Nhận diện những rủi ro về phát triển nguồn điện Việt Nam trong trung hạn

Báo cáo Thủ tướng về chính sách phát triển ‘nguồn điện độc lập’ ở Việt Nam

Chuỗi dự án khí Lô B - Ô Môn: Cả hệ thống chính trị cần vào cuộc

Theo báo cáo cập nhật của Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Nhu cầu điện Pmax (công suất cực đại) của Việt Nam sẽ tăng từ 39,8 GW năm 2020 lên đến 59,8 GW năm 2025, tương ứng nhu cầu tổng công suất đặt 2025 là 98,3 GW. Như vậy, trong 5 năm tới, chúng ta cần xây dựng thêm 38,7 GW (trung bình hàng năm là 7,7 GW công suất mới bổ sung). 

Nhưng trong năm 2021, chúng ta chỉ có khoảng 3.600 MW công suất của 3 nhà máy nhiệt điện than được đưa vào (nếu không bị chậm thêm) - đó là Duyên Hải 2 BOT, Sông Hậu 1, Hải Dương BOT và đến năm 2022 có thêm các dự án nhiệt điện than Thái Bình 2, Nghi Sơn 2 BOT.

Như vậy, đến hết năm 2022, Việt Nam chỉ bổ sung được thêm 6.000 MW các nguồn điện truyền thống. So với nhu cầu cần xây dựng thêm khoảng 15.400 MW (trong 2 năm) thì còn thiếu trên 8.000 MW công suất.

Thách thức đặt ra là liệu có thể phát triển kịp lượng công suất các nguồn năng lượng tái tạo (điện mặt trời, điện gió) với trên 8.000 MW trong 2 năm tới hay không - khi cơ chế FIT (cơ chế, chính sách được đưa ra nhằm khuyến khích phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, tăng sức cạnh tranh của các nguồn năng lượng này với các nguồn năng lượng truyền thống) sẽ hết hiệu lực với điện mặt trời vào cuối năm nay và điện gió hết hiệu lực vào cuối năm 2021?

Đến năm 2023, nguồn điện truyền thống của chúng ta chỉ có thể thêm 1 tổ máy của nhiệt điện than Vân Phong 1 BOT  (660 MW) và nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3 - 880 MW. Tổng cộng năm 2023 có thêm 1.540 MW. Như vậy, năm này còn thiếu trên 6.000 MW nguồn điện.

Còn từ năm 2024 - 2025, theo nhìn nhận của Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam thì có khá nhiều nguồn điện truyền thống được bổ sung (theo kế hoạch), tuy nhiên những rủi ro về chậm tiến độ vẫn còn hiển hiện.

Cụ thể, các dự án Nhiệt điện An Khánh, Công Thanh vẫn chưa huy động đủ vốn để triển khai; tua bin khí hỗn hợp Nhơn Trạch 3 và 4 chưa xong thủ tục phê duyệt; còn các cụm tua bin khí hỗn hợp Ô Môn, Cá Voi Xanh đang có nguy cơ chậm thêm 1 năm, v.v...

Về Kho cảng cho nhập khẩu và cung cấp LNG, hiện tại, ngoài Kho cảng Thị Vải (công suất qua kho giai đoạn 1 là 1 triệu tấn LNG/năm, dự kiến hoàn thành vào năm 2022) đang được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) xây dựng, thì hàng loạt dự án nguồn tua bin khí hỗn hợp dùng LNG có rất nhiều thách thức về huy động vốn, thủ tục đầu tư, cơ chế giá khí trong giá thành điện, mặt bằng địa điểm, công nghệ trong nước còn yếu... Vì vậy, các mốc tiến độ nguồn khí LNG của giai đoạn 2026 - 2030 chưa có gì đảm bảo.

Với nguồn điện mặt trời, điện gió: Trong kết quả tính của Quy hoạch điện VIII, dự kiến đến năm 2030 sẽ có khoảng 19,5 GW điện gió và 19,1 GW điện mặt trời (hai nguồn này chiếm 28% tổng công suất nguồn) và chiếm 15% tổng sản lượng điện, trong khi hiện nay mới có 6.000 MW điện mặt trời và trên 400 MW điện gió. Đến năm 2030 cần xây dựng thêm khối lượng lớn, 13.100 MW điện mặt trời và trên 19.000 MW điện gió. Thế nhưng, các cơ chế FIT cho điện mặt trời trong Quyết định 13 và cho điện gió trong Quyết định 39 của Thủ tướng Chính phủ sẽ hết hiệu lực vào cuối năm 2020 (với điện mặt trời) và tháng 11/2021 (với điện gió). 

Theo nhìn nhận của các chuyên gia thì đây là những thách thức lớn, vì sau các thời điểm nói trên, các dự án này sẽ phải theo cơ chế đấu thầu. Những quan ngại, thách thức về tính khả thi của quy hoạch được xác định như sau:

Thứ nhất: Thiếu vốn đầu tư, Chính phủ dừng bảo lãnh vay vốn nước ngoài các dự án năng lượng.

Thứ hai: Tác động của dịch Covid-19.

Thứ ba: Hiện nay chưa hoàn thành để ban hành cơ chế đấu thầu các dự án điện mặt trời, điện gió sau cơ chế khuyến khích FIT.

Thứ tư: Khối lượng lưới cần xây dựng để tích hợp các nguồn này sẽ rất lớn.

Thứ năm: Với lưới truyền tải để giải phóng các nguồn điện gió, điện mặt trời có số giờ vận hành thấp, sản lượng nhỏ, nếu không có cơ chế đặc thù, các công ty truyền tải điện làm sao có thể huy động, vay vốn đầu tư.

Thứ sáu: Với dự kiến sẽ đầu tư các nguồn điện dự phòng linh hoạt, thủy điện tích năng và pin tích năng để dự phòng cho nguồn điện năng lượng tái tạo với tỷ lệ cao, nhưng hiện chưa có các cơ chế chi phí - giá cho các loại hình quan trọng này.

Thứ bảy: Vấn đề chất thải môi trường đối với hóa chất trong các tấm pin mặt trời và trong pin tích năng ở cuối đời dự án là đáng kể, xong hiện chưa có các quy định, giải pháp để xử lý chúng.

Và cuối cùng là về nhập khẩu điện: Hiện nay Việt Nam đang nhập khẩu điện từ Trung Quốc (700 MW) và từ thủy điện Lào (572 MW). Trong thời gian tới, các dự án nhập khẩu từ Lào có thể tăng thêm khoảng 4.400 MW, trong đó, thủy điện (2.900 MW), điện gió (600 MW) và Nhiệt điện than Sê Kông (900 MW). Tuy nhiên, khả năng nhập khẩu còn nhiều rủi ro do sự khác biệt về chính trị, luật lệ của nước bạn, cũng như lưới điện đồng bộ và vấn đề giá nhập khẩu điện.../.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM