Chuỗi cung ứng công nghệ, tài chính có thể sẽ bị đứt gãy, nếu Quy hoạch điện 8 chậm phê duyệt

Phát triển điện gió, mặt trời, điện khí ở Việt Nam - Đề xuất cơ chế trước mắt và chính sách dài hạn Từ các nội dung tham luận và các ý kiến thảo luận, phản biện tại Hội thảo quốc tế “Chính sách cho phát triển các dự án điện gió, điện mặt trời và điện khí tại Việt Nam” do Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo - Bộ Công Thương, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam tổ chức mới đây tại TP. HCM, Ban tổ chức Hội thảo vừa có Văn bản báo cáo tổng hợp kiến nghị tới Thủ tướng Chính phủ, Ban Kinh tế Trung ương về cơ chế, chính sách phát triển các nguồn điện này trong thời gian sắp tới.

Theo nhìn nhận của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam về vấn đề nhiệt điện than, nguồn điện sử dụng khí trong nước, LNG nhập khẩu, nguồn điện gió, mặt trời và chi phí sản xuất điện... trong dự thảo Quy hoạch điện VIII (Tờ trình Chính phủ ngày 13/10/2022 của Bộ Công Thương) có một số nội dung đáng chú ý như sau:

Thứ nhất: Về nhiệt điện than:

Đáp ứng định hướng phát triển sạch, tránh xu hướng tăng cao phát thải khí nhà kính (CO2), hướng tới trung hòa các bon trong dài hạn đến năm 2050, Dự thảo Quy hoạch điện VIII (QHĐ VIII) đã được rà soát nhiều lần. Trong đó, nguồn điện than từ mức quy hoạch phát triển lên tới trên 50.000 MW, thậm chí tới gần 58.500 MW trong phương án phụ tải tăng cao như trong Dự thảo đầu tiên (tháng 3/2021) đã giảm mạnh (tổng cộng còn hơn 30.000 MW vào năm 2030). Đến năm 2050 dự kiến chỉ còn 25.600 MW công nghệ này, nhưng đã được chuyển hẳn sang đốt nhiên liệu sinh khối/amoniac. Với mức công suất điện than vào cuối năm 2020 là 22.077 MW và các dự án đang được xây dựng theo tiến độ, tổng công suất nguồn điện than ước tính đến cuối năm 2022 là 26.400 MW [1].

Như vậy, đến năm 2030 chỉ còn trên 3.800 MW được đưa thêm vào hệ thống. Cũng cần biết là trong lượng công suất nói trên, đã có 3 trên 4 dự án đang được xây dựng (Vân Phong: 1.432 MW, Vũng Áng 2: 1.200 MW, Quảng Trạch 1: 1.200 MW), chỉ còn dự án Na Dương 2: 100 MW đã có phương án vay vốn trong nước.

So với Dự thảo QHĐ VIII (theo Tờ trình số 5079/TTr-BCT ngày 23/9/2022), Dự thảo lần này đã kiến nghị không đưa vào cân đối 6.800 MW thuộc 5 dự án điện than với lý do:

- Hai dự án do chủ đầu tư thỏa thuận dừng (Quảng Trị: 1.200 MW) và chủ đầu tư đề xuất chuyển đổi nhiên liệu (Công Thanh: 600 MW).

- Ba dự án (Nam Định: 1.200 MW, Vĩnh Tân 3: 1.800 MW và Sông Hậu 2: 2.000 MW) hiện chưa thu xếp được vốn đúng hạn cam kết, hoặc có thành phần chủ đầu tư rút khỏi dự án.

Mặc dù trong danh sách của Dự thảo QHĐ VIII vẫn có các dự án này, với lý do chưa đủ yếu tố pháp lý để loại bỏ để và tránh các khiếu kiện, như trường hợp nhiệt điện than Kiên Lương trước đây, nhưng Bộ Công Thương đã đánh giá tính khả thi của chúng, không đưa vào cân đối nguồn. Vấn đề là sự kiểm soát chặt chẽ, không cho phép kéo dài tiếp và chuẩn bị các tiến trình pháp lý để dừng triển khai, hoặc chuyển đổi sang nhiên liệu sạch hơn.

Thứ hai: Với nguồn điện sử dụng khí trong nước:

Ngoài hơn 7.000 MW điện khí hiện hành, công nghệ tua bin khí chu trình hỗn hợp, sử dụng khí từ các mỏ: Cửu Long, Nam Côn Sơn và mỏ PM3-CAA, có tới 6.900 MW các dự án chuyển tiếp từ Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) sang, gồm Cụm khí - điện Lô B - Ô Môn (3.150 MW) và Cụm khí - điện Cá Voi Xanh - miền Trung (3.750 MW) đã được Bộ Công Thương đánh giá cụ thể về tiến độ.

Tín hiệu đáng mừng là sau nhiều tháng vướng mắc về thủ tục vay vốn ODA Nhật Bản cho dự án điện khí Ô Môn 3, đến nay thủ tục đã được Chính phủ hỗ trợ khai thông. Như vậy, nếu triển khai gấp rút, bỏ bớt các thủ tục rườm rà, chậm nhất năm 2026 sẽ có điện từ Cụm điện khí Ô Môn.

Với Cụm Cá Voi Xanh, tuy phụ thuộc vào Nhà điều hành ExxonMobil (Mỹ), nhưng nếu Chính phủ quyết tâm thúc đẩy và khuyến khích ExxonMobil, giảm bớt các thủ tục, xúc tiến để giải quyết khâu thượng nguồn khí, trước năm 2030 chúng ta cũng có thêm nguồn điện từ khu vực này.

Thứ ba: Về nguồn điện sử dụng LNG nhập khẩu:

Với 17.900 MW loại nguồn này đã được phê duyệt từ Quy hoạch điện VII (điều chỉnh), Dự thảo QHĐ VIII chỉ bổ sung thêm 6.000 MW giai đoạn đến năm 2030 cho các dự án ở khu vực miền Bắc để tăng cường nguồn cấp tại đây. Sau đó bổ sung thêm 7.500 MW từ năm 2031 đến 2035. Dự thảo QHĐ VIII cũng định hướng từ sau năm 2030 sẽ đốt kèm nhiên liệu hydro, tăng dần tỷ lệ đốt kèm và giai đoạn đến năm 2050 sẽ chuyển hoàn toàn sang đốt hydro.

Có thể nói, Dự thảo QHĐ VIII đến nay đã cố gắng hạn chế việc phát triển thêm nguồn điện sử dụng LNG nhập khẩu. Khi bớt điện than, loại nguồn điện chạy ‘nền’ sạch hơn và linh hoạt để hấp thụ tốt nguồn điện mặt trời và điện gió chỉ có thể là điện khí [2].

Tuy nhiều chuyên gia ngành điện còn băn khoăn về tính khả thi của khối lượng lớn nguồn điện LNG đưa vào trong vòng 8 năm (ngoài 2 dự án điện LNG đã đang xây dựng và chuẩn bị khởi công, sẽ cần xây dựng mới hơn 21.000 MW từ nay đến năm 2030 - trung bình mỗi năm 2.650 MW). Nhưng đây là một trong các giải pháp có thể chấp nhận được trong điều kiện hệ thống điện Việt Nam và định hướng giảm phát thải [3].

Thứ tư: Về nguồn điện mặt trời và điện gió:

Thành tựu phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo của chúng ta rất đáng được ghi nhận, nhờ cơ chế khuyến khích giá FIT từ các Quyết định số 11, số 13 và số 39 của Thủ tướng Chính phủ. Trước đó, đến năm 2017 hầu như không có dự án điện mặt trời (ĐMT) được xây dựng mới do không có cơ chế giá ưu đãi. Sau các Quyết định về cơ chế khuyến khích nêu trên, từ năm 2018 quy mô ĐMT chỉ từ 86 MW đã lên tới gần 16.500 MW vào cuối năm 2020 (gấp 191 lần sau 3 năm), hàng chục tỷ đôla đầu tư đã được huy động, chủ yếu từ nguồn vốn tư nhân.

Điều cần rút kinh nghiệm là chúng ta chưa phân bổ các nguồn ĐMT theo từng địa bàn, theo khả năng hấp thụ - truyền tải của lưới điện và theo lịch trình thời gian, dẫn đến sự phát triển mất kiểm soát, gây nghẽn mạch lưới, phải cắt giảm, thiệt hại kinh tế. Dự thảo QHĐ VIII đã phân bổ phát triển các nguồn ĐMT theo 6 tiểu vùng, theo tiến độ hài hòa với các nguồn truyền thống và khả năng phát triển lưới truyền tải. Điều này sẽ tránh được các bất cập vừa qua.

Với trên 2.300 MW các dự án ĐMT trang trại đang triển khai ở các bước tiến độ khác nhau, do đã có hiệu lực pháp lý về bổ sung QHĐ VII (điều chỉnh), Bộ Công Thương cũng đã đề xuất giữ trong danh sách phát triển, nhưng không đưa vào cân đối. Tương tự như một vài dự án điện than nêu trên, đây cũng là đề xuất hợp lý. Sau khi có kết luận của Thanh tra Chính phủ, có thể một số dự án này bị loại bỏ, nhưng với các dự án còn lại cần có cơ chế về chi phí - giá bán điện để chủ đầu tư có thể triển khai tiếp. Hơn nữa, ước tính lượng điện bổ sung từ tất cả các nguồn này cũng chỉ khoảng 0,6% tổng sản lượng điện dự báo vào năm 2030 là không lớn.

Đối với điện mặt trời mái nhà (ĐMTMN), các chuyên gia cho rằng: Cần khuyến khích loại hình này nhiều hơn. Tuy việc quản lý phát triển vừa qua có những bất cập, nhưng đây là loại hình quy mô nhỏ, có thể nhanh chóng huy động nguồn vốn tư nhân trong nước, không cần vay nước ngoài. Thiết nghĩ, nếu cho phép phát triển ở quy mô nhỏ và siêu nhỏ (dưới 100 kW), tác động lên lưới điện là không đáng kể.

Mặt khác, các nguồn điện phân tán kiểu này sẽ giảm áp lực lên đầu tư các trạm biến áp cung cấp cho phụ tải đô thị. Dự thảo QHĐ VIII đề xuất phát triển thêm loại ĐMTMN tổng công suất 3.000 MW vào năm 2030 là còn khá thận trọng và chưa tương xứng với tiềm năng.

Với nguồn điện gió, tuy không phát triển ‘ngoạn mục’ như ĐMT, nhưng tốc độ phát triển sau cơ chế FIT khuyến khích của Quyết định số 39 của Thủ tướng Chính phủ, quy mô điện gió từ lúc chỉ có 90 MW vào năm 2017 đã vọt lên tới trên 4.100 MW tính đến tháng 11/2021 (gấp hơn 45 lần).

Trong Dự thảo QHĐ VIII quy mô điện mặt trời và điện gió tương ứng vào năm 2030 là gần 19.500 MW và 28.480 MW, năm 2050 lên tới 168.900 MW và 153.550 MW chứng tỏ sự chuyển dịch năng lượng mạnh mẽ của Việt Nam. Năng lượng tái tạo chiếm tỷ lệ ở năm 2020 là 48,8% (bao gồm thủy điện, không bao gồm ĐMTMN), sẽ tăng lên đến 66,2% vào năm 2050.

Thứ năm: Về chi phí sản xuất điện:

Đối với các nguồn nhiệt điện truyền thống, giá nhiên liệu (than, khí đốt) là yếu tố lớn quyết định giá thành sản xuất. Chúng ta đều biết, khi đơn giản tính toán mà không phạm sai số đáng kể, tính trung bình cả đời dự án, giá thành sản xuất mỗi kWh điện quy dẫn (LCOE) của các nguồn nhiệt điện than và khí (kể cả LNG) thường được xem xét.

Nhiệt điện than tại Việt Nam có thể lấy các thông số đại diện như: Tổ máy 600 MW công nghệ siêu tới hạn, suất đầu tư ~1.380 $ /kW, sử dụng than cám 5, Tmax khoảng trên 6.100h/năm (load factor 70%) và tỷ lệ chiết khấu 10%. Như vậy, LCOE của loại hình này sẽ từ 6,14 $cent/kWh - 8,1 $cent/kWh khi giá than từ 60 $/tấn tăng lên đến 100 $ tấn. Nếu Tmax khoảng 7.000h/năm (load factor 80%) LCOE sẽ giảm, khoảng 7,7$cent/kWh với giá than 100 $/tấn như trên.

Nhiệt điện khí của ta chủ yếu là tua bin khí chu trình hỗn hợp (CCGT). Với các thông số đại diện như: Tổ máy 750 MW, suất đầu tư 1.160 $/kW, nhiệt trị khí 8.500 kcal/m3. Với Tmax và tỷ lệ chiết khấu tương đương nhiệt điện than nói trên, LCOE của CCGT sẽ từ 7,67 $cent/kWh - 9,6 $cent/kWh khi giá khí (hoặc LNG) từ 7,5 $/ triệu BTU lên đến 10 $/ triệu BTU.

Với giá thành điện mặt trời và điện gió, tiến bộ công nghệ đã cho thấy giá thành sản xuất giảm rất nhanh trong vòng một thập kỷ qua. Giá thành ĐMT dự kiến sẽ có xu hướng giảm còn 5 - 6 $cent/kWh vào khoảng 2030 và thấp hơn nữa sau đó. Giá thành điện gió hiện nay tương đương với CCGT, nhưng cũng sẽ giảm tới mức như điện than vào khoảng năm 2030 và sau đó thấp hơn.

Với bối cảnh kinh tế thế giới và tác động của xung đột Nga - Ukraine, vừa qua giá than và khí đốt có tăng đột biến, nhưng dự báo của các tổ chức quốc tế cho thấy: Giá than và khí sau xung đột sẽ sớm trở lại mặt bằng ổn định. Do xu thế nhiều nước có mục tiêu chuyển dịch năng lượng, điện than sẽ được thay thế bằng điện khí, nên mặt bằng giá khí có xu hướng cao hơn trước, trong khi giá than sẽ không tăng.

Lưu ý rằng: Sẽ không có nhiên liệu giá rẻ, mà chỉ có giá thị trường; giá than và khí đốt khi được mua bán với chu kỳ dài, có cam kết bao tiêu sẽ thấp hơn nhiều so với giá thị trường giao ngay (spot). Một số dự báo cho thấy: Giá khí đốt thị trường châu Á vào năm 2030 sẽ không vượt quá 9,7 $/triệu BTU.

Có thể thấy, khi tính toán thuần túy về kinh tế - tài chính, ngoài thủy điện có giá thành thấp hơn, các loại nguồn điện truyền thống và NLTT phi thủy điện sẽ có LCOE khoảng từ 7 - 9,5 $cent/kWh giai đoạn đến năm 2030, sau đó giá thành nguồn ĐMT, điện gió sẽ giảm nhanh.

Một trong những điều có thể chưa chắc chắn là lưới điện tích hợp các nguồn ĐMT, điện gió sẽ khó được xác định chính xác do chưa thể biết vị trí đúng của các nguồn này, vốn khá phân tán. Nhưng dù sao chúng cũng có thể dần được xác định khi lập kế hoạch hàng năm và 1+5 năm khi triển khai QHĐ VIII.

Quy mô công suất các nguồn linh hoạt, thủy điện tích năng, pin lưu trữ đã được bổ sung thêm để tương thích với quy mô tăng thêm của điện gió, cho thấy Dự thảo Quy hoạch điện lần cập nhật mới này đã được tính toán kỹ lưỡng hơn. Giá điện trong Dự thảo QHĐ VIII được tính toán khoảng 8,2 - 9 $cent/kWh vào năm 2030, khoảng 10,2 - 10,5 $cent/kWh vào năm 2050 là chấp nhận được, khi tính thêm chi phí lưới điện, pin lưu trữ và các nhiên liệu giá cao (hydro, amoniac) sau năm 2030. Tuy nhiên, có vẻ còn thiên thấp.

Cuối cùng là một vài nhận định tổng hợp:

1/ QHĐ VIII cần sớm được phê duyệt, khi đã xem xét đủ các yếu tố về đảm bảo an ninh cung cấp điện giai đoạn quan trọng nhất từ nay đến năm 2030, giai đoạn tiếp sau sẽ được tiếp tục rà soát để cập nhật theo tình huống mới, thể hiện tính “mở” của Quy hoạch. Càng chậm được phê duyệt, hàng loạt dự án không thể triển khai, khi đã gần cuối năm 2022, chuỗi cung ứng công nghệ và tài chính sẽ bị đứt gãy.

2/ Các yếu tố về chuyển dịch năng lượng, giảm quy mô điện than, tăng điện khí và các nguồn năng lượng tái tạo đã được quy hoạch với mục tiêu giảm phát thải khí nhà kính. Đến năm 2035 phát thải từ ngành điện đạt đỉnh 239 triệu tấn CO2 và đến năm 2050 còn phát thải 30 triệu tấn CO2 là phù hợp với Chiến lược quốc gia về biến đổi khí hậu, đảm bảo ngành điện đóng góp vào trung hòa các-bon của quốc gia năm 2050 [4].

3/ Các biện pháp điều hành sẽ được chủ động điều chỉnh thực hiện khi có các biến động về tăng nhu cầu điện, thay đổi tiến độ các loại nguồn quan trọng, giá cả các công nghệ năng lượng tái tạo, năng lượng mới…

4/ Trước mắt, việc tạo điều kiện để các nguồn ĐMTMN tự cấp tại chỗ không phát lên lưới được áp dụng, rất cần sớm có các quy định rõ ràng hướng dẫn về điều kiện kỹ thuật, kết nối vào lưới, phòng chống cháy nổ...

5/ Để có thể đưa vào được các dự án điện LNG theo quy hoạch, rất cần giảm bớt các thủ tục rườm rà, sự vào cuộc các mọi bộ, ngành liên quan. Thậm chí có thể cần cả các cơ chế đặc biệt để xúc tiến nhanh hơn.

6/ Điều rất quan trọng là giá điện cần được tính toán đầy đủ đầu vào, hoàn bồi chi phí, khuyến khích tiết kiệm hiệu quả, là động lực quan trọng để thực hiện tốt vai trò của thị trường điện cạnh tranh, đồng thời huy động được các nhà đầu tư thực sự./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

[1] Bao gồm cả các nhiệt điện than: Sông Hậu 1 tổ 2: 600 MW; Duyên Hải 2: 1200 MW; Nghi Sơn 2: 1.330 MW và; Thái Bình 2: 1.200 MW. Trong đó, Sông Hậu 1, Duyên Hải 2 và Nghi Sơn 2 đã được khánh thành các năm 2021 và 2022.

[2] Điện khí phát thải CO2 bằng một nửa so với điện than cho cùng một đơn vị kWh.

[3] Gồm Hiệp Phước 1: 1.200 MW và Nhơn Trạch 3 và 4: 1.500 MW.

[4] Theo Quyết định số 896/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ, ngày 26/7/2022.