Các rủi ro và giải pháp giảm thiểu trong quá trình phát triển điện gió ngoài khơi ở Việt Nam

Điện gió ngoài khơi: Tình thế ‘tiến thoái lưỡng nan’ của các chủ đầu tư

Điện gió ngoài khơi Việt Nam có những ưu điểm gì?

Điện gió ngoài khơi: ‘Bệ phóng’ cho phát triển kinh tế biển Việt Nam


TS. NGUYỄN XUÂN HUY - CHUYÊN GIA KINH TẾ NĂNG LƯỢNG*

1/ Tiềm năng gió ngoài khơi Việt Nam:

Việt Nam là quốc gia biển nằm trong vùng khí hậu nhiệt đới gió mùa, có tiềm năng lớn về năng lượng gió. Theo kết quả đánh giá của Chương trình hỗ trợ quản lý năng lượng của Ngân hàng Thế giới (WB-ESMAP): Tổng tiềm năng kỹ thuật của điện gió ngoài khơi Việt Nam được có khoảng 599 GW, với khoảng cách từ bờ tối thiểu 9,26 km và tối đa 185 km, tương ứng với đường bờ biển trải dài hơn 3.000 km [1]. Nghiên cứu cho thấy, những khu vực có tiềm năng gió tốt, lớn hơn 6 m/s ở độ cao 65 m, có thể khai thác phát điện chủ yếu nằm ở vùng ven biển gần bờ và ngoài khơi, đặc biệt tốc độ gió cao tập trung phân bố dọc khu vực miền Nam Trung bộ và miền Nam của Việt Nam (Hình 1).

Năng lượng gió ngoài khơi đóng một vai trò quan trọng trong chu trình tuần hoàn năng lượng do hiệu quả sản xuất năng lượng cao hơn và chi phí phát điện thấp hơn trong dài hạn. Trước tiên, tốc độ gió phải đủ mạnh để di chuyển các cánh quạt (cut-in wind speed), công suất có thể khai thác từ gió sẽ tăng theo lập phương của tốc độ gió, dẫn đến điện năng sản xuất tăng cao [2].

Ví dụ, khu vực tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận, tốc độ gió trên bờ trung bình là 6 m/s, nhưng ở ngoài khơi tốc độ gió trung bình lớn hơn 10 m/s [3]. Điều này dẫn đến sản lượng điện năng có thể sản xuất cao hơn khoảng 1,5 - 2 lần so với điện gió trên bờ. Sản lượng điện có thể được gia tăng hơn nữa với sự phát triển của các tua bin gió có công suất lớn hơn, vì công suất cũng tỷ lệ thuận với diện tích quét của các cánh quạt.

Nhiều chương trình hỗ trợ chính sách từ các cơ quan bộ, ngành của Chính phủ đã tác động hấp dẫn các khoản đầu tư để phát triển điện gió, đặc biệt “cơ chế mồi” giá FIT theo Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg có sửa đổi quy định về giá điện đối với dự án điện gió nối lưới [4]. Bên mua có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án điện gió với giá mua điện tại điểm giao nhận như sau: 

Thứ nhất: Đối với các dự án điện gió trên biển, giá mua điện tại điểm giao nhận điện là 2.223 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương 9,8 Uscents/kWh, tỷ giá quy đổi giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ được tính theo tỷ giá trung tâm do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố ngày 30/8/2018 là 22.683 đồng/USD). Giá mua điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD. Tuy nhiên, giá FIT này đang tính chung một giá cho các dự án gần bờ lẫn ngoài khơi, hiện chưa có quy định phân biệt rõ khoảng cách giữa gần bờ và ngoài khơi.

Theo chuyên gia người Đan Mạch Henrik Klinge Jacobsen: Các tua bin gió gần bờ cách xa nhất tầm 15 km (tính từ đường bờ ven biển) chi phí đầu tư sẽ thay đổi theo độ sâu mực nước biển [5].

Thực tế cho thấy, hàng loạt dự án gần bờ ở Việt Nam đã được phê duyệt và đang triển khai xây dựng, nhưng phát triển điện gió ngoài khơi ở mực nước sâu hơn phức tạp hơn nhiều, chi phí rất cao nên phải có cơ chế đặc biệt đối với phát triển điện gió ngoài khơi, nên đề xuất giá FIT cao hơn, hoặc thời gian vận hành được kéo dài hơn so với quy định hiện nay.

Thứ hai: Ngoài ra, việc đánh giá các rủi ro định lượng cụ thể như tốc độ gió, cắt giảm công suất, rủi ro kết nối lưới điện, thay đổi bất thường trong dự báo thời tiết và rủi ro về tài chính chưa được đề cập đến. Trong các lỗ hổng nghiêm trọng có liên quan đến rủi ro thì việc thay đổi đột ngột về chính sách và các quy định hiện hành là một trong những rủi ro ảnh hưởng đáng kể nhất cho nhà đầu tư.

Hình 1. Tiềm năng kỹ thuật gió ngoài khơi của Việt Nam [1].

2/ Những thách thức và sự chậm trễ trong việc triển khai các trang trại gió ngoài khơi:

Các rủi ro về chính sách hỗ trợ phát triển các trang trại điện gió ngoài khơi từ chính phủ: Trong khuôn khổ hợp tác giữa Bộ Công Thương và Dự án Năng lượng gió GIZ (Hợp tác Phát triển Đức GIZ) để xây dựng khuôn khổ pháp lý phát triển điện gió vào năm 2012 [6,7], đến nay, nguồn điện gió mới được lắp đặt và đưa vào vận hành khoảng 630 MW, bao gồm điện gió trên đất liền và gần bờ [8], so với Quy hoạch QHĐ VII - điều chỉnh, chỉ đạt 78% với dự kiến là 800 MW. Chính phủ cũng đã phát triển các khuôn khổ pháp lý quan trọng cần thiết để phê duyệt các dự điện gió gần bờ, tuy nhiên hiện nay chưa có chính sách phát triển điện gió xa bờ. Mặc dù có những lo ngại về đánh giá tác động môi trường biển chưa được nghiên cứu đầy đủ, Chính phủ đã ủng hộ cho việc phát triển điện gió trên biển, điển hình là cho phép khảo sát và nghiên cứu tính khả thi các dự án trang trại gió Thăng Long Wind và La Gàn ở khu vực ngoài khơi mũi Kê Gà, Bình Thuận.

Việc phát triển điện gió trên biển còn liên quan đến vấn đề pháp lý giao khu vực biển, cũng như phân biệt khu vực gần bờ và xa bờ chưa phân định rõ ràng, vẫn chưa có luật quy định cụ thể thống nhất giữa các bộ ngành, địa phương. Vì vậy, các nhà đầu tư gặp phải nhiều khó khăn khi thực hiện các thủ tục pháp lý, mức độ rủi ro thất bại cao, trở thành rào cản trong việc thu hút đầu tư phát triển các dự án điện gió ngoài khơi [9].

Đối với các trang trại điện gió được lắp đặt ở các vùng nước nông dưới 50 m so với mực nước biển, cấu trúc móng cố định dự kiến được sử dụng cho các tua bin gió ngoài khơi. Có nhiều loại cấu trúc móng cố định đã được phát triển ở Việt Nam cách đây hơn 30 năm cho các giàn khoan dầu ngoài khơi ở mực nước sâu hơn 100 m như giàn khoan Đại Hùng cách bờ biển Vũng Tàu 265 km, hoặc giàn khoan Sao Vàng - Đại Nguyệt vừa mới hạ thủy cho thấy đây là những kinh nghiệm quý (Hình 2). Vì vậy, vấn đề không phải là có khả thi về mặt công nghệ hay không mà là vấn đề liệu chúng ta có ưu tiên phát triển mạnh nội địa hóa công nghệ điện gió ngoài khơi hay không? Các trang trại gió được lắp đặt ở mực nước càng sâu hơn (> 50 m) thậm chí sẽ đắt hơn nhiều do chi phí xây dựng trên công trình biển, điều kiện thời tiết gió, sóng biển khắc nghiệt hơn.

Hình 2. Cấu trúc móng tua bin gió trên biển.

Nhiều thách thức phát triển các trang trại điện gió ngoài khơi ở Việt Nam, dẫn đến sự chậm trễ lớn trong việc triển khai nội địa hóa phát triển công nghệ này. Các rủi ro về chi phí xây dựng và nhu cầu về thiết bị hàng hải chuyên dụng vận chuyển đã cản trở tiến độ thực hiện, mặc dù ngành công nghiệp dầu khí của Việt Nam đã vượt qua nhiều trở ngại như vậy để phát triển các công trình biển, xây dựng các giàn khoan dầu khí ngoài khơi.

3/ Rủi ro về vận hành và bảo trì:

Các hợp đồng vận hành và bảo trì (O&M) của các nhà cung cấp dịch vụ có thể cung cấp quỹ dự phòng chung để trang trải chi phí do ảnh hưởng biến đổi thời tiết trong quá trình xây dựng và lắp đặt thiết bị dẫn đến sự chậm trễ trong vận hành và mất doanh thu, cũng như các rủi ro thiệt hại khác nhau có liên quan với giao thông vận tải và xây dựng trên biển.

Các trang trại gió ngoài khơi phải đối mặt với những thách thức lớn trong quá trình hoạt động liên quan đến rủi ro vận hành và bảo trì do khoảng cách xa từ đường bờ ra ngoài khơi, với các yêu cầu vận chuyển đặc biệt (tàu chuyên dụng, có hải quân bảo vệ) và khả năng sửa chữa lớn rất hạn chế, không thực tế, gần như thiết bị ngoài khơi chỉ sửa chữa nhỏ, hoặc thay thế. Đây là điểm khác biệt với bảo dưỡng điện gió trên đất liền.

Rủi ro về thời tiết chỉ ra rằng, việc bảo trì, hoặc sửa chữa không phải lúc nào cũng có thể thực hiện được, vì các nhà máy điện gió ngoài khơi không dễ dàng tiếp cận do phải phụ thuộc vào điều kiện thời tiết hàng hải trong bối cảnh biến đổi khí hậu toàn cầu hiện nay. Trong những tháng mùa đông có gió lớn, sản lượng điện có khả năng tăng thêm, nhưng thời tiết biển khơi sóng to, khắc nghiệt có thể cản trở việc tiếp cận trang trại và không thể bảo trì, dẫn đến tổn thất doanh thu.

Các bảo hành liên quan đến tua bin trên bờ được cung cấp từ 2 đến 5 năm và một phần bao gồm đảm bảo tính khả dụng tua bin gió vẫn hoạt động trong một khoảng thời gian nhất định, trong hợp đồng O&M bao gồm các dịch vụ, bảo trì và thay thế các bộ phận. Trong trường hợp tua bin gió được lắp đặt ngoài khơi, bảo hành có giới hạn và có thể không có chi phí thay thế; các dịch vụ bảo trì bị giới hạn bởi điều kiện thời tiết hàng hải. Do đó, các nhà phát triển điện gió ngoài khơi ở Việt Nam phải lưu ý trong quá trình đàm phán hợp đồng.

4/ Rủi ro thất thoát dòng tiền do tính khả dụng của lưới điện:

Doanh thu cũng phụ thuộc vào khả năng truyền tải - cung cấp của lưới điện quốc gia, có thể do tắc nghẽn đường truyền tải, hoặc rủi ro bị cắt giảm công suất và sản lượng điện không thể bán được, dẫn đến thiệt hại về doanh thu do không có các chương trình cam kết hỗ trợ ổn định.

Rủi ro cắt giảm phát sinh trong trường hợp sản xuất năng lượng gió dư thừa kết hợp với công suất mạng lưới truyền tải không đủ - tức là tắc nghẽn truyền tải và nhu cầu phụ tải khu vực thấp - tức là cung cấp quá mức nhu cầu điện khu vực.

Sản lượng năng lượng dư thừa trong những ngày có gió lớn có thể gây ra sự mất cân bằng trong hệ thống năng lượng, điều này phải được khắc phục bằng cách vận hành cân bằng ngắn hạn bởi đơn vị vận hành lưới điện truyền tải. Có thể điều phối lại - nghĩa là hạn chế sản lượng đầu ra, hoặc bán năng lượng sang các nước khác, một phần thậm chí là giao ngay với giá âm nếu tham gia thị trường điện.

Ngay như ở Đức, công suất lưới điện hiện tại không thể cân bằng với sản lượng điện đạt đỉnh vào những ngày có gió lớn, vì thế giải phóng công suất bằng cách vận chuyển lượng điện dư thừa từ miền Bắc (sản lượng điện cao) vào miền Nam (nhu cầu cao). Việc tăng nhu cầu điện mỗi khu vực có thể mất nhiều năm, trong khi một trang trại điện gió có thể được xây dựng trong khoảng thời gian ba năm. Với cơ chế FIT ở Đức, chi phí cắt giảm sẽ được chuyển cho người tiêu dùng, trong khi ở Trung Quốc và Việt Nam, chi phí cắt giảm này vẫn thuộc về chủ dự án mặc dù họ không thể kiểm soát rủi ro nếu không có những quy định và ràng buộc rõ ràng trong hợp đồng [10].

5/ Giải pháp giảm thiểu rủi ro:

Để giảm thiểu các rủi ro cần phải cải thiện các kỹ thuật dự báo, có thể bán công suất dự trữ trên thị trường giao ngay vào thời điểm khác (dựa trên khả năng lưu trữ điện), hoặc đấu thầu (đã lưu trữ). Tuy nhiên, với điều kiện Việt Nam sẽ cần có thời gian, vì hiện nay chúng ta chưa có hệ thống lưu trữ năng lượng.

Ngoài ra, các hợp đồng mua bán điện có thể được ký kết (thường ở Anh và Mỹ) theo mức giá thấp hơn, vì nó phản ánh chi phí cân đối phát sinh cho đơn vị vận hành lưới điện.

Cần đa dạng hóa các danh mục đầu tư nguồn phát điện (gió, nắng, thủy điện, sinh khối, thủy triều, địa nhiệt) dựa trên các khu vực địa lý khác nhau để giảm thiểu do sự bất ổn thời tiết, có thể góp phần bù trừ doanh thu do bị cắt giảm.

Triển khai hợp đồng mua bán điện trực tiếp DPPA có thời hạn từ 10 đến 20 năm, trong đó, người mua đồng ý mua năng lượng từ nhà sản xuất có thể giúp giảm thiểu rủi ro chính sách cho nhà đầu tư trong trường hợp các chương trình hỗ trợ của Chính phủ không đủ mạnh. Cần tạo cơ chế thị trường bình đẳng cho các loại hình mua bán điện và cả thị trường công suất trong tương lai.

Cuối cùng, để giảm rủi ro cắt điện và các chi phí đáng kể liên quan, nhà nước cùng tư nhân đầu tư hơn nữa vào lưới điện bằng cách cải thiện, nâng cấp cơ sở hạ tầng lưới điện, tăng công suất truyền tải và giảm thiểu thất thoát của lưới điện. Điều này có thể mất hàng thập kỷ nên cần phải có cơ chế giám sát thực hiện ổn định và lâu dài. 

6/ Cần có chính sách hỗ trợ lâu dài:

Ở một mức độ nào đó, các rủi ro về chính sách và quy định là những rào cản lớn nhất liên quan đến sự phát triển các dự án năng lượng tái tạo. Cần có những quy định phân biệt rõ khu vực biển gần bờ và ngoài khơi để có chính sách phát triển điện gió phù hợp với thực tiễn. Về lâu dài, rủi ro xây dựng công trình trên biển chắc chắn có thể giảm theo sự tiến bộ khoa học công nghệ; tuy nhiên, rủi ro về chính sách và quy định vẫn có liên quan đối với các nhà đầu tư nếu các nhà hoạch định chính sách không giải quyết những vấn đề này một cách thỏa đáng.

Tiếp theo là các rủi ro liên quan đến thời tiết và rủi ro tài chính trong giai đoạn tài trợ. Trong quá trình thực hiện trang trại gió ngoài khơi, rủi ro xây dựng trên biển (bao gồm rủi ro kết nối lưới điện), cũng như rủi ro vận hành, bảo dưỡng (phụ thuộc vào công nghệ) và rủi ro đối tác nhà cung cấp các loại thiết bị ở mức độ liên đới cao.

Để năng lượng gió ngoài khơi có thể khơi thông phát triển, Chính phủ cần phải có chính sách hỗ trợ phát triển sớm công nghệ này nhằm giảm thiểu rủi ro trong tương lai. Năng lượng gió ngoài khơi hiện còn đắt hơn năng lượng từ nhiên liệu hóa thạch, nhưng các tác động môi trường, an ninh năng lượng, phát triển kinh tế biển và bảo vệ quốc phòng trong tương lai lâu dài cần phải được ưu tiên xem xét kỹ lưỡng. Để tiếp tục hướng đến tương lai, phát triển nhiều trang trại gió ngoài khơi được kết nối hạ tầng với lưới điện, các dự án điện gió ngoài khơi sẽ cần có các chính sách phát triển với tầm nhìn dài hạn hơn.

Ngoài ra, để đảm bảo năng lượng tái tạo tăng trưởng bền vững, chính sách và sự ổn định các quy định phải ở mức độ phù hợp cao và các giải pháp quản lý rủi ro cần được thảo luận và phát triển, có thể cùng hợp tác với các tổ chức quốc tế như Ngân hàng Thế giới, tổ chức đã đưa ra các bảo đảm rủi ro ở một mức độ nào đó trong chính sách./.

[*] KHOA KỸ THUẬT ĐỊA CHẤT & DẦU KHÍ, ĐẠI HỌC BÁCH KHOA - ĐẠI HỌC QUỐC GIA TP. HỒ CHÍ MINH

Tài liệu tham khảo:

[1]. Technical Potential for Offshore Wind in Vietnam. Word Bank Group, ESMAP, 2021.

[2]. "Wind Vision: A New Era for Wind Power in the United States," U.S. Department of Energy, DOE/GO-102015-4557, April 2015.

[3]. Quyết định số 4715/QĐ-BCT ngày 16/8/2012 phê duyệt "Quy hoạch phát triển điện gió tỉnh Bình Thuận giai đoạn 2020, tầm nhìn đến năm 2030".

[4]. Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg sửa đổi, bổ sung một số điều của Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29/6/2011 về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam.

[5]. Henrik Klinge Jacobsen, Pablo Hevia-Koch and Christoph Wolter. Nearshore Versus Offshore: Comparative Cost and Competitive Advantages.  IAEE Energy Forum, Bergen Special 2016

[6]. Tình hình phát triển điện gió và khả năng cung ứng tài chính cho các dự án ở Việt Nam. Phan Thanh Tùng, Vũ Chi Mai và Angelika Wasielke. Dự án Năng lượng Gió GIZ, Hà Nội, 2/2012.

[7]. Bộ Công Thương phối hợp với tổ chức GIZ, Sổ tay Hướng dẫn đầu tư điện gió, biên soạn tháng 7 năm 2016.

[8]. Viện Năng lượng - Bộ Công Thương Việt Nam. Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030 tầm nhìn đến 2045. Quy hoạch điện VIII. Mã công trình E:542.

[9]. Nghị định số 11/2021/NĐ-CP ngày 10/02/2021 Quy định việc giao các khu vực biển nhất định cho tổ chức, cá nhân khai thác, sử dụng tài nguyên biển.

[10]. Risks and Risk Management of Renewable Energy Projects:  The Case of Onshore and Offshore Wind Parks. Nadine Gatzert, Thomas Kosub. Department of Insurance Economics and Risk Management. Friedrich-Alexander University Erlangen-Nürnberg (FAU), 2015.