợp đồng/cam kết mua bán/cung cấp than đã ký, đặc
biệt là đảm bảo cung cấp đủ than cho sản xuất điện; bám sát diễn biến của thị
trường than trong nước và thị trường than thế giới; tích cực và chủ động tìm kiếm
các nhà cung cấp than có uy tín trên thế giới, có nguồn than ổn định dài hạn để
đa dạng hóa nguồn than nhập khẩu, đảm bảo cạnh tranh hiệu quả.
- Chủ động phối hợp với
nhà đầu tư trong nước, nhà đầu tư nước ngoài có đủ năng lực để nghiên cứu đầu
tư xây dựng các cảng trung chuyển than.
- Chủ động phối hợp với
các doanh nghiệp, tổ chức trong và ngoài nước nghiên cứu việc sử dụng than cho
nhu cầu phi năng lượng, khí hóa than,...; đẩy mạnh nghiên cứu, ứng dụng khoa học
công nghệ trong công tác chế biến than thành các dạng năng lượng sạch, sản phẩm
khác (dùng cho luyện kim, khí hóa than để sản xuất các loại sản phẩm khí phù hợp
phục vụ các ngành năng lượng và công nghiệp,...) nhằm đa dạng hóa sản phẩm chế
biến từ than.
- Thúc đẩy đầu tư các dự
án năng lượng theo nhiệm vụ được giao.
7. Tập đoàn Xăng dầu Việt
Nam và các doanh nghiệp lĩnh vực năng lượng khác
- Chủ động xây dựng, điều
chỉnh các Chiến lược, Kế hoạch phát triển của Tập đoàn phù hợp Điều chỉnh Quy
hoạch năng lượng quốc gia đã được phê duyệt.
- Thúc đẩy đầu tư các dự
án năng lượng theo nhiệm vụ được giao.
Điều
3. Quyết định này có hiệu lực thi hành kể từ
ngày ký ban hành.
Điều
4. Các Bộ trưởng, Thủ trưởng cơ quan ngang
Bộ, Thủ trưởng cơ quan thuộc Chính phủ, Chủ tịch Ủy ban nhân dân các tỉnh,
thành phố trực thuộc trung ương; Chủ tịch Hội đồng thành viên, Tổng giám đốc
các Tập đoàn: Điện lực Việt Nam, Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam,
Xăng dầu Việt Nam, Than - Khoáng sản Việt Nam, Binh đoàn 19 (Tổng công ty Đông
Bắc) và các cơ quan liên quan chịu trách nhiệm thi hành Quyết định này./.
|
Nơi nhận:
- Ban Bí thư
Trung ương Đảng;
- Thủ tướng, các Phó Thủ tướng Chính phủ;
- Quyền Bộ trưởng;
- Các bộ, cơ quan ngang bộ, cơ quan thuộc Chính phủ:
- HĐND, UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương;
- Văn phòng Trung ương và các Ban của Đảng;
- Văn phòng Tổng Bí thư;
- Văn phòng Chủ tịch nước;
- Hội đồng Dân tộc và các Ủy ban của Quốc hội;
- Văn phòng Quốc hội;
- Văn phòng Chính phủ;
- Tòa án nhân dân tối cao;
- Viện kiểm sát nhân dân tối cao;
- Kiểm toán nhà nước;
- Ủy ban Giám sát tài chính Quốc gia;
- Ngân hàng Chính sách xã hội;
- Ngân hàng Phát triển Việt Nam;
- Ủy ban Trung ương Mặt trận Tổ quốc Việt Nam;
- Cơ quan trung ương của các đoàn thể;
- Các Tập đoàn: Điện lực Việt Nam, Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt
Nam, Xăng dầu Việt Nam, Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam;
- Binh đoàn 19 (Tổng công ty Đông Bắc);
- Lưu: VT, DKT.
|
KT. BỘ TRƯỞNG
THỨ TRƯỞNG
Nguyễn Hoàng Long
|
PHỤ LỤC I
ĐỊNH HƯỚNG ĐẦU TƯ TIỀM NĂNG LĨNH
VỰC DẦU KHÍ
(Kèm theo Quyết định số 363/QĐ-BCT ngày 28 tháng 02 năm 2026 của Bộ trưởng Bộ
Công Thương)
Bảng
1. Đề án điều tra cơ bản về dầu khí
|
Stt
|
Tên đề án
|
Địa điểm
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
1
|
Thu nổ bổ sung và xử lý
địa chấn 2D các khu vực ít tài liệu nhằm làm rõ đặc điểm địa chất và tiềm
năng dầu khí trên thềm lục địa Việt Nam.
|
Thềm lục địa Việt Nam
|
Ưu tiên giai đoạn 1
|
|
2
|
Đánh giá đặc điểm địa chất
và tiềm năng dầu khí trên vùng biển và thềm lục địa Việt Nam
|
Thềm lục địa Việt Nam
|
Tài liệu cập nhật đến
ngày 31/12/2025
|
|
3
|
Nghiên cứu và đánh giá
tiềm năng lưu giữ CO2 của các đối tượng
địa chất ở độ sâu từ 1.000 - 2.500 m trên thềm lục địa Việt Nam
|
Thềm lục địa Việt Nam
|
|
|
4
|
Khảo sát, đo đạc, xử lý
minh giải từ và trọng lực phân dải cao hàng không khu vực Vịnh Bắc bộ và lân
cận phục vụ nghiên cứu địa chất, đánh giá tiềm năng dầu khí.
|
Khu vực Vịnh Bắc bộ và lân cận
|
|
Bảng
2. Tìm kiếm thăm dò dầu khí
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Bể
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
1
|
Các Lô dầu khí mở và diện
tích đã được hoàn trả của các Lô: 17, 09-2/17a, 09-2/17b, 09-3/17, 15-1/15,
15-2/14, 17, 16-1/21,...
|
Cửu Long
|
Các Lô dầu khí mở và diện tích đã hoàn trả
là các dự án quan trọng cần được ưu tiên đầu tư để sớm gia tăng các phát hiện
và trữ lượng dầu
khí, đặc biệt là tại các Lô dầu khí đã và sắp triển khai đấu thấu.
|
|
2
|
Các Lô dầu khí mở và diện
tích đã được hoàn trả của các Lô: 04-1,04-2,04-3/11,05-1b&c, 10-11/11,11- 2/11, 05-3/11,...
|
Nam Côn Sơn
|
Các Lô dầu khí mở và diện tích đã hoàn trả
là các dự án quan trọng cần được ưu tiên đầu tư để sớm gia tăng các phát hiện
và trữ lượng dầu khí, đặc biệt là tại các Lô dầu khí đã và sắp triển khai đấu
thấu.
|
|
3
|
Các Lô dầu khí mở hoặc diện tích
đã được hoàn trả của các Lô: 102/10& 106/10, 103/11, 108/13, 113/09, 114,
115/09, 116, 117, 118/15, 119, 120,...
|
Sông Hồng
|
Các Lô dầu khí mở và diện
tích đã hoàn trả là các dự án quan trọng cần được ưu tiên đầu tư để sớm gia
tăng các phát hiện và trữ lượng dầu khí, đặc biệt là tại các Lô dầu khí đã và
sắp triển khai đấu thấu.
|
|
4
|
Các Lô dầu khí mở và diện
tích đã được hoàn trả của các Lô: 39, 40/02,47/11, 48/16, 50, 51/17, 52/16,...
|
MaLay - Thổ Chu
|
Các Lô dầu khí mở và diện tích đã hoàn trả
là các dự án quan trọng cần được ưu tiên đầu tư để sớm gia tăng các phát hiện
và trữ lượng dầu khí, đặc biệt là tại các Lô dầu khí đã và sắp triển khai đấu
thấu.
|
|
5
|
Dự án thí điểm lưu trữ địa
chất CO2 (Pilot Project)
|
Cửu Long, Sông Hồng (đất liền và ngoài khơi)
|
Cần thiết phải triển
khai sớm để làm cơ sở đánh giá và triển khai dự án lưu trữ CO2 quy mô
thương mại sau năm 2030.
|
|
6
|
Các Lô dầu khí mở và diện
tích đã được hoàn trả của các Lô: 121, 123, 124, 127, 150÷155,...
|
Phú Khánh
|
Mức độ ưu tiên xếp sau
các Bể đã có
tiềm năng được chứng minh và khu vực có cơ sở hạ tầng sẵn có.
|
|
7
|
Các Lô dầu khí mở và các Lô dầu khí đã có
Hợp đồng (khi đủ điều kiện)
|
Tư Chính - Vũng Mây, Hoàng Sa, Trường Sa
|
Mức độ ưu tiên xếp sau
các Bể đã có
tiềm năng được chứng minh và có cơ sở hạ tầng sẵn có.
|
|
8
|
Điều tra cơ bản (từ trọng
lực, địa chấn, địa chất bề mặt,...) dầu khí truyền thống
|
Phú Khánh, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu;
|
Khoảng 10.000 - 40.000
km tuyến 2D.
Xem xét khả năng khảo
sát địa chấn không độc quyền 2D/3D cho khu vực rộng.
|
|
9
|
Điều tra cơ bản (từ trọng
lực, địa chấn, địa chất bề mặt,...) dầu khí phi truyền thống (băng cháy, tầng
chứa chặt sít, khí than, khí đá phiến, hydrogen tự nhiên)
|
Đất liền, thềm lục địa và vùng biển Việt Nam
|
|
|
10
|
Điều tra cơ bản (từ trọng
lực, địa chấn, địa chất bề mặt,...) cho CCS, điện gió ngoài khơi.
|
Sông Hồng, Phú Khánh; Nam Côn Sơn, Cửu Long, Malay - Thổ
Chu
|
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
1
|
Các Lô dầu khí mở và diện
tích đã được hoàn trả của các giai đoạn trước năm 2031
|
Tất cả các Bể trầm tích
|
Điều tra, đánh giá lại
tài nguyên dầu khí sau khi Lô dầu khí được hoàn trả.
|
|
2
|
Điều tra cơ bản (từ trọng
lực, địa chấn, địa chất bề mặt,...) dầu khí truyền thống
|
Tư Chính - Vũng Mây, Hoàng Sa, Trường Sa (khi đủ điều kiện)
|
Khoảng 10.000 - 40.000
km tuyến 2D
Khảo sát địa chấn không
độc quyền 2D/3D cho khu vực rộng.
|
|
3
|
Điều tra cơ bản (từ trọng
lực, địa chấn, địa chất bề mặt,...) dầu khí phi truyền thống (băng cháy, tầng
chứa chặt sít, khí than, khí đá phiến, hydrogen tự nhiên,...)
|
Đất liền, thềm lục địa và vùng biển Việt Nam
|
Tiếp tục nghiên cứu của
giai đoạn 2026 - 2030, điều tra cơ bản về tiềm năng của các loại hình năng lượng phi truyền
thống.
|
|
4
|
Dự án lưu trữ địa chất CO2 trong các Bể
trầm tích trên thềm lục địa (trên 1 triệu tấn/năm)
|
Sông Hồng, Phú Khánh, Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay - Thổ Chu
|
Triển khai nhằm thực hiện
cam kết Net Zero của Việt Nam tới năm 2050.
|
Bảng
3. Khai thác dầu thô
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Bể
|
Ghi chú/Căn cứ đề xuất
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
1
|
Lô 09-1
|
Cửu Long
|
Các khu vực đã tận thăm
dò, thẩm lượng.
|
|
2
|
Lô 01/10&02/10 (Kình
Ngư Vàng)
|
Cửu Long
|
|
|
3
|
Lô 15-1/05 (Lạc Đà Vàng)
|
Cửu Long
|
|
|
4
|
Lô 05-1a (Đại Hùng, Đại Hùng Nam)
|
Nam Côn Sơn
|
Bổ sung mới, khoan đan
dày.
|
|
5
|
Lô 05-1a (thay thế FPU mỏ Đại
Hùng)
|
Nam Côn Sơn
|
Hiện đang triển khai
nghiên cứu sơ bộ (Conceptual Study).
|
|
6
|
Lô 15-2/17 (Hải Sư Vàng)
|
Cửu Long
|
Hiện đang khoan thẩm lượng;
kế hoạch dự kiến hiện nay của Người điều hành là năm 2030.
|
|
7
|
Lô PM3 CAA (Bunga Aster
pha 2A)
|
Malay - Thổ Chu
|
|
|
8
|
Lô 10/11 và 10&11-1
(Gấu Chúa/Cá Chó/Gấu
Ngựa)
|
Nam Côn Sơn
|
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
1
|
Lô PM3 CAA (Bunga Aster
pha 2B)
|
Malay - Thổ Chu
|
|
|
2
|
Lô PM3 CAA (Yarrow)
|
Malay - Thổ Chu
|
Trong cam kết gia hạn phụ
lô thăm dò đến năm 2027.
|
|
3
|
Lô PM3 CAA (Alokasia)
|
Malay - Thổ Chu
|
Trong cam kết gia hạn phụ
lô thăm dò đến năm 2027.
|
|
4
|
Phát triển khai thác mở
rộng các Lô dầu khí đã khai thác giai đoạn trước
|
Tại các Bể theo thực tế triển khai hoạt động dầu khí
|
|
|
5
|
Các Lô dầu khí đã có kết
quả thăm dò, thẩm lượng trong giai đoạn trước.
|
Tại các Bể theo thực tế triển khai hoạt động dầu khí
|
|
|
6
|
Lô 07/03 (Cá Rồng Đỏ)
|
Nam Côn Sơn
|
Chỉ triển khai khi đủ điều
kiện.
|
|
7
|
Lô 106 (Hàm Rồng)
|
Sông Hồng
|
Thuộc Lô 106/10 trước
đây, dự kiến sẽ điều chỉnh danh mục Lô.
|
|
8
|
Lô 09-1 (Mèo Trắng)
|
Cửu Long
|
|
Bảng
4. Khai thác khí và condensate
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Bể
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
1
|
Lô B (48/95 & 52/97)
|
Malay - Thổ Chu
|
|
|
2
|
Lô 15-1 (Sư Tử Trắng
giai đoạn 2B)
|
Cửu Long
|
|
|
3
|
Lô 46/07 và 51 (Nam Du -
U Minh)
|
Malay - Thổ Chu
|
|
|
4
|
Lô 12/11 (Thiên Nga - Hải
Âu)
|
Nam Côn Sơn
|
|
|
5
|
Lô 46/13 (Khánh Mỹ - Đầm
Dơi)
|
Nam Côn Sơn
|
|
|
6
|
Lô 46CN (Hoa Mai)
|
Malay - Thổ Chu
|
|
|
7
|
Lô PM3 CAA (Bunga
Saffron)
|
Malay - Thổ Chu
|
|
|
8
|
Các Lô dầu khí đã có kết quả thăm dò, thẩm lượng
trong giai đoạn trước.
|
Tại các Bể theo thực tế triển khai hoạt động dầu khí
|
|
|
9
|
Lô 111/04&113 (Báo
Vàng - Báo Trắng)
|
Sông Hồng
|
Phụ thuộc kết quả thẩm
lượng.
|
|
10
|
Lô 103-107 (Kỳ Lân)
|
Sông Hồng
|
Phụ thuộc kết quả thẩm lượng.
|
|
11
|
Lô 06.1 (Phong Lan Dại
Deep Clastic)
|
Nam Côn Sơn
|
Phụ thuộc kết quả thẩm
lượng và khi điều kiện cho phép.
|
|
12
|
Thăm dò khai thác tiềm năng khí
than tại Hưng Yên (Miền võng Hà Nội)
|
Sông Hồng
|
Phụ thuộc kết quả đánh
giá tổng thể tiềm năng than - khí than của Đồng bằng Sông Hồng và các nghiên
cứu tiếp theo.
|
|
13
|
Thử nghiệm dự án CCS
|
Sông Hồng/Cửu Long
|
Phụ thuộc vào kết quả
nghiên cứu địa
chất và cơ sở hạ tầng thu giữ CO2.
|
|
14
|
Các Lô dầu khí đã có kết
quả thăm dò, thẩm lượng trong giai đoạn trước.
|
Tại các Bể theo thực tế triển khai hoạt động dầu khí
|
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
1
|
Lô 114 (Kèn Bầu)
|
Sông Hồng
|
Phụ thuộc kết quả thẩm
lượng.
|
|
2
|
Lô 117,118, 119 (Cá Voi
Xanh)
|
Sông Hồng
|
Bổ sung Lô 117, 119 và chuyển từ giai đoạn
2021 - 2030 sang giai đoạn sau năm 2030.
|
|
3
|
Lô 135&136/03 (Cá Kiếm
Đen - Cá Kiếm Nâu)
|
Tư Chính - Vũng Mây
|
Chỉ triển khai khi đủ điều
kiện.
|
Bảng
5. Đường ống dẫn khí ngoài khơi
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Công suất dự kiến (tỷ m3/năm) (*)
|
Chiều dài dự kiến (km) (*)
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
1
|
Đường ống dẫn khí Lô B -
Ô Môn
|
6,4
|
329
|
|
|
2
|
Đường ống dẫn khí từ mỏ
Nam Du, U Minh về đường ống dẫn khí PM3 - Cà Mau
|
0,5
|
30 - 40
|
|
|
3
|
Đường ống thu gom khí từ
mỏ Đầm Dơi, Khánh Mỹ về Lô PM3 CAA
|
2,2
|
40 - 60
|
|
|
4
|
Hệ thống đường ống từ mỏ
Thiên Nga - Hải Âu (Lô 12/11) về mỏ Rồng Đôi - Rồng Đôi Tây (Lô 11-2)
|
1 - 1,5
|
30 - 90
|
|
|
5
|
Đường ống thu gom, vận
chuyển khí mỏ Sư Tử Trắng về Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2
|
2 - 4
|
75 - 125
|
|
|
6
|
Đường ống cấp bù khí PM3
- Cà Mau (từ KP209 của đường ống dẫn khí Lô B)
|
2,4
|
37
|
|
|
7
|
Đường ống dẫn khí LNG từ
kho nổi FSRU/kho trên bờ tại Tây Nam Bộ đấu nối vào đường ống dẫn khí PM3 -
Cà Mau
|
1
|
11 - 20
|
Phù hợp với việc triển
khai FSRU tại Cà Mau.
|
|
8
|
Đường ống thu gom khí
các mỏ tiềm năng (Phong Lan Dại Clastic, Lan Tây Clastic,...) thuộc Lô 06.1 về
Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 1
|
1,5
|
20 - 25
|
|
|
9
|
Đường ống kết nối từ giàn nén trung tâm
tại Bạch Hổ - Nam Côn Sơn 2 (mở rộng hệ thống đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 2
ngoài khơi)
|
1 - 7
|
14
|
|
|
10
|
Đường ống dẫn khí từ mỏ
Tuna kết nối với Đường ống dẫn khí Nam Côn Sơn 1
|
1 - 4
|
80 - 250
|
|
|
11
|
Đường ống dẫn khí Hàm Rồng/Hàm Rồng
Đông/Hàm Rồng Nam - Thái Bình (Lô 102/10&106/10, 106)
|
0,5
|
50 - 60
|
|
|
12
|
Đường ống thu gom, vận
chuyển khí các mỏ tiềm năng thuộc Lô 103&107 và các mỏ tiềm năng lân cận
về Hưng Yên
|
2 - 4
|
80 - 100
|
Điều chỉnh tên dự án.
|
|
13
|
Đường ống dẫn khí từ mỏ
Báo Vàng về Quảng Trị
|
0,5 - 1
|
80 - 100
|
Chuyển giai đoạn từ 2021
- 2030 sang sau năm 2030.
Phụ thuộc vào kết quả thẩm lượng mỏ Báo Vàng.
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 -2050
|
|
1
|
Đường ống dẫn khí từ Lô
114-115-116 (mỏ Kèn Bầu,...) về bờ
|
4 - 10
|
150 - 300
|
Chuyển giai đoạn từ 2021
- 2030 sang sau năm 2030.
Phụ thuộc vào kết quả thẩm
lượng mỏ Kèn Bầu.
|
|
2
|
Đường ống dẫn khí từ Lô
118 (mỏ Cá Voi Xanh) về bờ
|
7 - 11
|
90 - 110
|
Chuyển giai đoạn từ 2021
- 2030 sang sau năm 2030.
Phù hợp với tiến độ Dự
án phát triển mỏ Lô 118.
|
|
3
|
Đường ống thu gom khí
các mỏ tiềm năng thuộc Lô 04-1, 04-2, kết nối với hệ thống Đường ống dẫn khí
Nam Côn Sơn 2
|
1,4
|
50
|
Chuyển giai đoạn từ 2021
- 2030 sang sau năm 2030.
|
|
4
|
Đường ống thu gom từ mỏ
Hoa Mai tới điểm kết nối trên đường ống Đầm Dơi - giàn BKC (Lô PM3 CAA)
|
0,4
|
14
|
Thay đổi tên dự án.
Trên đường ống từ Đầm
Dơi về giàn BKC có lắp đặt sẵn điểm kết nối cho Hoa Mai.
|
|
5
|
Đường ống thu gom khí mỏ
Thiên Nga (Lô 12/11)- Chim Sao/Dừa (Lô 12/W)
|
0,26
|
10
|
|
|
6
|
Đường ống thu gom khí Hà
Mã Xám - Rồng/Đồi Mồi
|
0,3
|
18
|
|
|
7
|
Đường ống thu gom khí
Dơi Nâu - Hà Mã Xám
|
0,15
|
25
|
|
|
8
|
Đường ống thu gom khí mỏ
Rồng Vĩ Đại (Lô 11-2)-Rồng Đôi
|
0,26
|
15
|
|
|
9
|
Đường ống thu gom khí mỏ
12C (Lô 12E) - Rồng Đôi
|
0,47
|
20
|
|
|
10
|
Đường ống thu gom khí mỏ
Cá Rồng Đỏ - Nam Côn Sơn 1
|
2,4
|
83 - 157
|
|
|
11
|
Đường ống thu gom khí mỏ Cobia kết
nối vào đường ống Cá Rồng Đỏ - Lan Tây
|
1
|
5
|
|
|
12
|
Đường ống thu gom khí mỏ
Cá Kiếm Đen kết nối vào đường ống Cá Rồng Đỏ - Lan Tây
|
1
|
10 - 15
|
|
|
13
|
Đường ống thu gom khí mỏ
Cá Kiếm Nâu kết nối vào đường ống Cá Rồng Đỏ - Lan Tây
|
1,5
|
30 - 35
|
|
|
14
|
Đường ống kết nối TRANS
- ASEAN (phụ thuộc vào nguồn khí nhập khẩu)
|
5 - 10
|
|
|
Ghi chú: (*) Công suất,
chiều dài và địa
điểm dự án (hoặc điểm tiếp bờ) cụ thể sẽ được xác định ở giai đoạn chuẩn bị đầu
tư dự án theo quy định.
Bảng 6. Kho LNG (ngoài kho chứa LNG của các nhà máy điện sử dụng LNG trong Điều chỉnh Quy
hoạch điện VIII)
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Địa điểm tiềm năng
|
Công suất (triệu tấn/năm)
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
|
1
|
Mở rộng, nâng công suất
kho LNG Thị Vải (giai đoạn 2)
|
Thành phố Hồ Chính Minh
|
2
|
|
|
2
|
Kho LNG Vũng Áng
|
Hà Tĩnh
|
1 - 3
|
Dự án đã được UBND tỉnh
Hà Tĩnh chấp thuận chủ trương đầu tư.
|
|
3
|
Kho LNG Hải Phòng
|
Hải Phòng
|
4 - 6
|
Dự kiến chuyển giai đoạn
2 Nhà máy điện LNG Hải Phòng từ 2031 - 2035 về giai đoạn 2026 - 2030 và nâng tổng
công suất lên 4.800 MW.
|
|
4
|
Kho LNG Bắc Trung Bộ
|
Thanh Hóa, Nghệ An
|
1 - 3
|
|
|
5
|
Kho LNG Sơn Mỹ (giai đoạn
1)
|
Lâm Đồng
|
3,6
|
Chuyển từ kho LNG đi kèm
Nhà máy điện sang kho LNG ngoài kho LNG Nhà máy điện.
|
|
6
|
Kho LNG Tây Nam Bộ (FSRU/trên
bờ)
|
Đồng bằng sông Cửu Long (Cà Mau, An Giang)
|
1 - 3
|
|
|
7
|
Kho LNG Đông Nam Bộ
|
Đồng Nai, thành phố Hồ Chí Minh,...
|
1 - 2
|
Phát triển hệ thống kho
LNG quy mô nhỏ tại các khu vực ở xa kho đầu mối, không thể kết nối bằng đường ống.
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
|
1
|
Mở rộng, nâng công suất
kho LNG Thị Vải (giai đoạn 3)
|
Thành phố Hồ Chí Minh
|
1 - 3
|
|
|
2
|
Mở rộng Kho LNG Sơn Mỹ
|
Lâm Đồng
|
3 - 6
|
|
|
4
|
Mở rộng kho LNG Vũng Áng
|
Hà Tĩnh
|
2 - 3
|
Đã được chấp thuận chủ
trương đầu tư.
|
|
5
|
Kho LNG Tây Nam Bộ (FSRU/trên
bờ)
|
Đồng bằng sông Cửu Long (Cà Mau, An Giang, Cần Thơ)
|
1 - 3
|
Tổng công suất kho cả
khu vực, bao gồm cả hệ thống kho LNG quy mô nhỏ tại các khu vực ở xa kho đầu
mối, không thể
kết nối bằng đường ống.
|
|
6
|
Kho LNG Bắc Bộ
|
Đồng bằng sông Hồng/Bắc Trung Bộ (Quảng Ninh, Hải Phòng,
Hưng Yên, Ninh Bình,...)
|
1 - 3
|
Tổng công suất kho cả
khu vực, bao gồm cả hệ thống kho LNG quy mô nhỏ tại các khu vực ở xa kho đầu
mối, không thể kết nối bằng đường ống.
|
|
7
|
Kho LNG Nam Trung Bộ
|
Duyên hải Nam Trung Bộ và Tây Nguyên (Huế, Đà Nẵng, Quảng Ngãi, Khánh
Hòa, Đắk Lắk, Lâm Đồng,...)
|
3 - 6
|
Dự án tiềm năng cung cấp
khí cho các hộ tiêu thụ Duyên hải Nam Trung Bộ và Tây Nguyên và cung cấp khí
quốc tế để tận dụng địa lý thuận lợi.
|
|
8
|
Kho LNG Đông Nam Bộ
|
Đông Nam Bộ
|
1 - 2
|
Phát triển hệ thống kho
LNG quy mô nhỏ tại các khu vực ở xa kho đầu mối, không thể kết nối bằng đường
ống.
|
Ghi chú: (*) Địa điểm,
công suất cụ thể của dự án sẽ được xác định ở giai đoạn chuẩn bị đầu tư dự án
theo quy định.
Bảng 7. Kho LNG kèm theo Nhà máy điện sử dụng LNG làm nhiên
liệu trong Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII và có thể được sử dụng cho mục đích
công nghiệp, thương mại khác
|
Stt
|
Danh mục định hướng (*)
|
Tên dự án nhà máy điện - Công suất (dự kiến)
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
1
|
Kho LNG Nhà máy điện Quảng
Ninh
|
Nhà máy điện LNG Quảng Ninh - 1.500MW
|
|
|
2
|
Kho LNG Nhà máy điện
Thái Bình
|
Nhà máy điện LNG Thái Bình - 1.500 MW
|
|
|
3
|
Kho LNG Nhà máy điện Hải
Lăng (Giai đoạn 1)
|
Nhà máy điện LNG Hải Lăng giai đoạn 1 - 1.500 MW
|
Có thể cấp khí bằng đường
ống từ kho trung tâm tại khu vực lân cận.
|
|
4
|
Kho LNG Nhà máy điện Bạc
Liêu (giai đoạn 1)
|
Nhà máy điện LNG Bạc Liêu - 3.200 MW
|
Có thể cấp khí bằng đường
ống từ kho trung tâm tại khu vực lân cận.
|
|
5
|
Kho LNG Nhà máy điện Cà
Ná
|
Nhà máy điện LNG Cà Ná -1.500 MW
|
Xem xét cấp khí bằng đường
ống từ kho trung tâm tại khu vực lân cận.
|
|
6
|
Kho dự phòng cho Nhà máy
điện hiện hữu sử dụng LNG từ Kho trung tâm
|
Các Nhà máy điện LNG hiện hữu (như Nhà máy điện Nhơn Trạch III và IV,...)
|
Kho dự phòng dự trữ LNG (có
thể sử dụng cho mục đích công nghiệp, thương mại khác).
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
1
|
Kho LNG Nhà máy điện
Công Thanh
|
Nhà máy điện LNG Công Thanh - 1.500MW
|
Xem xét cấp khí bằng đường
ống từ kho trung tâm tại khu vực lân cận.
|
|
2
|
Kho LNG tiềm năng cho
các dự án LNG phát triển mới, dự phòng cho các dự án chậm tiến độ hoặc không
thể triển khai
|
Phù hợp với Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII
|
Hưng Yên, Ninh Bình,
Thanh Hóa, Huế, Đà Nẵng, Khánh Hòa, Lâm Đồng, Đồng Nai, thành phố Hồ Chí Minh, Đồng
Tháp, Vĩnh Long, Cà Mau,...
|
Ghi chú: (*) Ưu tiên đầu tư mô hình kho LNG
trung tâm để cung cấp LNG cho các nhà máy điện khí trong khu vực. Trong trường
hợp không thể tích hợp được mô hình kho LNG trung tâm có thể xem xét đầu tư kho
LNG riêng lẻ tùy từng trường hợp cụ thể.
Bảng
8. Xử lý/hóa lỏng khí trên bờ
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Công suất dự kiến (tỷ m3/năm) (*)
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
1
|
Nhà máy tách ethane và
các sản phẩm khí khác tại Dinh Cố
|
2 - 4
|
|
|
2
|
Nhà máy xử lý khí tại
Dinh Cố (GPP2)
|
2 - 4
|
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
1
|
Nhà máy xử lý khí Cá Voi
Xanh
|
9-11
|
Phù hợp với tiến độ phát
triển mỏ Lô 118.
|
|
2
|
Nhà máy xử lý khí/condensate
tại miền Bắc
|
1
|
Phụ thuộc nguồn khí.
|
|
3
|
Nhà máy LNG và hệ thống
cấp khí cho phương tiện giao thông vận tải
|
0,2 - 0,4
|
|
|
4
|
Nhà máy xử lý khí tại
Tây Nam Bộ
|
2 - 4
|
|
|
5
|
Nhà máy xử lý khí Kèn Bầu
và khu vực lân cận
|
4 - 10
|
Phụ thuộc vào trữ lượng
khí và tiến độ phát triển mỏ Lô 114-115-116.
|
|
6
|
Nhà máy sản xuất LNG Kèn
Bầu và khu vực lân cận
|
1 - 6
|
Phụ thuộc vào trữ lượng khí
và tiến độ phát triển mỏ Lô 114-115-116.
|
Ghi chú: Công suất và địa
điểm dự án cụ thể sẽ được xác định ở giai đoạn chuẩn bị đầu tư dự án theo quy định.
Bảng
9. Đường ống dẫn khí trên bờ
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Công suất dự kiến (*) (tỷ m3/năm)
|
Chiều dài dự kiến (*) (km)
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
1
|
Mở rộng hệ thống đường ống
phân phối khí tự nhiên/LNG tái hóa đến các hộ tiêu thụ, khu vực Đông Nam Bộ
|
0,5 - 3
|
130 - 150
|
|
|
2
|
Hệ thống tuyến ống/trạm khí mở rộng cung cấp
khí cho các hộ tiêu thụ tại Khu công nghiệp Hiệp Phước giai đoạn 1 (thành phố
Hồ Chí Minh)
|
0,2
|
30
|
Đã triển khai dự án
trong giai đoạn 2021 - 2025; tiếp tục xây dựng tuyến ống cấp khí cho các
khách hàng trong Khu công nghiệp Hiệp Phước.
|
|
3
|
Hệ thống tuyến ống/trạm
khí mở rộng cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ tại các khu công nghiệp Nhơn Trạch,
tỉnh Đồng Nai
|
0,7
|
30
|
Đã triển khai dự án
trong giai đoạn 2021 - 2025; tiếp tục thực hiện mở rộng hệ thống tuyến ống cấp
khí cho các khách hàng trong nội khu.
|
|
4
|
Hệ thống đường ống Đông
Nam Bộ
|
|
|
|
|
4.1
|
Đường ống vận chuyển
ethane từ Nhà máy tách ethane tới Tổ hợp Hóa dầu Miền Nam
|
300.000 (tấn)
|
23
|
|
|
4.2
|
Đường ống vận chuyển LPG
từ GPP2 đến Thị
Vải
|
(*)
|
28
|
|
|
4.3
|
Đường ống vận chuyển
condensate từ GPP2 đến Thị Vải
|
(*)
|
28
|
|
|
4.4
|
Đường ống condensate/LPG
từ kho cảng Thị Vải cung cấp cho các hộ tiêu thụ tại thành phố Hồ Chí Minh
|
0,5 - 1 triệu tấn
|
18
|
|
|
4.5
|
Đường ống kết nối hạ tầng
khí tại khu vực ĐNB cung cấp cho các hộ tiêu thụ tại thành phố Hồ Chí Minh
|
1 - 2
|
18
|
|
|
4.6
|
Mở rộng hệ thống đường ống phân phối khí tự
nhiên/LNG tái hóa đến các hộ tiêu thụ, khu công nghiệp thành phố Hồ Chí Minh,
Đồng Nai, Tây Ninh, Đồng Tháp, Cần Thơ,...
|
0,5 - 3
|
70
|
Đã triển khai dự án trong giai đoạn 2021 -
2025; tiếp tục xây dựng tuyến ống cấp khí cho các khách hàng tại Đồng Nai,
thành phố Hồ Chí Minh, Tây Ninh, Đồng Tháp.
|
|
4.7
|
Hệ thống tuyến ống cấp
khí từ Trạm phân phối khí (LGDS) Hiệp Phước đến khu công nghiệp Long Hậu
|
0,02
|
3
|
|
|
4.8
|
Đường ống dẫn khí từ khu
công nghiệp Nhơn Trạch 1 đến khu công nghiệp AMATA Long Thành
|
0,7
|
25 - 30
|
|
|
5
|
Đường ống dẫn khí từ Hiệp
Phước, thành phố Hồ Chí Minh đến Tây Ninh
|
4-6
|
12
|
Cấp khí cho các Nhà máy
điện LNG Long An I, II.
|
|
6
|
Đường ống dẫn khí từ kho LNG Thị
Vải đến Nhà máy điện LNG Long Sơn; Khu công nghiệp Long Sơn; Tổ hợp hóa dầu
Long Sơn
|
2-3
|
20
|
Cung cấp khí LNG từ kho
LNG Thị Vải
(kho trung tâm) cho Nhà máy điện LNG Long Sơn theo Quy hoạch điện VIII điều
chỉnh và cho Tổ hợp hóa dầu Long Sơn.
|
|
7
|
Đường ống khí từ Trung
tâm phân phối khí (GDC) Phú Mỹ đi Nhơn Trạch, Hiệp Phước
|
3 - 6
|
20 - 35
|
Cung cấp khí LNG cho các
Nhà máy điện Nhơn Trạch III và IV,...).
|
|
8
|
Đường ống dẫn khí Lô B -
Ô Môn
|
6,4
|
102
|
|
|
9
|
Đường ống cấp khí Lô B, từ
Trạm tiếp bờ (LFS) Mũi Tràm đến Trung tâm phân phối khí (GDC) Cà Mau
|
2,4
|
27
|
Cấp bù khí Lô B cho nhu
cầu khí của Cụm khí - điện - đạm Cà Mau.
|
|
10
|
Hệ thống Đường ống dẫn khí từ kho LNG
Vũng Áng đến Nhà máy điện LNG Quảng Trạch II, III và các hộ tiêu thụ lân cận
|
2-5
|
200
|
|
|
11
|
Hệ thống Đường ống dẫn
khí từ kho LNG Bắc Trung Bộ (Thanh Hoá, Nghệ An) đến các Nhà máy điện LNG và
hộ tiêu thụ ngoài điện lân cận
|
3
|
15
|
Dự án mới phù hợp với mô
hình kho LNG trung tâm Bắc Trung Bộ.
|
|
12
|
Đường ống dẫn khí thấp
áp Hải Phòng - Hưng Yên
|
1-3
|
60
|
|
|
13
|
Hệ thống đường ống dẫn
khí từ kho LNG Hải Phòng đến các hộ tiêu thụ lân cận
|
1 - 2
|
60
|
|
|
14
|
Hệ thống tuyến ống/trạm
khí cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ tại các Khu công nghiệp DEEP C 1, 2, Khu công nghiệp Cát Hải
- Đình Vũ,... Thành Phố Hải Phòng
|
0,5
|
10
|
Dự án phù hợp với kế hoạch,
thực tế triển khai cung cấp khí thấp áp cho các hộ tiêu thụ.
|
|
15
|
Hệ thống đường ống từ
nhà máy xử lý khí Cà Mau tới các hộ tiêu thụ lân cận
|
0,5 - 1
|
-
|
|
|
16
|
Các đường ống dẫn khí từ kho LNG Bắc
Bộ đến các hộ tiêu thụ lân cận (chuyển sau 2030)
|
5
|
120 - 210
|
|
|
17
|
Đường ống dẫn khí từ kho
LNG Sơn Mỹ các hộ tiêu thụ lân cận
|
4
|
175
|
Tận dụng kho LNG trung
tâm để cấp khí đến các Nhà máy điện phù hợp với Luật
Điện lực và Quy hoạch năng lượng quốc gia.
|
|
18
|
Đường ống kết nối Đông - Tây Nam Bộ
|
2-5
|
200
|
|
|
19
|
Hệ thống đường ống, trạm
phân phối, trạm tái hóa cấp khí cho các khu công nghiệp tại thành phố Cần Thơ và lân cận.
|
0,5 - 1
|
30 - 40
|
Nguồn khí từ Lô B và LNG
tái hóa cấp cho các hộ tiêu thụ công nghiệp tại Cần Thơ và lân cận.
|
|
20
|
Hệ thống đường ống phân
phối khí thấp áp các tỉnh thuộc khu vực miền Bắc
|
0,3
|
15 - 20
|
|
|
21
|
Hệ thống đường ống phân
phối khí thấp áp khu vực Tiền Hải, tỉnh Hưng Yên (giai đoạn 2)
|
0,1
|
5 - 10
|
|
|
22
|
Hệ thống sản xuất CNG tại
Tiền Hải, tỉnh
Hưng Yên (giai đoạn 2)
|
0,25
|
|
|
|
23
|
Hệ thống đường ống từ
kho chứa LNG miền Bắc Trung Bộ đến các nhà máy điện miền Bắc/Bắc Trung Bộ
|
3 - 6
|
100
|
|
|
24
|
Hệ thống đường ống để cung
cấp LNG kho LNG Trung tâm Bắc Trung Bộ/miền Bắc cho các hộ tiêu thụ khác
ngoài điện
|
0,5 - 1
|
30-50
|
|
|
25
|
Hệ thống tuyến ống/trạm
khí cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ trong Khu kinh tế Nghi Sơn, tỉnh Thanh
Hóa
|
1
|
5
|
Phù hợp với kế hoạch, thực
tế triển khai cung cấp khí thấp áp cho các hộ tiêu thụ
|
|
26
|
Hệ thống tuyến ống/trạm khí cung cấp khí
cho các hộ tiêu thụ trong Khu kinh tế Vũng Áng, tỉnh Hà Tĩnh
|
0,5
|
10
|
Dự án phù hợp với kế hoạch,
thực tế triển khai cung cấp khí thấp áp cho các hộ tiêu thụ
|
|
27
|
Hệ thống tuyến ống/trạm
khí cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ trong Khu kinh tế Dung Quất, tỉnh Quảng
Ngãi
|
0.5
|
5
|
Dự án phù hợp với kế hoạch,
thực tế triển khai cung cấp khí thấp áp cho các hộ tiêu thụ
|
|
28
|
Hệ thống đường ống phân
phối khí thấp áp các tỉnh khu vực miền Trung
|
0,3
|
|
|
|
29
|
Đường ống LNG Sơn Mỹ (tỉnh
Lâm Đồng) - Đông Nam Bộ
|
9
|
85 - 100
|
|
|
30
|
Hệ thống tuyến ống từ
Khu công nghiệp Nhơn Trạch 6 đến Khu công nghiệp Phước An
|
0,27
|
10
|
Dự án phù hợp với kế hoạch,
thực tế triển
khai cung cấp khí thấp áp cho các hộ tiêu thụ
|
|
31
|
Hệ thống cung cấp khí
cho sân bay Long Thành
|
0,2
|
|
|
|
32
|
Hệ thống cấp khí cho các
khu đô thị Nhơn Đức - Phước Kiển - Phú Mỹ Hưng - Thủ Thiêm, thành phố Hồ Chí
Minh)
|
0,3
|
|
|
|
33
|
Hệ thống cấp khí cho các
khu đô thị Tân Thành, thành phố Hồ Chí Minh
|
0,1
|
|
|
|
34
|
Hệ thống cấp khí thấp áp
tại Khu công nghiệp Long Hương, thành phố Hồ Chí Minh
|
0,1 - 0,2
|
5- 10
|
|
|
35
|
Hệ thống đường ống khí
thấp áp cung cấp cho các hộ tiêu thụ công nghiệp Dầu khí Long Sơn, thành phố
Hồ Chí Minh
|
0,2 - 0,3
|
10-15
|
|
|
36
|
Hạ tầng đường ống cấp sản
phẩm lỏng từ khu vực cảng Cái Mép đến các khách hàng trong Khu công nghiệp
lân cận
|
0,3 - 1 triệu tấn
|
10
|
|
|
37
|
Hạ tầng cấp khí Propane
từ Thị Vải cho các hộ tiêu thụ tại khu công nghiệp lân cận
|
0,3 - 1 triệu tấn
|
10
|
|
|
38
|
Nâng cấp/cải hoán Trung
tâm phân phối khí (GDC) Phú Mỹ
|
|
24
|
|
|
39
|
Hệ thống cấp khí thấp áp
tại các Khu công nghiệp xã Phước Bình, tỉnh Đồng Nai
|
0,1
|
15
|
|
|
40
|
Cải hoán Trạm phân phối
khí (GDS) Nhơn Trạch, Hiệp Phước
|
|
24
|
|
|
41
|
Hệ thống cấp khí cho Khu
công nghiệp Hiệp Phước giai đoạn 2,3 - Long Hậu
|
0,3
|
20
|
|
|
42
|
Hệ thống cấp khí cho Khu
công nghiệp Nhơn Trạch giai đoạn 2 - Ông Kèo
|
0,3
|
-
|
|
|
43
|
Hệ thống cấp khí cho các
Khu công nghiệp khu vực Long Thành (Long Thành, Long Đức 1-2, Tam Phước, Lộc
An, Amata Long Thành, An Phước, Giang Điền, Cụm công nghiệp Phú Thạnh - Vĩnh
Thanh)
|
0,7
|
30
|
|
|
44
|
Đường ống dẫn khí từ Khu
công nghiệp Nhơn Trạch 1 đến Khu công nghiệp tại Long Thành
|
0,7
|
25 - 30
|
|
|
45
|
Hệ thống cấp khí cho các
Khu công nghiệp Nhơn Trạch giai đoạn 2 - Phước An
|
0,2
|
15
|
|
|
46
|
Hệ thống cấp khí thấp áp
cho Khu công nghiệp Mỹ Xuân B1 (Conac, Conac mở rộng, Tiến Hùng, Đại Dương)
|
-
|
-
|
|
|
47
|
Các trạm cấp khí trung
tâm CNG/LNG trong các khu công nghiệp tại các tỉnh Đồng Nai, Tây Ninh và
thành phố Hồ Chí Minh
|
0,01 - 0,1
|
|
|
|
48
|
Hệ thống tuyến ống/trạm
khí cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ tại các Khu công nghiệp Bàu Cạn - Tân Hiệp,
Xuân Quế - Sông Nhạn, Long Đức 3
|
0,5
|
20
|
|
|
49
|
Hệ thống cung cấp khí thấp
áp tại các Khu công nghiệp tỉnh Tây Ninh và tỉnh Đồng Tháp
|
0,2
|
20
|
|
|
50
|
Hệ thống cấp khí thấp áp
tại An Giang
|
0,1 - 0,3
|
20 - 30
|
|
|
51
|
Hệ thống cấp khí thấp áp
tại Cà Mau
|
0,1 - 0,2
|
15 - 25
|
|
|
52
|
Hệ thống sản xuất CNG tại
Tây Nam Bộ
|
0,25
|
|
|
|
53
|
Đường ống từ kho LNG Tây
Nam Bộ đến các hộ tiêu thụ
|
1 - 3
|
-
|
|
|
54
|
Trạm phân phối khí (LGDS) Ô Môn và Hệ
thống đường ống trục từ LGDS Ô Môn đến các Khu công nghiệp (Trà Nóc 1, Trà
Nóc 2, Vĩnh Thạnh)
|
1
|
|
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
|
1
|
Mở rộng hệ thống đường ống
phân phối khí tự nhiên/LNG tái hóa đến các hộ tiêu thụ, khu vực Đông Nam Bộ
|
0,5 - 3
|
130 - 150
|
Triển khai tiếp giai đoạn
2026 - 2030.
|
|
2
|
Hệ thống đường ống từ
Nhà máy xử lý khí Cá Voi Xanh
|
|
|
Phụ thuộc vào tiến độ
phát triển mỏ Lô 118.
|
|
2.1
|
Đường ống cao áp đến nhà
máy điện và các hộ tiêu thụ khác tại thành phố Đà Nẵng, Quảng Ngãi
|
8
|
25
|
|
|
2.2
|
Đường ống từ trung tâm
phân phối khí (GDC) tại Tam Quang đến các Khu công nghiệp tại thành phố Đà Nẵng
|
0,6 - 0,9
|
10 - 15
|
|
|
2.3
|
Đường ống từ Trạm phân phối
khí (GDS) tại Dung Quất đến Khu công nghiệp Dung Quất
|
0,7
|
10 - 15
|
|
|
3
|
Đường ống dẫn khí từ kho
LNG Quảng Ngãi/Đà Nẵng đến Nhà máy điện LNG Hòa Ninh giai đoạn 1
|
2
|
15
|
|
|
4
|
Đường ống dẫn khí từ kho
LNG Quảng Ngãi/Đà Nẵng đến các Nhà máy điện LNG tại Quảng Ngãi, Đà Nẵng
|
5
|
120
|
Cung cấp LNG cho các Nhà
máy điện Miền Trung, Dung Quất trong trường hợp mỏ Cá Voi Xanh chậm triển
khai.
|
|
5
|
Các đường ống dẫn khí từ
kho LNG Tây Nam Bộ đến các Nhà máy điện LNG theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh
tại Cà Mau, Tây Nam Bộ
|
2
|
160-200
|
Phù hợp với Quy hoạch
kho LNG Tây Nam Bộ tại Hòn Khoai.
|
|
6
|
Mở rộng hệ thống đường ống
cấp khí LNG tái hóa cho các Khu công nghiệp tại Hải Phòng, Hưng Yên, Ninh
Bình, Quảng Ninh,...
|
1 - 3
|
-
|
|
|
7
|
Hệ thống đường ống phân
phối khí thấp áp cho khu vực Tiền Hải, tỉnh Hưng Yên (giai đoạn 3)
|
0,25
|
30 - 50
|
|
|
8
|
Hệ thống sản xuất CNG tại
miền Bắc (giai đoạn 3)
|
0,25
|
|
|
|
9
|
Hệ thống sản xuất CNG tại
bắc miền Trung
|
0,25 - 0,5
|
|
Nén khí Báo Vàng, Kèn Bầu.
|
Ghi chú: Chiều dài và
công suất hệ thống đường ống đến các hộ tiêu thụ được xác định ở giai đoạn chuẩn bị đầu
tư dự án theo
quy định.
Bảng
10. Chế biến dầu khí
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Địa điểm
|
Công suất
|
Nguyên liệu và sản phẩm
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
|
|
1
|
Nâng cấp, mở rộng Nhà
máy lọc dầu Dung Quất
|
Quảng Ngãi
|
Tăng thêm 1,1 triệu tấn/năm
|
- Nguyên liệu: dầu thô
trong nước/nhập khẩu;
- Sản phẩm chính: nhiên
liệu, sản phẩm hóa dầu.
|
|
|
2
|
Xây mới Nhà máy chế biến
condensate Nam Sông Hậu
|
Đồng Tháp
|
500.000 tấn/năm
|
- Nguyên liệu:
condensate;
- Sản phẩm chính: xăng,
dầu, dung môi.
|
|
|
3
|
Nâng cấp/mở rộng Nhà máy
lọc, hoá dầu hiện hữu
|
Bắc Trung Bộ/Duyên hải Nam Trung Bộ và Tây Nguyên/Đông Nam
Bộ (Thanh Hóa, thành phố Hồ Chí Minh...)
|
Tổng công suất khoảng 2-5 triệu tấn/năm
|
- Nguyên liệu: dầu thô/khí
hóa lỏng nhập khẩu; Ethane, Propane trong nước/nhập khẩu;
- Sản phẩm chính: nhiên
liệu, sản phẩm hóa dầu, hydrogen, amoniac xanh,...
|
|
|
4
|
Nâng cấp, mở rộng Nhà máy chế biến
condensate hiện hữu
|
Đông Nam Bộ/Đồng bằng Sông Cửu Long (Cần Thơ, thành phố Hồ
Chí Minh,...)
|
0,5 - 1,0 triệu tấn/năm
|
- Nguyên liệu:
condensate;
- Sản phẩm chính: xăng,
dầu, dung môi.
|
|
|
5
|
Xây mới Nhà máy chế biến
condensate (1 - 3 dự án)
|
Hưng Yên, Ninh Bình, Cần Thơ, thành phố Hồ Chí Minh...
|
Tổng công suất 1 - 3 triệu tấn/năm
|
- Nguyên liệu:
condensate;
- Sản phẩm chính: xăng,
dầu, dung môi.
|
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
|
|
1
|
Mở rộng/xây mới Tổ hợp lọc
hóa dầu và kho dự trữ quốc gia dầu thô, sản phẩm xăng dầu (1 - 3 dự án)
|
Bắc Trung Bộ/Duyên hải Nam Trung Bộ và Tây Nguyên/Đông Nam
Bộ (Thanh Hóa, thành phố Hồ Chí Minh...)
|
Tổng công suất khoảng 10-20 triệu tấn/năm
|
- Nguyên liệu: dầu thô/khí
hóa lỏng nhập khẩu, ethane, propane trong nước/nhập khẩu;
- Sản phẩm chính: nhiên
liệu, sản phẩm hóa dầu, hydrogen, amoniac xanh.
|
Chuyển từ giai đoạn 2021
- 2030 sang giai đoạn 2031 - 2050 và giảm công suất.
|
Ghi chú: Công suất, địa điểm chính xác của dự án được xác định cụ thể ở giai đoạn
chuẩn bị đầu tư dự án theo quy định.
PHỤ LỤC II
ĐỊNH HƯỚNG ĐẦU TƯ LĨNH VỰC HẠ TẦNG
THAN
(Kèm theo Quyết định số 363/QĐ-BCT ngày 28 tháng 02 năm 2026 của Bộ trưởng Bộ
Công Thương)
Bảng
1. Hạ tầng phục vụ phát triển ngành than
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Đơn vị
|
Công suất dự kiến
|
Ghi chú
|
|
I
|
CẢNG XUẤT - NHẬP THAN
|
|
|
|
|
I.1
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
|
1
|
Đầu tư xây dựng công
trình phục vụ nhập, chế biến pha trộn than tại cảng Bến Cân
|
1.000 tấn/năm
|
4.000 - 5.000
|
|
|
2
|
Cải tạo, nâng cấp cảng của
Công ty Kho Vận và Cảng Cẩm Phả - TKV (cảng Hóa chất Mông Dương thuộc cụm cảng
Mông Dương - Khe Dây)
|
1.000 tấn/năm
|
5.000 - 7.000
|
|
|
3
|
Đầu tư xây dựng công
trình phục vụ nhập chế biến pha trộn than tại cảng Cẩm Phả
|
1.000 tấn/năm
|
12.000 - 15.000
|
|
|
4
|
Đầu tư xây dựng công
trình phục vụ nhập, chế biến pha trộn than tại cảng Hồng Thái Tây
|
1.000 tấn/năm
|
4.500 - 5.000
|
|
|
5
|
Đầu tư xây dựng công
trình phục vụ nhập, chế biến pha trộn than tại cảng Km6
|
1.000 tấn/năm
|
5.000 - 6.000
|
|
|
6
|
Đầu tư xây dựng công
trình phục vụ nhập và chế biến pha trộn than tại cảng Điền Công - Giai đoạn 1
|
1.000 tấn/năm
|
8.000 - 10.000
|
|
|
7
|
Đầu tư xây dựng công
trình phục vụ nhập và chế biến pha trộn than tại cảng Làng Khánh
|
1.000 tấn/năm
|
8.000 - 10.000
|
|
|
8
|
Đầu tư xây dựng công trình phục vụ nhập, chế biến
pha trộn than kết hợp với hàng hóa tại cảng Hoàng Quế, tỉnh Quảng Ninh
|
1.000 tấn/năm
|
1.000 - 1.500
|
|
|
9
|
Đầu tư xây dựng công
trình phục vụ nhập, chế biến pha trộn than kết hợp với hàng hóa tại cảng Vũ Xá, tỉnh Bắc
Ninh
|
1.000 tấn/năm
|
2.500 - 3.000
|
|
|
10
|
Cảng thủy nội địa Công
ty cổ phần Kinh doanh than Miền Bắc - Vinacomin để cung cấp than phục vụ nhu
cầu của các nhà máy nhiệt điện (cảng Đông Hải)
|
1.000 tấn/năm
|
5.000 - 10.000
|
|
|
I.2
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
|
11
|
Đầu tư cải tạo nâng cấp
cảng Điền Công
|
1.000 tấn/năm
|
10.000 - 12.000
|
|
|
12
|
Đầu tư cải tạo nâng cấp
cảng Hóa Chất Mông Dương thuộc cụm cảng Mông Dương - Khe Dây - Giai đoạn II
|
1.000 tấn/năm
|
6.000 - 9.000
|
|
|
13
|
Đầu tư xây dựng công
trình phục vụ nhập, chế biến pha trộn than tại cảng Khe Dây
|
1.000 tấn/năm
|
3.000 - 5.000
|
|
|
14
|
Đầu tư xây dựng cảng đầu
mối phục vụ nhập khẩu, trung chuyển, cung ứng than khu vực phía Bắc
|
1.000 tấn/năm
|
20.000 - 30.000
|
|
|
15
|
Đầu tư xây dựng cảng đầu
mối phục vụ nhập khẩu, trung chuyển, cung ứng than khu vực phía Nam
|
1.000 tấn/năm
|
25.000 - 35.000
|
|
|
16
|
Đầu tư xây dựng cảng Nam
Phú - Hưng Yên
|
1.000 tấn/năm
|
2.000 - 4.000
|
|
|
17
|
Đầu tư xây dựng cảng Nam
Thịnh - Hưng Yên
|
1.000 tấn/năm
|
1.000 - 2.000
|
|
|
18
|
Đầu tư xây dựng cảng
Đông Triều - Phả Lại
|
1.000 tấn/năm
|
1.000 - 2.000
|
|
|
II
|
HỆ THỐNG VẬN TẢI
(BĂNG TẢI)
|
|
|
|
|
II.1
|
Giai đoạn 2026-2030
|
|
|
|
|
1
|
Hệ thống Băng tải cấp
than từ kho Khe Ngát vào Nhà máy điện Uông Bí
|
1.000 tấn/năm
|
1.500 - 2.000
|
|
|
2
|
Hệ thống vận chuyển than
từ kho than Khe Ngát ra cảng Điền Công - Giai đoạn 2
|
1.000 tấn/năm
|
1.500 - 3.000
|
|
|
3
|
Hệ thống vận chuyển than
từ mỏ Đông Tràng Bạch đến MB+24 Tràng Bạch
|
1.000 tấn/năm
|
500 - 1000
|
|
|
4
|
Hệ thống băng tải vận tải
than mỏ Đồng Vông - Vàng Danh
|
1.000 tấn/năm
|
1.000 - 1.500
|
|
|
5
|
Hệ thống vận tải Đồng
Rì, Bảo Đài I đến Khe Chuối
|
1.000 tấn/năm
|
2.000 - 3.000
|
|
|
6
|
Hệ thống băng tải vận
chuyển than Hà Ráng - Cảng Làng Khánh
|
1.000 tấn/năm
|
900 - 1.500
|
|
|
7
|
Hệ thống băng tải vận
chuyển than đá từ Lào về Việt Nam đoạn trên lãnh thổ Việt Nam (Giai đoạn 1)
|
1.000 tấn/năm
|
10.000 - 15.000
|
Đã được chấp thuận chủ
trương đầu tư của UBND tỉnh Quảng Trị theo Quyết định số 1568/QĐ-UBND ngày 28/6/2024.
|
|
II.2
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
|
8
|
Hệ thống băng tải than
nhà máy tuyển Khe Chàm - Kho than G9 giai đoạn II.
|
1.000 tấn/năm
|
3.000 - 4.000
|
|
|
9
|
Hệ thống băng tải vận tải
than Đông Lộ Trí - Máng ga Cọc Sáu
|
1.000 tấn/năm
|
2.000 - 2.500
|
|
|
10
|
Hệ thống băng tải than từ
SCN mỏ Nam Thịnh đến cảng Nam Thịnh - Hưng Yên
|
1.000 tấn/năm
|
1.000 - 2.000
|
|
|
11
|
Hệ thống băng tải than từ
SCN mỏ Nam Phú I đến cảng Nam Phú - Hưng Yên
|
1.000 tấn/năm
|
1.000 - 2.000
|
|
|
12
|
Hệ thống băng tải than từ
SCN mỏ Nam Phú II đến cảng Nam Phú - Hưng Yên
|
1.000 tấn/năm
|
1.000 - 2.000
|
|
|
13
|
Hệ thống băng tải vận
chuyển than đá từ Lào về Việt Nam đoạn trên lãnh thổ Việt Nam (Giai đoạn 2)
|
1.000 tấn/năm
|
10.000 - 15.000
|
|
|
14
|
Hệ thống băng tải than
La Lay - Mỹ Thủy
|
1.000 tấn/năm
|
15.000 - 30.000
|
Thực hiện Hiệp định hợp
tác về mua bán than và điện được ký kết chính thức vào ngày 09/01/2025 (tại kỳ
họp lần thứ 47 Ủy ban liên Chính phủ Việt Nam - Lào); phù hợp, kết nối với Hệ
thống băng tải
vận chuyển than đá từ Lào về Việt Nam đoạn trên lãnh thổ Việt Nam (Giai đoạn
1, 2).
|
|
III
|
KHO TRUNG CHUYỂN DỰ
TRỮ, PHA TRỘN THAN
|
|
III.1
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
|
1
|
Kho trung chuyển, chế biến
và kinh doanh than Quảng Trị
|
1.000 tấn/năm
|
5.000 - 10.000
|
|
|
III.2
|
Giai đoạn 2031 - 2050
|
|
|
|
|
1
|
Kho trung chuyển, chế biến
và kinh doanh than Quảng Trạch
|
1.000 tấn/năm
|
3.000 - 5.000
|
|
|
2
|
Kho trung chuyển, chế biến
và kinh doanh than khu vực Tây Nam Bộ
|
1.000 tấn/năm
|
5.000 - 10.000
|
|
|
3
|
Kho trung chuyển, chế biến
và kinh doanh than khu vực Đông Nam Bộ
|
1.000 tấn/năm
|
2.000 - 3.000
|
|
Ghi chú: Địa điểm, công
suất cụ thể của dự án sẽ được xác định ở giai đoạn chuẩn bị đầu tư dự án theo
quy định.
Bảng
2. Duy trì sản xuất trong ngành than
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Đơn vị
|
Quy mô
|
Ghi chú
|
|
|
Giai đoạn 2026 - 2050
|
|
|
|
|
I
|
CẢNG THAN
|
|
|
|
|
1
|
Cảng Bến Cân
|
|
|
|
|
|
Mở rộng, nâng công suất
cảng Bến Cân Giai đoạn II
|
1.000 tấn/năm
|
3.000
|
|
|
2
|
Cảng Điền Công
|
|
|
|
|
-
|
Mở rộng hiện đại hóa cảng
Điền Công (Giai đoạn 1) Công ty Kho vận Đá Bạc - Vinacomin
|
1.000 tấn/năm
|
7.000
|
|
|
3
|
Cụm cảng Làng Khánh
|
|
|
|
|
-
|
Đầu tư xây dựng cụm cảng
Làng Khánh (Than 4,30 triệu tấn/năm)
|
1.000 tấn/năm
|
5.000
|
|
|
4
|
Cảng Km6
|
|
|
|
|
-
|
Đầu tư xây dựng công
trình cải tạo cụm cảng Km6, Cẩm Phả
|
1.000 tấn/năm
|
6.000
|
|
|
-
|
Đầu tư xây dựng cải tạo
cảng Km6 - Tổng công ty Đông Bắc.
|
1.000 tấn/năm
|
3.000
|
|
|
5
|
Cảng Hồng Thái Tây
|
|
|
|
|
|
Đầu tư xây dựng Kho chế
biến than, cảng, tuyến băng tải từ kho chế biến than xuống cảng tại xã Hồng Thái
Tây, huyện Đông Triều và phường phương Nam, thành phố Uông Bí
|
1.000 tấn/năm
|
3.500
|
|
|
6
|
Cảng Cẩm Phả
|
1.000 tấn/năm
|
10.000
|
|
|
7
|
Cảng Khe Dây
|
|
|
|
|
-
|
Đầu tư cải tạo nâng cấp
cảng Khe Dây, xây dựng kho than tập trung và hệ thống băng tải than đến cảng -
Tổng công ty Đông Bắc.
|
1.000 tấn/năm
|
3.000
|
|
|
8
|
Cảng Bắc Vân Phong
|
|
|
|
|
-
|
Hệ thống kho bãi tiêu thụ
than tại cảng Bắc Vân Phong, thôn Đầm Môn, xã Vạn Thành, huyện Vạn Ninh, tỉnh Khánh Hòa
|
1.000 tấn/năm
|
2.000
|
|
|
II
|
HỆ THỐNG VẬN TẢI
|
|
|
|
|
II.1
|
Hệ thống băng tải
|
|
|
|
|
*
|
Vùng Quảng Ninh
|
|
|
|
|
1
|
Tuyến băng tải than từ mặt
bằng 56 đến Nhà máy nhiệt điện Đông Triều
|
1.000 tấn/năm
|
2.100
|
|
|
2
|
Đầu tư tuyến băng tải
than từ Xưởng sàng 56 đến cảng Bến Cân - Mạo Khê
|
1.000 tấn/năm
|
2.500
|
|
|
3
|
Đầu tư tuyến băng tải
than từ mỏ than Nam Mẫu đến kho than Khe Thần
|
1.000 tấn/năm
|
4.000
|
|
|
4
|
Hệ thống vận chuyển than
từ kho than Khe Ngát ra cảng Điền Công - Giai đoạn 1
|
1.000 tấn/năm
|
6.000
|
|
|
5
|
Hệ thống băng tải từ kho
chế biến than đến cảng Hồng Thái Tây
|
1.000 tấn/năm
|
3.000
|
|
|
6
|
Hệ thống băng tải vận
chuyển than từ mặt bằng sân công nghiệp mỏ Tràng Bạch đến mặt bằng +56 Mạo Khê
|
1.000 tấn/năm
|
1.700 - 2.500
|
|
|
7
|
Hệ thống băng tải cấp
than cho Nhà máy điện Quảng Ninh
|
1.000 tấn/năm
|
3.500
|
|
|
8
|
Hệ thống băng tải vận
chuyển than Núi Béo - Hà Tu - Trung tâm chế biến - Làng Khánh
|
1.000 tấn/năm
|
1.800 - 5.000
|
|
|
9
|
Hệ thống băng tải than từ
Dương Huy - Lép Mỹ
|
1.000 tấn/năm
|
2.500
|
|
|
10
|
Hệ thống vận tải than
Lép Mỹ - Cảng Km6
|
1.000 tấn/năm
|
2.700
|
|
|
11
|
Hệ thống băng tải từ Nhà
máy tuyển Khe Chàm - Kho G9 - TTNĐ Mông Dương (Giai đoạn I)
|
1.000 tấn/năm
|
1.800 - 7.000
|
|
|
12
|
Hệ thống băng tải cấp
than cho Nhà máy tuyển Khe Chàm - Công suất 4,5 triệu tấn/năm
|
1.000 tấn/năm
|
4.500
|
|
|
13
|
Hệ thống băng tải đất đá
từ khai trường mỏ Cao Sơn - bãi thải Bàng Nâu (20 triệu m3/năm)
|
triệu m3/năm
|
20
|
|
|
14
|
Hệ thống băng tải đất đá
từ khai trường mỏ Cao Sơn - Khe Chàm II
|
triệu m3/năm
|
20
|
|
|
15
|
Hệ thống băng tải từ kho
than G9 đi cảng Hóa Chất - Mông Dương (thuộc cụm cảng Mông Dương - Khe Dây)
|
1.000 tấn/năm
|
3.000
|
|
|
*
|
Vùng khác
|
|
|
|
|
16
|
Hệ thống băng tải cấp
than cho nhà máy nhiệt điện Cao Ngạn
|
1.000 tấn/năm
|
2.000
|
|
|
17
|
Tuyến băng tải cảng Bắc
Vân Phong
|
1.000 tấn/năm
|
2.000
|
|
|
II.2
|
Hệ thống đường sắt
|
Km
|
50
|
|
|
II.3
|
Hệ thống đường bộ
|
Km
|
145
|
|
Ghi chú: Địa điểm, công
suất cụ thể của
dự án sẽ được xác định ở giai đoạn chuẩn bị đầu tư dự án theo quy định.
PHỤ LỤC III
ĐỊNH HƯỚNG ĐẦU TƯ LĨNH VỰC NĂNG
LƯỢNG MỚI VÀ TÁI TẠO
(Kèm theo Quyết định số 363/QĐ-BCT ngày 28 tháng 02 năm 2026 của Bộ trưởng Bộ
Công Thương)
Bảng
1. Sản xuất nhiên liệu sinh học
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Địa điểm dự kiến
|
Công suất dự kiến
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
|
1
|
Nhà máy sản xuất thanol
|
Ninh Bình
|
600 triệu lít/năm
|
|
|
2
|
Nhà máy sản xuất
biomethanol từ sinh khối
|
Tây Nam Bộ
|
Khoảng 300.000 tấn/năm
|
Nguyên liệu: sinh khối từ rơm rạ, phế thải
nông nghiệp.
Sản phẩm: methanol xanh.
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 - 2035
|
|
|
|
|
1
|
Nhà máy sản xuất biomethanol
từ sinh khối
|
Tây Nam Bộ
|
Khoảng 150.000 tấn/năm
|
Nguyên liệu sinh khối từ
rơm rạ, phế phẩm nông nghiệp.
Sản phẩm: methanol xanh.
|
Ghi chú: Công suất và địa điểm dự án cụ thể
phụ thuộc vào nhu cầu thị trường tiêu thụ, sẽ được xác định ở giai đoạn chuẩn bị
đầu tư dự án theo quy định.
Bảng 2. Sản xuất nhiên liệu hàng không bền vững
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Địa điểm dự kiến
|
Công suất dự kiến
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
|
1
|
Nhà máy sản xuất SAF/Năng
lượng tái tạo
|
Khánh Hòa/Thành phố Hồ Chí Minh/An Giang
|
150.000 tấn/năm
|
|
|
2
|
Dự án nhà máy sản xuất
nhiên liệu hàng không bền vững SAF
|
Miền Trung/Miền Nam
|
100.000-200.000 tấn/năm
|
|
Ghi chú: Công suất và địa
điểm dự án cụ thể phụ thuộc vào nhu cầu thị trường tiêu thụ, sẽ được xác định ở
giai đoạn chuẩn bị đầu tư dự án theo quy định.
Bảng
3. Sản xuất hydrogen, amoniac
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Địa điểm dự kiến
|
Công suất dự kiến
|
Nguồn điện sản xuất
|
Ghi chú
|
|
I
|
Giai đoạn 2026 - 2030
|
|
|
|
|
|
1
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh Gia Lai
|
Gia Lai
|
20.000 tấn/năm
|
Sử dụng nguồn năng lượng
tái tạo từ điện mặt trời, điện gió trên bờ, điện gió trên biển.
|
|
|
2
|
Tổ hợp sản xuất amoniac
xanh và hydrogen lỏng
|
Gia Lai
|
15.000 - 30.000 tấn/năm
|
Sử dụng nguồn năng lượng
tái tạo từ điện mặt trời, điện gió trên bờ, điện gió trên biển.
|
|
|
3
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh/amoniac Lâm Đồng 1
|
Lâm Đồng
|
15.000 - 30.000 tấn/năm
|
Sử dụng từ các nguồn điện
năng lượng tái tạo, năng lượng mới của tỉnh Lâm Đồng.
|
|
|
4
|
Nhà máy sản xuất hydrogen
xanh và methanol xanh
|
Quảng Trị
|
Khoảng 80.000 tấn hydrogen xanh/năm và khoảng 78.500 tấn methanol xanh/năm
|
NM Điện gió và Điện mặt
trời tập trung, công suất 133 MW điện gió và 130 MW quang điện.
|
|
|
5
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh Trà Vinh
|
Vĩnh Long
|
Khoảng 24.000 tấn hydrogen/năm, 182.500 tấn amoniac/năm và 195.000 tấn oxygen/năm.
|
Sử dụng nguồn năng lượng
tái tạo từ điện mặt trời, điện gió trên bờ, điện gió trên biển.
|
|
|
6
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh Bến Tre
|
Vĩnh Long
|
Khoảng 24.000 tấn hydrogen/năm, 182.500 tấn amoniac/năm và
195.000 tấn oxygen/năm.
|
Sử dụng nguồn năng lượng
tái tạo từ điện mặt trời, điện gió trên bờ, điện gió trên biển.
|
|
|
7
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh Bạc Liêu
|
Cà Mau
|
Khoảng 24.000 tấn hydrogen/năm, 182.500 tấn amoniac/năm và
195.000 tấn oxygen/năm.
|
Sử dụng nguồn năng lượng
tái tạo từ điện mặt trời, điện gió trên bờ, điện gió trên biển.
|
|
|
8
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh Tiền Giang
|
Đồng Tháp
|
Khoảng 5.294 tấn hydrogen/năm
|
Sử dụng nguồn năng lượng
tái tạo từ điện mặt trời, điện gió trên bờ, điện gió trên biển.
|
|
|
II
|
Giai đoạn 2031 - 2035
|
|
|
|
|
|
1
|
Nhà máy sản xuất nhiên
liệu xanh từ hydrogen
|
Gia Lai
|
1,5 triệu/năm
|
Sử dụng nguồn năng lượng
tái tạo từ điện mặt trời, điện gió trên bờ, điện gió trên biển.
|
|
|
2
|
Nhà máy sản xuất hydrogen
xanh/amoniac Lâm Đồng 2
|
Lâm Đồng
|
20.000 - 40.000 tấn/năm
|
Sử dụng từ các nguồn điện
năng lượng tái tạo, năng lượng mới của tỉnh Lâm Đồng.
|
|
|
III
|
Giai đoạn 2036 - 2050
|
|
|
|
|
|
1
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh
|
Thanh Hóa, Hưng Yên
|
450.000 tấn/năm
|
Điện gió ngoài khơi Nghi
Sơn, công suất 7.485 MW.
|
|
|
2
|
Nhà máy sản xuất amoniac
xanh
|
1.250.000 tấn/năm
|
|
3
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh
|
Hà Tĩnh
|
840.000 tấn/năm
|
Điện gió ngoài khơi Cần
Thơ, công suất 6.000 MW.
|
|
|
4
|
Nhà máy sản xuất amoniac
xanh
|
400.000 tấn/năm
|
|
5
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh
|
Cần Thơ
|
40.000 tấn/năm
|
Điện gió ngoài khơi Cần
Thơ, công suất 4.200 MW.
|
|
|
6
|
Nhà máy sản xuất amoniac
xanh
|
1.450.000 tấn/năm
|
|
7
|
Nhà máy sản xuất amoniac
xanh
|
Cà Mau
|
145.000 tấn/năm
|
Điện gió ngoài khơi,
công suất 950 MW.
|
|
|
8
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh
|
Ninh Bình
|
250.000 tấn/năm
|
|
|
|
9
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen xanh từ điện tái tạo
|
Tây Nam Bộ
|
175.000 tấn/năm
|
|
Sản phẩm: hydrogen xanh
và amoniac xanh.
|
Ghi chú: Công suất và địa
điểm dự án cụ thể phụ thuộc vào nhu cầu thị trường tiêu thụ, sẽ được xác định ở
giai đoạn chuẩn bị đầu tư dự án theo quy định.
Bảng
4. Năng lượng mới và tái tạo khác dự phòng giai đoạn 2026 - 2035
|
Stt
|
Danh mục định hướng
|
Địa điểm dự kiến
|
Công suất dự kiến
|
Ghi chú
|
|
I
|
Sản xuất nhiên liệu
sinh học
|
|
|
|
|
1
|
Nhà máy sản xuất nhiên
liệu sinh học miền Bắc
|
Trung du và miền núi phía Bắc, Đồng bằng sông Hồng
|
50.000 - 400.000 tấn/năm
|
Tổng quy mô công suất
phù hợp với định hướng, dự phòng cho các dự án tiềm năng.
|
|
2
|
Nhà máy sản xuất nhiên
liệu sinh học miền Trung
|
Bắc Trung Bộ, Duyên hải Nam
Trung Bộ và Tây Nguyên
|
50.000 - 300.000 tấn/năm
|
Tổng quy mô công suất
phù hợp với định hướng, dự phòng cho các dự án tiềm năng.
|
|
3
|
Nhà máy sản xuất nhiên
liệu sinh học miền Nam
|
Đông Nam Bộ, Đồng bằng sông Cửu Long
|
50.000 - 500.000 tấn/năm
|
Tổng quy mô công suất
phù hợp với định hướng, dự phòng cho các dự án tiềm năng.
|
|
II
|
Sản xuất nhiên nhiên
liệu hàng không bền vững
|
|
|
|
|
1
|
Nhà máy sản xuất SAF miền
Bắc
|
Trung du và miền núi phía Bắc, Đồng bằng sông Hồng
|
50.000 - 300.000 tấn/năm
|
Tổng quy mô công suất
phù hợp với định hướng, dự phòng cho các dự án tiềm năng.
|
|
2
|
Nhà máy sản xuất SAF miền
Trung
|
Bắc Trung Bộ, Duyên hải Nam
Trung Bộ và Tây Nguyên
|
50.000 - 300.000 tấn/năm
|
Tổng quy mô công suất
phù hợp với định hướng, dự phòng cho các dự án tiềm năng.
|
|
3
|
Nhà máy sản xuất SAF miền
Nam
|
Đông Nam Bộ, Đồng bằng sông Cửu Long
|
50.000 - 500.000 tấn/năm
|
Tổng quy mô công suất
phù hợp với định hướng, dự phòng cho các dự án tiềm năng.
|
|
II
|
Sản xuất hydrogen,
amoniac
|
|
|
|
|
1
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen, amoniac miền Bắc
|
Trung du và miền núi phía Bắc, Đồng bằng sông Hồng
|
50.000 - 300.000 tấn/năm
|
Tổng quy mô công suất
phù hợp với định hướng, dự phòng cho các dự án tiềm năng.
|
|
2
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen, amoniac miền Trung
|
Bắc Trung Bộ, Duyên hải Nam Trung Bộ và Tây Nguyên
|
50.000 - 300.000 tấn/năm
|
Tổng quy mô công suất
phù hợp với định hướng, dự phòng cho các dự án tiềm năng.
|
|
3
|
Nhà máy sản xuất
hydrogen, amoniac miền Nam
|
Đông Nam Bộ, Đồng bằng sông Cửu Long
|
50.000 - 400.000 tấn/năm
|
Tổng quy mô công suất
phù hợp với định hướng, dự phòng cho các dự án tiềm năng.
|
Ghi chú: Công suất và địa
điểm dự án cụ thể phụ thuộc vào nhu cầu thị trường tiêu thụ, đề xuất của các địa
phương, sẽ được xác định ở giai đoạn chuẩn bị đầu tư dự án theo quy định.