Khác biệt so dự thảo quy hoạch cũ

Trong bản Dự thảo Quy hoạch điện VIII lần này, quan điểm tính toán là xem lại việc phát triển nhiệt điện than; tính toán cân đối nguồn - tải theo vùng miền; hạn chế truyền tải đi xa; bảo đảm dự phòng từng miền, đặc biệt là ở miền bắc.

Đáng lưu ý, lần cập nhập này sẽ tính toán thêm việc phát triển điện gió (trên bờ và ngoài khơi) và xem xét lại việc phát triển điện mặt trời, đưa ra khỏi tính toán cân đối bảo đảm an ninh năng lượng công suất nguồn điện này, do số giờ vận hành hạn chế (tương đương 4 giờ một ngày), chưa có hệ thống lưu trữ năng lượng. Bởi nếu không tính nguồn điện mặt trời, hệ số dự phòng toàn quốc giảm từ hơn 69% xuống còn 43%, bảo đảm an toàn hệ thống...

Cụ thể, tổng công suất nguồn điện đến năm 2030 hơn 155.700 MW, giảm hơn 24.000 MW so với phương án trình tháng 3; đến năm 2045, tổng công suất đặt các nguồn điện toàn quốc là gần 333.590 MW, giảm gần 36.000 MW.

Trong đó, rà soát cắt giảm được 7.800 MW nhiệt điện than (NĐT) khó khả thi. Và đến năm 2030, tăng thêm công suất điện gió ngoài khơi thêm 1.000 MW lên 4.000 MW so với kịch bản tháng 3, điện gió trên bờ tăng thêm 1.258 MW lên 17.338 MW. Khối lượng giảm nguồn điện này sẽ dẫn tới giảm chi phí đầu tư nguồn điện, chẳng hạn tổng công suất nguồn đến năm 2030 theo phương án tính toán mới giúp giảm gần 800.000 tỷ đồng vốn đầu tư. 

Quy hoạch điện VIII sửa lần thứ 3 này cũng tính toán cân đối nguồn - tải theo vùng miền, hạn chế truyền tải điện đi xa, hạn chế thấp nhất truyền tải điện liên vùng. So với dự thảo quy hoạch trước, lần này, cắt giảm hàng nghìn km đường dây 500 kV phải xây mới và bảo đảm dự phòng vùng miền ở mức độ hợp lý, nhất là ở miền bắc.

Vướng mắc trong phát triển điện gió ngoài khơi

Ông Mathias Hollander - Quản lý cấp cao của Hội đồng Năng lượng gió toàn cầu (GWEC) thông tin: Việt Nam có thể phát triển 5-10 GW điện gió ngoài khơi đến năm 2030, tạo ra khoảng 60 tỷ USD giá trị gia tăng cho nền kinh tế. Theo ông Mathias Hollander, nhờ có nguồn điện gió mạnh, các dự án điện gió ngoài khơi tại Việt Nam có thể đạt hệ số công suất lớn hơn 50%-tương đương với hệ số công suất của thủy điện.

Tuy nhiên, đại diện GWEC bày tỏ, việc tiếp cận nguồn tài chính dồi dào này vẫn còn một số rào cản cần được giải quyết, bao gồm cơ chế cấp phép, chính sách hỗ trợ và khả năng huy động vốn của Hợp đồng mua bán điện...

“Chúng tôi ủng hộ việc đưa ra mục tiêu công suất 17GW cho điện gió trên bờ vào năm 2030. Mục tiêu công suất cho điện gió ngoài khơi vào năm 2030 trong Quy hoạch điện VIII vẫn đang được xem xét và chúng tôi tin rằng 10GW là hoàn toàn khả thi, dựa trên những tính toán từ Báo cáo của WB”, ông Mark Hutchinson, Chủ tịch Nhóm công tác khu vực Đông Nam Á của GWEC khẳng định, điện gió ngoài khơi sử dụng nguồn tài nguyên gió bản địa và vô tận. Do đó, việc triển khai nguồn năng lượng này sẽ bảo vệ ngành năng lượng của Việt Nam khỏi các rủi ro của thị trường nhiên liệu thế giới nhiều biến động, trong bối cảnh điện than có nhiều khả năng sẽ bị cắt giảm đáng kể (điện mặt trời bị giới hạn hiệu suất do chưa có thiết bị lưu trữ) để hướng đến mục tiêu Net Zero (không thêm lượng khí nhà kính CO2 thải ra khí quyển).

Với tư cách nhà đầu tư, ông Sean Huang, Quản lý Phát triển của Copenhagen Offshore Partners (COP) - đơn vị đang tham gia phát triển dự án điện gió ngoài khơi La Gàn khẳng định: Với các yếu tố công suất cao có thể cạnh tranh với các nhà máy nhiệt điện (~ 50%) và khi đạt công suất phụ tải cao nhất, điện gió ngoài khơi sẽ mở ra tiềm năng to lớn thu hút đầu tư trực tiếp nước ngoài và tạo sự phát triển cho chuỗi cung ứng địa phương tại Việt Nam. Không chỉ các nhà đầu tư nước ngoài sẵn sàng tham gia thị trường Việt Nam, mà cả các công ty dầu khí trong nước, bao gồm cả Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, đều đang chú ý đến việc chuyển đổi ngành năng lượng theo hướng phát triển điện gió ngoài khơi.  

Ông Sean Huang cho biết: “Đối với thị trường điện gió ngoài khơi tại Việt Nam, hiện đang vướng một số thách thức và rủi ro chính như rủi ro khung pháp lý, rủi ro hợp đồng mua bán điện, rủi ro chậm tiến độ xây dựng lưới điện, rủi ro chuỗi cung ứng”.

Do các cơ sở vật chất trải trên khắp các khu vực trên bờ và cả ngoài khơi, điện gió ngoài khơi là một trong những dự án năng lượng phức tạp nhất khi thực hiện. Để bảo đảm việc chuyển giao và quản lý các dự án điện gió ngoài khơi được thông suốt, các luật và quy định riêng cho lĩnh vực này cần phải được xây dựng.

Việt Nam hiện vẫn còn thiếu khung pháp lý dành riêng cho điện gió ngoài khơi, cơ quan chức năng vẫn đang xem xét các dự án điện gió ngoài khơi thông qua lăng kính của các dự án gió trên bờ hoặc gần bờ điển hình. Do đó, các nhà phát triển điện gió ngoài khơi bối rối bởi thủ tục xin cấp các giấy phép chưa rõ ràng để đạt được các mốc tiến độ quan trọng của dự án, chẳng hạn như giấy phép thực hiện khảo sát ngoài khơi, lộ trình để có được giấy phép đầu tư và làm thế nào để có được hợp đồng mua bán điện cho điện gió ngoài khơi (PPA).

Chính phủ Việt Nam đang dần ngừng các cơ chế hỗ trợ phát triển cho các dự án năng lượng tái tạo, bao gồm cả điện gió ngoài khơi. Tuy nhiên, điện gió ngoài khơi có bản chất khác với các dự án điện mặt trời hoặc điện gió trên bờ/gần bờ. Kinh nghiệm thực tế từ các nước trên thế giới, bao gồm Anh, Đức, Đan Mạch, Hà Lan và Đài Loan (Trung Quốc), đều nhấn mạnh tầm quan trọng của việc có một lộ trình phát triển ngành điện gió ngoài khơi rõ ràng, bắt đầu với các ưu đãi giá FIT, trước khi có các cơ chế chuyển đổi sang đấu thầu mở.

Tại cuộc họp ngày 19/11, Phó Thủ tướng Lê Văn Thành cũng giao Bộ Công thương nghiên cứu cơ chế, chính sách phù hợp để hỗ trợ phát triển điện gió ngoài khơi; cơ chế huy động nguồn vốn để phát triển nguồn điện; đề xuất, làm rõ thêm các phương án để điều hành, bảo đảm an toàn hệ thống.

Thách thức nào cần vượt qua?

Ông Hà Đăng Sơn - Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu năng lượng và tăng trưởng xanh (đơn vị tư vấn về chính sách phát triển năng lượng) chia sẻ, trong ngắn hạn, với tỷ trọng công suất điện gió và điện mặt trời đã khá cao thì việc tiếp tục đầu tư quá nhiều vào năng lượng tái tạo trong khi hạ tầng truyền tải cũng như các nguồn dự phòng linh hoạt chưa sẵn sàng sẽ gây nhiều rủi ro cho hệ thống và sẽ làm chi phí hệ thống tăng cao.

Tuy nhiên, trong dài hạn, với những biến động khó dự đoán của giá nhiên liệu (than, dầu) cũng như dưới tác động của biến đổi khí hậu thì các nguồn điện tái tạo sẽ có vai trò quan trọng trong bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, đặc biệt khi Việt Nam có thể làm chủ các công nghệ liên quan thông qua hợp tác chuyển giao công nghệ với các quốc gia phát triển như Mỹ, Đức, Đan Mạch… để phát triển nền công nghiệp năng lượng tái tạo quốc gia, đóng góp vào tăng trưởng kinh tế theo hướng xanh, sạch.

Như vậy, việc chuyển dịch năng lượng theo hướng phát triển năng lượng xanh, sạch là đúng hướng, song cần tính toán hợp lý, tăng bao nhiêu và lộ trình như thế nào để bảo đảm an ninh cung cấp điện quốc gia cho từng giai đoạn và có dự phòng. Do đó, cần phải tính toán thật kỹ trong việc điều chỉnh lần này, vì việc lập quy hoạch cần phải dựa trên những chứng cứ khoa học, các văn bản pháp lý cụ thể, và phải bảo đảm có được một tỷ lệ nguồn điện “chắc chắn” trong đầu tư và vận hành trước khi xem xét đưa thêm các nguồn có độ bất định cao.

Ông Sơn cũng cho biết, theo nghiên cứu, để bù đắp chi phí phát sinh khi thực hiện theo kịch bản Net Zero, Việt Nam cần 19 tỷ USD để giữ giá điện thông thường và hằng năm cần khoảng 1 tỷ USD để đầu tư cho ngành điện. Do vậy, Việt Nam sẽ cần nhiều sự hỗ trợ của quốc tế, đặc biệt là các nguồn vốn vay ODA giá thấp, cũng như phải có những cơ chế chính sách đột phá để huy động nguồn lực từ khối tư nhân.