Những thách thức trong đảm bảo an ninh cung cấp điện của Việt Nam

Kịch bản phát triển nguồn, lưới điện dưới tác động của chính sách khuyến kích đầu tư Dự thảo Quy hoạch điện VIII có những thay đổi cơ bản trong nguồn điện nhằm đáp ứng cam kết Net-zero. Trên cơ sở cơ cấu nguồn điện dự kiến được phê duyệt trong Quy hoạch, để đáp ứng cung cấp điện phục vụ nhu cầu phát triển kinh tế, xã hội trong giai đoạn tới, hiện Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đang thực hiện nghiên cứu các kịch bản phát triển nguồn điện và phương án giải tỏa công suất dưới tác động của các chính sách khuyến kích đầu tư.

Quy hoạch điện VIII được thông qua, khó khăn vẫn ở phía trước Dự thảo Quy hoạch điện VIII đã được Hội đồng Thẩm định thông qua, chỉ còn một số chỉnh sửa là có thể được phê duyệt, kết thúc quá trình thẩm định kéo dài hơn một năm qua. Đã có những thay đổi lớn trong dự thảo quy hoạch kể từ bản đầu tiên (tháng 3/2021), nhưng theo nhìn nhận của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Việc thực hiện Quy hoạch lần này có thể sẽ khó khăn hơn cả Quy hoạch điện VII điều chỉnh.

Tại hội thảo nêu trên, đại diện Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, các tập đoàn, các công ty công nghiệp năng lượng và chuyên gia đã nêu, phân tích các vấn đề tổng quát, cũng như cụ thể về phát triển năng lượng Việt Nam, trong đó bao gồm:

1/ Nhu cầu năng lượng/điện phục vụ phát triển kinh tế, xã hội, đưa đất nước tiến tới nền công nghiệp hóa hiện đại và có thu nhập cao.

2/ Tiềm năng các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT), nhất là điện gió, mặt trời là một trong những chìa khóa chuyển đổi năng lượng Việt Nam tiến tới trung hòa cac-bon; những điểm nghẽn, thách thức trong phát triển năng lượng tái tạo.

3/ Vấn đề đảm bảo an ninh cung cấp điện cho phát triển bền vững; đánh giá thực hiện Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) và rút ra các bài học cho Quy hoạch điện VIII sắp tới.

4/ Vấn đề về xem xét bổ sung, điều chỉnh Luật Dầu khí nhằm tăng cường hiệu lực nhà nước và hiệu quả khai thác, chế biến dầu khí của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN).

5/ Các vấn đề về nhập khẩu nhiên liệu, ứng dụng nhiên liệu sạch - không phát thải trong dài hạn, nhằm đóng góp vào quá trình chuyển dịch năng lượng, tiến tới trung hòa cac-bon vào năm 2050.

Để phát triển năng lượng bền vững, chuyên gia Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam cho rằng: Trên hết và trước hết là phải đảm bảo an ninh năng lượng. Nội dung sau đây sẽ phân tích một số thách thức khi hướng tới mục tiêu này.

I. Rà soát phát triển nguồn điện theo Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) - Những thách thức khi triển khai thực hiện Quy hoạch điện VIII:

1. Nguồn nhiệt điện:

Việt Nam có cam kết với quốc tế về giảm dần các nguồn điện sử dụng nhiên liệu hóa thạch để tiến tới trung hòa cac-bon vào năm 2050. Nhưng để đảm bảo hệ thống điện vận hành an toàn, tin cậy, cung cấp đủ điện cho nền kinh tế và nâng cao đời sống người dân, trong vòng 10 - 15 năm tới vẫn cần thiết xây dựng các nguồn nhiệt điện “chạy nền”, kết hợp với nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) như: Thủy điện, điện gió, mặt trời, sinh khối. Trong dài hạn, khi các nhiên liệu sạch sẽ giảm dần giá thành, nhiên liệu cho các nguồn nhiệt điện sẽ được chuyển đổi từ than, khí sang amoniac, hydro…

Đánh giá thực hiện Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) vừa qua cho thấy: Tỷ lệ thực hiện đầu tư xây dựng các nguồn nhiệt điện đạt khá thấp, công suất được đưa vào sử dụng chỉ đạt 53% so với phê duyệt quy hoạch - nhất là nguồn điện than, trong khi không có dự án điện tua bin khí nào được đưa vào trong 10 năm qua. Tổng hợp có 11 dự án nguồn lớn, với 7.260 MW vào chậm, trong đó chủ yếu là nhiệt điện than. Các tổ chức tín dụng gần đây không hỗ trợ vốn đầu tư cho các dự án điện than. Các thách thức về giá nhiên liệu tăng cao còn lớn hơn trong bối cảnh xung đột chiến sự giữa LB Nga và Ucraina, các lệnh cấm vận năng lượng của Mỹ và EU đối với Nga.

Khối lượng nguồn nhiệt điện cần xây dựng, bao gồm cả các dự án chưa thực hiện được trong Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) và được chuyển tiếp đưa vào Quy hoạch điện VIII (QHĐ VIII) là khá lớn. Theo Dự thảo QHĐ VIII (chỉ tính trong vòng hơn 8 năm) từ nay đến năm 2030 cần đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành trên 13.400 MW điện than, 6.900 MW tua bin khí dùng khí trong nước (Lô B và mỏ Cá Voi Xanh) và 14 dự án tua bin khí sử dụng LNG nhập khẩu, với tổng công suất 23.900 MW.

Với nhiệt điện than, ngoài các dự án đang được xây dựng và sắp vào vận hành, còn lại 7 dự án với 8.160 MW đang gặp khó khăn trong thu xếp vốn, các thủ tục đầu tư và giá than cũng liên tục lập đỉnh mới, với mức hiện thời khoảng 400 USD/tấn, gấp khoảng 5 lần giá đầu năm 2021.

Với các dự án nguồn tua bin sử dụng LNG, trong thời gian hạn chế (trên 8 năm), sẽ rất khó có thể huy động vốn, đầu tư xây dựng với lượng công suất lớn như nêu trên. Trung bình mỗi năm đưa vào tới 3.000 MW (?) Thách thức tiếp theo là giá LNG hiện nay rất cao. Có khả năng giá LNG sẽ giảm xuống sau xung đột Nga - Ucraina, nhưng mặt bằng giá chắc chắn sẽ cao hơn dự báo trước đây (8-10 USD/ triệu BTU).

2. Nguồn năng lượng tái tạo:

Hiện nay chúng ta chưa có các khảo sát trong nước chi tiết về tiềm năng nguồn năng lượng gió trên toàn quốc. Theo các khảo sát, đánh giá sơ bộ, tiềm năng điện gió trên bờ của Việt Nam khoảng 217 GW, điện gió ngoài khơi trên 160 GW. Đặc điểm của điện gió ngoài khơi là có số giờ vận hành thiết bị khá cao.

Với cơ chế khuyến khích của Thủ tướng Chính phủ theo Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/ 2018, hiện nay đã có 3.980 MW điện gió đang vận hành, được công nhận Ngày vận hành thương mại (COD). Tuy nhiên, còn một số dự án chưa hoàn thành kịp thời hạn quy định trước ngày 1/11/2021 và chưa được công nhận COD (trong tổng 8.171 MW đã ký hợp đồng mua bán điện - PPA với EVN). Tính đến tháng 12/2020 đã có tổng khoảng 13.000 MW điện gió đã được phê duyệt bổ sung trong QHĐVII (điều chỉnh). Tuy nhiên, hiện chúng ta chưa có dự án điện gió ngoài khơi nào được triển khai đầu tư.

Bảng 1: Rà soát các dự án điện gió theo QHĐ VII (điều chỉnh):

Tiềm năng kinh tế - kỹ thuật về điện mặt trời (ĐMT) nước ta được ước tính khoảng 434 GW, bao gồm ĐMT mặt đất (309 GW), trên mặt nước (77 GW) và ĐMT trên mái nhà (48 GW). Nhờ cơ chế khuyến khích của Chính phủ, chỉ từ năm 2019 đến nay đã có trên 16.400 MW nguồn ĐMT được đưa vào vận hành, trong đó có 7.755 MW nguồn ĐMT mái nhà. Các nguồn ĐMT tập trung hầu hết ở miền Nam và miền Trung, hiện đang gây nghẽn lưới truyền tải điện tại các khu vực có nhu cầu điện thấp, nhưng nguồn ĐMT đưa vào cao hơn nhiều lần so với nhu cầu, trong khi lưới điện chưa theo kịp.

Năm 2021, theo EVN, sản lượng điện không khai thác được của các nguồn năng lượng tái tạo nói trên tăng lên, đạt khoảng 1,68 tỷ kWh (trong đó, tiết giảm 1,25 tỷ kWh điện mặt trời và 430 triệu kWh điện gió, tương đương khoảng 7 - 9% sản lượng khả dụng các nguồn điện này).

Bảng 2. Rà soát các dự án điện mặt trời theo QHĐ VII (điều chỉnh):

Vừa qua có một số vấn đề về quản lý chưa chặt, một số nhà đầu tư trục lợi chính sách khuyến khích và gây ra những hệ lụy trong phát triển ĐMT mái nhà. Tuy nhiên, Dự thảo QHĐ VIII lại không phát triển ĐMT từ nay đến năm 2030 kể cả loại ĐMT mặt đất và ĐMT mái nhà (?) Đây là sự lãng phí nguồn vốn xã hội, giảm hiệu quả chia sẻ gánh nặng đầu tư của Nhà nước.

Với xu thế toàn cầu chuyển dịch sang các nguồn năng lượng sạch, giá cả thiết bị ĐMT đã giảm tới 7 - 8 lần từ năm 2010 và “cầu ắt sinh cung”, các tiến bộ công nghệ cho thấy trong tương lai giá thiết bị ĐMT và điện gió còn tiếp tục giảm, trong khi hiệu suất tăng lên. Vì vậy, các nguồn điện gió, điện mặt trời là một trong những chìa khóa cho mục tiêu chuyển đổi năng lượng và trung hòa cac-bon của Việt Nam.

Có thể nói, hiện đang có nhiều thách thức lớn về đảm bảo an ninh cung cấp điện, chưa kể các cơ chế khuyến khích các nguồn điện mặt trời và điện gió đang dừng lại, gây bất ổn cho nhà đầu tư. Nếu không có các chính sách, giải pháp hợp lý và khuyến khích đúng mức, tính khả thi của QHĐ VIII sẽ rất nhiều rủi ro, cả trong phát triển các nguồn chạy nền, cũng như các nguồn NLTT.

II. Kiến nghị giải pháp để tăng tính khả thi của Quy hoạch điện VIII, đảm bảo an ninh cung cấp điện, chuyển dịch năng lượng:

Như đã nêu, trên hết và trước hết là phải đảm bảo an ninh cung cấp điện trong giai đoạn đến năm 2030 và tiếp theo. Vì vậy, cần thiết phải có các cơ chế, giải pháp quyết liệt của các cấp quản lý nhà nước từ trung ương tới các địa phương, nhằm tháo gỡ các vướng mắc các dự án đang triển khai, cũng như huy động nguồn lực của các doanh nghiệp nhà nước, tư nhân, tránh lãng phí nguồn lực xã hội. Dưới đây, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam xin đề xuất một số giải pháp:

1. Với nguồn nhiệt điện than:

- Vốn đầu tư luôn quan trọng và là bài toán khó. Chính phủ và các bộ, ngành cần hỗ trợ các chủ đầu tư tìm kiếm, huy động các nguồn tài chính; cho phép các ngân hàng thương mại nới trần tỷ lệ hạn mức cho phép để tăng nguồn vay; một vài dự án quan trọng cần xem xét cơ chế đặc biệt về bảo lãnh vốn vay từ Chính phủ, đảm bảo từ nay đến năm 2030 đưa được các nguồn điện than trong quy hoạch vào vận hành.

- Về hiệu lực chỉ đạo: Cần thiết có sự chỉ đạo quyết liệt từ trên xuống dưới, giám sát từng mốc tiến độ với các dự án lớn, quan trọng quốc gia, đồng hành với doanh nghiệp để tháo gỡ các vướng mắc.

- Đối với dự án Long Phú 1, cần tìm mọi phương thức khả thi và cấp có thẩm quyền thể hiện trách nhiệm dám quyết định việc tháo gỡ vướng mắc, tiếp tục cho xây dựng, vì khối lượng hiện đã hoàn thành tổng tiến độ trên 77% và các thiết bị, vật tư đang ngày càng xuống cấp.

- Về phía các chủ đầu tư, họ cũng cần nỗ lực vận dụng đa dạng hình thức huy động vốn: Phát hành trái phiếu, liên doanh, hợp tác công tư (PPP) và nhất là tăng cường tín nhiệm tài chính doanh nghiệp…

2. Với nguồn điện khí trong nước:

- Chuỗi dự án khí - điện Lô B - Ô Môn đã chậm trễ rất nhiều năm (Quy hoạch điện VI dự kiến Ô Môn 3 và 4 đưa vào vận hành năm 2013 - 2014). Vì vậy, kiến nghị cần tập trung tháo gỡ các vướng mắc về quy định thủ tục, đẩy nhanh thủ tục thẩm định, phê duyệt để có thể đưa khí vào bờ, cấp nhiên liệu cho các dự án tua bin khí Ô Môn với tổng công suất 3.150 MW vào năm 2025 - 2026.

- Với chuỗi dự án khí - điện Cá Voi Xanh, công suất 3.750 MW ở miền Trung, các cấp quản lý nhà nước cần hỗ trợ quyết liệt công tác xúc tiến đàm phán, hài hòa lợi ích, chia sẻ rủi ro với Liên doanh nhà khai thác ExxonMobil và PVN, nhằm đưa dòng khí vào bờ trước năm 2030. Đồng thời các địa phương Quảng Nam và Quảng Ngãi cũng cần nỗ lực hỗ trợ các nhà đầu tư dự án điện khí, phối hợp giải quyết vấn đề giải phóng mặt bằng tuyến đường ống khí và các đường dây truyền tải điện.

3. Với nguồn tua bin khí sử dụng LNG nhập khẩu:

- Kiến nghị nên rà soát, xem xét giãn bớt tiến độ một số dự án tua bin LNG sang giai đoạn sau năm 2030 để có tính khả thi cao hơn. Lượng bù đắp đề nghị được bổ sung bằng tăng thêm công suất các nguồn điện gió, điện mặt trời trong giai đoạn tới năm 2030. Mặt khác, đẩy mạnh các giải phải tiết kiệm năng lượng để tiết giảm nhu cầu.

- Các thị trường truyền thống lâu nay về xuất khẩu LNG là Quatar, Úc, Indonesia… sau xung đột Nga - Ucraina chắc chắn các nước EU sẽ có nhu cầu lớn từ các nhà xuất khẩu LNG nói trên, do đó, thị trường mua bán LNG sẽ khắc nghiệt hơn. Kiến nghị nên xem xét khả năng xuất khẩu LNG của Nga sang khu vực Đông và Nam Á để nắm thời cơ, nhập khẩu LNG từ quốc gia này.

4. Với nguồn điện mặt trời:

- Kiến nghị các cơ quan quản lý rà soát, ban hành các quy định hợp lý, liên tục và dự đoán được để tiếp tục cho phát triển các dự án ĐMT tập trung (nối lưới) nhằm tránh đứt gãy chuỗi cung ứng công nghệ, cũng như nguồn tài chính quốc tế và nguồn lực xã hội.

- Đối với nguồn ĐMT mái nhà, cần thiết cho tiếp tục phát triển, nhưng với quy định về tỷ lệ tự dùng bắt buộc, quy mô nhỏ (ví dụ dưới 100 kW), có hạn ngạch với từng khu vực địa lý, khuyến khích khu vực phía Bắc và chỉ phát phần dư điện năng lên lưới hạ, trung áp. (Nước Đức có quy mô ĐMT lớn nhất EU, nhưng có tới 70% là nguồn ĐMT phi tập trung, chỉ phát vào lưới hạ áp).

- Để tăng hiệu quả sử dụng điện gió, mặt trời, tận dụng giờ nắng, không lãng phí và tăng hiệu quả vận hành hệ thống điện, kiến nghị sớm ban hành cơ chế dịch vụ phụ trợ để phát triển các loại hình thủy điện tích năng, pin lưu trữ trong thị trường điện, Cùng với đó là khuyến khích chuyển đổi sang sử dụng xe điện và trạm sạc điện…

5. Với nguồn điện gió:

- Kiến nghị Chính phủ có các giải pháp tháo gỡ các tồn tại để đưa vào vận hành các dự án điện gió không kịp được cấp COD do yếu tố bất khả kháng như dịch bệnh Covid-19 trong năm 2021.

- Sớm ban hành cơ chế đấu thầu dự án điện gió mang tính dài hạn, có phân kỳ để huy động nguồn vốn tư nhân. Đồng thời, có giá khuyến khích hơn với các dự án điện gió khu vực miền Bắc - nơi có tốc độ tăng nhu cầu điện cao nhất cả nước.

- Cần thiết có các quy định rõ ràng và chặt chẽ để xúc tiến các dự án điện gió ngoài khơi. Do tính phức tạp hơn của điện gió ngoài khơi, thời gian cần từ 7-8 năm để hoàn thành khảo sát, đầu tư xây dựng, do đó, nếu các quy định chậm được ban hành, Việt Nam sẽ không có điện gió ngoài khơi trước năm 2030.

- Để phát triển các nguồn NLTT và tích hợp với tỷ lệ cao vào hệ thống điện, việc nâng cấp, mở rộng lưới điện có vai trò quan trọng, và nhu cầu vốn cho lưới điện không hề nhỏ. Do vậy, cần thiết cho nghiên cứu, ban hành cơ chế khuyến khích với các thành phần lưới truyền tải điện từ NLTT, vì lưới này có thời gian vận hành thấp hơn, chậm thu hồi vốn. Mặt khác, cơ quan quản lý sớm ban hành các văn bản dưới luật để thực hiện nội dung sửa đổi trong Luật Điện lực vừa qua: “Thu hút mọi thành phần kinh tế tham gia hoạt động đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải trên cơ sở đảm bảo quốc phòng, an ninh và theo quy hoạch phát triển điện lực”.

- Cần thiết sớm cho nghiên cứu lập dự án luật để Quốc hội ban hành Luật Năng lượng Tái tạo, làm cơ sở khoa học, pháp lý cho phát triển năng lượng tái tạo hiệu quả và bền vững.

6. Về các nguồn nhiên liệu sạch để chuyển đổi năng lượng trong dài hạn:

- Với định hướng tiến tới trung hòa phát thải khí CO2 vào năm 2050, trong Dự thảo QHĐ VIII và “Quy hoạch tổng thể năng lượng thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn tới năm 2050” đã dự kiến sẽ từng bước chuyển dịch sang các nhiên liệu sạch như: Điện khí dần thay thế điện than; nhiên liệu than được đốt kèm với sinh khối với tỷ lệ tăng dần, trong dài hạn chuyển từ đốt than sang đốt amoniac (HN3) xuất xứ từ điện phân bởi các nguồn điện gió, điện mặt trời; khí đốt sẽ được thay thế dần bằng hydro được điện phân bởi nguồn điện không phát thải… Để có thể từng bước chuyển dịch nhiên liệu theo hướng nói trên, kiến nghị Chính phủ, Bộ Công Thương sớm cho nghiên cứu, khuyến khích sản xuất thử nghiệm các loại hình nhiên liệu này, tận dụng các hỗ trợ, hợp tác nghiên cứu công nghệ từ quốc tế để nắm bắt xu hướng, giá cả và chủ động lộ trình áp dụng khi điều kiện thích hợp.

- Một trong các biện pháp công nghệ mới là “thu giữ và lưu trữ cac-bon”- CCS. Công nghệ này hiện được 30 tổ chức nghiên cứu, thử nghiệm trên thế giới, giá thành còn đắt đỏ, nhưng dự báo sẽ có giá cả giảm trong tương lai. Đây cũng là một giải pháp có thể ứng dụng trong dài hạn, khi có thể thu giữ CO2 từ các nguồn phát thải như nhà máy điện v.v... để dùng cho các mục đích công nghiệp khác. Kiến nghị Chính phủ cho triển khai các nghiên cứu, thử nghiệm, cũng như hợp tác quốc tế trong công nghệ này để chúng ta chủ động nắm bắt và triển khai khi thích hợp./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM