Tiêu chí đánh giá chi phí đầu tư năng lượng tái tạo - Khuyến nghị cho quy hoạch, chính sách năng lượng Việt Nam
06:55 | 21/07/2025
I. Chuyển dịch năng lượng của Việt Nam - Bối cảnh và thách thức:
Việt Nam đang ở giữa một quá trình chuyển đổi năng lượng đầy tham vọng, với những cơ hội và thách thức riêng biệt trong việc tích hợp nguồn năng lượng tái tạo biến đổi (VRE).
1. Cơ cấu năng lượng hiện tại và tăng trưởng nhu cầu:
Tính đến cuối năm 2023, tổng công suất nguồn điện lắp đặt của Việt Nam là khoảng 80.555 MW. Cơ cấu năng lượng bao gồm:
- Nhiệt điện than: 33,2% (26.757 MW). Về sản lượng, điện than chiếm 46,1% tổng sản lượng năm 2023 và 46% vào tháng 10/2023, trở thành nguồn lớn nhất.
- Thủy điện: 28,4% (22.872 MW). Thủy điện sản xuất 28,8% tổng sản lượng năm 2023 và 28,5% vào tháng 10/2023.
- Năng lượng tái tạo biến đổi (gió, mặt trời): 26,9% (21.664 MW). Điện mặt trời và gió kết hợp đạt 21% trong một số ước tính và 25,92% vào năm 2022. Năm 2023, sản lượng VRE (gió, mặt trời, sinh khối) chiếm 13,6% tổng sản lượng và 13,5% vào tháng 10/2023.
- Khí đốt (bao gồm LNG): 8,9%. Tua bin khí chiếm 9,4% sản lượng năm 2023.
- Các nguồn khác (dầu, nhập khẩu): Chiếm tỷ lệ nhỏ còn lại.
Nền kinh tế Việt Nam đã phát triển nhanh chóng (tăng trưởng GDP trên 6%/năm), dẫn đến nhu cầu năng lượng tăng đáng kể, đặc biệt là điện năng. Nhu cầu dự kiến sẽ tăng 1,5 lần sau mỗi 5 năm cho đến năm 2030. Tỷ lệ tiêu thụ năng lượng so với tăng trưởng GDP của Việt Nam cao hơn hai lần so với các nước phát triển. Sự tăng trưởng nhanh chóng này, cùng với những hạn chế về cơ sở hạ tầng hiện có, đặt ra những thách thức nghiêm trọng đối với an ninh năng lượng quốc gia, với khả năng thiếu điện được dự báo.
2. Thách thức của việc tích hợp VRE tại Việt Nam:
Việc triển khai VRE nhanh chóng, đặc biệt là điện mặt trời, đã vượt quá tốc độ phát triển lưới truyền tải, dẫn đến tình trạng tắc nghẽn lưới điện và cắt giảm sản lượng nghiêm trọng. Năm 2020, 364 GWh điện mặt trời đã bị cắt giảm, gây ra thiệt hại tài chính đáng kể. Vấn đề này thậm chí đã làm đình trệ việc triển khai các dự án điện mặt trời quy mô lớn mới.
Mặc dù LCOE của VRE đã giảm, chi phí đầu tư ban đầu cho các dự án VRE quy mô lớn và các nâng cấp lưới điện cần thiết vẫn rất cao. Tổng vốn đầu tư cần thiết cho phát triển nguồn và lưới điện ước tính là 136,3 tỷ USD cho giai đoạn 2026-2030. Ngân sách nhà nước không thể đáp ứng các yêu cầu tài chính lớn này.
Bất chấp nhiều chính sách thúc đẩy VRE, việc triển khai thực tế gặp khó khăn do “rào cản về chính sách” và các vấn đề pháp lý phức tạp. Sự không nhất quán trong chính sách, sự chậm trễ trong việc cấp phép đất đai và phê duyệt là những mối lo ngại lớn đối với nhà đầu tư.
Lưới điện của Việt Nam vẫn phụ thuộc nhiều vào thủy điện, khiến nó dễ bị tổn thương bởi các tác động của biến đổi khí hậu như hạn hán. Các nhà máy điện linh hoạt (ví dụ động cơ đốt trong - ICE sử dụng LNG) là rất quan trọng để cân bằng lưới điện và cung cấp điện ổn định, đặc biệt là do tính không liên tục của VRE. Các hệ thống lưu trữ năng lượng (BESS, thủy điện tích năng - PSH) được công nhận là rất quan trọng đối với sự ổn định của lưới điện, mặc dù khả năng kinh tế của chúng hiện được coi là một thách thức ở Việt Nam.
Bảng dưới đây cung cấp một cái nhìn tổng quan định lượng rõ ràng về bối cảnh năng lượng của Việt Nam, cả hiện tại và tương lai theo Quy hoạch điện VIII (QHĐ VIII). Nó cho phép so sánh dễ dàng tỷ lệ thay đổi của các nguồn năng lượng khác nhau, minh họa cam kết của đất nước đối với VRE và quy mô của quá trình chuyển đổi.
Bảng cơ cấu hệ thống điện của Việt Nam:
| Loại nguồn | Công suất lắp đặt cuối 2023 (MW) | Sản lượng 2023 (%) | Mục tiêu công suất 2030 (MW) | Mục tiêu công suất 2050 (MW) |
| Nhiệt điện than | 26.757 (33,2%) | 46,1% | 31.055 (giảm) | 0 |
| Thủy điện | 22.872 (28,4%) | 28,8% | 33.294–34.667 | 36.016 |
| Năng lượng tái tạo biến thiên | 21.664 (26,9%) | 13,6% | 46.459–73.416 (Mặt trời), Gió ngoài khơi: 6.000 (2030) - 17.032 (2035) | 293.088–295.646 (Mặt trời), 70.000-91.500 Gió) |
| Khí đốt (bao gồm LNG) | 7.180 (8,9%) | 9,4% | 22.524 (LNG) | 7.900 (khí nội địa & chuyển đổi LNG) |
| Điện hạt nhân | 0 | 0 | 4.000–6.400 (2030-2035) | 10.500–14.000 |
| Lưu trữ (BESS, PSH) | - | - | 10.000–16.300 (BESS), 2.400–6.000 (PSH) | 96.000 (BESS), 21.327 (PSH) |
| Nhập khẩu | 805 (1%) | 1,5% | 9.360–12.100 | 11.042 |
| Sinh khối/Rác | Nhỏ | 0,3% | 1.523–2.699 (Sinh khối), 1.441–2.137 (Rác) | 6.015 |
3. Khuôn khổ chính sách và sáng kiến:
Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Điều chỉnh QHĐ VIII), được phê duyệt ngày 15/4/2025 theo Quyết định số 768/QĐ-TTg) là một lộ trình chiến lược cho quá trình chuyển đổi năng lượng của Việt Nam. Kế hoạch này nhằm đảm bảo cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế và đạt mục tiêu Net Zero vào năm 2050. Các mục tiêu chính bao gồm:
- Tỷ lệ năng lượng tái tạo (trừ thủy điện) đạt 28-36% vào năm 2030, tăng lên 74-75% vào năm 2050.
- Công suất điện mặt trời đạt 46.459-73.416 MW vào năm 2030 và 293.088-295.646 MW vào năm 2050.
- Mục tiêu công suất điện gió ngoài khơi tăng đáng kể, lên 6.000 MW (2030) và 17.032 MW (2035).
- 50% các tòa nhà văn phòng và hộ gia đình sử dụng điện mặt trời mái nhà tự sản xuất để tiêu thụ tại chỗ vào năm 2030.
- Tái khởi động nhà máy điện hạt nhân (4.000-6.400 MW vào giai đoạn 2030-2035).
- Tăng đáng kể công suất pin lưu trữ (10.000-16.300 MW vào năm 2030).
- Loại bỏ điện than sau năm 2030, với các nhà máy hiện có chuyển đổi sang sinh khối, hoặc amoniac vào năm 2050.
Luật Điện lực mới, có hiệu lực từ ngày 1/2/2025, nhằm mục đích tháo gỡ các dự án năng lượng tái tạo bị đình trệ và đáp ứng nhu cầu điện ngày càng tăng. Luật này ưu tiên năng lượng tái tạo và LNG, đưa các quy định về điện gió ngoài khơi và khôi phục kế hoạch phát triển điện hạt nhân. Nó cũng khuyến khích các dự án năng lượng tái tạo lai ghép với BESS. Mặc dù nhà nước duy trì độc quyền trong vận hành lưới truyền tải xương sống và điều độ hệ thống điện quốc gia, luật cho phép các tổ chức ngoài nhà nước đầu tư và xây dựng các dự án lưới điện.
Các thỏa thuận mua bán điện trực tiếp (DPPA) cho phép các khách hàng tiêu thụ năng lượng lớn mua điện trực tiếp từ các nhà sản xuất năng lượng tái tạo, không qua công ty điện lực nhà nước EVN. Cơ chế này được coi là một chính sách tiến bộ để thu hút đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI) và giảm thiểu các thách thức về năng lượng. Quan hệ đối tác chuyển dịch năng lượng công bằng (JETP) đưa ra sáng kiến tài trợ quốc tế trị giá 15,5 tỷ USD, hỗ trợ quá trình chuyển đổi sang năng lượng sạch của Việt Nam, nhằm giới hạn phát thải CO2 trong ngành điện.
4. Những quan sát quan trọng về chuyển dịch năng lượng của Việt Nam:
Một quan sát quan trọng là sự tăng trưởng nhanh chóng của năng lượng tái tạo ở Việt Nam, được thúc đẩy bởi chính sách, đã vượt quá tốc độ phát triển cơ sở hạ tầng lưới điện. Điều này dẫn đến tắc nghẽn và cắt giảm sản lượng, từ đó đòi hỏi các chính sách mới và cơ chế thị trường để giải quyết các thách thức cấp hệ thống. Việt Nam đã trải qua một “sự bùng nổ năng lượng tái tạo đáng kinh ngạc” và “tiến bộ ấn tượng”, đặc biệt trong điện gió, mặt trời, phần lớn nhờ vào các biểu giá điện hấp dẫn (FiT). Điều này dẫn đến sự gia tăng nhanh chóng công suất năng lượng tái tạo.
Tuy nhiên, việc triển khai nhanh chóng này “đã bộc lộ một thách thức lớn liên quan đến lưới truyền tải”. Lưới điện không được thiết kế cho VRE và sự phát triển của nó đã tụt hậu so với việc bổ sung công suất năng lượng tái tạo. Sự mất cân bằng này dẫn đến “các vấn đề tắc nghẽn lưới điện” và “cắt giảm” sản lượng năng lượng tái tạo, gây ra “thiệt hại tài chính đáng kể và lãng phí nguồn điện”. EVN phải đối mặt với chi phí và thua lỗ tăng vọt do các khoản thanh toán FiT cao và giá tiêu dùng cho người mua được nhà nước điều tiết. Những thách thức này đã buộc phải đánh giá lại, dẫn đến các sáng kiến chính sách mới. Điều chỉnh QHĐ VIII và Luật Điện lực mới thể hiện ưu tiên rõ ràng “hiện đại hóa lưới điện”, “các giải pháp lưu trữ năng lượng” và “cải cách thị trường” như Thỏa thuận mua bán điện trực tiếp (DPPA) và phát triển “thị trường dịch vụ phụ trợ”. Tất cả những điều này được thiết kế để giải quyết các vấn đề cấp hệ thống mà việc thúc đẩy năng lượng tái tạo ban đầu, tập trung vào sản xuất, đã tạo ra. Điều này cho thấy một vòng lặp rõ ràng, trong đó thành công ban đầu trong việc triển khai năng lượng tái tạo, được thúc đẩy bởi các ưu đãi kinh tế đơn giản (FiT), đã tạo ra các thách thức cấp hệ thống mà giờ đây đòi hỏi một khuôn khổ chính sách và đầu tư phức tạp và toàn diện hơn, tập trung vào tính linh hoạt của lưới điện, lưu trữ và thiết kế thị trường.
Một hàm ý rộng hơn là kinh nghiệm của Việt Nam cho thấy việc đạt được các mục tiêu khử carbon đầy tham vọng không chỉ đòi hỏi sản xuất điện chi phí thấp mà còn cần đầu tư đáng kể vào tính linh hoạt của hệ thống, công nghệ lưới điện thông minh và thiết kế thị trường mạnh mẽ, coi trọng độ tin cậy và khả năng điều độ. Việt Nam đã đặt ra các mục tiêu năng lượng tái tạo rất tham vọng, hướng tới 70-75% năng lượng tái tạo và Net Zero vào năm 2050. Các vấn đề tắc nghẽn lưới điện, cắt giảm sản lượng và áp lực tài chính hiện tại đối với EVN cho thấy rõ ràng rằng việc đơn thuần bổ sung thêm công suất năng lượng tái tạo biến đổi, ngay cả khi LCOE của nó thấp, là không đủ để chuyển đổi năng lượng ổn định và hiệu quả về chi phí.
Sự thay đổi trong trọng tâm quy hoạch được thể hiện qua Điều chỉnh QHĐ VIII và Luật Điện lực mới, ưu tiên rõ ràng:
- Sản xuất điện linh hoạt, bao gồm LNG và tái khởi động điện hạt nhân cho tải nền và tính linh hoạt.
- Lưu trữ năng lượng với các mục tiêu đáng kể cho BESS và thủy điện tích năng.
- Công nghệ lưới điện thông minh, bao gồm hiện đại hóa mạng lưới truyền tải và các hệ thống quản lý tải bằng AI.
- Các cơ chế thị trường như Thỏa thuận mua bán điện trực tiếp (DPPA) và phát triển thị trường dịch vụ phụ trợ để định giá tốt hơn khả năng điều độ và độ tin cậy.
Hành trình của Việt Nam nhấn mạnh rằng: Một quá trình chuyển đổi năng lượng thành công không chỉ là một “cuộc đua” về LCOE cho các công nghệ phát điện. Đó là một sự chuyển đổi phức tạp, toàn hệ thống, đòi hỏi các khoản đầu tư lớn, phối hợp vào cơ sở hạ tầng lưới điện, dự phòng linh hoạt và thiết kế thị trường định giá đúng “giá trị” của điện năng (bao gồm bản chất thay đổi theo thời gian và đóng góp vào độ tin cậy của nó), thay vì chỉ “chi phí sản xuất”. Cách tiếp cận toàn diện này là rất cần thiết để duy trì an ninh năng lượng trong khi theo đuổi mục tiêu khử carbon.
II. Khuyến nghị cho quy hoạch và chính sách năng lượng của Việt Nam:
Để đảm bảo quá trình chuyển đổi năng lượng của Việt Nam diễn ra bền vững và hiệu quả, cần có một cách tiếp cận đa chiều, vượt ra ngoài việc chỉ dựa vào LCOE.
1. Áp dụng cách tiếp cận đa chỉ số:
Mặc dù LCOE vẫn là một công cụ sàng lọc ban đầu hữu ích, điều cần thiết đối với các nhà quy hoạch năng lượng, nhà đầu tư và nhà hoạch định chính sách của Việt Nam là áp dụng một khuôn khổ đa chỉ số để đánh giá các dự án VRE. Chi phí điện năng tránh được quy dẫn (LACE) cung cấp cái nhìn sâu sắc về các chi phí tránh được. Chi phí điện năng quy dẫn điều chỉnh theo giá trị (VALCOE) nắm bắt giá trị hệ thống (năng lượng, công suất, tính linh hoạt). Chi phí điện năng quy dẫn hệ thống (SLCOE) đưa vào các chi phí tích hợp. Các chỉ số này cung cấp một cân nhắc kinh tế chính xác và toàn diện hơn về tính kinh tế - giá trị thực tế và tác động của VRE đến hệ thống.
Do vai trò quan trọng của lưu trữ năng lượng trong việc giảm thiểu tính không liên tục của VRE, Chi phí lưu trữ quy dẫn (LCOS) phải được tích hợp một cách có hệ thống vào các đánh giá dự án để đánh giá hiệu quả chi phí của các công nghệ lưu trữ khác nhau và đóng góp của chúng vào sự ổn định của lưới điện.
2. Tăng cường cơ sở hạ tầng lưới điện:
Đầu tư đáng kể và kịp thời vào việc hiện đại hóa lưới truyền tải và phân phối của Việt Nam là tối quan trọng. Điều này bao gồm việc triển khai các công nghệ tiên tiến như:
- Hệ thống quản lý tải bằng AI: Để dự báo nhu cầu chính xác hơn và tối ưu hóa thời gian thực trong sản xuất, lưu trữ và phân phối năng lượng.
- Đường dây truyền tải điện một chiều cao áp (HVDC): Để truyền tải điện hiệu quả từ các khu vực giàu năng lượng tái tạo từ xa đến các trung tâm tiêu thụ và tăng cường sự ổn định của lưới điện.
- Hệ thống lưu trữ năng lượng pin (BESS): Để cung cấp tính linh hoạt, hấp thụ VRE dư thừa và cung cấp điện trong thời gian thiếu hụt.
Phát triển các thị trường dịch vụ phụ trợ mạnh mẽ và hấp dẫn là điều cần thiết để khuyến khích việc cung cấp các dịch vụ cân bằng lưới điện, điều tiết tần số và công suất dự phòng, vốn rất quan trọng để tích hợp tỷ lệ VRE cao. Điều này bao gồm các cơ chế để các nhà máy VRE tham gia vào các thị trường này.
3. Nâng cao cơ chế thị trường:
Chuyển đổi sang một thị trường điện cạnh tranh hơn, như được hình dung trong Luật Điện lực mới và triển khai các mô hình định giá linh hoạt (ví dụ như định giá theo thời gian sử dụng) sẽ phản ánh tốt hơn giá trị thực của điện năng vào các thời điểm khác nhau. Điều này khuyến khích quản lý phía cầu và sử dụng VRE hiệu quả. Giải quyết các “chậm trễ quy định” và “rào cản thủ tục” hiện có thông qua các quy trình phê duyệt được đơn giản hóa và các khuôn khổ pháp lý rõ ràng là rất quan trọng để thu hút và tạo điều kiện thuận lợi cho các khoản đầu tư tư nhân và nước ngoài cần thiết vào năng lượng tái tạo và lưu trữ.
4. Quy hoạch chiến lược cho tính linh hoạt:
Chiến lược năng lượng của Việt Nam nên nhấn mạnh một cơ cấu nguồn điện cân bằng, trong đó các nguồn thông thường linh hoạt (như nhà máy điện chạy bằng LNG có thể tăng công suất nhanh chóng, cung cấp sự ổn định) và thủy điện bổ sung cho VRE. Điều này đảm bảo an ninh và độ tin cậy năng lượng trong khi chuyển đổi khỏi điện than. Sử dụng các mô hình dự báo thời tiết dài hạn tiên tiến (dự báo theo mùa và dưới mùa) có thể cung cấp những hiểu biết quan trọng cho các đơn vị mua bán điện và nhà điều hành hệ thống để dự đoán sự thay đổi cung - cầu, tối ưu hóa hợp đồng năng lượng và quản lý rủi ro liên quan đến tính không liên tục của VRE.
Một quan sát quan trọng là sự nhấn mạnh vào “lưới điện thông minh” và “AI trong quản lý năng lượng” cho thấy một lộ trình giải pháp công nghệ để giải quyết tính không liên tục của VRE và các thách thức tích hợp lưới điện, vượt ra ngoài cơ sở hạ tầng vật lý đơn thuần. Việc quản lý một hệ thống điện với tỷ lệ VRE thâm nhập cao vốn dĩ rất phức tạp do tính không liên tục và nhu cầu biến động. Các nghiên cứu chỉ ra rằng: “Ứng dụng AI trong cơ sở hạ tầng và quản lý năng lượng” là một xu hướng quan trọng cho năm 2025. AI cho phép “phân tích dự đoán và tối ưu hóa năng lượng thông minh”, dẫn đến “dự báo nhu cầu năng lượng chính xác hơn và tối ưu hóa thời gian thực trong sản xuất, lưu trữ và phân phối”.
Lộ trình phát triển lưới điện thông minh của Việt Nam bao gồm việc tăng cường các hệ thống giám sát và điều khiển tự động. Điều này cho thấy một sự thay đổi chiến lược hướng tới việc tận dụng các công nghệ kỹ thuật số và AI để nâng cao trí thông minh, cũng như khả năng phản ứng của lưới điện. Đó không chỉ là việc xây dựng thêm đường dây, hoặc nhà máy điện, mà là tối ưu hóa toàn bộ hệ thống thông qua các thông tin dựa trên dữ liệu và tự động hóa. Điều này đại diện cho một khía cạnh quan trọng, hướng tới tương lai của quy hoạch năng lượng, cho phép tích hợp VRE hiệu quả và đáng tin cậy hơn bằng cách quản lý động cung và cầu.
III. Kết luận:
Chi phí điện năng quy dẫn (LCOE), mặc dù đơn giản và được sử dụng rộng rãi cho các so sánh ban đầu, về cơ bản không đủ khi đánh giá các nguồn năng lượng tái tạo biến thiên (VRE) do không thể nắm bắt tính không liên tục, chi phí tích hợp lưới điện và giá trị điện năng thay đổi theo thời gian. Khi Việt Nam nhanh chóng mở rộng công suất điện gió, mặt trời, việc chỉ dựa vào LCOE có nguy cơ dẫn đến các quyết định đầu tư sai lầm, mất ổn định lưới điện và tăng chi phí hệ thống.
Việc chuyển đổi sang các chỉ số toàn diện hơn như Chi phí quy dẫn điện năng tránh được (LACE), Chi phí quy dẫn điện năng điều chỉnh theo giá trị (VALCOE) và Chi phí quy dẫn điện năng hệ thống (SLCOE) không chỉ là một bài tập học thuật, mà còn là một nhu cầu thực tiễn. Các công cụ tiên tiến này cung cấp một đánh giá kinh tế chính xác và toàn diện hơn bằng cách kết hợp các tác động và đề xuất giá trị cấp hệ thống thực sự của VRE.
Quá trình chuyển đổi năng lượng của Việt Nam phải cân bằng một cách tinh tế giữa việc theo đuổi sản xuất năng lượng tái tạo chi phí thấp với yêu cầu cấp bách về duy trì độ tin cậy của lưới điện và đảm bảo an ninh năng lượng. Kinh nghiệm của Việt Nam với việc triển khai năng lượng tái tạo nhanh chóng và sau đó là tắc nghẽn lưới điện nhấn mạnh rằng: “chi phí năng lượng” phức tạp hơn nhiều so với chi phí sản xuất trên mỗi đơn vị đơn giản. Nó bao gồm khả năng của toàn bộ hệ thống để cung cấp điện đáng tin cậy, tích hợp các nguồn mới và quản lý các biến động. Bằng cách đầu tư chiến lược vào cơ sở hạ tầng lưới điện thông minh, các giải pháp lưu trữ năng lượng, sản xuất điện thông thường linh hoạt và phát triển các cơ chế thị trường mạnh mẽ coi trọng các dịch vụ phụ trợ và khả năng điều độ, Việt Nam có thể xây dựng một hệ thống năng lượng bền vững với chi phí hợp lý.
Với Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII đầy tham vọng và các cải cách chính sách gần đây, Việt Nam có vị trí tốt để tiếp tục quỹ đạo trở thành quốc gia dẫn đầu khu vực về năng lượng sạch. Bằng cách áp dụng cách tiếp cận đa chỉ số trong quy hoạch năng lượng và chủ động giải quyết các phức tạp của việc tích hợp VRE, Việt Nam không chỉ có thể đáp ứng các cam kết Net Zero, mà còn củng cố an ninh năng lượng và thúc đẩy tăng trưởng kinh tế dài hạn, tạo ra một ví dụ hấp dẫn cho các quốc gia đang phát triển khác.
TS. NGUYỄN ANH TUẤN (B) - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM
Copy link
Có thể bạn quan tâm
Các bài đã đăng
[Xem thêm]Xem nhiều nhất
