» Phản biện

‘Mắc kẹt trong điện than’, hay ‘điện than bị mắc kẹt’?

08:31 |04/07/2019

 - 

Trên Tạp chí Tia Sáng Online ngày 27/06/2019 có bài phỏng vấn Matthew Grey - chuyên gia của Cơ quan Năng lượng Quốc tế, tác giải chính của báo cáo "Thị trường điện than Việt Nam", và cũng là chuyên gia phân tích báo cáo "Tại sao hiệu quả đầu tư vào điện than ngày càng giảm và những rủi ro mà Việt Nam sẽ phải đối mặt trong tương lai". Bài báo có tựa đề: "Mắc kẹt trong điện than". Sau khi nghiên cứu, phân tích kỹ nội dung bài báo, từ góc nhìn thực tế, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam chứng minh điều ngược lại: Nhiệt điện than của chúng ta đang bị mắc kẹt.

Tính toán khoa học cơ cấu nguồn hợp lý cho quy hoạch điện quốc gia




PGS, TS. NGUYỄN CẢNH NAM - TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM


Tóm lược ý kiến của chuyên gia Matthew Grey trong bài phỏng vấn "Mắc kẹt trong điện than" như sau (Phần chữ viết nghiêng):

"Thứ nhất: Trong thị trường năng lượng, chúng tôi quan tâm đến hình thức năng lượng nào có chi phí thấp nhất và khi nào điện than không còn giá trị đầu tư nữa, dựa trên ba điểm uốn kinh tế: (1) Điểm uốn kinh tế thứ nhất đó là khi nào thì chi phí đầu tư vào một dự án điện tái tạo mới sẽ rẻ hơn đầu tư vào một dự án điện than, tức là khi nào thì giá điện quy dẫn của điện tái tạo rẻ hơn điện than; (2) Điểm uốn kinh tế thứ hai đó là khi nào thì chi phí đầu tư vào một dự án điện tái tạo mới còn rẻ hơn cả chi phí vận hành nhà máy điện than đã hoạt động, dựa trên việc phân tích giá điện quy dẫn của dự án điện tái tạo với chi phí vận hành hiện tại của điện than; (3) Điểm uốn thứ ba có lẽ là phức tạp nhất và đòi hỏi những phân tích sâu hơn đó là khi nào chi phí để vận hành một hệ thống phát điện linh hoạt chỉ có duy nhất điện tái tạo sẽ rẻ hơn là chi phí vận hành một nhà máy điện than? Nếu trả lời được câu hỏi này sẽ phần nào giải quyết được tranh cãi lớn nhất hiện nay về năng lượng tái tạo, bởi vì hiện nay điện gió, hay điện mặt trời vẫn cần "phụ tải nền" do gió không phải lúc nào cũng thổi, hay mặt trời không phải lúc nào cũng sáng. Tuy nhiên, chúng tôi vẫn chưa phân tích điểm uốn thứ ba này trong báo cáo của mình mà sẽ thực hiện nó trong tương lai.

Thứ hai: Báo cáo này có ba phát hiện chính, trong đó hai phát hiện đầu tiên liên quan đến hai "điểm uốn" kinh tế thứ nhất và thứ hai. Phát hiện thứ ba là những đề xuất chính sách liên quan đến hai điểm uốn trên.

1/ Về "điểm uốn" kinh tế thứ nhất, chúng tôi thấy rằng, ngay sau năm 2020, việc xây dựng một nhà máy điện mặt trời và điện gió trên bờ (onshore wind) sẽ rẻ hơn việc xây dựng một nhà máy điện than mới. Lý do là bởi chúng tôi tin rằng, khi năng lượng tái tạo ngày càng phát triển, phổ biến, thị trường cho nguồn năng lượng này ngày càng trưởng thành và bởi vậy giá điện quy dẫn cho điện tái tạo sẽ giảm theo thời gian.

Xu hướng này chúng ta đều chứng kiến ở những thị trường điện lớn trên thế giới như: Mỹ, châu Âu và gần đây là Trung Quốc, Ấn Độ.

2/ Về "điểm uốn" kinh tế thứ hai, trong tương lai, chúng tôi cho rằng việc xây dựng các nhà máy phát điện năng lượng tái tạo còn rẻ hơn việc tiếp tục vận hành các nhà máy điện than. Điều này thực tế đã xảy ra ở các thị trường như Mỹ và châu Âu. Tại Việt Nam chúng tôi cho rằng, chi phí để duy trì một nhà máy điện than có thể đắt hơn chi phí xây mới một nhà máy điện mặt trời vào năm 2022 và đắt hơn chi phí xây dựng mới một nhà máy điện gió trên bờ vào năm 2024 (nếu như giá tiền nhập khẩu và vận chuyển than bằng đường biển ở mức cao khoảng 100 USD). Ngay cả với kịch bản chi phí điện quy dẫn của điện tái tạo cao nhất và chi phí sản xuất điện than ở mức thấp nhất thì dự báo này cũng sẽ thành hiện thực vào sau năm 2040.

Ví dụ ở Ấn Độ, giá điện mặt trời đã giảm xuống một nửa trong vòng một năm qua, một con số khá ấn tượng và thay đổi hoàn toàn bức tranh phát điện của nước này.

Ở thái cực thị trường giàu kinh nghiệm (về phát triển năng lượng tái tạo - NV), như châu Âu đã có rất nhiều năm đầu tư vào lĩnh vực này thì rất khác, một quỹ đầu tư ở đây không chỉ có hứng thú đầu tư vào một dự án năng lượng tái tạo mà hàng trăm dự án cùng một lúc. Đó là lí do giá điện tái tạo ở châu Âu khá thấp mặc dù đây không phải là nơi có nhiều tài nguyên gió trên thế giới.

Một thị trường mới sẽ chuyển mình thành thị trường có kinh nghiệm khi chuỗi cung ứng phát triển, cho phép một nhà đầu tư luôn tự tin rằng một khi đã bỏ tiền ra thì sẽ có những công ty xây lắp, nhân lực vận hành sẵn sàng, đảm bảo chắc chắn nhà máy sẽ hoạt động và sản xuất điện chính xác và hiệu quả như kì vọng mà họ đặt ra ban đầu. Để được như vậy, chúng tôi có hai đề xuất (đối với Việt Nam - NV): Thứ nhất là chuyển từ việc tăng giá điện mua vào (feed-in-tariff) sang mô hình đấu giá ngược để khuyến khích các nhà phát triển điện tái tạo giá rẻ nhằm thỏa mãn nhu cầu phát triển điện tái tạo của quốc gia; Thứ hai là hợp đồng mua bán điện với EVN cần phải được điều chỉnh để các nhà phát triển điện tái tạo có thể xin vốn vay từ ngân hàng dễ dàng và thuận lợi hơn.

Thứ ba, về câu hỏi "Việt Nam đã từng đưa ra nhiều lí do tại sao thời điểm này không phải là lúc thích hợp để đầu tư vào năng lượng tái tạo, chẳng hạn như hiện nay chưa chi phí đầu tư vào lưu trữ điện tái tạo khi trời không có gió và nhiều mây hay vào lưới điện thông minh rất đắt đỏ. Vậy các ông suy nghĩ gì về những lí do này?"

Tôi chỉ muốn nêu ra hai ví dụ ở châu Âu khoảng chục năm về trước. Ở Đức vào năm 1993 khi điện gió chỉ chiếm 0,1% tổng sản lượng điện quốc gia, một công ty phát điện lớn của Đức đã phát biểu trên báo Die Zeit là nước này không thể có thêm điện tái tạo nữa vì quá khó để đưa lên lưới điện. Nhưng 20 năm sau, điện tái tạo ở Đức chiếm 30% tổng sản lượng điện quốc gia và có những thời điểm con số này lên đến 90%. Ở Ireland cũng vậy, vào năm 2003, giám đốc công ty vận hành lưới điện quốc gia tuyên bố rằng nước này không thể có hơn 2% điện gió nếu không muốn làm tổn hại đến an ninh năng lượng. Nhưng giờ đây thì 20% sản lượng điện Ireland là điện gió và có những thời điểm con số này là 70%. Đưa một lượng điện tái tạo lớn vào lưới điện là điều hoàn toàn khả thi về mặt kĩ thuật mà không cần phải đầu tư lớn vào các giải pháp pin lưu trữ.

Tôi cũng muốn thêm một ý nữa là, dựa trên những gì chúng tôi nghiên cứu về Việt Nam, thì dù thế nào Việt Nam cũng cần đầu tư vào lưới điện của mình để tránh tình trạng nghẽn đường dây tải điện trong tương lai và truyền tải điện từ nhà máy điện đến nơi có nhu cầu linh hoạt hơn, chẳng hạn như các hộ dân cư ở Đức thường xuyên dùng điện mặt trời ở phía Nam Italy.

Thứ tư, về câu hỏi: "Nếu Việt Nam tiếp tục tập trung vào điện than thì điều gì sẽ xảy ra?"

Chúng tôi cố gắng nói với các nhà hoạch định chính sách rằng nếu họ vẫn tiếp tục cam kết phát triển điện than thì họ sẽ buộc phải đối mặt với một tình thế tiến thoái lưỡng nan trong tương lai. Họ sẽ đứng giữa quyết định phải trợ giá cho các nhà máy phát điện than cũ, hoặc trợ giá cho người tiêu dùng điện bởi chi phí cho điện than sẽ ngày càng cao.

Thứ năm: Về câu hỏi: "Trong báo cáo của Carbon Tracker, các ông có nhắc đến rủi ro tài sản mắc kẹt trong kịch bản dưới 2°C, nghĩa là hơn 6 tỉ USD doanh thu bị mất nếu các nhà máy điện than sẽ không thể hoạt động bình thường mà phải đóng cửa sớm để gắn với mục tiêu nhiệt độ trong Hiệp định Paris về biến đổi khí hậu. Vậy khả năng Việt Nam phải đối diện với rủi ro đó là như thế nào?"

Điều chúng tôi lo ngại là nếu Chính phủ Việt Nam không hành động để giảm thiểu tài sản mắc kẹt đó thì cuối cùng là người sử dụng điện, người đóng thuế sẽ phải gánh chúng trên vai. Việt Nam cũng không nên quên bản cam kết thực thi Công ước khung Liên Hiệp Quốc về biến đổi khí hậu (UNFCCC): Việt Nam sẽ cắt giảm tới 25% lượng khí thải gây hiệu ứng nhà kính vào năm 2030 để đạt được mục tiêu nhiệt độ toàn cầu tăng dưới 2°C.

Theo các chuyên gia Carbon Tracker "nguy cơ mắc kẹt tài sản" (stranded asset risk) - sự chênh lệch giữa các dòng vốn đầu tư dưới sự điều tiết của thị trường điện Việt Nam hiện tại và việc phải tuân thủ quy định để đảm bảo cam kết cắt giảm khí thải, trong đó mốc dừng vận hành các nhà máy nhiệt điện than ở Việt Nam vào năm 2040. Theo cách tính của họ, ước tính giá trị tài sản có "nguy cơ bị mắc kẹt" của thế giới là 232 tỷ USD, còn Việt Nam ước tính là 6,5 tỷ USD, tương đương 2,7% GDP năm 2018 của Việt Nam [4].

Vậy, các ý kiến tư vấn nêu trên có vấn đề gì? Trên thực tế Việt Nam đã và đang thực hiện như thế nào về phát triển điện gió, điện mặt trời, nhiệt điện than và cam kết Thỏa thuận Pari - COP21 về biến đổi khí hậu? Liệu có phải chúng ta bị "mắc kẹt trong điện than", hay nhiệt điện than của Việt Nam đang bị mắc kẹt? Chúng tôi sẽ làm rõ dưới đây.

Thứ nhất: Đối với Việt Nam vấn đề không còn là bàn để làm, hay không làm điện gió, điện mặt trời, vì đến nay đã có chiến lược, quy hoạch và cơ chế, chính sách phát triển điện gió, điện mặt trời. Cụ thể là:

Chiến lược phát năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 được phê duyệt tại Quyết định số 2068/2015/QĐ-TTg ngày 25/11/2015 của Thủ tướng Chính phủ. Trong đó đã đề ra mục tiêu và định hướng về phát triển điện gió và điện mặt trời như sau:

1/ Về phát triển nguồn điện gió:

- Giai đoạn đến năm 2030, ưu tiên phát triển nguồn điện gió trên đất liền; nghiên cứu phát triển nguồn điện gió ngoài khơi, trên thềm lục địa từ sau năm 2030.

- Sản lượng điện sản xuất từ nguồn điện gió tăng từ khoảng 180 triệu kWh năm 2015 lên khoảng 2,5 tỷ kWh vào năm 2020; khoảng 16 tỷ kWh vào năm 2030 và khoảng 53 tỷ kWh vào năm 2050. Đưa tỷ lệ điện năng sản xuất từ nguồn điện gió trong tổng sản lượng điện sản xuất từ mức không đáng kể hiện nay lên đạt khoảng 1,0% vào năm 2020, khoảng 2,7% vào năm 2030 và khoảng 5,0% vào năm 2050.

2/ Về phát triển nguồn năng lượng mặt trời:

- Phát triển điện mặt trời để cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia và khu vực biên giới, hải đảo, vùng sâu, vùng xa chưa thể cấp điện từ nguồn điện lưới quốc gia. Điện năng sản xuất từ năng lượng mặt trời tăng từ khoảng 10 triệu kWh năm 2015 lên khoảng 1,4 tỷ kWh vào năm 2020; khoảng 35,4 tỷ kWh vào năm 2030 và khoảng 210 tỷ kWh vào năm 2050. Đưa tỷ lệ điện năng sản xuất từ nguồn năng lượng mặt trời trong tổng sản lượng điện sản xuất từ mức không đáng kể hiện nay lên đạt khoảng 0,5% vào năm 2020, khoảng 6% vào năm 2030 và khoảng 20% vào năm 2050.

- Phát triển các thiết bị sử dụng năng lượng mặt trời để cung cấp nhiệt cho các hộ gia đình; sản xuất công nghiệp, nông nghiệp và dịch vụ. Tổng năng lượng mặt trời cung cấp nhiệt tăng từ 1,1 triệu TOE năm 2020 lên khoảng 3,1 triệu TOE năm 2030 và 6,0 triệu TOE năm 2050.

Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) cũng đã cụ thể hóa mục tiêu và định hướng phát triển điện gió, điện mặt trời giai đoạn đến năm 2030 như sau:

- Ưu tiên phát triển nguồn NLTT cho sản xuất điện; tăng tỷ lệ điện năng sản xuất từ các nguồn NLTT (không kể nguồn thủy điện lớn và vừa, thủy điện tích năng) đạt khoảng 7% năm 2020 và trên 10% năm 2030.

- Đưa tổng công suất nguồn điện gió từ mức 140 MW hiện nay lên khoảng 800 MW vào năm 2020, khoảng 2.000 MW vào năm 2025 và khoảng 6.000 MW vào năm 2030. Điện năng sản xuất từ nguồn điện gió chiếm tỷ trọng khoảng 0,8% (2,12 tỷ kWh) vào năm 2020, khoảng 1% (4 tỷ kWh) vào năm 2025 và khoảng 2,1% (12 tỷ kWh) vào năm 2030.

- Đưa tổng công suất nguồn điện mặt trời từ mức không đáng kể hiện nay lên khoảng 850 MW năm 2020, khoảng 4.000 MW năm 2025 và khoảng 12.000 MW năm 2030. Điện năng sản xuất từ nguồn điện mặt trời chiếm tỷ trọng khoảng 0,5% (1,3 tỷ kWh) năm 2020, khoảng 1,6% (6,4 tỷ kWh) năm 2025 và khoảng 3,3% (19 tỷ kWh) năm 2030.

3/ Cơ chế, chính sách phát triển điện gió, điện mặt trời:

Về điện gió: Ngay từ năm 2011 đã có Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, theo đó ngoài cơ chế, chính sách khác quy định giá điện gió là 7,8 cent/kWh, nhưng chả được mấy nhà đầu tư mặn mà với mức giá đó nên số dự án điện gió còn hạn chế.

Đến năm 2018 có Quyết định số 39/2018/TTg ngày 10/9/2018 về cơ chế hỗ trợ phát triển dự án điện gió tại Việt Nam, theo đó tăng giá điện gió trên đất liền lên là 8,5 cent/kWh (bằng 1.928 đồng/kWh với tỷ giá do NHNN Việt Nam công bố ngày 30/8/2018 là 22.683 đồng/USD) và trên biển là 9,8 cent/kWh (bằng 2.223 đồng/kWh theo tỷ giá nêu trên). Giá điện gió theo Quyết định này được áp dụng cho một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện gió nối lưới có ngày vận hành thương mại trước ngày 01/11/2021 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

Về điện mặt trời: đến năm 2017 mới có Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg quy định giá điện mặt trời nối lưới (có hiệu suất của tế bào quang điện >16% hoặc modul lớn hơn 15%) là 9,35 cent/kWh (bằng 2.086 đ/kWh với tỷ giá ngày 10/4/2017 là 22.316 đ/USD), nhờ đó phong trào điện mặt trời mới rộ lên tại một số địa phương. Thời điểm hưởng giá bán điện mặt trời nêu trên là trước ngày 30/6/2019 theo hợp đồng mua bán điện mẫu được áp dụng 20 năm. Tại Quyết định số 02/2019/QĐ-TTg cơ chế giá điện mặt trời nêu trên cũng được áp dụng cho điện mặt trời áp mái.

Trong khi, tại thời điểm năm 2018 theo Quyết định số 354/QĐ-BCT ngày 25/01/2018 mức trần của khung giá phát điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, chi phí cảng biển và cơ sở hạ tầng dùng chung) áp dụng cho các nhà máy nhiệt điện than quy định như sau (có hiệu lực trong năm 2018) (đ/kWh):

1

Nhiệt điện than nội địa (CS 2x300MW)

1.597,22

2

Nhiệt điện than nhập khẩu (CS 1x600MW)

1.536,76

3

Nhiệt điện than nhập khẩu (CS 2x600MW)

1.600,04


Qua so sánh các mức giá điện từ các nguồn điện nêu trên cho thấy, Việt Nam không "ngồi chờ" đến sau năm 2020 khi giá thành điện gió, điện mặt trời thấp hơn giá thành điện than mới thực hiện phát triển điện gió, điện mặt trời, mà đã chấp nhận mức giá điện gió, điện mặt trời cao hơn để khuyến khích phát triển hai nguồn điện năng lượng tái tạo này!

Với những chủ trương, cơ chế, chính sách nêu trên cho thấy: Việt Nam đã đề ra mục tiêu, định hướng và cơ chế chính sách đầy đủ về phát triển điện gió, điện mặt trời. Như vậy, vấn đề không phải là tư vấn cho Việt Nam có hay không nên phát triển điện gió, điện mặt trời mà nếu có nhã ý tư vấn thì phải làm rõ với mục tiêu đề ra đã được chưa, cao hay thấp và vì sao? Cần có giải pháp gì hữu hiệu, khả thi hơn để triển khai thực hiện.

Thứ hai: Về sự "quan tâm đến hình thức năng lượng nào có chi phí thấp nhất và khi nào điện than không còn giá trị đầu tư nữa" thì có lẽ đó là điều tối thiểu trong cơ chế thị trường, chắc đội ngũ cán bộ các cơ quan chức năng và tư vấn của Việt Nam trong lĩnh vực năng lượng đã được nghe khi còn đi học và chứng kiến trong thực tế cuộc sống mưu sinh hàng ngày.

Về nguyên tắc bất kể hàng hóa nào cứ tốt hơn, rẻ hơn, an toàn, hợp thời hơn thì sẽ thay thế hàng hóa cũ cùng tính năng sử dụng là điều hiển nhiên, không phải bàn. Tuy nhiên, trong lĩnh vực cung cấp điện năng vấn đề không đơn giản chỉ là giá rẻ hơn mà còn có các yêu cầu khác nữa, thậm chí còn quan trọng hơn. Đó là đảm bảo cung cấp đủ, kịp thời, ổn định, an toàn môi trường và an ninh điện trong mọi tình huống.

Ví dụ, như Nhật Bản, là nước chủ yếu phải nhập khẩu than với khối lượng lớn cho sản xuất điện và rất quan tâm đến bảo vệ môi trường, thế nhưng ngay cả trong Kế hoạch năng lượng chiến lược lần thứ 5 tầm nhìn 2030 và đến 2050, quốc gia này cũng lựa chọn nhiệt điện than là một trong bốn loại hình năng lượng của nguồn phụ tải nền (base-load power source), cùng với địa nhiệt, thủy điện và điện hạt nhân. Hiệu quả kinh tế chỉ là một trong số tiêu chí lựa chọn năng lượng của Nhật Bản, bao gồm đủ bốn yếu tố: an toàn, an ninh năng lượng, môi trường và hiệu quả kinh tế [4].

Thứ ba: Về "giá điện tái tạo ở châu Âu khá thấp, mặc dù đây không phải là nơi có nhiều tài nguyên gió trên thế giới", hoặc "ví dụ ở Ấn Độ, giá điện mặt trời đã giảm xuống một nửa trong vòng một năm qua". Vấn đề là cần phải nêu rõ giá điện tái tạo ở châu Âu khá thấp cụ thể là bao nhiêu cent/kWh; hoặc ở Ấn Độ giá điện mặt trời giảm xuống một nửa cụ thể là từ bao nhiêu cent/kWh xuống còn bao nhiêu cent/kWh để Việt Nam có thể tham khảo chứ không thể dựa vào cái "khá thấp" và "giảm một nửa" một cách mập mờ được.

Tuy nhiên, có một thực tế rằng, theo nghiên cứu của IEA (2016), giá thành điện than ở một số nước tương ứng với các loại than, công nghệ, thông số hơi và gam công suất như sau (USCent/kWh): LB Đức than đá: 8,347 và than non: 8,661; Nhật Bản USC (Trên siêu tới hạn): 11,925; Hàn Quốc PC800: 8,946 và PC1000: 8,6; Mỹ SC (Siêu tới hạn): 10,4; Trung Quốc USC (Trên siêu tới hạn): 8,157; Nam Phi PC: 9,979. Suất đầu tư điện than theo loại hình công nghệ (USD/kW): Sub-C (Cận tới hạn): 1.422; SC (Siêu tới hạn): 1.689; USC (Trên siêu tới hạn): 1.867; IGCC (Khí hóa chu trình kết hợp): 2.144.

Còn giá bán điện ở Đức và một số nước EU như sau: Đức có sản lượng điện năng lượng tái tạo chiếm 30% tổng sản lượng điện từ các nguồn, cao nhất trên thế giới (năm 2017) nhưng có giá điện cũng vào loại cao nhất thế giới tới 33 cent/kWh. Các nước EU khác có tỷ trọng điện năng lượng tái tạo (gió và mặt trời) tuy thấp hơn Đức nhưng cao hơn các nước khác, song cũng đều có giá điện rất cao, hầu hết trên 20 cent/kWh như: Thụy Điển 21; Anh 22, Áo 23, Tây Ban Nha 24, Bồ Đào Nha 26, Ý 27, Bỉ 28 cent/kWh) [1].

Qua đó cho thấy, ở Đức và EU không thể có chuyện giá điện tái tạo "khá thấp" theo đúng nghĩa và cũng không thể thấp hơn giá nhiệt điện than, vì như vậy sẽ không thể có giá bán điện cao nhất thế giới như thế. Thậm chí tại Đức trong giá bán điện than có khoản bù giá cho điện tái tạo.

Thứ tư: Về vấn đề "ngay sau năm 2020, việc xây dựng một nhà máy điện mặt trời và điện gió trên bờ (onshore wind) sẽ rẻ hơn việc xây dựng một nhà máy điện than mới" "Tại Việt Nam chúng tôi cho rằng chi phí để duy trì một nhà máy điện than có thể đắt hơn chi phí xây mới một nhà máy điện mặt trời vào năm 2022 và đắt hơn chi phí xây dựng mới một nhà máy điện gió trên bờ vào năm 2024". Nếu quả đúng như vậy thì các nhà đầu tư điện gió, điện mặt trời tại Việt Nam không có lý gì để lo ngại về cơ chế giá điện gió theo Quyết định số 39/2018/TTg sẽ hết hạn áp dụng từ ngày 01/11/2021 và cơ chế giá điện mặt trời hết hạn từ ngày 30/6/2019.

Vì tuy giá điện than theo quy định hiện hành thấp hơn nhiều giá điện gió, điện mặt trời, nhưng các nhà đầu tư điện than vẫn tích cực triển khai các dự án nhà máy điện than đã được phê duyệt trong Quy hoạch điện 7 (điều chỉnh). Trong khi các nhà đầu tư điện gió, điện mặt trời đang lo ngại về hết hạn áp dụng cơ chế giá nêu trên. Điều đó chứng tỏ sự nghi ngờ về khả năng giảm chi phí đầu tư và giá thành điện gió, điện mặt trời đến mức có thể chấp nhận được sau năm 2020. Vì rằng, suất đầu tư điện gió hiện tại còn quá cao so với nhiệt điện than.

Ví dụ, Dự án Nhà máy điện gió Bạc Liêu giai đoạn 3 có công suất 142 MW, khởi công tháng 1/2018 có tổng mức đầu tư hơn 8.900 tỷ đồng (ước khoảng 390 triệu USD), suất đầu tư 2,75 triệu USD/MW; Dự án điện gió Bạc Liêu giai đoạn 1 và 2, trong đó giai đoạn 1 khởi công ngày 9/9/2010, sau khi hoàn thành cả hai giai đoạn sẽ có 62 turbin điện gió với tổng công suất là 99,2 MW, tổng vốn đầu tư 5.217 tỷđồng (khoảng 267,6 triệu USD với tỷ giá năm 2010 = 19.496 VND/USD), suất đầu tư khoảng 2,7 triệu USD/MW. Dự án điện gió trên biển Thanglong Wind ngoài khơi Mũi Kê Gà (Bình Thuận) có tổng công suất 3.400MW gồm 6 phân đoạn với tổng mức đầu tư 11,9 tỷ USD (chưa kể phần đầu tư cho kết nối vào hệ thống điện quốc gia) sẽ khởi công xây dựng từ 2021 đến 2028, suất đầu tư 3,5 triệu USD/MW. Trong khi suất đầu tư nhiệt điện than công nghệ trên siêu tới hạn được Nhật Bản giới thiệu hiện nay có chi phí đầu tư đắt hơn các nhà máy công nghệ siêu tới hạn mà Việt Nam đang đầu tư cỡ 10 - 20%. Nghĩa là một nhà máy công suất khoảng 1.200 MW sẽ có tổng mức đầu tư khoảng 2,2 - 2,4 tỷ USD, suất đầu tư 1,83-2,0 triệu USD/MW.

Theo đánh giá của Ngân hàng Thế giới (WB) công nghệ siêu tới hạn có mức phát thải khí thấp hơn 10% so với mức khí thải trung bình thế giới, đảm bảo được các yêu cầu nghiêm ngặt về môi trường. Đây là công nghệ nhiệt điện than mà Việt Nam đang hướng tới hiện nay. Điện gió không những có suất đầu tư cao hơn mà thời gian hoạt động bình quân chỉ khoảng 2.000 giờ/năm, chưa bằng 1/3 thời gian hoạt động hàng năm của nhiệt điện than.

Thứ năm: Thực tế phát triển điện gió, điện mặt trời ở Việt Nam và những rào cản:

Đến năm 2017 cả nước mới có 7 dự án điện gió với tổng công suất 190 MW được đưa vào vận và cung cấp sản lượng điện 363 triệu kWh. Còn điện mặt trời chưa đáng kể. Từ năm 2018 sau khi có cơ chế giá hấp dẫn, các dự án điện gió, điện mặt trời đã bùng phát.

Theo số liệu đến hết tháng 9/2018 của Bộ Công Thương cho biết, 121 dự án điện mặt trời được phê duyệt bổ sung vào Quy hoạch điện quốc gia và Quy hoạch điện lực cấp tỉnh với tổng công suất phát điện đến 2020 là 6.100 MW và 2030 là 7.200 MW, trong đó trên 70 dự án đưa vào vận hành trước tháng 6/2019 với tổng quy mô công suất trên 3.000MW (các dự án có quy mô công suất đến 50MW).

Trên thực tế đến 30/6/2019 có hơn 4.460 MW điện mặt trời đã hòa lưới điện. Quy mô công suất này đã vượt nhiều so với quy mô phát triển điện mặt trời dự kiến đến năm 2020 trong Quy hoạch điện 7 điều chỉnh. Ngoài ra, còn 221 dự án đang xếp hàng chờ phê duyệt, tổng công suất đăng ký hơn 13.000 MW.

Về điện gió, riêng tại Bạc Liêu đến 6/2019 đã khởi công và hoàn thành thủ tục đầu tư 5 dự án với tổng công suất 342 MW. Đặc biệt, hiện nay Tập đoàn Enterprize Energy đã được cấp phép khảo sát Dự án điện gió Thăng Long (Thanglong Wind) tại khu vực ngoài khơi Mũi Kê Gà, cách bờ biển khoảng 20 km tới 50 km, tốc độ gió bình quân 9,5km/s. Tổng công suất dự án khoảng 3.400 MW với tổng vốn đầu tư khoảng 11,9 tỷ USD, chưa kể phần đầu tư cho kết nối vào hệ thống điện quốc gia. Dự án chia thành nhiều phân đoạn đầu tư: Phân đoạn 1: công suất 600 MW với 64 cột gió, dự kiến hoàn thành vào cuối năm 2022 và đầu 2023. Các phân đoạn 2, 3, 4 và 5 với công suất mỗi phân đoạn 600 MW dự kiến lần lượt đưa vào khai thác từ năm 2023-2027. Phân đoạn cuối có công suất là 400 MW.

Rõ ràng, tại Việt Nam việc phát triển điện gió, điện mặt trời đang được đẩy mạnh. Tuy nhiên, không thể cứ có nắng, có gió là biến thành điện một cách ồ ạt được. Ngoài các rào cản về kỹ thuật (nối lưới, khả năng tiếp nhận của hệ thống điện; tích trữ điện phòng khi tắt nắng, lặng gió; cơ sở hạ tầng yếu kém; phụ thuộc công nghệ nước ngoài; hiệu suất thấp; kết nối lưới điện khu vực hạn chế), thể chế (công tác quy hoạch, cơ chế, chính sách chưa đồng bộ), kinh tế (vốn, giá cả), thiếu năng lực đánh giá và phát triển dự án, việc phát triển điện gió, điện mặt trời còn gặp khó khăn, vướng mắc quan trọng là chưa được điều tra, đánh giá, xác định một cách tin cậy tiềm năng kỹ thuật - kinh tế đảm bảo yêu cầu cho việc lập quy hoạch và dự án.

Năng lượng gió và mặt trời là vô hạn, nhưng diện tích bề mặt ở Việt Nam có đủ điều kiện để khai thác chúng thành điện năng đảm hiệu quả kinh tế - xã hội - môi trường là có hạn, khả năng tiếp nhận của hệ thống điện trong từng thời kỳ là có hạn.

Ví dụ ngay như Dự án Điện gió Thăng Long (Thanglong Wind) tại Bình Thuận tuy đã được nghiên cứu, khảo sát nhiều năm, nhưng để lập dự án đầu tư cần phải khảo sát địa điểm dự án tới 2 năm (từ 2019-2021). Chưa kể thời gian thực hiện đầu tư dự án kéo dài từ 6-7 năm. Hơn nữa, Việt Nam không thể như Đức có lưới điện kết nối chung trong EU nên mới có thể "các hộ dân cư ở Đức thường xuyên dùng điện mặt trời ở phía Nam Italy" hay khi thiếu điện có thể mua và tải điện từ các nước khác về, ngược lại khi thừa điện gió, điện mặt trời có thể bán sang các nước xung quanh.

Cũng không thể nói "đưa một lượng điện tái tạo lớn vào lưới điện là điều hoàn toàn khả thi về mặt kĩ thuật mà không cần phải đầu tư lớn vào các giải pháp pin lưu trữ". Vấn đề là "một lượng điện tái tạo lớn" là bao nhiêu: 5, 10, 20, 30,... % tổng sản lượng điện cung cấp?

Trên thực tế, việc lưu trữ điện là vấn đề đang được thế giới hết sức quan tâm và việc tìm ra một thiết bị lưu trữ năng lượng hiệu quả và không gây hại cho môi trường vẫn là bài toán khó đang phải giải quyết.

Tóm lại, phát triển điện gió, điện mặt trời là xu thế tất yếu của thế giới và Việt Nam. Song để nguồn điện gió, điện mặt trời giữ vai trò quan trọng trong hệ thống điện cần phải tiếp tục khắc phục nhiều rào cản kỹ thuật, kinh tế, môi trường và xã hội trong quá trình phát triển chúng với lộ trình nhất định, không thể đốt cháy giai đoạn.

Do vậy, để đáp ứng nhu cầu năng lượng và điện năng cho phát triển kinh tế - xã hội, thế giới cũng như Việt Nam cần tiếp tục sử dụng các nguồn năng lượng khác, trong đó có nhiên liệu hóa thạch và nhiệt điện than, nhưng với cách thức khôn ngoan hơn trước.

Thứ sáu: Về thực tế và xu thế phát triển nhiệt điện than của Việt Nam:

Đến năm 2017 sản lượng nhiệt điện than tính theo đầu người của Việt Nam và thế giới là (kWh/người): Úc: 6.494; Đài Loan: 5.402; Hàn Quốc: 5.144; Mỹ: 4.038; Nam Phi: 3.961; Ka-dắc-xtan: 3.572; Ba Lan: 3.492; Trung Quốc: 3.145; LB Đức: 2.915; Nhật Bản: 2.703; Malaixia: 2.294; Thổ Nhĩ Kỳ: 1.206; Ucraina: 1.196; Nga: 1.044; Ấn Độ: 844; Việt Nam: 667; Indonesia: 577; Thái Lan: 540 và bình quân toàn thế giới: 1.290.

Như vậy, nhiệt điện than bình quân đầu người của Việt Nam so với bình quân của thế giới chỉ bằng 51,7% và quá thấp so với nhiều nước, kể cả các nước trong khu vực như: Đài Loan, Hàn Quốc, Trung Quốc, Malaixia.

Theo Quy hoạch điện 7 (điều chỉnh), đến năm 2030 sản lượng nhiệt điện than của Việt Nam dự kiến là 304 tỷ, tương ứng với dân số khi đó khoảng 112 triệu người (ước tính tốc độ tăng dân số bình quân 1,5% từ 2018 đến 2030), nhiệt điện than bình quân đầu người sẽ là 2.714 kWh/người, tương đương với bình quân đầu người của Nhật Bản hiện nay và chỉ bằng 41,8% của Úc, khoảng 50% của Đài Loan và Hàn Quốc, 67,2% của Mỹ và 86,3% của Trung Quốc.

Theo số liệu cập nhật mới năm 2018 của Quy hoạch điện 7 (điều chỉnh), sản lượng nhiệt điện than năm 2030 dự kiến sẽ giảm xuống còn 225 tỷ kWh, theo đó bình quân đầu người sẽ là 2.000 kWh/người, thấp hơn cả bình quân đầu người của Malaixia hiện nay. Trong khi đó, Malaixia cũng như Indonesia và Thái Lan đều đang có chiến lược tăng cường phát triển nhiệt điện than, trong đó Indonesia đã quy định tỷ lệ sản lượng than hàng năm khai thác được phải dành cho tiêu thụ trong nước, chủ yếu cho sản xuất điện (tỷ lệ đó hiện nay là 25%).

Như vậy, với mức nhiệt điện than bình quân đầu người của Việt Nam đạt mức 2.000 kWh/người vào năm 2030 thì sẽ giảm đi một nửa mức hiện nay của Mỹ, Trung Quốc và Đức giảm khoảng 1,5 lần, Úc giảm hơn 3 lần, Đài Loan và Hàn Quốc giảm hơn 2,5 lần, Nhật Bản giảm 1,35.

Nhưng liệu các nước đó có giảm nhiệt điện than đến năm 2030 mạnh như thế hay không? Chúng ta sẽ chờ, song có điều chắc chắn rằng, đối với Việt Nam, phát triển nhiệt điện than đến mức đó là hoàn toàn chấp nhận được (xét trên mọi phương diện nhu cầu điện, tiềm năng các nguồn tài nguyên năng lượng, an ninh cung cấp điện, mức phát thải và tính kinh tế). Vấn đề là việc phát triển nhiệt điện than sắp tới phải trên cơ sở cải tiến hiện đại hóa công nghệ để nâng cao hiệu suất, giảm thiểu ô nhiễm và tăng hiệu quả kinh tế.

Tuy nhiên, hiện nay có tính trạng là nhiệu dự án nhiệt điện than bị chậm tiến độ, hầu hết là tại miền Nam. Cụ thể là có 5/7 nhà máy nhiệt điện chậm từ 2 - 3 năm, điển hình như: Nhiệt điện Sông Hậu 1 (hoàn thành hơn 60%), Nhiệt điện Long Phú 1 và Nhiệt điện Thái Bình 2 (hoàn thành trên 80%) nhưng do xuất hiện nhiều vướng mắc, thiếu vốn, nên tiến độ phát điện thương mại sẽ tiếp tục bị chậm từ 2 - 3 năm, hoặc có thể hơn. Điều đó sẽ ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện trong vòng 2 - 3 năm tới. Những dự án đang trong quá trình đàm phán như: Sơn Mỹ 1, Sông Hậu 3, Long Phú 2, Nam Định 1, Quảng Trị 1… còn tiềm ẩn rủi ro lớn về tiến độ; nhiều dự án lớn chưa xác định được chủ đầu tư như: Long Phú 3, Quỳnh Lập 2…

Như vậy, có thể nói, hiện nay "nhiệt điện than của Việt Nam đang bị mắc kẹt".

Với tình trạng chậm tiến độ các dự án nhiệt điện, nhất là nhiệt điện than nêu trên, Bộ Công Thương dự báo sẽ dẫn tới thiếu hụt điện năng khoảng 3,7 tỷ kWh năm 2021 và lên gần 10 tỷ kWh năm 2022 và cao nhất vào năm 2023 khoảng 12 tỷ kWh, sau đó giảm dần xuống 7 tỷ kWh năm 2024 và 3,5 tỷ năm 2025.

Thứ bảy: Về vấn đề "Nếu Việt Nam tiếp tục tập trung vào điện than thì Việt Nam sẽ đứng giữa quyết định phải trợ giá cho các nhà máy phát điện than cũ hoặc trợ giá cho người tiêu dùng", có "nguy cơ mắc kẹt tài sản hơn 6 tỷ USD do dừng vận hành các nhà máy nhiệt điện than ở Việt Nam vào năm 2040""Việt Nam cũng không nên quên bản cam kết thực thi Công ước khung Liên Hiệp Quốc về biến đổi khí hậu".

- Việc trợ giá cho nhiệt điện than trong tương lai thế nào chưa rõ, nhưng trước mắt việc trợ giá cho nhiệt điện gió, nhiệt điện mặt trời trong vòng 20 năm thì đã rõ như đã nêu trên. Hơn nữa, giá điện của Việt Nam hiện nay đang vào loại thấp nhất thế giới, cho nên cùng với nhu cầu điện ngày càng tăng, kéo theo phải huy động các nguồn điện có giá thành cao hơn để đáp ứng nhu cầu thì giá bán điện tăng lên theo xu hướng chung của thế giới là điều không thể tránh khỏi. Khi đó, cùng với sự phát triển của thị trường phát điện cạnh tranh và thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thì vấn đề giá điện nói chung và giá của từng nguồn điện, trong đó có nhiệt điện than sẽ được giải quyết theo cơ chế thị trường. Chắc sẽ không có chuyện "trợ giá cho nhiệt điện than" vì hiện nay mặc dù giá điện của nhiều nước rất cao, nhất là các nước EU, nhưng không có nước nào trợ giá cho nhiệt điện than mà chủ yếu chỉ có trợ giá cho điện gió, điện mặt trời, ngoại trừ Slovakia, Nhật Bản có trợ giá cho nhiệt điện than sử dụng than khai thác trong nước để tận thu nguồn tài nguyên vì mục tiêu kinh tế - xã hội.

- Về "nguy cơ mắc kẹt tài sản hơn 6 tỷ USD do dừng vận hành các nhà máy nhiệt điện than ở Việt Nam vào năm 2040". Điều này chắc không thể xảy ra, vì nhiều dự báo của các tổ chức quốc tế và của các nước như: IEA, BP, IEEJ, v.v... đều cho thấy rằng, tuy có nước giảm, có nước tăng, nhưng xu thế phát triển nhiệt điện than trên thế giới nói chung vẫn diễn ra đến năm 2040 và đến năm 2050.

Trên thực tế, do chưa thể có nguồn năng lượng tin cậy khác thay thế và do ưu thế của nhiệt điện than nên nhiều quốc gia trên thế giới, nhất là các nước trong khu vực châu Á - Thái Bình Dương vẫn đẩy mạnh phát triển nhiệt điện than trong tổ hợp năng lượng của mình trên cơ sở tăng cường đầu tư lắp đặt hệ thống kiểm soát khí thải của các nhà máy nhiệt điện than và áp dụng các công nghệ nhiệt điện than tiên tiến "sạch hơn", tiêu tốn ít nhiên liệu mà vẫn đạt hiệu quả cao.

Ngay như Trung Quốc, mặc dù có quy mô nhiệt điện than rất lớn và mức độ phát thải rất cao, song theo dữ liệu công bố ngày 22/4/2019 cho thấy đầu tư của quốc gia này trong giai đoạn từ tháng 1 - 3/2019 vào các nhà máy nhiệt điện, chủ yếu gồm các nhà máy điện than, đã giảm 30% so với một năm trước đó [3].

Như vậy, đầu tư cho nhiệt điện than của Trung Quốc chỉ giảm 30% và mức tăng vẫn bằng 70% của năm trước, như vậy không những không dừng mà nhiệt điện than vẫn tăng.

Đối với Việt Nam, trong bối cảnh của mình, nhất là quy mô nhiệt điện than và mức phát thải còn rất thấp, cũng không nằm ngoài xu thế chung đó của thế giới. Hơn nữa, nếu quả thực có "nguy cơ mắc kẹt tài sản" hơn 6 tỷ USD do dừng vận hành các nhà máy nhiệt điện than ở Việt Nam vào năm 2040 thì con số này còn nhỏ hơn nhiều so với thiệt hại kinh tế - xã hội xảy ra do thiếu điện (như đã nêu trên) nếu dừng xây dựng các nhà máy nhiệt điện than đã đề ra trong Quy hoạch điện 7 điều chỉnh có cập nhật mới đến năm 2018.

- Về vấn đề "Việt Nam cũng không nên quên bản cam kết thực thi Công ước khung Liên Hiệp Quốc về biến đổi khí hậu".

Việt Nam cam kết Thỏa thuận Pari - COP21 (năm 2015) về biến đổi khí hậu đến năm 2030 sẽ giảm 8% lượng phát thải khí nhà kính bằng nội lực trong nước và nếu có hỗ trợ tài chính thích hợp của quốc tế (song phương và đa phương) thì phấn đấu giảm 25%.

Trước hết phải hiểu rằng, việc cam kết đó là của "toàn bộ nền kinh tế" chứ không phải "riêng ngành năng lượng"; thứ nữa là mức giảm 8% và 25% là so với kịch bản phát triển thông thường đến năm 2030, chứ không phải so với mức phát thải hiện nay hay tại năm nào đó trước đây.

Trên thực tế, trong ngành năng lượng, Chính phủ Việt Nam đã có hành động cụ thể bằng việc điều chỉnh lại Quy hoạch điện VII phê duyệt theo Quyết định số 1208/QĐ-TTg ngày 21/7/2011 bằng Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) phê duyệt theo Quyết định số 428/2016/Q Đ-TTg ngày 18/3/2016. Theo đó, ngoài việc tăng cường phát triển nguồn điện từ các nguồn năng lượng tái tạo như đã nêu trên, Quy hoạch điện 7 (điều chỉnh) đã giảm đáng kể nguồn nhiệt điện than xây dựng mới so với Quy hoạch điện 7 như sau: đến năm 2020 giảm tổng công suất từ 36.000 MW và sản lượng điện sản xuất 156 tỷ kWh xuống chỉ còn tương ứng là 26.000 MW và khoảng 131 tỷ kWh; đến năm 2030 giảm tổng công suất từ 75.000 MW và sản lượng từ 394 tỷ kWh xuống còn tương ứng là 55.300MW và 304 tỷ kWh. Theo số liệu cập nhật mới đến năm 2018 thì sản lượng nhiệt điện than năm 2030 sẽ giảm từ 304 tỷ kWh xuống còn 225 tỷ kWh.

Rõ ràng, Việt Nam không những "không quên" mà còn "thực hiện nghiêm túc" cam kết COP21 của mình trong lĩnh vực năng lượng.

Thay cho lời kết

Như vậy, không phải bị "mắc kẹt trong điện than" như chuyên gia Matthew Grey nêu, mà thực tế trong khi nguồn điện năng lượng tái tạo chưa thể "cầm chịch" chí ít đến năm 2030-2040 thì điện than vẫn giữ vai trò quan trọng trong đảm bảo cung cấp điện năng của Việt Nam và thế giới.

Thế nhưng, hiện nay ở Việt Nam điện than đang bị mắc kẹt do nhiều nguyên nhân, trong đó có dư luận mà nguyên cớ là do các ý kiến "tư vấn lập lờ" lại được "đong đưa" trên các phương tiện thông tin đại chúng. Theo chúng tôi, nếu không giải tỏa sự "mắc kẹt" này để triển khai kịp thời các dự án điện than đã đề ra trong Quy hoạch điện 7 (điều chỉnh) thì chắc chắn sẽ dẫn đến hậu quả Việt Nam bị "mắc kẹt" trong vấn nạn thiếu điện ngay năm 2020, hoặc sau năm 2020.


Tài liệu tham khảo:

1. Tiến sĩ Lars Schernikau: Tại sao gió và mặt trời không thể cung cấp năng lượng cho nền văn minh hiện đại. Tạp chí COAL ASIA số 25/6-25/7/2019, tr.70-74.

2. Đầu tư nhiệt điện than: Bài toán công nghệ và giá điện. Đầu tư online 29/04/2017 08:25.

3. Vietnam Biz online 19:42 | 22/04/2019.

4. Cơ cấu năng lượng: Nhiệt điện than hay điện mặt trời? Tia Sáng 29/06/2019 08:00.



®   Khi đăng lại tin, bài, hay trích dẫn số liệu phải ghi rõ nguồn: TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM và dẫn link tới bài gốc trên NangluongVietnam.vn

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3