Việt Nam trước những thách thức chuyển đổi sang nguồn năng lượng sạch

Trước mỗi mùa hè hằng năm, các nhân viên điện lực ở Việt Nam phải làm hai ca để đảm bảo cung ứng điện duy trì hoạt động kinh tế trong mùa nóng.

Năm 2023, vì không thể cung cấp đủ điện nên xảy ra tình trạng cắt điện luân phiên, đặc biệt ở miền Bắc. Bước sang mùa hè năm 2024, đây vẫn là điều đáng quan tâm do nhu cầu điện tăng 13% kể từ năm 2023, cao hơn dự kiến, đồng thời lượng mưa không dồi dào ảnh hưởng đến nguồn cung từ thủy điện.

Yêu cầu cấp thiết hiện nay là phải thực hiện nhiều giải pháp để tránh tình trạng cắt điện như năm 2023. Trong những tháng vừa qua, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã huy động các nguồn điện khác khi có thể nhằm giữ nước cho thủy điện.

Lượng than tồn kho hiện nay khá dồi dào so với năm 2023 – cuộc khủng hoảng năng lượng năm 2022 khiến giá tăng mạnh đã kết thúc, đồng thời nhiều thỏa thuận cắt giảm mức tiêu thụ năng lượng được ký kết, bắt đầu thực hiện trong thời điểm nguồn cung thiếu hụt.

Việt Nam đã tăng cường nhập điện từ Trung Quốc và Lào, đồng thời khẩn trương hoàn thành dự án đường dây 500kV mạch ba từ Quảng Trạch (Quảng Bình) đến Phố Nối (Hưng Yên) để tăng nguồn cung cấp điện cho miền Bắc.

Ngoài ra, nhiều nỗ lực giảm thiểu nguy cơ thiếu điện cũng được thực hiện, bao gồm vận động khách hàng ký kết thỏa thuận giảm nhu cầu sử dụng điện, và minh bạch hơn về tình hình cung ứng điện của các nguồn, ví dụ như việc EVN công bố bảng phân tích sản lượng điện hằng ngày theo nguồn và mực nước của đập thủy điện.

Nhìn chung, tình hình thiếu điện vào mùa hè đã được dự đoán trước, chúng ta hi vọng tình trạng cắt điện luân phiên trong năm 2023 sẽ không lặp lại.

Nhưng việc chuẩn bị nguồn cung cấp điện cho mùa hè không chỉ liên quan đến vấn đề quản lý hệ thống điện. Đây cũng là thời điểm cần đẩy nhanh và định hướng đầu tư vào năng lực sản xuất điện. Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia không chỉ nhằm cung cấp đủ điện cho mùa hè tới mà còn hướng đến một tương lai không phát thải carbon, bền vững và có khả năng cạnh tranh cao.

Quy hoạch điện VIII đặt mục tiêu tăng gấp đôi công suất nguồn điện từ năm 2020 đến năm 2030, với sự thay đổi đáng kể hướng tới các nguồn năng lượng sạch hơn như khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG), gió và mặt trời.

Gần đây kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII đã được công bố (Quyết định 262/QĐ-TTG ngày 1.4.2024), cung cấp danh sách chi tiết các nhà máy điện gió trên bờ, nhà máy thủy điện nhỏ và nhà máy điện sinh khối/điện sản xuất từ rác.

Quy hoạch vẫn giữ nguyên 27 dự án điện mặt trời: chúng có thể được triển khai trong thời kỳ quy hoạch nếu thực hiện theo hình thức tự sản, tự tiêu, nghĩa là EVN sẽ không mua điện của những dự án này.

Đối với điện gió ngoài khơi, mục tiêu đạt tổng công suất 6GW vào năm 2030 là khá tham vọng. Tuy nhiên, kế hoạch thực hiện có quy định chi tiết công suất điện gió ngoài khơi cho từng khu vực: các dự án điện gió ngoài khơi tại Bắc bộ có quy mô công suất 2.500MW, những dự án tại Trung bộ có quy mô công suất 500MW và các dự án tại Nam bộ có quy mô công suất 3.000MW vào năm 2030.

Một giai đoạn dự án điện gió ngoài khơi thường có quy mô công suất 500MW nên tuabin phải có công suất khoảng 42x12GW (tương đương 504GW). Nếu trong năm nay xây dựng cơ chế thí điểm giao nhiệm vụ cho EVN và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) thực hiện trọng trách phối hợp với các đối tác quốc tế, thì quyết định đầu tư cho các dự án đã khảo sát và đo gió trong nhiều năm qua sẽ nhanh chóng được đưa ra vào năm 2025.

Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII chỉ là một chặng đường trong hành trình dài chuyển đổi năng lượng và phát triển bền vững. Quyết định đó không thể cho phép tất cả dự án này được tiến hành, nhưng lại cho thấy rõ một rào cản hành chính quan trọng đối với việc thực hiện dự án. Trong thời gian tới, gói chính sách sẽ được thông qua cùng với Luật Điện lực sửa đổi.

Bộ Công thương đang lấy ý kiến đối với các dự thảo nghị định về (i) cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn (DPPA); (ii) khuyến khích phát triển hệ thống điện mặt trời lắp đặt trên mái nhà dân, văn phòng, khu công nghiệp với mục đích tự sản, tự tiêu; (iii) phát triển điện khí và điện gió ngoài khơi lẫn trên bờ.

Mặc dù các dự án được những dự thảo nghị định trên tạo điều kiện phát triển có lẽ sẽ không cung cấp kịp điện cho mùa hè năm nay nhưng chúng rất cần thiết để xây dựng được một hệ thống cung cấp đủ điện và bền vững. Hãy cùng điểm qua một vài vấn đề quan trọng để hiểu các nghị định đang được thảo luận sẽ góp phần giải quyết những vấn đề đó đến mức nào.

1. Thách thức về tài chính: theo Quy hoạch điện VIII, giai đoạn 2021–2030, tổng nhu cầu vốn đầu tư phát triển nguồn và lưới điện truyền tải ước tính 134,7 tỉ đô la Mỹ. Để huy động được nguồn vốn lớn như thế này sẽ cần đến cơ chế tài chính đổi mới và sự tham gia tích cực của cả nhà đầu tư trong và ngoài nước. Sự thành công của các sáng kiến như Đối tác chuyển đổi năng lượng công bằng sẽ là yếu tố quan trọng để khơi thông nguồn tài chính xanh cần thiết.

Dự thảo nghị định về cơ chế, chính sách khuyến khích phát triển điện mặt trời áp mái thể hiện bước tiến đáng kể nhằm khởi động lại hoạt động đầu tư vào lĩnh vực điện mặt trời áp mái vốn đã bị đình trệ sau đợt bùng nổ trong năm 2021. Khía cạnh tích cực chính của dự thảo là tập trung thúc đẩy phát triển các hệ thống điện mặt trời áp mái với mục đích tự sản, tự tiêu.

Nhờ cho phép hệ thống điện mặt trời trên mái nhà không kết nối với lưới điện quốc gia được phát triển không giới hạn công suất và ưu tiên các thủ tục hành chính cho việc lắp đặt, nghị định có thể tạo ra làn sóng đầu tư năng lượng mặt trời phi tập trung. Các ưu đãi được đề xuất, chẳng hạn như miễn giấy phép hoạt động và hạn chế sử dụng đất, giúp giảm bớt thêm nhiều rào cản đối với việc triển khai.

Tuy nhiên, quy định trong dự thảo đối với hệ thống điện mặt trời trên mái nhà nối lưới gây ra một số lo ngại. Giá mua 0 đồng được đề xuất cho lượng điện dư thừa được phát lên lưới điện không phải là yếu tố khuyến khích người dân lắp đặt hệ thống để có thể góp phần cung cấp điện cho quốc gia.

Mặc dù những lo ngại về sự ổn định của lưới điện là có cơ sở nhưng cơ chế đền bù công bằng đảm bảo lợi ích của EVN với các quy chuẩn kỹ thuật nhằm giảm thiểu tác động lên lưới điện là điều có thể thực hiện được. Giới hạn công suất đối với các hệ thống nối lưới, gắn liền với kế hoạch phát triển điện của tỉnh cũng có thể hạn chế sự phát triển của lĩnh vực điện mặt trời áp mái, nhưng những giới hạn này có thể chỉnh sửa được.

2. Rủi ro về nguồn cung khí và đầu tư LNG: Sản xuất điện từ khí LNG sẽ đóng một vai trò quan trọng trong quá trình chuyển đổi năng lượng quốc gia. Quy hoạch điện VIII xác định nguồn điện LNG chiếm 14,9% tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống phát điện vào năm 2030.

Việt Nam đang phụ thuộc vào nguồn LNG nhập khẩu nên dễ bị những biến động của thị trường quốc tế và khả năng gián đoạn làm ảnh hưởng nguồn cung. Vì vậy, đảm bảo các hợp đồng LNG dài hạn, đáng tin cậy và phát triển cơ sở hạ tầng nhập khẩu cần thiết sẽ rất quan trọng để giảm thiểu những rủi ro này.

Tuy nhiên, bước đầu tiên là thực sự xây dựng được những nhà máy điện LNG này. Ngay cả khi chi phí sản xuất mỗi kW công suất điện khí thấp hơn chi phí sản xuất mỗi kW điện gió ngoài khơi thì đây vẫn là những dự án trị giá hàng tỉ đô la Mỹ. Để thuyết phục các công ty tư nhân, tỉ lệ lời/lỗ phải thật hấp dẫn.

Mặt khác, sẽ không hợp lý nếu chuyển toàn bộ rủi ro cho EVN, trong khi đó nhà đầu tư hưởng lợi tất cả. Dự thảo nghị định về cơ chế phát triển các dự án điện sử dụng LNG trong nước và LNG nhập khẩu cố gắng đảm bảo quyền lợi cho cả hai bên.

Dự thảo nghị định nêu rõ rằng Chính phủ đồng ý nguyên tắc cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện, là điều rất quan trọng đối với năng lực tài chính của các dự án này. Nghị định quy định rằng EVN có thể cam kết tỉ lệ điện năng qua hợp đồng mua bán điện dài hạn ở mức tối thiểu bằng 70% trong bảy năm đầu.

Về mặt kinh tế, việc đốt khí chỉ có lợi khi các nguồn năng lượng tái tạo không sản xuất đủ điện. Vì vậy, dự đoán trong bảy năm tới, số lượng các trang trại điện mặt trời và gió sẽ không vượt quá số lượng các nhà máy điện LNG vì nhu cầu đang tăng quá nhanh.

Tuy nhiên, nếu nhìn rộng ra, chiến lược phát triển điện khí LNG sẽ phải đối mặt với một số thách thức. EVN ước tính chi phí sản xuất điện khí LNG ở mức 2.400–2.800 đồng/kWh với giá LNG hiện hữu là 12–14 đô la Mỹ/MMBtu. Mức giá này cao hơn giá bán điện của EVN. Về phía các nhà đầu tư, họ thích sử dụng luật và trọng tài nước ngoài để giải quyết tranh chấp, cam kết bảo lãnh của chính phủ trong việc chuyển đổi ngoại tệ và cơ chế bồi thường khi pháp lý thay đổi.

Quan sát các dự án khí đang triển khai trong khu vực, nhiều chuyên gia đã chỉ ra kinh nghiệm của các quốc gia như Trung Quốc và Thái Lan, nơi có nhiều nhà máy điện khí LNG phải chuyển từ chạy nền sang chạy phủ đỉnh phụ tải với nhu cầu thấp hơn dự kiến.

Để giảm thiểu những rủi ro tương tự, Việt Nam có thể cần xem xét áp dụng biểu giá hai phần, trong đó thanh toán riêng cho công suất và điện năng, đảm bảo thu hồi chi phí cho nhà đầu tư, đồng thời vẫn đảm bảo tính linh hoạt trong việc điều động nhà máy.

Nhìn chung, dự thảo nghị định về các dự án điện khí LNG là bước cần thiết nhằm mang lại sự rõ ràng và khả năng dự đoán cao hơn cho nhà đầu tư. Tuy nhiên, nếu Việt Nam muốn hiện thực hóa toàn bộ tham vọng phát triển điện khí LNG sẽ phải cân bằng tinh tế giữa việc đảm bảo khả năng vay vốn của dự án, quản lý tác động đến khả năng chi trả và điều chỉnh các mốc thời gian phát triển cơ sở hạ tầng.

3. Cải cách quy định: Tốc độ chuyển đổi năng lượng nhanh sẽ đòi hỏi Việt Nam phải đơn giản hóa quy định và quy trình phê duyệt. Sự chậm trễ trong việc chấp thuận và cấp phép có thể cản trở đáng kể việc triển khai kịp thời các dự án năng lượng sạch. Điều cấp thiết là xây dựng các cơ chế quản lý minh bạch và hiệu quả để thu hút đầu tư tư nhân và tạo điều kiện thực hiện suôn sẻ Quy hoạch điện VIII.

Luật Điện lực sửa đổi sẽ tạo cơ sở cho Bộ Công Thương tiến hành đấu giá các dự án phát và truyền tải điện mới. Việt Nam cần phải thực hiện thêm công việc liên quan đến pháp lý và hành chính trước khi kêu gọi đấu thầu năng lực mới như nhiều nước đang làm. Vì bản chất các dự án thí điểm có quy mô nhỏ nên nhiều người mong đợi các vòng đấu giá đầu tiên sẽ dành cho các dự án ở quy mô công suất 50MW. Chúng ta vẫn còn phải chờ thêm vài năm nữa mới có thể chứng kiến các cuộc đấu thầu năng lượng gió ngoài khơi như ở Đan Mạch.

4. Những hạn chế về cơ sở hạ tầng: Cơ sở hạ tầng lưới điện hiện hữu của Việt Nam cần được nâng cấp đáng kể để đáp ứng nhu cầu tăng công suất năng lượng tái tạo theo kế hoạch. Tắc nghẽn truyền tải đã dẫn đến các vấn đề cắt giảm trong các dự án năng lượng mặt trời và gió. Quan trọng là phải vừa cải tiến lưới điện vừa xây dựng nhà máy điện mới để đảm bảo tích hợp suôn sẻ năng lượng sạch vào hệ thống.

Dự thảo nghị định về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) đưa ra cách thức mới để quản lý lưới điện: Không truyền tải thông qua cơ sở hạ tầng thuộc EVN mà truyền tải qua đường dây riêng. Chính xác hơn, DPPA đưa ra hai mô hình mua bán điện trực tiếp giữa các nhà sản xuất năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn: không thông qua lưới điện (sử dụng đường dây truyền tải riêng) và thông qua lưới điện (sử dụng lưới điện quốc gia).

Theo mô hình DPPA thông qua đường dây truyền tải riêng, khách hàng sử dụng lượng điện lớn có thể đảm bảo nguồn cung điện sạch, ổn định, đồng thời tránh các vấn đề tắc nghẽn lưới điện nhờ xây dựng đường dây điện thuộc sở hữu tư nhân. Ví dụ như một trung tâm dữ liệu có thể ký hợp đồng trực tiếp với một hoặc một vài trang trại điện gió hoặc mặt trời gần đó.

Mặt khác, mô hình DPPA thông qua lưới điện quốc gia cho phép đơn vị phát điện tái tạo có công suất ít nhất 10MW bán điện cho khách hàng sử dụng lượng điện lớn (những khách hàng mua điện đấu nối cấp điện áp từ 22kV trở lên, có sản lượng tiêu thụ trung bình mỗi tháng từ 500.000kWh trở lên).

Mô hình này thiết lập giao dịch như một thỏa thuận ảo với EVN giữ vai trò trung gian, trong đó đơn vị phát điện tái tạo được trả theo giá thị trường điện giao ngay cho toàn bộ sản lượng điện giao nhận trong thời gian đó theo hợp đồng, còn khách hàng sẽ trả giá giao ngay cộng với phí truyền tải và phân phối, đồng thời hai bên ký kết hợp đồng về bù phần giá trị chênh lệch để quản lý rủi ro giá.

Nghị định DPPA sẽ gỡ vướng cơ chế cho các dự án phát điện gặp khó khăn do lỡ giá FiT (tức là các dự án không kịp về đích phát điện để hưởng cơ chế giá ưu đãi khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo) để cuối cùng được đưa vào vận hành thương mại. Đây là một phần quan trọng để duy trì môi trường đầu tư thuận lợi của Việt Nam vì nhiều công ty quốc tế hiện đang cần năng lượng tái tạo.

5. Phát triển nguồn nhân lực: Khi Việt Nam chuyển sang sử dụng nhiều nguồn năng lượng sạch hơn, nhu cầu về chuyên gia có tay nghề cao trong lĩnh vực năng lượng tái tạo sẽ ngày càng tăng. Phát triển nguồn nhân lực cần thiết thông qua các chương trình giáo dục và đào tạo có mục tiêu sẽ rất quan trọng để hỗ trợ quá trình chuyển đổi. Sự hợp tác giữa ngành, trường đại học và chính phủ có thể giúp thu hẹp khoảng cách kỹ năng và thúc đẩy sự đổi mới trong lĩnh vực năng lượng sạch.

Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII đề xuất thành lập hai cụm điện gió ngoài khơi liên vùng mới, bao gồm cơ sở sản xuất, cảng, các ngành công nghiệp hỗ trợ cho năng lượng tái tạo, khu công nghiệp ‘xanh’ và carbon thấp cũng như cơ sở nghiên cứu và phát triển.

Cụm tại Bắc bộ sẽ trải dài các tỉnh thành Hải Phòng, Quảng Ninh và Thái Bình, với quy mô công suất 2.000MW cho điện gió ngoài khơi, cùng với điện gió trên bờ và ven bờ khoảng 500MW. Cụm tại Nam bộ có vị trí tại khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận, Bà Rịa – Vũng Tàu và TP.HCM, trung tâm này dự kiến có quy mô công suất điện gió ngoài khơi khoảng 2.000–2.500MW, điện gió trên bờ và ven bờ 500–2.000MW.

Sắp tới sẽ có thêm thay đổi trong lĩnh vực năng lượng tại Việt Nam. Thanh toán giá theo công suất có hiệu quả thu hút đầu tư vào các nguồn phát điện linh hoạt như LNG hoặc những dự án lưu trữ năng lượng. Theo đó, các dự án phát điện được trả để sẵn sàng cung cấp khi cần, bất kể lượng điện sản xuất ra. Luật Bảo vệ môi trường đã khởi động việc tạo ra thị trường carbon cho các nguồn phát thải CO2 lớn.

Ngoài ra, mua bán điện xuyên biên giới đang gia tăng. Trong khi siêu lưới điện đồng bộ của ASEAN vẫn đang trong quá trình thực hiện, các bộ kết nối dòng điện cao áp một chiều dưới biển đã tạo ra đột phá công nghệ cho phép mua bán điện song phương, chẳng hạn như giữa Singapore và mỏ ngoài khơi ở Việt Nam.

Tóm lại, khó khăn trong những đợt cắt điện năm 2023 nhắc nhở chúng ta cần phải hành động ngay. Nhưng trong tháng này, Việt Nam không chỉ giải quyết nhu cầu điện cho mùa hè mà còn mở đường cho tương lai năng lượng bền vững.

Gói chính sách sắp tới ở Việt Nam hứa hẹn sẽ thúc đẩy phát triển lĩnh vực năng lượng tái tạo, đưa ra các quyết định đầu tư cho các dự án điện mặt trời áp mái và gió trên bờ nhờ sự hỗ trợ theo cơ chế DPPA và những nghị định về điện mặt trời áp mái.

Tuy nhiên, để thực hiện kế hoạch chuyển đổi LNG thành điện, quá trình đàm phán có thể mất nhiều thời gian hoàn thành. Những dự án chuyển đổi này sẽ tạo ra nhiều lợi ích tiềm năng hơn so với tác động đến môi trường – các dự án điện khí hứa hẹn tăng cường ổn định kinh tế và tạo việc làm, góp phần phát triển xã hội vững chắc hơn.

———————————————————

Theo Forbes Việt Nam số 128, tháng 4.2024