Phát triển nguồn điện trong điều chỉnh Quy hoạch điện VII, bài học cho Quy hoạch điện VIII

Chồng chéo, bất cập của chính sách đang trói buộc kế hoạch phát triển truyền tải điện quốc gia Qua quá trình thực hiện đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải theo Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) đã cho thấy những trở ngại (từ bước quy hoạch, đến chuẩn bị đầu tư, thực hiện đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành). Các trở ngại bao gồm cả cơ chế, chính sách, trình tự thủ tục và nội tại chủ đầu tư, nhà thầu dự án... Dưới đây, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam đánh giá một số nội dung về chính sách đã, đang gây ảnh hưởng đến tiến độ phát triển truyền tải điện ở nước ta và giải pháp khắc phục.

Đường dây 500kV mạch 3 (kéo dài): Bằng cách nào để vận hành trước tháng 6/2024? Theo Quy hoạch điện VIII, cụm các dự án đường dây 500 kV cung đoạn Quảng Trạch - Quỳnh Lưu - Thanh Hóa - Nam Định 1 - Phố Nối dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn 2025 - 2026. Tuy nhiên, mới đây, Chính phủ đã yêu cầu khẩn trương xây dựng đường dây này để đưa vào vận hành trước tháng 6/2024. Câu hỏi đặt ra là: Vì sao phải gấp rút xây dựng và bằng cách nào để hoàn thành nhiệm vụ này? Phân tích của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Khủng hoảng thiếu điện ở Trung Quốc và những cải cách - Việt Nam có thể học được gì? Như Tạp chí Năng lượng Việt Nam đưa tin vào năm 2021, Trung Quốc đã trải qua thời kỳ thiếu điện đến mức khủng hoảng [*]. Quốc gia này đã ngay lập tức đưa ra những cải cách thị trường điện. Những cải cách đó có thể là một lựa chọn cho hệ thống điện Việt Nam không? Tổng hợp, phân tích của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Hệ thống điện ‘bị bỏ quên’ ở Nam Phi và bài học cho Việt Nam Như chúng ta đều biết, hồi đầu tháng 2/2023, Tổng thống Nam Phi tuyên bố tình trạng “thảm họa quốc gia” vì thiếu điện. Trong khi đó, hệ thống điện của quốc gia này đã từng khá mạnh, có quy mô tương đương với hệ thống điện của Việt Nam hiện nay. Chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam phân tích quá trình phát triển hệ thống điện Nam Phi để tìm nguyên nhân và rút ra bài học cho chúng ta.

Bối cảnh phát triển nguồn điện ở Việt Nam:

Đến tháng 5 năm 2023, hệ thống điện Việt Nam có tổng công suất lắp đặt nguồn điện là 80.704 MW, đứng thứ 2 khu vực ASEAN (sau Indonesia), đứng thứ 23 trên thế giới. Trong đó, công suất nhiệt điện than khoảng 26.087 MW (chiếm 32,3%), thủy điện khoảng 22.999 MW (chiếm 28,5%), điện mặt trời (bao gồm điện mặt trời mái nhà) khoảng 16.567 MW (chiếm 20,5%), tua bin khí khoảng 7.398 MW (chiếm 9,2%), điện gió khoảng 5.059 MW (chiếm 6,3%), các nguồn khác (bao gồm nhiệt điện dầu, điện sinh khối, nhập khẩu) có tổng công suất 2.594 MW (chiếm 3,2%).

Tổng điện sản xuất toàn quốc năm 2022 là khoảng 268,4 TWh, tăng 5,3% so với năm 2021. Trong cơ cấu điện năng sản xuất toàn quốc năm 2022, nhiệt điện than đóng góp tỷ trọng lớn nhất (39,1%), đứng thứ hai là nguồn thủy điện (35,4%) và thứ ba là nhiệt điện khí (11%), các nguồn điện gió, mặt trời, sinh khối (12,9%) và các nguồn khác (1,5%).

Hiện nay, tổng công suất điện gió (trên bờ, gần bờ) và điện mặt trời của Việt Nam đạt được khoảng 21.600 MW, đứng thứ nhất khu vực Đông Nam Á.

Bên cạnh thành tựu đó, bất cập đã xảy ra khi nhiều nhà đầu tư trong, ngoài nước ồ ạt xây dựng các nguồn này với giá bán điện được hỗ trợ rất cao. Ví dụ, theo Quyết định số 11/QĐ-TTg của thủ tướng Chính phủ, EVN mua điện mặt trời với giá 9,3 cent/kWh, điện gió trên bờ 8,9 cent/kWh…), gây ra một số hệ lụy về trục lợi chính sách, xây dựng công trình không đảm bảo các quy định hiện hành, lưới điện không theo kịp, nghẽn mạch truyền tải... Nhiều công trình bị cắt giảm phát điện, gây thiệt hại lớn nguồn lực và tài sản nhà đầu tư.

Khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo (NLTT), trong đó dùng năng lượng gió, mặt trời để sản xuất điện là những chính sách hợp lý của Việt Nam. Nhưng đặc điểm hai loại điện này là phụ thuộc thời tiết, mùa. Điện mặt trời chỉ có vào ban ngày, điện gió trên bờ thất thường và có mùa rất ít gió. Hiện nay vận hành hệ thống kết hợp nguồn truyền thống với các loại nguồn này còn nhiều khó khăn, một mặt vì còn thiếu hệ thống pin lưu trữ, thủy điện tích năng và các nguồn linh hoạt, mặt khác, lưới điện chưa nâng cấp đủ để truyền tải hết các nguồn này.

Các nước có biển trên thế giới đầu tư vào NLTT thường chủ yếu tập trung vào điện gió ngoài khơi, vì có nhiều ưu việt hơn hẳn điện gió trên bờ và điện mặt trời, do gió ngoài khơi khá ổn định, thời gian sử dụng công suất cực đại khoảng 4.000 - 4.700 giờ/năm ( tương đương, hoặc cao hơn thủy điện).

Vấn đề chậm tiến độ nhiều năm các dự án nguồn điện:

Nguồn nhiệt điện than:

Chúng ta có 37 dự án nhiệt điện than, với tổng công suất 35.112 MW đã phê duyệt trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh dự kiến vận hành trong giai đoạn 2016 - 2030. Trong đó, có 12 dự án với tổng công suất 8.570 MW đã vào vận hành trong giai đoạn 2016 - 2020.

Kiểm điểm cho thấy, có hàng chục dự án điện than chậm tiến độ:

- Nhiệt điện Sông Hậu1 (1.200 MW) dự kiến vào năm 2019, đến năm 2020 mới phát được 1 tổ máy 600 MW, sang tháng năm 2022 mới hoàn thành toàn bộ.

- Nhiệt điện Thái Bình 2 (1.200 MW) dự kiến đưa vào năm 2017 - 2018, nhưng đến năm 2022 mới hòa lưới tổ máy 1 và tháng ngày 27/4/2023 mới hoàn thành toàn bộ.

- Nhiệt điện Long Phú 1 (1.200 MW) dự kiến đưa vào năm 2018 - 2019, nhưng khi đã hoàn thành xây dựng gần 78% thì bị dừng lại do nhà thầu Powermachine - Nga bị Mỹ cấm vận. Đến nay chưa rõ khi nào dự án tái khởi động.

- Nhiệt điện Công Thanh (600 MW) dự kiến vào năm 2020, hiện đã dừng đầu tư, đã được đưa vào Quy hoạch điện VIII. Nhưng đến tháng 6/2024 không triển khai, sẽ hủy bỏ theo quy định.

- Nhiệt điện Na Dương 2 (110 MW) dự kiến vào năm 2019, nhưng chưa triển khai xây dựng.

- Nhiệt điện An Khánh - Bắc Giang (650 MW) dự kiến đưa vào năm 2022 - 2023, nhưng hiện nay dự kiến lùi sang 2026.

- Nhiệt điện Quảng Trạch 1 (1.200MW) dự kiến đưa vào năm 2021, đã phải chuyển chủ đầu tư đang được xây dựng, dự kiến hoàn thành vào năm 2025. Dự án Nhiệt điện Quảng Trạch 2 chuyển đổi nhiên liệu than sang LNG.

- Nhiệt điện Quảng Trị BOT (1.200 MW) dự kiến vào năm 2023 - 2024, sau nhiều năm không triển khai, đến nay chủ đầu tư Thái Lan (EGATi) đã xin dừng không phát triển.

- Nhiệt điện Nam Định 1 BOT (1.200 MW) dự kiến vào từ năm 2021 - 2022, nhưng hiện nay đang ở tình trạng không có nguồn vốn, chưa đàm phán xong các thủ tục.

- Nhiệt điện Vĩnh Tân 3 BOT (1.800 MW) dự kiến vào năm 2024, cũng có tình huống có 2 trong 3 cổ đông xin rút khỏi dự án vì chính sách mới của công ty mẹ. Dự án phải tìm cổ đông thay thế, chưa vay được vốn, chưa biết khi nào mới tiếp tục.

- Nhiệt điện than Sông Hậu 2 - Hậu Giang BOT (2.000 MW) điều chỉnh Quy hoạch điện VII dự kiến năm 2021 - 2022 hoàn thành, hiện nay mới ký được hợp đồng BOT. Việc thu xếp vốn đang gặp khó khăn, cũng không biết khi nào được triển khai xây dựng.

- Còn các dự án đồng phát nhiệt điện Hải Hà (từ 1 đến 4), đầu tư dưới dạng IPP, với tổng công suất 2.100 MW, hiện chỉ có dự án Hải Hà 1 đã lập F/S xin điều chỉnh lên 300 MW và lùi tiến độ đến 2024, còn lại các dự án Hải Hà 2, 3 và 4 đã xin giãn tiếp tiến độ. Quy hoạch Điện VIII đã đưa 1.800 MW công suất các dự án này vào sau năm 2030.

- Các dự án đồng phát Đức giang (100 MW), Formosa (710 MW) chưa triển khai.

Ngoài ra, còn có 15 dự án, với tổng công suất 14.740 MW dừng triển khai, hoặc không khả thi trong giai đoạn 2016 - 2030 gồm:

- Nhiệt điện Cẩm Phả 3 và Quảng Ninh 3 chưa quy hoạch địa điểm, UBND tỉnh Quảng Ninh kiến nghị loại bỏ khỏi quy hoạch.

- Nhiệt điện Rạng Đông chưa xúc tiến đầu tư.

- Nhiệt điện Hải Phòng 3 chưa lập báo cáo tiền khả thi và được kiến nghị loại bỏ khỏi quy hoạch.

- Nhiệt điện Vũng Áng 3 được tỉnh Hà Tĩnh kiến nghị chuyển đổi nhiên liệu sang LNG.

- Nhiệt điện Long An 1 và Long An 2 chuyển đổi sang sử dụng nhiên liệu LNG.

- Nhiệt điện Tân Phước 1 và 2 - Tiền Giang chưa phê duyệt quy hoạch địa điểm, Bộ Công Thương đang thẩm định ý kiến về chuyển đổi nhiên liệu sang LNG.

- Nhiệt điện Bạc Liêu dừng triển khai, dự kiến chuyển sang LNG.

- Nhiệt điện Long Phú 2 và 3 (1.200+1.800 MW) đã dừng triển khai.

Nguồn điện khí:

Tổng công suất nguồn tua bin khí đã được điều chỉnh Quy hoạch điện VII (QHĐ) đưa vào vận hành trong giai đoạn 2016 - 2030 là 26.640 MW (tương ứng 20 dự án). Về khí nội địa, có 10 dự án, với tổng công suất 8.740 MW. Tuy nhiên, hầu hết các dự án quan trọng chậm tiến độ. Cụ thể:

- Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn (3.750 MW) mới có Ô Môn 1 vào từ năm 2009, dự kiến đưa tua bin khí Ô Môn 3 vào từ năm 2012, sau điều chỉnh QHĐ VII lùi đến 2020, Ô Môn 4 vào 2021… Nhưng đến nay đã dự kiến đến năm 2026 mới có Ô Môn 4 (chậm hơn 12 năm). Dự án Ô Môn 3 đến nay chưa giải quyết xong thủ tục vay vốn ODA từ Nhật Bản. Mới đây, EVN - chủ đầu tư của Ô Môn 3 và 4 đã đề nghị chuyển giao 2 dự án này sang PVN. Như vậy, thủ tục bàn giao sẽ kéo dài thêm chậm trễ.

- Chuỗi khí, điện Cá Voi Xanh cấp khí cho các nhà máy ở khu vực Chu Lai (Quảng Nam) và Dung Quất (Quảng Ngãi), tổng công suất 5 dự án nguồn điện là 3.750 MW đã được phê duyệt trong QHĐ VII điều chỉnh, dự kiến đưa vào năm 2023 - 2024, nhưng đến nay chưa triển khai được bất kỳ khâu nào trong chuỗi nhiên liệu. Chuỗi dự án này đang bị đình trệ do kéo dài đàm phán với nhà thầu (mỏ khí, đường ống, nhà máy xử lý khí) ExxonMobil của Mỹ (bảo lãnh Chính phủ, gia hạn thời gian hợp đồng…). Mặt khác, còn xuất hiện khó khăn về giải phóng mặt bằng tuyến ống trên bờ.

- Chuỗi dự án cảng - kho - Nhà máy điện LNG Sơn Mỹ (4.500 MW) đã được QHĐ VII đưa vào năm 2018 - 2020, sau đó điều chỉnh QHĐ VII lùi sang 2023 - 2026, các dự án nguồn điện Sơn Mỹ 1 và 2 đã phải đổi chủ đầu tư, nhưng đến nay vẫn đang lập điều chỉnh F/S, chưa triển khai.

Các nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII:

Về nguồn điện than:

Theo cam kết giảm phát thải CO2 và tiến tới trung hòa carbon vào năm 2050 của Việt Nam, QHĐ VIII dự kiến đến năm 2030 chỉ phát triển 30.127 MW, trong đó, hiện nay đã có tới hơn 26.000 MW vào vận hành.

Như nêu ở trên, rất nhiều dự án điện than đã dừng, hoặc chuyển sang tua bin khí dùng nhiên liệu LNG. Theo QHĐ VIII, ngoài các dự án đang được xây dựng và các dự án bị loại bỏ/chuyển sang LNG, có 4 dự án đang gặp khó khăn về vay vốn và tính khả thi rất thấp (Nam Định 1, Quảng Trị 1, Vĩnh Tân 3, Sông Hậu 2), với tổng công suất 6.200 MW. Trong đó, chủ đầu tư dự án Quảng trị 1 là EGATi - Thái Lan và Bộ Công nghiệp - Năng lượng Thái Lan đã thỏa thuận dừng phát triển, đang chờ Chính phủ Thái Lan chấp thuận.

Các dự án nêu trên không được cân đối điện sản xuất trong phương án rủi ro. Như vậy, điện than chỉ lên đến 30.127 MW vào năm 2030, sau đó không phát triển thêm điện than, đồng thời các nhà máy phải chuyển dần các sang đốt kèm sinh khối, amoniac từ năm 2035.

Về nguồn điện sử dụng nhiên liệu LNG nhập khẩu:

Các nguồn điện khí LNG đã phê duyệt trong QHĐ VII điều chỉnh (từ năm 2016 đến 2030) gồm 11 dự án, tổng công suất 17.900 MW. Hiện nay QHĐ VIII dự kiến tăng thêm 3 dự án điện LNG với tổng công suất 4.500 MW ở khu vực miền Bắc để đảm bảo cân đối nguồn theo vùng, miền. Trong tổng 22.400 MW điện LNG, đến nay mới chỉ có 2 dự án đang triển khai xây dựng là Hiệp Phước 1 (1.200 MW) và Nhơn Trạch 3 và 4 (1.500 MW).

Đến năm 2035 quy mô điện LNG cũng chỉ tăng đến 25.400 MW, nhưng đã bắt đầu đốt kèm hydro khoảng 10%. Sau năm 2035 sẽ không tăng thêm nguồn này và các nhà máy sẽ dần chuyển sang đốt kèm, tiến tới đốt hoàn toàn hydro, amoniac.

Các dự án điện LNG có nhiều thách thức về nguồn cung và giá cả biến động nhanh, xu hướng giá cả tăng. Do vậy, việc đặt ra xây dựng các nhà máy dùng khí LNG cần được xem xét kỹ càng về tính khả thi, cũng như tác động của giá LNG đến giá điện trong ngắn và trung hạn.

Về các nguồn điện tái tạo:

Quy hoạch điện VIII đã đẩy mạnh phát triển nguồn NLTT, nhất là điện gió, điện mặt trời nhằm thực hiện định hướng tăng cường nguồn này trong Nghị quyết 55 của Bộ Chính trị và cam kết giảm phát thải CO2 tiến tới trung hòa carbon vào năm 2050 của Việt Nam.

Theo QHĐ VIII, quy mô điện gió được phát triển rất lớn, cụ thể như trong hình dưới đây (với phương án phụ tải cao):

Quy mô nguồn điện gió từ khoảng 4.200 MW hiện nay sẽ tăng lên 27.880 MW vào năm 2030 và 168.550 MW vào năm 2050. Theo đó, công suất điện gió năm 2030 gấp 6,75 lần hiện nay, năm 2050 gấp gần 41 lần hiện nay.

Với phương án phụ tải cơ sở, quy mô điện gió đến năm 2050 cũng đạt tới 130.000 MW.

Với điện mặt trời (ĐMT), quy mô cũng lên đến 20.591 MW vào năm 2030 và 189.000 MW vào năm 2050.

Vừa qua, do các dự án ĐMT phát triển quá “nóng” để kịp hưởng cơ chế FIT đã gây nghẽn mạch nhiều đường dây truyền tải, phải cắt giảm năng lượng, cùng một số dự án sai phạm do chưa hoàn thành đủ các thủ tục đầu tư xây dựng… Nhiều dự án ĐMT đã được bổ sung trong điều chỉnh Quy hoạch và chưa triển khai xây dựng, nhưng Chính phủ đã dừng lại để rà soát. Vì vậy, từ nay đến năm 2030 chưa có thêm các nguồn ĐMT tập trung được đưa vào. Nhưng các loại hình ĐMT mái nhà (tự sản, tự tiêu) được phép phát triển mạnh. Năm 2050 dự kiến các nguồn ĐMT mái nhà (tự sản, tự tiêu) lên đến 39.500 MW. Cụ thể quy mô các nguồn ĐMT được cho trong hình sau:

Về thủy điện, do tiềm năng không còn nhiều, dự kiến đến năm 2030 sẽ có tổng 29.346 MW thủy điện các loại, đến năm 2050 con số này là hơn 36.000 MW (chủ yếu tăng thêm thủy điện nhỏ).

Thủy điện tích năng cũng được dự kiến đưa vào hệ thống năm 2030 với dự án Bác Ái và Phước Hòa ở Ninh Thuận, mỗi dự án 1.200 MW. Các loại pin lưu trữ được dự kiến 50 MW vào năm 2025 và 300 MW vào năm 2030. Tổng các nguồn thủy điện tích năng và pin lưu trữ tăng dần và lên tới 45.550 MW vào 2050.

Ngoài ra, các nguồn điện linh hoạt nhằm đảm bảo ổn định hệ thống điện cũng dự kiến được đưa vào từ năm 2030 với 300 MW, sau đó tăng dần lên rất cao (46.200 MW) vào năm 2050.

Tổng công suất các nguồn NLTT (gồm cả thủy điện) năm 2050 lên tới gần 400 GW, chiếm 69,8% tổng công suất nguồn điện, thể hiện tỷ trọng nguồn điện được duy trì và phát triển NLTT rất cao. Điện năng từ tổng các nguồn NLTT chiếm tới 71,5% tổng sản xuất điện.

Các bài học từ Quy hoạch điện VII, nhằm thực hiện Quy hoạch điện VIII hiệu quả:

Kiểm điểm giai đoạn trên 10 năm phát triển nguồn điện vừa qua, có thể thấy các nguyên nhân chậm trễ, thậm chí không thể triển khai đầu tư xây dựng nhiều nguồn điện truyền thống như sau:

Thứ nhất: Khó khăn trong huy động nguồn vốn. Các dự án nguồn điện trên 1.000 MW đều cần vốn đầu tư hàng tỷ USD, hầu như chủ yếu dựa vào vay vốn nước ngoài. Thị trường vốn quốc tế hạn chế, nhất là trong 5 năm gần đây nhiều quốc gia dừng cho vay vốn các dự án điện than do bản thân họ cũng đang chuyển đổi năng lượng.

Thứ hai: Về nhiên liệu. Do khả năng than trong nước không cấp đủ, nhiều dự án gặp khó khăn để có nguồn than nhập khẩu ổn định. Nguồn LNG cũng đang hạn chế khi nhiều nước chuyển từ nhiên liệu than sang khí. Mặt khác, giá nhiên liệu gần đây tăng cao do tác động từ xung đột Nga - Ucraina.

Thứ ba: Về các vướng mắc trong quy định pháp luật. Thủ tục phức tạp và đẩy rủi ro cho nhà đầu tư của việc ký kết hợp đồng BOT. Cùng với đó là thiếu quy định, hướng dẫn trong việc vay lại vốn từ nguồn ODA đang làm khó doanh nghiệp tiếp cận vốn (ví dụ tại dự án Ô Môn 3).

Thứ tư: Chỉ đạo, điều hành. Vừa qua, một số chỉ đạo từ Chính phủ, Bộ Công Thương chưa quyết liệt, chưa sử dụng triệt để quyền lực Nhà nước để thúc đẩy các dự án bị vướng mắc, chậm trễ.

Thứ năm: Một vài chủ đầu tư còn triển khai cầm chừng, thay đổi cổ đông liên doanh, hoặc năng lực kỹ thuật - tài chính yếu kém.

Để có thể thực hiện Quy hoạch điện VIII hiệu quả, cần thiết phải quan tâm các vấn đề sau:

Thứ nhất: Sau khi Thủ tướng phê duyệt Quy hoạch điện VIII, Bộ Công Thương cần thiết lập kế hoạch chi tiết 5 năm tới để triển khai các công tác phân quy mô các nguồn NLTT từ vùng tới các tỉnh, đảm bảo sớm lựa chọn được chủ đầu tư các dự án quan trọng, cũng như các dự án NLTT và có biểu giám sát việc thực hiện đầu tư xây dựng nguồn, lưới điện đồng bộ.

Thứ hai: Với các dự án nguồn điện quan trọng quốc gia, cần thiết có chế độ giám sát nghiêm ngặt từ Chính phủ, Bộ Công Thương, không để xảy ra tình trạng dự án chậm nhiều năm. Với chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn và Cá Voi Xanh, các cấp thẩm quyền cần vào cuộc để chỉ đạo tháo gỡ vướng mắc nhằm tránh chậm trễ thêm nguồn điện khí nội địa, nhằm tăng cường an ninh và giảm phụ thuộc nhập khẩu.

Thứ ba: Vốn đầu tư cho các công trình điện là rất lớn, vì vậy, cần thiết huy động các nguồn vốn trong và ngoài nước bằng cách:

- Xem xét bảo lãnh Chính phủ với một số dự án ưu tiên, quan trọng.

- Điều chỉnh các cơ chế nhằm tránh rủi ro cho các nhà đầu tư BOT đã và đang đàm phán hợp đồng.

- Với các dự án LNG sẽ có thể không còn áp dụng loại hình BOT, cần thiết có cơ chế mua điện phù hợp nhằm tránh rủi ro cho nhà đầu tư, nhất là đầu tư nước ngoài.

- Tạo điều kiện để nhà đầu tư tư nhân tham gia lưới truyền tải tại những khu vực không ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện, tại các đoạn đấu nối từ dự án nguồn điện đến điểm nhận của hệ thống.

Thứ tư: Với các dự án điện khí hóa lỏng (LNG) - loại hình nguồn điện thay thế điện than, giảm phát thải CO2, cần thiết sớm lập kế hoạch chi tiết về địa điểm, chọn chủ đầu tư. Bộ công Thương chỉ đạo, hỗ trợ, cũng như giám sát tối đa chủ đầu tư trong quá trình đầu tư và sớm sàng lọc, loại bỏ các chủ đầu tư kém năng lực, hoặc triển khai kiểu cầm chừng.

Với nhu cầu phát triển thêm gần 20.000 MW điện khí LNG từ nay đến năm 2030, nếu không thực hiện tốt cả việc chỉ đạo, hỗ trợ lẫn giám sát, sẽ không thể thực hiện.

Thứ năm: Chính phủ nên giao Bộ Công Thương và các bộ, ngành liên quan xây dựng cơ chế đấu thầu để đầu tư các dự án điện NLTT (điện gió trên bờ, điện gió ngoài khơi). Từ đó chọn được các nhà thầu có đủ năng lực về vốn - tài chính, đội ngũ kỹ thuật, dẫn tới giảm chi phí, đảm bảo chất lượng, đúng tiến độ các dự án nêu trên.

Các dự án điện gió ngoài khơi cần thời gian đầu tư xây dựng từ 6 đến 8 năm mới hoàn thành, nếu không sớm chọn được dự án và chủ đầu tư, sẽ rất khó thực hiện được quy mô điện gió ngoài khơi đến năm 2030 là 6.000 MW.

Thứ sáu: Bộ Công Thương cần sớm cho nghiên cứu ban hành cơ chế dịch vụ phụ trợ hệ thống điện với các nguồn tích năng, lưu trữ, linh hoạt để huy động nguồn lực đầu tư các loại hình này, đảm bảo huy động hiệu quả các nguồn NLTT.

Thứ bảy: Cơ chế về hoàn thiện công cụ tài chính đối với các loại phát thải trong ngành điện (ví dụ thuế CO2) là cần thiết để khuyến khích nghiên cứu, áp dụng vào thực tế các loại công nghệ, nhiên liệu sạch, đồng thời tăng tính cạnh tranh công bằng giữa nguồn điện than với nguồn điện khí, vốn có giá nhiên liệu cao hơn, nhưng “sạch hơn”./.

NGUYỄN ANH TUẤN (A) - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM