Lỗ hổng an ninh năng lượng – 5 bài

Thanh Hương – 15/05/2019 14:22

Bài 1: Trĩu nặng “nỗi lo than”

Với 3,096 triệu tấn than nhập khẩu có trị giá 364 triệu USD vào năm 2014, Việt Nam đã chuyển từ nước xuất khẩu năng lượng ròng sang nhập khẩu năng lượng ròng sớm hơn dự báo.

Ngành than đang thường trực “nỗi lo nhập khẩu”, vì khả năng sản xuất than thương phẩm tới năm 2035 tăng không nhiều.

Tiềm năng… nằm im

Quyết định 403/2016/QĐ – TTg phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển ngành than Việt Nam đến năm 2020, có xét triển vọng đến năm 2030 (Quy hoạch 403) chỉ rõ, tổng tài nguyên than đã được điều tra đánh giá và thăm dò tính đến ngày 31/12/2015 là 48,88 tỷ tấn; trong đó, trữ lượng là 2,26 tỷ tấn (chiếm 4,62%), tài nguyên chắc chắn là 161 triệu tấn (0,33%); tài nguyên tin cậy là 1,137 tỷ tấn (2,33%); tài nguyên dự tính 2,7 tỷ tấn; tài nguyên dự báo là 42,6 tỷ tấn.

Điều này cho thấy, tài nguyên than đã thăm dò còn hạn chế và có độ tin cậy thấp.

PGS-TS. Nguyễn Cảnh Nam (Hiệp hội Năng lượng) cho hay, tài nguyên than của bể than Đông Bắc được huy động vào Quy hoạch 403 là 2,824 tỷ tấn, bằng 45% tổng tài nguyên, trữ lượng của bể than này. Nếu trừ phần tổn thất trong khai thác (bình quân 25%), thì chỉ có thể khai thác trong hơn 40 năm với sản lượng khoảng 50 triệu tấn than nguyên khai/năm.

Vùng tiềm năng nhất là bể than Đồng bằng Sông Hồng, có tổng tài nguyên than là 42,01 tỷ tấn, chiếm 86% tổng tài nguyên trữ lượng than cả nước, nhưng phần đã được thăm dò là rất ít, chỉ 525 triệu tấn đạt cấp tài nguyên tin cậy. Với điều kiện địa chất phức tạp, công nghệ khai thác phù hợp chưa có, việc phát triển bể than này theo quy mô thương mại thậm chí chưa được đề cập tới vào thời điểm năm 2030.

TS. Nguyễn Thành Sơn, nguyên Giám đốc Ban Quản lý Dự án Than đồng bằng Sông Hồng của Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam (TKV) cho hay, dù có tài nguyên lớn vậy, nhưng để khai thác xuống -900 m tới -1.200 m  không đơn giản, chưa kể chi phí quá lớn. “Các mỏ vàng, kim cương xuống sâu cả ngàn mét, nhưng có giá trị lớn, nên vẫn bù được chi phí khai thác. Còn giá trị của than thấp, nên không hiệu quả”, TS. Sơn nói.

.

“Hiện TKV đã khai thác ở mức -500 m so với mực nước biển, nhưng mọi điều kiện chi phí và năng suất lao động mỏ đều tăng lên. Việc cấp phép đầu tư, cơ chế, chính sách cho hòn than hiện rất hạn chế và việc tái đầu tư phát triển mỏ than gặp nhiều khó khăn. Nguồn nhân lực chính cho lao động là thợ lò thì đang suy giảm rất nhanh, trong khi đó, chưa có công nghệ để thay thế lực lượng này”, ông Lê Minh Chuẩn, Chủ tịch Hội đồng Quản trị TKV nhận xét.

Trong khi khai thác than của Việt Nam chững lại, thì thế giới vẫn không ngừng tăng trưởng. Theo số liệu của Cơ quan Năng lượng quốc tế (IEA), năm 2017, sản lượng than toàn thế giới đạt 7,546 tỷ tấn, tăng 3,1% so với năm 2016. Sản xuất than vẫn được nhiều nước quan tâm, nhất là Trung Quốc, Ấn Độ tiếp tục dựa vào than để thêm sức mạnh cho tăng trưởng nhanh chóng của mình. Năm 2017, Trung Quốc, Ấn Độ và Hoa Kỳ  là những nước sản xuất than lớn nhất theo thứ tự là 3,376 tỷ tấn, 730 triệu tấn và 702 triệu tấn.

Khai thác khó đủ đường

Năm 2017, giá trị thực hiện đầu tư xây dựng cơ bản của TKV (tất cả các lĩnh vực than, khoáng sản, điện…) đạt 13.470 tỷ đồng, bằng 89% kế hoạch năm và bằng 87% so với năm 2016. Năm 2018, con số này là  hơn 14.000 tỷ đồng.

So với nhu cầu trong Quy hoạch 403 là 17.934 tỷ đồng/năm cho riêng than (tới năm 2020 sẽ lên bình quân 19.313 tỷ đồng/năm), có thể thấy, đầu tư cho than đang bị hụt hơi.

Song song với đó là phần trữ lượng than có điều kiện khai thác thuận lợi đã cạn kiệt, hầu hết các mỏ than đều phải xuống sâu hơn, đi xa hơn, khiến chi phí đầu tư và giá thành than cũng tăng theo.

.

Trong giai đoạn 1995 – 2017, tại các mỏ than lộ thiên, hệ số bóc đất đá bình quân tăng gấp 3 lần (từ 3,76 m3/tấn lên 10,6 m3/tấn, có nơi lên tới 17,53 m3/tấn). Cung độ vận chuyển tăng 4 lần (từ 1,03 km lên 4,2 km). Đáy moong than xuống sâu hơn thêm 100 m… Tại các mỏ than hầm lò, suất đầu tư từ mức 50 USD/tấn hồi năm 2000 hiện đã lên mức 150 – 180 USD/tấn.

Giai đoạn 2016 – 2018, kế hoạch khai thác là 41 – 44 triệu tấn, nhưng TKV chỉ khai thác được 35 – 38 triệu tấn và dự kiến năm 2019 là 41 triệu tấn.

Lãnh đạo TKV cũng cho hay, khả năng sản xuất than thương phẩm của ngành tới năm 2035 tăng không nhiều, đạt mức 42 – 50 triệu tấn/năm, trong khi nhu cầu của các hộ tiêu thụ lại tăng mạnh, vượt xa khả năng cung cấp của ngành than, đặc biệt là nhiệt điện, với mức 52 – 128 triệu tấn/năm.

Theo TS. Sơn, một mỏ hầm lò từ khâu chuẩn bị đầu tư đến khi đưa vào vận hành cần 7 – 10 năm và vốn đầu tư 10.000 -15.000 tỷ đồng, tùy theo quy mô, công suất. Xây dựng lò chợ cũng cần 2 – 3 năm. Bởi vậy, nếu không xác định rõ nhu cầu tiêu thụ than thông qua các hợp đồng kinh tế được ký kết, qua việc chuẩn bị sớm, thì ngành than sẽ khó lòng đáp ứng.

Cạnh đó, lao động hầm lò cũng đang là vấn đề nóng của ngành than.

Thợ mỏ từng là ước mơ của nhiều thanh niên các vùng quê đồng bằng Bắc bộ, Bắc Trung bộ, nhưng giờ đây, số lượng thợ lò là người dân tộc thiểu số, ở vùng sâu, vùng xa, đặc biệt ở vùng Tây Bắc ngày một tăng. Để kéo được các thanh niên ở vùng núi rừng về làm thợ mỏ, các trường đào tạo nghề mỏ phải đưa ra nhiều chính sách ưu đãi khi tuyển sinh như ăn ở, đào tạo nghề miễn phí; ra trường có việc làm ngay, lương cao… Song, số lượng tuyển được không như mong muốn, ngay cả việc giữ học viên học hết khóa cũng rất gian nan.

“Sự có mặt của nhiều thợ lò từ vùng sâu, vùng xa có điểm tốt là góp phần xóa đói, giảm nghèo, nhưng điểm yếu là nhiều người trong số họ có trình độ học vấn và ý thức kỷ luật không cao bằng thợ dưới xuôi, nên rất cần lưu tâm trong quá trình đào tạo, quản lý khi làm việc để nâng được hiệu quả, năng suất”, ông Đoàn Văn Kiển, nguyên Chủ tịch Hội đồng Quản trị TKV trao đổi với phóng viên Báo Đầu tư.

.

Không chỉ khó kiếm thợ, việc giữ chân thợ đang trở thành nỗi lo thường trực của ngành than khi số thợ lò bỏ việc bình quân là khoảng 3.000 người/năm. Thậm chí, có mỏ, số thợ lò bỏ việc lớn hơn số tuyển mới hàng năm. “Năng suất lao động của ngành than đã tăng lên, nhưng nếu tuyển vào không đủ bù số rời đi, thì dù có đầu tư công nghệ cũng không lại. Tất cả vẫn phụ thuộc vào tính chuyên nghiệp của người thợ để đảm bảo sự bền vững, vì vậy, phải có chính sách giữ chân thợ. Tuy nhiên, chuyện này thì một mình TKV làm không nổi”, ông Kiển nói.

“Tái mặt” lo than nhập

Trên diễn đàn Quốc hội tháng 11/2018, ông Lê Minh Chuẩn nhận định: “Than chiếm vai trò rất quan trọng trong phát triển nguồn điện trong 15 – 20 năm nữa với thế giới nói chung và Việt Nam nói riêng. Tại Việt Nam, hộ tiêu thụ than lớn nhất hiện nay là điện, chiếm hơn 70% sản lượng than của TKV”.

Hiện cả nước có 26 nhà máy nhiệt điện than với tổng công suất xấp xỉ 18.945 MW. Mặc dù tới nay, tỷ trọng sử dụng than trong nước cho sản xuất điện vẫn là chủ yếu, nhưng nhập khẩu than cho điện đang gia tăng nhanh chóng.

“Đến năm 2030, Việt Nam có thể phải nhập 70 – 90 triệu tấn than nhiệt năng bitum và á bitum/năm, con số này không chỉ thuần túy về thương mại nữa, mà phải tìm nguồn ổn định, đầu tư tại nước ngoài. Đây sẽ là thách thức lớn đối với an ninh năng lượng quốc gia và ảnh hưởng trực tiếp đến phát triển kinh tế – xã hội. Vì vậy, cần phải đổi mới tư duy về chiến lược an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030 và sau năm 2030”, ông Chuẩn nói.

Năm 2018, cả nước nhập khẩu 22,8 triệu tấn, 4 tháng đầu năm 2019 đã nhập 13,3 triệu tấn. Hiện có khoảng 150 doanh nghiệp tham gia nhập khẩu than.

Những ách tắc trong lo than cho điện từ cuối năm 2018 cũng xuất phát từ việc không rõ ràng trách nhiệm giữa các bên, khi cả bên cung ứng than và hộ tiêu thụ đều bị ràng buộc bởi rất nhiều quy định về quản lý giá và dự trù kế hoạch đầu tư dài hạn cho khai thác. Thực tế cho thấy, việc mua bán than trong nước giữa các doanh nghiệp cần phải có hợp đồng dài hạn để bên cung cấp than có thời gian “chuẩn bị chân hàng” (đầu tư cho thăm dò, khai thác, chế biến, nhập khẩu). Đó là chưa kể, đầu tư cảng trung chuyển than ở miền Nam, dù đã được Chính phủ đặt ra từ năm 2010, nhưng tới nay vẫn chưa chốt được “nên làm thế nào”!!!

Nói về “nỗi lo than nhập khẩu”, một doanh nghiệp đầu mối nhập khẩu cho biết, chất lượng, sự ổn định của nguồn than sẽ quyết định hiệu quả hoạt động của nhà máy điện. Vì vậy, trên thế giới đã hình thành các công ty nhập khẩu than chuyên nghiệp với khối lượng lớn cho sản xuất điện (như chúng ta đã hình thành các đơn vị đầu mối nhập khẩu than). Tuy nhiên, do người mua – kẻ bán đều giữ lợi thế cho mình, nên đã xuất hiện tình trạng một số nhà máy nhiệt điện phải chủ động mua than nhập khẩu theo phương thức đấu thầu rộng rãi quốc tế, điều kiện CIF (trong khi thông lệ quốc tế, chủ yếu mua bán than theo điều kiện FOB).

Khi doanh nghiệp phải tự tìm giải pháp để lo cho mình, thì tình trạng manh mún, chồng chéo và khó đảm bảo nguồn cung ổn định tất yếu sẽ xảy ra.

Nguồn cung hạn chế, nhân lực ngành than suy giảm, vận hành nhập khẩu không chuyên nghiệp khiến cho nỗi lo đảm bảo than cấp cho điện ổn định ngày càng trĩu nặng.

(Còn tiếp)

***

Bài 2: Mòn mỏi dự án dầu khí

Trong khi than gặp thách thức về đáp ứng nguồn cung, thì nguồn được trông chờ để bổ sung cho phát điện sạch, với công suất lớn là khí cũng đối mặt với nhiều khó khăn từ khai thác và nhập khẩu.

.

“Chát” giá điện khí

Năm 1996, Dự án khí Lô B đã được bắt đầu triển khai tìm kiếm thăm dò ngoài khơi Tây Nam Việt Nam. Với tuyên bố thương mại vào năm 2008, chuỗi Dự án khí điện Lô B đã được kỳ vọng sớm triển khai để có thêm nguồn điện sạch với quy mô lên tới 4.000 MW.

Tháng 4/2017, Dự án đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt mức giá bán khí miệng giếng, nhưng hiện vẫn chưa hẹn ngày chính thức có dòng khí đầu tiên cập bờ.

Theo ông Lê Ngọc Sơn, Tổng giám đốc Công ty Điều hành Dầu khí Phú Quốc, chuỗi Dự án khí Lô B Ô – Môn được triển khai từ năm 1997, nhưng sau 21 năm vẫn chưa được đưa vào khai thác.

Khác với dự án dầu có thể tự độc lập khai thác khi phát hiện trữ lượng đảm bảo hiệu quả kinh tế, dự án khí muốn đạt giá trị gia tăng cao phải đồng bộ từ khai thác tới vận chuyển vào bờ và có các hộ tiêu thụ trên bờ.

Có quy mô 6,7 tỷ USD, Dự án khí Lô B có thời gian đầu tư, khai thác vận hành hơn 20 năm. Hiện Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và các đơn vị thành viên nắm 70%, phần còn lại thuộc về đối tác Nhật Bản và Thái Lan. Đây được xem là một dự án lớn với gần 1.000 giếng khai thác và hơn 50 giàn vệ tinh cùng giàn trung tâm.

Hai dự án thành phần còn lại là đường ống dẫn khí dài hơn 400 km, quy mô 1,3 tỷ USD và các nhà máy điện có quy mô khoảng 5 tỷ USD, hoặc đang gặp khó khăn trong thu xếp vốn, hoặc chưa xác định được chủ đầu tư.

Ở chuỗi Dự án Khai thác mỏ khí Cá Voi Xanh, được kỳ vọng giúp bổ sung khoảng 6.000 MW điện khí tại khu vực Quảng Nam và Quảng Ngãi cũng chưa đến được bước triển khai trên thực địa do chưa hoàn thiện thủ tục pháp lý, trong đó, có thủ tục đặc biệt quan trọng là bảo lãnh của Chính phủ cho dự án khai thác khí.

Khó khăn chưa dừng lại đó khi 5 dự án điện có quy mô trên 5 tỷ USD của chuỗi dự án Cá Voi Xanh do PVN, EVN và nhà đầu tư nước ngoài đảm nhiệm cũng phải đối diện với thực tế không còn thuộc diện được Chính phủ bảo lãnh, nên không dễ thu xếp vốn.

Dẫu vậy, điểm quan trọng nhất là các nhà máy điện khí này sẽ có giá bán điện không dưới 2.500 đồng/kWh, cao hơn nhiều so với giá bán lẻ điện bình quân hiện mới là 1.846 đồng/kWh, nên nguồn bù đắp phần chênh này cũng khiến các cơ quan phân vân.

.

Với các dự án điện dùng khí LNG nhập khẩu, chuyện cũng không dễ dàng.

Hiện có 5 dự án điện khí LNG với quy mô từ 1.500 – 6.000 MW được đề xuất tới Bộ Công thương. Tuy nhiên, ngoài việc phải thực hiện các thủ tục rất phức tạp, mất thời gian để bổ sung vào Quy hoạch Phát triển điện quốc gia, giá bán điện cũng được cho là sẽ không dưới 11 – 12 UScent/kWh, bởi nguồn LNG đầu vào, thiết bị, máy móc đều phải nhập khẩu, chưa kể, có những phần công việc vẫn phải thuê chuyên gia ngoại với chi phí cao.

Loay hoay tái cơ cấu

Việc giá dầu giảm mạnh, có lúc xuống hơn 30 USD/thùng vào đầu năm 2016 và sau đó dao động quanh mức 55 – 70 USD/thùng vài năm qua đã khiến nhiều dự án thăm dò, khai thác phải dừng, giãn tiến độ. Đó là chưa kể những tác động tiêu cực của các vụ đại án tại PVN tác động không nhỏ tới tâm tư, tình cảm của người lao động. Để PVN tiếp tục phát triển, việc tái cơ cấu đã được đặt ra.

Trong Đề án Tái cơ cấu PVN được xây dựng, tới sau năm 2030 chỉ còn lại thăm dò – khai thác, khí và chế biến dầu khí – vốn là 3 mảng có đóng góp lớn trong kết quả kinh doanh của PVN.

Cụ thể, lợi nhuận sau thuế hợp nhất của PVN giai đoạn 2011 – 2016 đạt trên 274.000 tỷ đồng, có đóng góp từ thăm dò khai thác dầu (60,4%), khí (21,7%), chế biến dầu khí (7,8%), điện (2,8%) và dịch vụ (7,2%).

Mặc dù có những nỗ lực không nhỏ từ phía doanh nghiệp, nhưng nhiều hoạt động của ngành dầu khí vẫn ở trong thế tiến thoái lưỡng nan.

Nhìn thấy rõ nhất là khai thác dầu khí. Năm 2018, sản lượng khai thác quy dầu (gồm dầu và khí) trong nước của PVN là 22,03 triệu tấn, trong khi tìm kiếm thăm dò gia tăng trữ lượng chỉ là 12 triệu tấn.

Trước đó, năm 2017 từng được xem là năm “báo động đỏ” khi hoạt động tìm kiếm thăm dò chỉ mang lại 4 triệu tấn trữ lượng quy đổi, trong khi sản lượng khai thác dầu khí trong nước lên tới 23,46 triệu tấn.

.

Cần phải biết rằng, giảm sút trong hoạt động tìm kiếm thăm dò dầu khí chỉ mới xuất hiện từ năm 2016, khi trong giai đoạn 2011-2015, hệ số gia tăng trữ lượng bù trừ vào sản lượng khai thác đã đạt 1,5 lần – mức an toàn phát triển. Đây là kết quả của sự chăm chút cho việc tìm kiếm nguồn cung dầu khí cho tương lai, nhằm đảm bảo sự bền vững và ổn định của ngành dầu khí trong chiến lược phát triển kinh tế biển của Việt Nam.

Cần nói thêm, tìm kiếm thăm dò cũng là khâu đầu tiên của dây chuyền tìm kiếm thăm dò – khai thác – chế biến dầu khí. “Thiếu thăm dò sẽ thiếu trữ lượng mỏ, không đủ dầu cung cấp cho các  nhà máy lọc dầu, không cung cấp được khí, nguyên liệu cho các nhà máy phân đạm và điện”, ông Nguyễn Quỳnh Lâm, Tổng giám đốc Liên doanh Dầu khí Việt – Nga Vietsovpetro nhận xét.

Bạch Hổ – mỏ chủ lực của ngành dầu khí hiện đã bước vào giai đoạn suy kiệt qua 32 năm khai thác sau khi đã cống hiến hơn 232,4 triệu tấn dầu từ tầng đá móng, cung cấp vào bờ hơn 34,03 tỷ m3 khí đồng hành, doanh thu bán dầu đạt hơn 79 tỷ USD.

“Nếu tình hình tiếp diễn như hiện nay, vào sau năm 2020, sản lượng khai thác của Vietsovpetro  (bao gồm sự đóng góp của các mỏ mới như Cá Tầm) sẽ chỉ đạt 3,5 triệu tấn/năm”, ông Nguyễn Quỳnh Lâm nói.

Nỗi lo của người dầu khí không phải là quá xa. Báo cáo tổng kết năm 2018 của PVN cho hay, điều kiện khai thác ở các mỏ chủ lực như Bạch Hổ, Tê Giác Trắng, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Rạng Đông… đã chuyển sang giai đoạn suy giảm sản lượng hay có độ ngập nước cao và tiềm ẩn nhiều rủi ro. Trong lúc đó, các phát hiện dầu khí giai đoạn gần đây phần lớn có trữ lượng nhỏ, do giá dầu thấp nên hiệu quả kinh tế không cao, dẫn đến số lượng công trình khai thác mới đưa vào để bổ sung sản lượng khai thác ít đi.

Trong 2 năm 2017 và 2018 chỉ có 3 mỏ/công trình vào khai thác là giàn Thỏ Trắng – 3 mỏ Thỏ Trắng của Vietsovpetro, Bunga Pakma và Phong Lan Dại.

Thực trạng suy giảm tìm kiếm thăm dò dầu khí cũng được ông Nguyễn Vũ Trường Sơn  (người đang xin từ nhiệm khỏi vị trí Tổng giám đốc PVN) lý giải, PVN không có nguồn và cơ chế tài chính phù hợp để thực hiện hoạt động mang tính rủi ro cao này.

“Nếu tình trạng mất cân đối giữa tìm kiếm thăm dò gia tăng trữ lượng và khai thác vẫn tiếp diễn như hiện nay, thì chỉ vài năm nữa, sản lượng khai thác dầu khí toàn ngành sẽ chỉ còn 1/3 sản lượng so với hiện nay”, ông Sơn dự báo.

.

Vốn ngoại không mặn mà

Theo tính toán của PVN, nhu cầu vốn cho giai đoạn 2018 – 2030 lên tới 623.830 tỷ đồng, trong đó, riêng cho dầu khí là 183.928 tỷ đồng.

Thực tế, năm 2018, giá trị thực hiện đầu tư của toàn PVN chỉ là 40.858 tỷ đồng, đạt 54% so với kế hoạch đặt ra (76.132 tỷ đồng), nếu tính giá trị giải ngân thì chỉ có 36.110 tỷ đồng.

Đáng quan tâm là cơ chế thu hút đầu tư nước ngoài vào gia tăng trữ lượng hiện nay được cho là không còn phù hợp, khiến hoạt động này không sôi động.

Công ty IHS Energy (Mỹ) năm 2014 đã đánh giá, Việt Nam đứng thứ 32 trong tổng số 129 quốc gia được xem xét về mức độ hấp dẫn nhà đầu tư trong hoạt động dầu khí. Tại ASEAN, Việt Nam cũng được xếp sau Malaysia và Indonesia.

Một thống kê khác của Wood Mackenzie cũng cho thấy, tiêu chí về phần thu của Chính phủ trong các hợp đồng dầu khí của Việt Nam (khoảng 85%) cao hơn so với các nước trong khu vực (khoảng 75% – 80%) và cao hơn nhiều so với tiêu chí tương tự trong các hợp đồng dầu khí của các nước trên thế giới (khoảng 60%).

Cho tới nay, các nhà đầu tư nước ngoài đã bỏ ra khoảng 57 tỷ USD cho công tác tìm kiếm thăm dò tại Việt Nam, tuy nhiên, nguồn lợi nhuận các nhà đầu tư này thu được chưa đến 40 tỷ USD.

Ông Ngô Thường San, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam cho rằng, cần điều chỉnh Luật Dầu khí 2008 và các văn bản pháp quy dưới Luật cho phù hợp với hiện trạng kinh tế dầu khí thế giới, tiềm năng dầu khí trong nước để kích thích đầu tư nước ngoài tận thu khai thác các mỏ đang suy giảm, nâng cao hệ số thu hồi dầu, đầu tư phát triển các mỏ cận biên kinh tế, các vùng khó khăn nước sâu, xa bờ.

Về phía mình, PVN cũng đã kiến nghị Quốc hội cần sớm sửa đổi Luật Dầu khí để đảm bảo cơ chế tài chính cho PVN hoạt động; trong đó cho để lại 50% lợi nhuận sau thuế để PVN có đủ nguồn tài chính hoạt động hay bổ sung quy định về phân cấp và xét duyệt trữ lượng nhằm rút ngắn lộ trình xét duyệt và đưa các mỏ dầu/khí vào khai thác sớm.

Có một tín hiệu đáng mừng là, các kiến nghị này vẫn đang được lắng nghe.

(Còn tiếp)

***

.

Bài 3: Mối lo “3 không” từ nguồn điện

Ngành điện đang phải đối diện với thực tế không có dự phòng, không có nguồn điện lớn mới và không dễ nhập khẩu điện.

Dự phòng… hết nhẵn

Năm 2018, phụ tải đỉnh của hệ thống điện cả nước ở thời điểm cao nhất vào đầu tháng 7 đạt tới 35.110 MW. Đáng nói là, thời điểm đó, dù công suất các nhà máy điện hiện có trong hệ thống là khoảng 44.500 MW, nhưng công suất khả dụng có thể huy động được chỉ là 35.000 MW.

Theo ông Thái Phụng Nê, nguyên Bộ trưởng Bộ Năng lượng (người nhiều năm là Phái viên của Thủ tướng Chính phủ về các công trình điện), thực tế trên là điều đáng lo, bởi như vậy là năm 2018, hệ thống điện đã cạn sạch dự phòng. Sang năm 2019, dù chưa tới cao điểm nắng nóng, phụ tải đỉnh của hệ thống đã vọt lên 35.700 MW vào ngày 24/4, trong khi công suất khả dụng hiện chỉ nhỉnh hơn 37.000 MW.

Năm 2015, hệ thống điện cả nước có mức dự phòng 15-20%. Điều này có được là nhờ sự chỉ đạo quyết liệt của Chính phủ và các bộ, ngành nhiều năm trước đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các nhà đầu tư đã chủ động xây dựng các nguồn điện lớn, nên có dư dả phòng khi “trái gió, giở trời”.

“Cũng chính nhờ những nỗ lực trên mà từ năm 2011-2017, ngành điện đã không để xảy ra tình trạng thiếu điện, đảm bảo việc cấp điện cho phát triển kinh tế. Tuy nhiên, tới năm 2018 thì không còn dự phòng nữa. Điều này là rõ ràng và hậu quả có thể nhìn thấy, nhưng giải pháp khắc phục lại chưa thấy đề ra”, ông Nê trăn trở.

Tính toán cân bằng của hệ thống điện năm 2019 cho thấy, công suất hữu dụng ­­có thể đạt 37.000 – 39.000 MW so với công suất đặt của toàn hệ thống đang ở quanh mức 50.000 MW. Nghĩa là, nếu hệ thống phải đối mặt với mức tăng trưởng 10% về phụ tải sử dụng điện như những năm qua, tức là công suất đỉnh của năm 2018 sẽ tiếp tục tăng thêm khoảng 3.500 – 4.000 MW, thì dự phòng của hệ thống điện tiếp tục ở tình trạng không có, gây căng thẳng trong đảm bảo cấp điện.

Cơ cấu và tổng công suất nguồn đặt từ 2010-2018.

Ông Nguyễn Đức Cường, Giám đốc Trung tâm điều độ Hệ thống điện quốc gia (A0) cho hay, năm 2018, hệ thống điện quốc gia vận hành trong tình trạng khó khăn với mức tăng trưởng phụ tải cao. Sự căng thẳng vẫn tiếp diễn trong năm 2019 với nhiều thách thức lớn. Khó khăn đầu tiên được A0 nhắc tới là đảm bảo nhiên liệu cho phát điện. Đây là vấn đề đã diễn ra trong năm 2018, nhưng dự kiến còn kéo dài trong năm 2019 và các năm tiếp theo.

Năm 2018, miền Nam đã phải đối diện với thiếu hụt nguồn cung điện do sản lượng khí cấp thấp hơn so với kế hoạch gần 450 triệu m3, tương ứng 2,5 tỷ kWh. Việc cấp than trong nước cũng không đáp ứng được nhu cầu sản xuất điện, đặc biệt trong 3 tháng cuối năm. Ðể đảm bảo an ninh cung cấp điện, EVN phải tăng huy động các nhà máy thủy điện, làm giảm mức nước dự trữ để cấp điện cho năm 2019, tương đương 2,56 tỷ kWh.

Cơ cấu sản lượng nguồn khai thác từ 2011-2018.

Theo dõi thực tế vận hành của A0 cũng cho thấy, nguồn khí trong nước đã giảm mạnh và chưa có nguồn bổ sung. Các tháng cuối năm 2018, nguồn cấp khí Nam Côn Sơn chỉ còn khoảng 16,5 triệu m3/ngày, bằng 75% so với những năm trước. Năm 2019, dù nguồn khí nội được bổ sung bằng mỏ Phong Lan Dại, nhưng các chuyên gia cũng đánh giá là “chưa ổn định và cũng không đủ cho nhu cầu của toàn bộ các nhà máy tua-bin khí”.

Ngoài khí, than cũng đang đối mặt với khả năng không đủ cho phát điện. “Nếu tình hình cấp than, cấp khí trong thời gian tới không được cải thiện, sẽ gây nhiều khó khăn trong công tác vận hành, đặc biệt là trong mùa khô năm 2019”, ông Cường nói.

Thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí là 3 nguồn chính hiện nay, chiếm tỷ trọng lần lượt là 34,1%, 38,34% và 15,07% trong tổng công suất đặt nguồn điện cả nước và thực tế đóng góp trong vận hành năm 2018 tương ứng là 37,7%, 41,6% và 18,4%.

Nhiều dự án nguồn điện “bất động”

Trong kiến nghị gửi các cấp lãnh đạo Đảng, Nhà nước và Chính phủ cuối năm 2018, ông Trần Viết Ngãi, Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam đã thẳng thắn cho rằng, với những kế hoạch phát điện được đặt ra trong Quy hoạch Điện VII điều chỉnh đã được phê duyệt, phải có những giải pháp đột phá mạnh mẽ mới đảm bảo được mục tiêu về công suất nguồn điện cũng như sản lượng điện.

Sản lượng điện nhập khẩu và xuất khẩu 2011-2018.

Trong 4.292,8 MW công suất nguồn điện mới có kế hoạch đưa vào vận hành năm 2019 theo Quyết định 4677/QĐ-BCT, chỉ có 2 nguồn điện quy mô lớn (đều do EVN đầu tư) là Nhiệt điện Duyên Hải 3 mở rộng (688 MW) và Nhiệt điện Vĩnh Tân 4 mở rộng (600 MW). Có tới 2.700 MW công suất điện mới đến từ nguồn năng lượng tái tạo, gồm điện mặt trời (1.700 MW), điện gió (137 MW) và thủy điện nhỏ (837 MW). Tuy nhiên, trong tổng số 242 tỷ kWh điện sẽ sản xuất năm 2019, phần đóng góp của các nguồn năng lượng tái tạo chỉ là 3,12 tỷ kWh, chiếm tỷ trọng… 1,28%.

Hàng loạt nguồn điện truyền thống quy mô lớn được lên kế hoạch vận hành trong năm 2019 không thể về đích như Nhiệt điện Long Phú 1 (1.200 MW), Nhiệt điện Sông Hậu 1 (1.200 MW) dù đã vài lần lùi kế hoạch.

Năm 2020, nhiều dự án  lớn cũng không thể về đích theo lời hẹn trong Tổng sơ đồ Điện VII điều chỉnh là Nhiệt điện Công Thanh (600 MW), tổ máy 1 (600 MW) BOT Hải Dương 1, Nhiệt điện Cẩm Phả 3 (2×220 MW)…

“Năm 2019 – 2020 cần thêm 10.000 MW nguồn điện mới, nhưng thực tế rà soát của EVN cho thấy, chỉ có từ 2.000 – 2.500 MW nguồn điện truyền thống được đưa vào, bên cạnh một số nguồn năng lượng tái tạo”, ông Ngô Sơn Hải, Phó tổng giám đốc EVN cho biết.

Năm 2021 cũng không có gì sáng sủa khi hàng loạt dự án điện lớn vẫn đang im lìm trên thực địa hay chơi vơi đâu đó. Đó là tổ máy 1 (600 MW) của BOT Nghi Sơn 2, tổ máy 2 (600 MW) của BOT Hải Dương 1, tổ máy 1 (600 MW) của BOT Vũng Áng 2, Tua-bin khí Kiên Giang 1 (750 MW), BOT Duyên Hải 2 (1.200 MW), tổ máy 1 (1.000 MW) của BOT Sông Hậu 2, tổ máy 1 (600 MW) của BOT Long Phú 2… Nhiều dự án do EVN là chủ đầu tư như Thủy điện Hòa Bình mở rộng (240 MW), Nhiệt điện Quảng Trạch 1 (1.200 MW), Thủy điện Ialy mở rộng (360 MW) tới giờ vẫn đợi khởi công.

Thực tế trong 3 năm trở lại đây, đã có sự dè chừng của các địa phương với nhiệt điện than bởi sợ ô nhiễm, lo người dân phản đối. Tuy nhiên, chuyện hàng loạt dự án điện than khó thi công tại những khu vực không có khả năng làm thủy điện hay nhiệt điện khí cũng khiến miền Nam rơi vào tình trạng hết nhẵn nguồn dự phòng, trong khi đây lại là vùng có tốc độ tăng trưởng kinh tế cao của cả nước.

Việc trông chờ đầu tư nước ngoài trong ngành điện cũng rất khó khăn. Hiện chỉ có 4 nhà máy điện BOT được đưa vào sản xuất, 14 dự án khác vẫn đang đàm phán và hầu hết trong số này chậm tiến độ. Đáng nói, trong 14 dự án BOT đang đàm phán này, có những dự án đã bắt đầu công việc tại Việt Nam cả chục năm.

Xót xa khi hàng loạt dự án điện lớn không thể triển khai hoặc lúng túng với các vướng mắc hiện nay, ông Nê cho hay, nếu năm 2017, EVN được phép xây dựng Nhà máy Điện Quảng Trạch 1 (1.200 MW), thì cũng không có nghĩa trong 6 tháng hay 1 năm nữa, sẽ vận hành nhà máy và giải quyết được chuyện hết công suất dự phòng như hiện nay.

“Ít nhất phải mất từ 3,5 – 4 năm, với sự cố gắng, giám sát tiến độ một cách nghiêm túc, thì mới thực hiện được. Với thực tế này, không chỉ giai đoạn 2019 – 2021, thiếu điện trầm trọng sẽ xảy ra, mà còn tiếp diễn trong nhiều năm sau nữa. Thậm chí, nếu không có biện pháp khắc phục nhanh chóng và quyết liệt, chúng ta sẽ đi đến tình trạng như trước đây là cắt điện triền miên”, ông Nê nói.

Điện nhập khẩu cũng không dễ

Trong khi các nguồn điện lớn trong nước khó đẩy nhanh tiến độ, nguồn điện nhập khẩu đang được trông chờ để gia tăng nhanh nguồn cung ứng điện. Năm 2018, lượng điện mua từ Trung Quốc là 1,6 tỷ kWh, từ Lào là 1,4 tỷ kWh, chiếm tỷ trọng rất nhỏ trong 212,9 tỷ kWh điện sản xuất và mua ngoài.

Cho rằng, điện nhập khẩu là “cơ hội cho Việt Nam”, vì các nước láng giềng có khả năng bán, còn Việt Nam sẽ tiết kiệm thời gian đầu tư, giảm ô nhiễm môi trường, nhưng ông Thái Phụng Nê cũng đặt ra vấn đề “phải chủ động nghiên cứu, tính toán” để mua được.

“Các nước bán điện theo lợi ích của họ, mình mua điện theo lợi ích của mình. Như vậy, phải thông qua đàm phán và cần phải đàm phán nhanh và phải giải quyết giá hợp lý, chứ cứ khăng khăng theo giá điện của Việt Nam, thì không đàm phán được”, ông Nê nói.

Đó là chưa kể, nếu đặt kỳ vọng tỷ trọng điện nhập khẩu chiếm 10% hệ thống, thì với công suất đặt gần 50.000 MW hiện nay, hay năm 2025 là 96.000 MW, nhu cầu điện nhập khẩu từ 5.000 – 10.000 MW/năm được xem là thách thức không nhỏ.

Một chuyên gia tham gia đàm phán mua điện của Trung Quốc cho hay, mức mua khoảng 2 tỷ kWh/năm hiện mang tính chất “họ dư và ta có nhu cầu”, nhưng nếu muốn mua tầm 10 tỷ kWh/năm, phải giải quyết chuyện đầu tư đường truyền tải ở hai bên, đối tác cũng phải đầu tư nguồn đàng hoàng, nên giá điện chắc chắn sẽ khác. “Dù mua được 10 tỷ kWh/năm thì so với sản lượng hơn 200 tỷ kWh/năm hiện nay, điện nhập khẩu vẫn chỉ chiếm con số rất nhỏ”, vị chuyên gia này nói.

Nhắc đến vấn đề này, ông Nê trầm tư: “Họ có thể bán điện cho ta khi thoả mãn được giá điện, nhưng nếu có chuyện gì xảy ra, họ cắt điện, ta sẽ ứng phó ra sao với sự thiếu hụt này, nhất là khi nhập ở quy mô lớn. Phải nói thẳng là, không thể chỉ nói nhập khẩu mà không làm. Không thể lấy nguồn điện ở nước ngoài để làm dự phòng của chúng ta. Đối với một số nước thì mình cũng là nước nhỏ”.

(Còn tiếp)

.

Biến đổi khí hậu đã khiến những nguồn năng lượng ít phát thải, ít ô nhiễm môi trường lên ngôi. Tuy nhiên, với thực tế địa hình của Việt Nam, việc khai thác các nguồn năng lượng sạch cần những chính sách cụ thể và nhất quán.

Đổ xô và… ngã nhào

Có tổng mức đầu tư khoảng 1.633 tỷ đồng và quy mô 50 MWp, Dự án Điện mặt trời SP Infra1 tại Ninh Thuận được quy hoạch điểm đấu nối là đường dây Ninh Phước – Tháp Chàm 2. Tuy nhiên, Nhà máy sẽ xong trong năm 2019, mà đường truyền tải từ điểm đấu nối lên lưới điện quốc gia hiện chưa xây và nếu triển khai nhanh, thì tới năm 2021 – 2022 mới có, nên nhà đầu tư muốn được đấu nhờ sang đường dây Ninh Phước – Tháp Chàm 1 gần đó. Đây cũng chỉ là một ví dụ “cười ra nước mắt” với các nhà đầu tư lao vào làm điện mặt trời vì sức hấp dẫn của giá, mà quên mất chuyện hạ tầng truyền tải điện.

Đại diện một quỹ đầu tư năng lượng tái tạo đến từ Đức và Australia, có văn phòng đặt tại TP.HCM cho hay, nhiều chủ đầu tư hiểu biết chưa đầy đủ về các yếu tố cấu thành hoàn chỉnh cho một nhà máy điện mặt trời nối lưới, nhưng vẫn lao vào vì sự hấp dẫn của giá mua điện.

Theo ý kiến của quỹ này, có khá nhiều chuyện bi hài diễn ra với nhà đầu tư điện mặt trời.

Có những dự án đặt ở giữa rừng, cách điểm đấu nối gần nhất 25 km, chưa hiểu kéo điện ra sao và ai chịu chi phí; có dự án làm ngay khu vực đồng muối vì thấy nắng tốt, nên “quên” mất hậu quả của việc thiết bị, máy móc bị ăn mòn nhanh. Nhiều dự án ký được hợp đồng mua bán điện (PPA), nhưng lại có điều khoản bị bên mua sa thải phụ tải bất cứ lúc nào khi đường dây truyền tải không đủ, dẫn tới việc hoàn vốn sẽ không như tính toán.

“Trong cả trăm dự án mà chúng tôi khảo sát để tìm cơ hội đầu tư, chỉ có vài dự án là đủ điều kiện”, vị này nói.

Trước khi có Quyết định 11/2017/QĐ – TTg của Thủ tướng Chính phủ, khuyến khích phát triển dự án điện mặt trời tại Việt Nam, mới chỉ có 5 MW điện mặt trời vào hoạt động (gồm 1 MW được nối lưới và 4 MW đặt ở các vùng sâu, vùng xa, trên mái nhà). Nhưng mức giá 9,35 UScent/kWh được cho là khá hời đã khiến chỉ trong 1 năm có tới 332 dự án điện mặt trời (tổng công suất hơn 26.290 MWp, tương đương 22.300 MW) được đăng ký tới Bộ Công thương để bổ sung vào Quy hoạch điện.

So với thực tế 65 năm phát triển ngành điện, với gần 50.000 MW công suất được xây dựng, mới thấy sức nóng của nguồn năng lượng này.

Tới đầu tháng 12/2018, đã có 121 dự án điện mặt trời với tổng công suất là 9.420,11 MWp (tương đương 8.000 MW) được bổ sung vào quy hoạch điện các cấp, dù Quy hoạch Điện mặt trời quốc gia chưa biết bao giờ mới được ban hành.

Trong số này, Thủ tướng Chính phủ phê duyệt 2.721 MWp và Bộ Công thương phê duyệt 4.513,11 MWp bổ sung cho giai đoạn trước năm 2020. Giai đoạn 2020 – 2030, cũng có 2.186 MWp được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt bổ sung quy hoạch.

Thậm chí, trong 15 ngày cuối cùng của năm 2018, vẫn còn gần 20 dự án khác được Bộ Công thương đề nghị Chính phủ cho phép bổ sung vào quy hoạch để “né” Luật Quy hoạch sẽ có hiệu lực từ ngày 1/1/2019. Còn trong 4 tháng đầu năm 2019, Bộ Công thương đã nhận được 11 văn bản của Văn phòng Chính phủ liên quan đến việc điều chỉnh, bổ sung quy hoạch với 25 dự án điện mặt trời và 4 dự án điện gió.

“Nhà đầu tư nước ngoài cần sự ổn định, có hợp đồng đảm bảo giá trong thời gian 25 năm. Với thực tế nhiều dự án được chào mời, nhưng đến giờ vẫn chưa được bổ sung vào quy hoạch, không kịp nghiệm thu vào vận hành thương mại trước ngày 30/6/2019, hay giá giai đoạn tới chưa có, nên chúng tôi được yêu cầu dừng tất cả, chờ khi có quy định rõ ràng cho sau ngày 30/6/2019”, đại diện của quỹ đầu tư trên cho biết.

.

Ở mảng điện gió, cũng có 66 dự án với công suất 6.493 MW được các nhà đầu tư ồ ạt xin bổ sung quy hoạch để hưởng mức giá được cho là hấp dẫn với 8,5 Ucent/kWh cho dự án trên đất liền và 9,8 USD/kWh khi đặt ngoài khơi với thời gian 20 năm theo Quyết định số 39/2018/QĐ -TTg, khi kịp vận hành thương mại trước ngày 1/11/2021. Hiện đã có 16 dự án với công suất 1.190 MW được bổ sung quy hoạch sau khi có Quyết định 39/2018/QĐ – TTg.

Tương tự dự án điện mặt trời, dự án điện gió chưa được bổ sung quy hoạch đang phải đối mặt với việc rất nhiều thủ tục thay đổi khi Luật Quy hoạch áp dụng từ ngày 1/1/2019. Bên cạnh đó, các đường truyền tải đang chờ để xây dựng cũng khiến nhiều nhà máy xây xong mà chưa thể vận hành, hay chỉ phát huy được công suất nhỏ so với quy mô toàn bộ nhà máy, vì lưới không tải hết.

.

“Xanh, sạch” chỉ là gia vị

Tới giữa tháng 4/2019, trên hệ thống chỉ có 4 nhà máy điện mặt trời với tổng công suất chưa tới 150 MW, nhưng tới hết tháng 6/2019 sẽ có tổng cộng 88 nhà máy điện mặt trời hòa lưới, với tổng công suất khoảng 4.000 MW.

Dẫu vậy, trong tổng số gần 242 tỷ kWh điện được lên kế hoạch sản xuất năm 2019, phần đóng góp của khối năng lượng tái tạo chỉ là 3,12 tỷ kWh. Nghĩa là, số giờ vận hành các dự án năng lượng tái tạo chỉ khoảng 1.600 giờ/năm. So với khả năng có thể vận hành bình quân 6.000 – 6.500 giờ/năm của các nhà máy nhiệt điện than và nhiệt điện khí, hay 4.500 – 5.000 giờ/năm của các nhà máy thủy điện, sự tham gia của các dự án điện mặt trời và điện gió cũng đặt ra các thách thức lớn về an toàn và ổn định cho hệ thống điện.

Ông Nguyễn Đức Cường, Giám đốc Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (A0) cho hay, với đặc tính vật lý tự nhiên, các nhà máy điện mặt trời có hệ số đồng thời khá cao, tạo ra biến động lượng công suất lớn trong khoảng thời gian rất ngắn. Trong khi công suất dự phòng của hệ thống không cao, thì đó sẽ là thách thức rất lớn mà hệ thống điện Việt Nam chưa từng đối mặt.

Vào ngày 7/5/2019, khi A0 đang điều độ vận hành 650 MW điện mặt trời khu vực Ninh Thuận – Bình Thuận, thì xuất hiện mây giông, khiến công suất điện mặt trời khu vực này sụt ngay xuống còn 200 MW. “Rất may, thời điểm đó, đường dây 500kV còn dự phòng 200 MW, nên hệ thống không vấn đề gì”, đại diện A0 cho hay.

Đó là chưa kể, khi hệ thống bước vào giờ cao điểm chiều (từ 17 – 20 giờ hàng ngày), sự đóng góp của điện mặt trời lại không có, do đã tắt nắng. Nghĩa là, dù được bổ sung nhiều nhà máy với công suất không nhỏ, nhưng vào cao điểm, hệ thống vẫn phải trông chờ vào các nguồn khác để đáp ứng đủ điện.

Ứng xử với điện hạt nhân

Trong Thông điệp 2019, tỷ phú người Mỹ Bill Gates đã nhắc rằng, năng lượng hạt nhân là “lý tưởng để đối phó với biến đổi khí hậu”. Theo đó, phát thải khí nhà kính toàn cầu đã tăng lên trong năm 2018 và cách duy nhất để ngăn chặn các kịch bản biến đổi khí hậu tồi tệ nhất là có được một số đột phá về năng lượng sạch.

Với thực tế chi phí đầu tư cho năng lượng tái tạo đang rẻ đi, giúp triển khai được các dạng năng lượng tái tạo này ở bất cứ nơi nào có điều kiện tự nhiên, nhưng Bill Gates cũng thừa nhận, mặt trời và gió là những nguồn năng lượng không liên tục hay khó có pin siêu rẻ cho phép dự trữ đủ năng lượng khi mặt trời không chiếu sáng hoặc gió không thổi.

“Hạt nhân là lý tưởng để đối phó với biến đổi khí hậu, bởi đây là nguồn năng lượng duy nhất không có carbon, có thể mở rộng 24 giờ một ngày. Các vấn đề với các lò phản ứng ngày nay, như nguy cơ tai nạn, có thể được giải quyết thông qua sự phát triển của khoa học – kỹ thuật và Hoa Kỳ cũng được xem là phù hợp nhất để tạo ra những tiến bộ này với các nhà khoa học, doanh nhân và vốn đầu tư đẳng cấp thế giới”, tỷ phú Bill Gates viết.

Tại Pháp – một trong 5 nước đang sở hữu công nghệ nguồn về hạt nhân, Công ty Điện lực EDF cũng đã đưa ra Tầm nhìn tới năm 2030 khi coi điện hạt nhân là một giải pháp giúp giảm phát thải.

Nói về “thực trạng quốc tế” này, ông Thái Phụng Nê, nguyên Bộ trưởng Bộ Năng lượng cũng cho rằng, xu hướng coi điện hạt nhân là giải pháp giảm phát thải không chỉ diễn ra ở Pháp, mà với những nước như Nga, Mỹ, Nhật Bản, Hàn Quốc, khi coi đó là năng lượng tốt nhất, 100% không thải carbon và có độ ổn định cao.

Ngay cả Cơ quan Năng lượng quốc tế (IEA) cũng xem điện hạt nhân với các công nghệ tiên tiến là giải pháp để đạt được các mục tiêu biến đổi khí hậu được đặt ra trong các thoả thuận Paris bởi ưu điểm sạch và phát thải thấp.

Tại Việt Nam, quá trình lựa chọn và đánh giá địa điểm xây dựng nhà máy điện hạt nhân được bắt đầu từ năm 1996. TS. Trần Chí Thành, Viện trưởng Viện Năng lượng nguyên tử Việt Nam cho hay, Việt Nam đã bỏ ra nguồn kinh phí rất đáng kể, tới hàng chục triệu USD cùng sự trợ giúp của Nhật Bản và Nga trong suốt 20 năm qua để tìm kiếm, phân loại, đánh giá, lựa chọn các địa điểm đáp ứng yêu cầu của IEA để xây dựng nhà máy điện hạt nhân.

Mới đây nhất, ông Nguyễn Tuấn Khải, Cục trưởng An toàn bức xạ và hạt nhân cho biết, Trung tâm Nghiên cứu khoa học và công nghệ hạt nhân (RCNEST) sẽ được xây dựng tại Đồng Nai vào năm 2021 với lò phản ứng công suất 10 – 15 MW, hoàn thành vào năm 2026. Theo kế hoạch, Trung tâm có tổng đầu tư gần 600 triệu USD, trong đó 552 triệu USD là vốn vay ODA của Liên bang Nga, 9 triệu USD là vốn đối ứng của Việt Nam.

Báo cáo nghiên cứu tiền khả thi của RCNEST đã trình Thủ tướng phê duyệt ngày 19/11/2018. Để hỗ trợ hoạt động của RCNEST, sẽ có thêm hai trung tâm nhỏ được thành lập tại Hà Nội gồm: Trung tâm Nghiên cứu về rủi ro tai nạn hạt nhân cùng Trung tâm Tính toán phát tán phóng xạ và phân tích phóng xạ môi trường.

Hiện Việt Nam có Lò phản ứng hạt nhân Đà Lạt được xây dựng ở trung tâm thành phố, sử dụng nhiên liệu của Liên bang Nga và đã vận hành an toàn từ năm 1963.

Cho rằng, “hiện nay chúng ta mới có quy định là tạm ngừng các dự án điện hạt nhân, tức là vẫn phải nghiên cứu để có cơ hội thì phát triển”, ông Nê cũng bày tỏ rằng, “tuy nói chuyện dừng làm điện hạt nhân là để an toàn cho mình, nhưng khi nước láng giếng xây dựng các nhà máy điện hạt nhân sát bên cạnh, thì sự an toàn của mình cũng cần được xem xét toàn diện, nhất là khi các nước như Hàn Quốc, Bêlarus hay Thổ Nhĩ Kỳ đều xây dựng nhà máy điện hạt nhân của mình”.

(Còn tiếp)

.

Nắng như thiêu, như đốt, nắng gay gắt trên diện rộng trong những ngày giữa tháng 5/2019 là lời cảnh báo đối với việc đảm bảo điện cho nền kinh tế và tiêu dùng. Nguồn cơn của lỗ hổng an ninh năng lượng đã hiện rõ, đây là lúc cần bịt các lỗ hổng nguy hiểm này.

Nguồn cơn của sự trì trệ

Thị trường điện vận hành chậm chạp, với thực tế giá điện không phản ánh đầy đủ các chi phí theo thị trường có thể xem là nguồn cơn khiến các đối tác tham gia không mặn mà, góp phần dẫn tới lỗ hổng về an ninh năng lượng.

Mặc dù giá bán lẻ điện bình quân đã tăng thêm 8,36% từ ngày 20/3/2019, lên mức 1.864,44 đồng/kWh, nhưng ông Hà Đăng Sơn, đến từ Trung tâm nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng Xanh – người có thâm niên 15 năm hoạt động trong lĩnh vực tư vấn tiết kiệm năng lượng cho rằng, mức tăng này vẫn chưa kích thích các doanh nghiệp tiết kiệm điện.

“Thông thường, các doanh nghiệp trong nước chỉ xem xét hoàn vốn đầu tư dưới 5 năm, trong khi các dự án tiết kiệm năng lượng mang tính chất đổi mới công nghệ mất từ 7-10 năm mới hoàn vốn. Tính quy đổi giữa mục tiêu hoàn vốn 5 năm và câu chuyện 7 năm khi đổi mới công nghệ, thì giá điện phải tăng khoảng 40-50% so với hiện tại mới kích thích đầu tư tiết kiệm điện”, ông Sơn nói.

Dẫn chứng thực tế, sau khi có thông tin giá điện không tăng trong năm 2018, nhiều dự án tiết kiệm năng lượng đang được tư vấn triển khai trong các ngành xi măng, thép, hóa chất không còn được doanh nghiệp “mặn mà”. “Doanh nghiệp không có động lực triển khai tiết giảm chi phí năng lượng trong sản xuất, vì họ tính toán được ngay khoản tiền phải bỏ ra để theo đuổi các dự án tiết kiệm năng lượng là quá lớn, khiến chi phí sản xuất tăng”, ông Sơn nói.

Thực tế, giá bán điện chưa phản ánh đầy đủ chi phí sản xuất cũng khiến kết quả của Chương trình Mục tiêu quốc gia về Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (VNEEP) trong giai đoạn I và II không như mong đợi.

Đánh giá của Ngân hàng Thế giới (WB) – đối tác của VNEEP cho thấy, chi phí bỏ ra để tiết kiệm được 1 kWh điện chỉ bằng 1/4 so với chi phí phải bỏ ra để sản xuất thêm lượng điện năng đó. Chính bởi vậy, để giảm thiểu sự phụ thuộc vào nguồn năng lượng nhập khẩu, việc phát triển năng lượng tái tạo, đồng thời thực hiện các giải pháp thiết kiệm năng lượng và hiệu quả sẽ ngày càng đóng vai trò quan trọng.

“Việt Nam là một trong những nền kinh tế có cường độ sử dụng điện ở mức cao nhất trong khu vực Đông Á, và ngành công nghiệp sản xuất sử dụng hơn 50% tổng lượng điện sản xuất. Nghiên cứu của WB cho thấy, khi sử dụng năng lượng hiệu quả trong các ngành công nghiệp, thương mại và sinh hoạt, có thể giảm được đầu tư mới tới 10.000 MW điện. Trong bối cảnh này, Chính phủ cần chuyển dần từ hình thức khuyến khích thực hiện năng lượng hiệu quả tự nguyện sang bắt buộc. Phải đặt ra các chỉ tiêu hiệu quả năng lượng cho mỗi ngành công nghiệp với cơ chế thưởng phạt trong việc hoàn thành hay không hoàn thành chỉ tiêu này”, ông Franz Gerner, chuyên gia năng lượng cao cấp, Trưởng nhóm Năng lượng của WB tại Việt Nam nhận xét.

Cùng quan điểm “đầu tư nguồn mới không bằng quan tâm tới tiết kiệm”, ông Lê Vĩnh Sơn, Chủ tịch Tập đoàn Sơn Hà cho hay, nhà máy của Sơn Hà được thiết kế chiếu sáng tự nhiên một cách khoa học để giảm sử dụng điện chiếu sáng bên cạnh dùng đèn LED và đầu tư các động cơ hiện đại, có hiệu suất cao với quan điểm hiệu quả cao thay vì rẻ. Nhờ vậy, chỉ 1 nhà máy bồn nước Sơn Hà tại Bắc Ninh (trong số 10 nhà máy của tập đoàn) đã giảm được chi phí tiền điện từ gần 500 triệu đồng/tháng xuống còn hơn 300 triệu đồng/tháng.

Còn nhớ, ở thời điểm đỉnh công suất sử dụng điện đạt tới 35.150 MW vào tháng 7/2018 và hệ thống chỉ có 35.000 MW khả dụng, nhưng tình trạng mất điện, rã lưới đã không xảy ra. Nói về thực trạng này, ông Thái Phụng Nê cho hay, đây là do EVN đã đi làm việc trước với các doanh nghiệp sản xuất công nghiệp tiêu thụ điện lớn để bàn việc điều tiết, giảm sử dụng điện trong giờ cao điểm, dồn lực cho sinh hoạt khi nắng nóng.

“Giải pháp này đã tỏ ra có hiệu quả năm 2018 và có thể vẫn dùng được trong năm 2019, vì vấn đề căng thẳng về đảm bảo điện cũng mới diễn ra và chưa quá gay gắt, nhưng về lâu dài, nếu nguồn mới không có thêm và tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện cao như hiện nay, thì nguy cơ mất điện diện rộng hoàn toàn có thể xảy ra”, ông Nê nói.

Giá điện – Đòn bẩy của an ninh năng lượng

Đánh giá cao cách tiếp cận giá điện của Việt Nam trong quá khứ khi “nguồn thu từ bán điện được sử dụng để trang trải cho hoạt động và vận hành cũng như để thực hiện các nghĩa vụ trả nợ cho EVN và cho ngành điện”, ông Franz Gerner cũng thẳng thắn cho rằng, giá bán điện này chưa tính đến chi phí đầu tư và chi phí đầu tư thường được trang trải bởi nguồn tài chính ODA hoặc các khoản vay của EVN, nhưng được Chính phủ bảo lãnh.

Hệ quả là, chính sách giá bán điện dưới mức thu hồi vốn đã làm cho thị trường điện méo mó và kém hiệu quả, đơn cử là cường độ thâm dụng năng lượng cao, từ việc đưa ra những tín hiệu không chính xác đến người tiêu dùng về chi phí thực của dịch vụ.

Đơn cử, giá bán lẻ điện năm 2017 đã bị đóng băng kể từ năm 2015 ở mức tương đương 7,6 UScent/kWh, trong khi tổng giá thành là 11,3 UScent/kWh năm 2017.

“Chi phí đầu tư cho phát triển ngành điện trong tương lai – ước tính khoảng 8 tỷ USD/năm – sẽ được tính vào doanh thu bán điện từ các công ty phân phối điện tới người tiêu dùng. Giá điện trong tương lai cần thu hồi đầy đủ tất cả các chi phí của ngành điện (chi phí vận hành và bảo dưỡng, chi phí đầu tư, các nghĩa vụ trả nợ) thông qua nguồn thu từ bán điện và mức giá này dự tính trung bình khoảng 11-12 UScents/kWh”, ông Franz Gerner nói.

Mức giá điện bán lẻ bình quân khoảng 8 UScent/kWh ở Việt Nam cũng thấp hơn so với các nước có cùng trình độ phát triển (GDP/người) trong khu vực như Campuchia, Lào, Philippines, Indonesia lần lượt là 19 – 9 – 14,6 và 7,3 UScent/KWh.

Thực tế, nhiều dự án điện được lên kế hoạch hoàn thành, nhưng không về đích như dự tính trong Tổng sơ đồ điện VII điều chỉnh cũng có lý do sâu xa từ hiệu quả kinh tế và giá điện khiến thời gian đàm phán, chuẩn bị thực hiện dự án bị kéo dài so với dự tính.

“Kinh nghiệm chung trên thế giới là quy định mức giá phản ánh đúng chi phí và hợp lý chính là chính sách kinh tế đúng đắn. Qua đó, đảm bảo rằng, cả nhà sản xuất và người tiêu dùng đều hướng tới tiết kiệm năng lượng và đầu tư vào các công nghệ tiết kiệm năng lượng hơn”, báo cáo của WB nhấn mạnh.

Vai trò của “nhạc trưởng”

Ngày 18/5/2019, mức tiêu thụ điện toàn hệ thống lại đạt đỉnh mới cao hơn, với công suất đỉnh đầu nguồn toàn hệ thống lên tới 36.003 MW. Đáng nói là 5 tháng đầu năm chưa phải là thời kỳ cao điểm nắng nóng bấy lâu, nhưng lượng điện tiêu thụ đã tăng cao chóng mặt.

Với tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện vẫn lớn hơn 10%, ngành điện đang phải căng mình đáp ứng nhu cầu của nền kinh tế, trong khi nguồn cung hạn hẹp, thậm chí phải đổ dầu (với mức giá thành 5.000 đồng/kWh) vào phát điện. Dẫu vậy, phương thức này không thể là giải pháp căn cơ, bởi doanh nghiệp và nền kinh tế không thể chịu đựng được các mệnh lệnh hành chính, phi kinh tế.

Thực tế hiện nay, không chỉ các nhà đầu tư tư nhân, mà ngay EVN cũng ngày càng giảm việc xây dựng các nguồn điện lớn. Đối chiếu với tiến độ của các dự án theo Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh thấy rõ, nhiều dự án đã chậm tiến độ, trong đó chủ yếu là các nguồn điện BOT, rồi đến của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), sau đó là của Tập đoàn Than – Khoáng sản (TKV).

Nguyên nhân của tình trạng này thì nhiều. Đơn cử, EVN, dù được giao trách nhiệm trụ cột/chủ đạo trong đáp ứng đủ điện cho phát triển kinh tế và nhu cầu của nhân dân, nhưng đơn vị này cũng lại phải phụ thuộc nhiều vào việc cho phép của các bộ, ngành trong phê duyệt các dự án đầu tư, mà đây là một hành trình dài qua hàng “rừng” thủ tục.

Rồi các dự án BOT, nhà đầu tư không thu xếp được vốn, chây ì, chậm triển khai, nhưng thiếu biện pháp xử lý quyết liệt, gây lãng phí lớn. Còn riêng PVN cũng vướng việc đầu tư sau những lình xình của bộ máy quản lý…

Từ năm 2011 đến 2018, tức là 7 năm liền, ngành điện không thiếu điện để cung cấp cho phát triển kinh tế, nhưng đến năm 2018, ngành điện không còn dự phòng nữa. Hậu quả của thiếu điện là rất ghê gớm và ai cũng biết, nhưng không dễ quy trách nhiệm.

Còn nhớ, giai đoạn trước, với tinh thần nỗ lực, lao động ngày đêm không ngừng, dám nghĩ, dám làm, dám chịu trách nhiệm, công trình thủy điện Sơn La quy mô 2.400 MW đã về đích trước 3 năm, công trình thủy điện Lai Châu 1.200 MW cũng về đích trước 1 năm, mang lại hiệu quả lớn cho nền kinh tế. Trước thực tế, hiện quá nhiều dự án chậm tiến độ hoặc đối mặt với “rừng” thủ tục chưa biết bao giờ được khởi công và về đích đã khiến ông Thái Phụng Nê không khỏi mong mỏi “phải đưa tinh thần Sơn La, Lai Châu vào triển khai các dự án điện”.

Hơn lúc nào hết, Chính phủ cần thể hiện rõ vai trò “nhạc trưởng” trong việc đưa ra các đối sách khẩn cấp và phù hợp để đa dạng hóa hình thức đầu tư, thu hút được nhiều nguồn vốn khác nhau nhằm phát triển các lĩnh vực trọng tâm, trong đó có hạ tầng ngành điện với mục tiêu bảo đảm cung cấp đủ điện cho sản xuất và sinh hoạt, đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế – xã hội.

Nếu chậm trễ và không quyết liệt, thì cái giá phải trả sẽ là những cú sốc khó lường, không chỉ trong phát triển kinh tế, mà liên quan tới cả xã hội.