- Cấp thiết quy hoạch điện VIII
- Cần dũng cảm chọn lộ trình xây dựng hệ thống điện bền vững
- Ðáp ứng đầy đủ điện năng trong mọi tình huống
- Làm sao tối ưu giá thành sản xuất điện?
- Một kỷ nguyên đã khép lại
- Sau thăng hoa là gánh nợ!
***
Cấp thiết quy hoạch điện VIII
ND – Thứ Bảy, 23-10-2021, 20:37
Do phụ thuộc vào quy hoạch nguồn điện, hệ thống lưới điện truyền tải cần bảo đảm sự liên kết các hệ thống điện miền và khu vực. Ảnh: Ngọc Hương
LTS – Bộ Công thương vừa trình Chính phủ dự thảo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2045 (Quy hoạch điện VIII).
Ðược xây dựng trong hoàn cảnh hết sức đặc biệt của đất nước nói chung và ngành điện nói riêng, liệu bản Quy hoạch đang được trông đợi này, có giúp hệ thống điện tránh khỏi áp lực nặng nề từ sự bùng nổ thái quá của năng lượng tái tạo gây nhiều hệ lụy như đã từng, cũng như tạo được sự minh bạch trong phát triển để thu hút được các nhà đầu tư?
***
Cần dũng cảm chọn lộ trình xây dựng hệ thống điện bền vững
ND – Thứ Bảy, 23-10-2021, 17:40
Trong tương lai, sự phát triển của ngành điện sẽ ngày càng gặp nhiều thách thức lớn hơn trong việc thỏa mãn nhu cầu tăng trưởng kinh tế và cải thiện đời sống nhân dân. Nhân Dân cuối tuần phỏng vấn Chủ tịch Liên minh năng lượng bền vững Việt Nam (VSEA) bà Ngụy Thị Khanh (trong ảnh) về giải pháp thực hiện Quy hoạch điện VIII.
– Thưa bà, đã có rất nhiều ý kiến đóng góp vào quá trình xây dựng Quy hoạch điện VIII, trong đó có nhiều ý kiến trái chiều về phân bổ nguồn điện. Quan điểm của bà về vấn đề này?
– Dự thảo Quy hoạch điện VIII đã được Bộ Công thương chuẩn bị công phu với nhiều đợt tham vấn, giải trình, chỉnh sửa… Tuy vậy, cần phải lưu ý, việc phát triển các nhà máy điện than mới là lựa chọn chứa nhiều rủi ro và khó khả thi. Vì sao? Bởi với xu thế chung của thế giới, nếu còn dùng điện than nhiều, hàng hóa xuất khẩu của Việt Nam sẽ phải đối mặt với thuế carbon của các nước phát triển và mất đi ưu thế cạnh tranh. Thêm nữa, Việt Nam cũng đánh mất cơ hội thu hút vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI) từ các doanh nghiệp FDI có nhu cầu sử dụng điện sạch và theo đuổi mục tiêu trung hòa carbon mà họ cam kết.
Bên cạnh đó, bài học từ Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) đã cho thấy, hàng loạt dự án điện than chậm tiến độ do khó tiếp cận tài chính, khi lần lượt các quốc gia đầu tư lớn cho điện than tại Việt Nam là Nhật Bản, Hàn Quốc, và mới đây Trung Quốc đã ra tuyên bố không tiếp tục đầu tư cho điện than ở nước ngoài. Chúng tôi cho rằng, tính khả thi của những dự án này cần được đánh giá lại dựa trên khả năng tiếp cận vốn trong thực tế, quá trình phát triển những dự án này ở quá khứ và những thay đổi lớn gần đây của ngành than và dịch chuyển tài chính toàn cầu…
– Ðối với truyền tải điện, cũng có nhiều băn khoăn chung quanh vấn đề cân đối vùng, miền, hạn chế truyền tải liên miền…, thưa bà?
– Với Quy hoạch lần này, chúng tôi hoàn toàn ủng hộ xu hướng cân đối vùng, miền, hạn chế truyền tải liên miên, ở đâu có tải ở đó chúng ta phát triển nguồn. Như vậy, sự đa dạng và an toàn cho hệ thống điện sẽ lớn hơn rất nhiều. Hiện nay, chúng ta đã có hệ thống truyền tải 500 kV bắc – nam, thường xuyên phải vận hành căng thẳng. Ngoài việc áp lực lớn lên hệ thống, truyền tải liên miền còn dẫn đến tổn thất lớn về mặt năng lượng.
Vì vậy cần có lộ trình giảm việc liên kết liên vùng, cân bằng nguồn nội vùng, và phát triển các nguồn điện phân tán. Mô hình phân tán sẽ giảm được rủi ro cho hệ thống, đồng thời phát huy nội lực của từng khu vực, giảm chi phí về lâu dài.
– Nhiều địa phương, doanh nghiệp có đề nghị Bộ Công thương trình Chính phủ phương án kéo dài thời gian hưởng cơ chế giá cố định điện gió (FIT). Quan điểm của bà về vấn đề này?
– Cơ chế giá FIT là cơ chế hỗ trợ được nhiều Chính phủ áp dụng nhằm khuyến khích phát triển các nguồn năng lượng tái tạo trong giai đoạn đầu để tạo điều kiện thúc đẩy hình thành thị trường. Tại Việt Nam, Chính phủ đã ban hành hai quyết định về cơ chế giá FIT cho điện gió và điện mặt trời. Và các chính sách hỗ trợ này đã tạo nên làn sóng đầu tư vào hai loại hình năng lượng tái tạo trong vòng ba năm qua.
Bản chất của các chính sách hỗ trợ, trợ giá có tính chất ngắn hạn, sẽ kết thúc khi công nghệ mới đã có khả năng cạnh tranh trên thị trường. Tuy nhiên, cần phải có các chính sách mới khác “gối đầu” ngay sau đó để bảo đảm thị trường được vận hành và thúc đẩy cạnh tranh, minh bạch, giảm giá thành và kịp thời thông tin tới các nhà đầu tư. Mặt khác, do các tác động của đại dịch Covid-19, nhiều dự án điện gió bị ảnh hưởng vì giãn cách xã hội, nên nếu có thể gia hạn thêm một vài tháng tương ứng với thời gian các dự án bị ảnh hưởng bởi giãn cách thì sẽ công bằng cho các chủ đầu tư.
Về giải pháp lâu dài để bảo đảm hài hòa lợi ích giữa các bên, Việt Nam cần đẩy nhanh thực hiện thị trường điện cạnh tranh minh bạch, đặc biệt là thị trường điện bán lẻ cạnh tranh.
– Vậy, để tạo nên một thị trường điện bền vững, Quy hoạch điện VIII cần có giải pháp gì?
– Ðể Quy hoạch điện VIII sớm đi vào cuộc sống, cần kiên định với con đường phát triển năng lượng tái tạo, ưu tiên chính sách để tạo ra hệ sinh thái cho phát triển năng lượng tái tạo bền vững, thúc đẩy thị trường điện cạnh tranh rõ ràng. Bên cạnh đó, cần xem xét ngay việc nghiên cứu ứng dụng các giải pháp pin tích trữ không gây hại môi trường gắn với đẩy mạnh các giải pháp quản lý nhu cầu, sử dụng năng lượng hiệu quả.
Ngoài ra, những dự án điện than có tính khả thi thấp, các địa phương không ủng hộ và khó tiếp cận tài chính (tương đương khoảng 16.400 MW) cần được xem xét lại cẩn trọng và tìm các phương án thay thế. Các phương án thay thế có thể bao gồm: Ðiện mặt trời nổi kết hợp với các nhà máy thủy điện hiện có, đẩy mạnh khai thác tiềm năng điện gió, điện mặt trời phân tán, phát triển mô hình kết hợp “lợi ích kép – dual use” điện mặt trời, điện gió với nông nghiệp, thủy sản kết hợp thực hiện các chương trình sản xuất sạch hơn, sử dụng tiết kiệm, hiệu quả các nguồn năng lượng.
Chúng ta cần xây dựng một hệ thống điện có tỷ lệ năng lượng sạch lớn hơn để khai thác triệt để nguồn tài nguyên năng lượng sạch. Ðồng thời, thúc đẩy sự tham gia của khối tư nhân, thúc đẩy thị trường điện cạnh tranh lành mạnh.
-Xin trân trọng cảm ơn bà! ■
HƯƠNG TRÀ (thực hiện)
***
Ðáp ứng đầy đủ điện năng trong mọi tình huống
Bộ Công thương vừa chính thức trình Ðề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2045 (Quy hoạch điện VIII) lên Chính phủ. Ðược xây dựng trong bối cảnh đặc biệt của đất nước cũng như của ngành điện, có thể nói, việc lập Quy hoạch điện (QHÐ) VIII chịu thách thức lớn nhất từ trước đến nay.
Vấn đề đang được quan tâm nhất đối với quy hoạch mới đó là cơ cấu nguồn điện sẽ được hoạch định ra sao, đặc biệt là năng lượng tái tạo (NLTT) được phát triển như thế nào để bảo đảm mục tiêu an ninh cung ứng điện, cơ bản đáp ứng đủ điện cho yêu cầu phát triển kinh tế – xã hội với chất lượng ngày càng được cải thiện?
Tỷ lệ nhiệt điện than, thủy điện giảm mạnh
Những biến động trong giai đoạn thực hiện QHÐ VII và QHÐ VII điều chỉnh với việc dừng thực hiện Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận; rồi việc bùng nổ đầu tư các dự án điện mặt trời, điện gió trong khi việc xây dựng các nhà máy nhiệt điện lại chậm trễ và khó khăn; nguồn năng lượng sơ cấp dần cạn kiệt và khả năng cung cấp hạn chế, dẫn đến việc sớm phải nhập khẩu nhiên liệu… Tất cả đang tạo nên sức ép rất lớn đến nguồn cung điện, nhất là khi nhu cầu điện đã được nhìn thấy trước là sẽ tăng cao.
Trong bối cảnh ấy, QHÐ VIII đã tập trung vào tính toán, phân tích, đánh giá và xác định, dự kiến tới năm 2030, tổng công suất đặt nguồn điện của Việt Nam đạt 130.371 – 143.839 MW, trong đó, nhiệt điện than chiếm 28,3% – 31,2%, nhiệt điện khí (tính cả LNG) chiếm 21,1% – 22,3%; thủy điện lớn, vừa và thủy điện tích năng chiếm 17,73% – 19,5%; nguồn điện NLTT (điện gió, mặt trời, điện sinh khối…) chiếm 24,3% – 25,7%; nhập khẩu điện chiếm 3 – 4%.
Ðến năm 2045 tổng công suất đặt của nguồn điện đạt gần 261.951 MW – 329.610 MW, trong đó, nhiệt điện than chiếm 15,4% – 19,4%; nhiệt điện khí (tính cả LNG) chiếm 20,6% – 21,2%; thủy điện lớn, vừa và thủy điện tích năng chiếm 9,1% – 11,1%; nguồn điện NLTT (thủy điện nhỏ, điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối…) chiếm 26,5% – 28,4%; nhập khẩu khoảng 3,1%. Tỷ lệ nhiệt điện than giảm mạnh từ 29% năm 2020 xuống còn khoảng 15% – 19% vào năm 2045. Ðây là sự khác biệt giữa QHÐ VII điều chỉnh và QHÐ VIII, phù hợp điều kiện phát triển kinh tế của nước ta và phù hợp xu thế phát triển năng lượng của thế giới.
Thủy điện vốn là nguồn NLTT, có điều kiện vận hành linh hoạt, phù hợp chế độ phủ đỉnh biểu đồ phụ tải, nhất là trong cơ cấu nguồn điện của hệ thống điện có điện mặt trời và điện gió ngày càng tăng. Tuy nhiên, lý do tỷ lệ nguồn thủy điện giảm dần vì tiềm năng thủy điện lớn của nước ta cơ bản đã khai thác và đưa vào vận hành. Khả năng khai thác các công trình thủy điện còn lại hầu hết đã được nghiên cứu đầu tư và đang trong giai đoạn chuẩn bị xây dựng, hoặc đang xây dựng.
Theo rà soát tiến độ thực hiện của các dự án thủy điện giai đoạn 2020 – 2025, hệ thống có thể bổ sung khoảng 1.840 MW thủy điện vừa và lớn (gồm cả các dự án mở rộng, như: Hòa Bình mở rộng thêm hai tổ máy với tổng công suất 480 MW, Yaly mở rộng thêm hai tổ máy với tổng công suất 360 MW và Trị An mở rộng thêm hai tổ máy với tổng công suất 200 MW). Các dự án thủy điện nhỏ có khả năng phát triển thêm khoảng 2.700 MW trong giai đoạn từ nay đến năm 2030. Do đó, theo dự báo đến năm 2045, tỷ lệ thủy điện chỉ còn chiếm 9% trong cơ cấu nguồn của hệ thống điện nước ta.
Cẩn trọng với cơ cấu nguồn từ khí LNG
QHÐ VIII định hướng phát triển các nguồn dùng nhiên liệu truyền thống chuyển sang khí LNG với quy mô rất lớn (từ 0% năm 2020 lên ~12.550 – 17.100 MW năm 2030, chiếm ~10 – 12% tổng quy mô nguồn năm 2030, tăng dần đến 43 nghìn MW, chiếm 15 – 17% tổng quy mô nguồn năm 2045), nguồn cung chủ yếu là nhập khẩu từ nước ngoài, như vậy, có thể sẽ gặp phải các khó khăn tương tự việc phát triển nguồn nhiệt điện than trong giai đoạn vừa qua. Do đó, định hướng phát triển các nhà máy điện sử dụng khí LNG cần tính toán trên cơ sở khả năng nhập khẩu LNG và đồng bộ với xây dựng hạ tầng cung cấp LNG (kho cảng, hệ thống lưu trữ, tái hóa, đường ống…) trên phạm vi cả nước nhằm tối ưu trong đầu tư, tiết kiệm chi phí xây dựng, đặc biệt là hệ thống kho cảng và lưu trữ.
Giá nhiên liệu LNG nhập khẩu luôn là yếu tố bất định, có nhiều biến động trong thời gian qua cũng như giai đoạn sắp tới, dẫn đến các vấn đề về giá, cơ chế giá, hình thức đầu tư… là các rủi ro có thể dẫn đến việc phát triển các nguồn điện sử dụng nhiên liệu LNG không được cao như định hướng, gây ảnh hưởng đến an ninh năng lượng nói chung và an ninh cung cấp điện nói riêng.
Bài toán đối với năng lượng tái tạo
Theo QHÐ VIII, tỷ trọng nguồn NLTT so với tổng công suất đặt toàn quốc như sau: Năm 2020 là 24,4%, đến năm 2030 là 24,3% – 25,7% và đến năm 2045 là 26,5% – 28,4%. Tỷ trọng nguồn NLTT đã được ưu tiên phát triển phù hợp khả năng bảo đảm an toàn hệ thống với giá thành điện năng hợp lý.
Có xem xét đến tỷ trọng nguồn NLTT đưa vào cân bằng công suất trong cân đối nguồn – tải (dựa trên số giờ huy động công suất khả dụng của nguồn NLTT trên phạm vi tỉnh, vùng, toàn quốc) và khả năng dự phòng từ các nguồn khác khi nguồn NLTT không thể vận hành. Tuy nhiên, khi thực hiện cần phân bổ kịch bản phát triển NLTT tối ưu theo khu vực và thời gian thực hiện, trong đó, cần ưu tiên phát triển NLTT tại các khu vực lưới điện đáp ứng yêu cầu giải tỏa công suất, đặc biệt khu vực phía bắc (giai đoạn 2021 – 2030); giảm khối lượng đầu tư nguồn NLTT giai đoạn 2021 – 2025 và chuyển sang thực hiện giai đoạn 2026 – 2030 để bảo đảm tính khả thi thực hiện và ưu tiên thực hiện các nguồn điện có đặc tính điều chỉnh công suất linh hoạt (tốc độ nhanh, dải điều chỉnh rộng) như mở rộng các nhà máy thủy điện, hệ thống pin tích trữ (BESS), các nhà máy thủy điện tích năng.
Theo nhìn nhận của nhiều chuyên gia, nhà quản lý, dù Việt Nam có các nguồn điện linh hoạt bổ sung cho hệ thống điện, việc cắt giảm nguồn năng lượng gió, mặt trời với một tỷ lệ thích hợp là điều không thể tránh khỏi đối với một hệ thống điện tích hợp NLTT ở quy mô lớn…
Với chương trình phát triển điện lực QHÐ VIII, hằng năm Việt Nam cần đầu tư cho ngành điện khoảng 99,32 – 115,96 tỷ USD trong giai đoạn 2021 – 2030, trong đó, vốn đầu tư cho phát triển nguồn điện khoảng 85,70 – 101,55 tỷ USD (mỗi năm khoảng 8,57 – 10,15 tỷ USD) và khoảng 180,1 – 227,38 tỷ USD/năm trong giai đoạn 2031 – 2045.
Ðể thực hiện, QHÐ VIII đã đề cập các giải pháp, cơ chế thực hiện quy hoạch như: Ðề xuất sửa đổi Luật Ðiện lực theo hướng linh hoạt hơn đối với yêu cầu đầu tư các công trình điện, bảo đảm thu hút mọi nguồn lực xã hội trong phát triển ngành điện; đề xuất cơ chế xây dựng Kế hoạch phát triển điện lực trong ngắn hạn, trung hạn và dài hạn; đề xuất cơ chế đấu thầu lựa chọn chủ đầu tư các dự án điện; đề xuất cơ chế xã hội hóa đầu tư lưới điện truyền tải… Các đề xuất này sẽ từng bước được nghiên cứu, hoàn thiện để bảo đảm thực hiện xây dựng, quản lý và vận hành các công trình điện theo đúng quy hoạch, đặc biệt trong bối cảnh đầu tư từ các nguồn vốn tư nhân, nguồn vốn nước ngoài chiếm tỷ trọng đáng kể trong tổng vốn đầu tư phát triển điện lực.
Công tác quy hoạch phát triển điện lực được quan tâm ngay từ những năm chiến tranh chống đế quốc Mỹ. Từ năm 1971, ngành điện đã xây dựng đề án sơ đồ lưới điện. Ðến năm 1980, bắt đầu xây dựng Tổng sơ đồ phát triển điện lực quốc gia. Kể từ đó đến nay, ngành điện đã xây dựng bảy QHÐ quốc gia gắn với kế hoạch 5 năm phát triển kinh tế – xã hội của đất nước.
Ðể phù hợp thực tế, Chính phủ đã hai lần điều chỉnh quy hoạch là quy hoạch giai đoạn V và giai đoạn VII. Việc thực hiện bảy QHÐ Quốc gia, đã đem lại cho ngành điện một hệ thống cơ sở hạ tầng điện lực phát triển nhanh, đồng bộ và hiện đại trong các khâu sản xuất – truyền tải – phân phối và dịch vụ phụ trợ.
THANH MAI
***
Làm sao tối ưu giá thành sản xuất điện?
Thứ Bảy, 23-10-2021, 17:28
Hệ thống lưới điện truyền tải rất phụ thuộc vào quy hoạch nguồn điện, do đó, cần phát triển lưới điện truyền tải trên quan điểm tối ưu giá thành sản xuất điện. Cũng vì mục tiêu này, việc phát triển các dự án năng lượng tái tạo cần được xem xét để sử dụng tại chỗ, thay vì đưa lên đường dây 500 kV bắc – nam.
Khai thác tối đa khả năng hiện có
Quan điểm mới tại Quy hoạch điện (QHÐ) VIII là “tự cân đối nội vùng và nội miền, tránh truyền tải xa; khai thác tối đa khả năng truyền tải hiện có và không xây dựng thêm các đường dây truyền tải điện liên miền trong giai đoạn 2021 – 2030 (trừ những công trình đang trong quá trình xây dựng và/hoặc đang chuẩn bị đầu tư xây dựng); hạn chế tối đa việc xây dựng mới các đường dây truyền tải điện liên miền giai đoạn 2031 – 2045”.
Thực tế triển khai QHÐ VII và VII điều chỉnh cho thấy, các nguồn nhiệt điện than, khí LNG trong QHÐ VIII cũng như các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) còn nhiều rủi ro về cơ chế phát triển, huy động vốn, nguồn cung nhiên liệu, cơ sở hạ tầng,… dẫn đến nhu cầu truyền tải có thể tăng cao hơn so dự kiến. Với quỹ đất hạn chế, đặc biệt là những khu vực có chiều rộng nhỏ từ Quảng Bình, Quảng Trị tới Thừa Thiên Huế rất khó có thể xây dựng các tuyến đường dây 500 kV liên miền mới. Do đó, bên cạnh việc sử dụng các đường dây có tiết diện lớn hơn/phân pha nhiều hơn, cần sớm triển khai đầu tư công nghệ truyền tải điện một chiều (HVDC) với số mạch ít hơn và năng lực truyền tải tốt hơn, tiết kiệm được quỹ đất và có thể so sánh được về kinh tế.
Cũng cần phải tính đến thực tế, việc đấu nối quá nhiều nguồn điện, đặc biệt là các nhà máy điện do tư nhân, các công ty ngoài nhà nước đầu tư, như: Ðấu nối các TBA 500 kV Ea Soup, Ea Nam, Kon Rẫy, Mang Yang, điện gió Ðắk Lắk 1, Ðắk Lắk 2, điện gió Ðắk Nông,… sẽ gây ảnh hưởng an ninh cung cấp điện quốc gia.
Với kịch bản phát triển nguồn nhiệt điện trong quy hoạch, trên hệ thống sẽ xuất hiện các khu vực tập trung nguồn điện rất lớn, do đó cần phải có phương án đấu nối tổng thể, tối ưu để bảo đảm khả năng giải tỏa cũng như hiệu quả đầu tư.
Cần một kế hoạch tổng thể
Trong thời gian vừa qua, nhập khẩu điện từ Lào và Trung Quốc khá bị động, nguyên nhân chính là tốc độ tăng trưởng phụ tải không như dự kiến (ảnh hưởng của dịch Covid-19), tiến độ nhiều công trình nguồn, lưới điện bên phía Việt Nam chậm so với kế hoạch, các chủ đầu tư bên Lào đề xuất riêng lẻ các nhà máy thủy điện bán điện về phía Việt Nam mà không có kế hoạch tổng thể. Những điều này vẫn có thể tiếp tục xảy ra trong thời gian tới. Do đó, để tăng tính chủ động trong công tác đầu tư xây dựng các công trình lưới điện phục vụ công tác xuất/nhập khẩu điện, QHÐ VIII cần phải đưa ra được danh mục các công trình lưới điện kèm theo điều kiện xây dựng. Trong đó, đối với nhập khẩu Lào, chủ trương thu gom các nhà máy điện bên Lào và đấu nối qua các đường trục về phía Việt Nam, tại các điểm có khả năng tiếp nhận được công suất và thuận tiện trong công tác đầu tư xây dựng các công trình lưới điện tiếp nhận công suất.
Xem xét định hướng liên kết qua các đường dây truyền tải điện một chiều để phù hợp xu hướng phát triển các lưới điện liên kết khu vực ASEAN trong tương lai trong khi vẫn bảo đảm vận hành ổn định và an toàn lưới điện quốc gia cũng cần được đặt ra. Ðối với nhập khẩu điện của Trung Quốc, cần xem xét liên kết lưới điện ở cấp điện áp cao (500 kV) với công nghệ truyền tải điện thích hợp, nhưng có xét đến điều kiện là tiến độ các nguồn điện bên Việt Nam không đáp ứng được yêu cầu và chi phí mua điện Trung Quốc hợp lý để nâng cao độ an toàn cung cấp điện.
Ðiều quan trọng, do tốc độ tăng trưởng phụ tải được dự báo ở mức cao 9,1%/năm giai đoạn 2021 – 2025 và 8%/năm 2026 – 2030, khối lượng đầu tư mới vào nguồn điện và lưới điện là rất lớn. Quan điểm quy hoạch là chỉ phân bổ công suất phát điện theo vùng miền mà không cụ thể về vị trí các nguồn điện mới sẽ dẫn đến kế hoạch phát triển lưới điện không tối ưu. Ðó là chưa kể đến việc bị động và rất chậm trễ trong triển khai thực hiện (đây là bài học về việc phát triển điện gió, mặt trời trong thời gian vừa qua chỉ được quy hoạch trên phạm vi một khu vực lân cận ở địa điểm phát triển các dự án đơn lẻ mà không có quy hoạch tổng thể hệ thống).
Quy hoạch điện VIII mang tính mở, độ linh hoạt cao. Tuy nhiên, hệ thống lưới điện truyền tải cần phải được xây dựng trên quan điểm bảo đảm đáp ứng yêu cầu vận hành an toàn, ổn định, có khả năng tích hợp tỷ lệ các nguồn NLTT cao, truyền tải điện năng từ các trung tâm điện lực lớn về trung tâm phụ tải. Thêm nữa, cần bảo đảm sự liên kết các hệ thống điện miền và khu vực, đồng thời, từng bước hình thành lưới điện truyền tải thông minh ■
Các dự án lưới điện truyền tải 500 kV đang triển khai có thể đáp ứng nhu cầu truyền tải liên miền đến năm 2045, song quy hoạch mới vẫn định hướng phát triển giao diện Bắc Trung Bộ – Bắc Bộ gồm: sáu mạch đường dây 500 kV đến năm 2030; 10 mạch đường dây 500 kV đến 2045. Với Nam Trung Bộ – Nam Bộ là bảy mạch đường dây 500 kV đến 2030; 11 mạch đường dây 500 kV đến năm 2045.
QUANG MINH
***
Một kỷ nguyên đã khép lại
Cuối tháng 9/2021, theo Bloomberg, 17 tỉnh ở các vùng đông nam và miền bắc của Trung Quốc liên tục bị mất điện. Ngày 15/10, Tân hoa xã nhấn mạnh: Trung Quốc đang phải dốc toàn lực đương đầu với tình trạng thiếu điện này. Và khi “người khổng lồ kinh tế” ấy run rẩy, cả thế giới cũng rung chuyển.
Cuộc khủng hoảng được báo trước
Ðã từng có những thời điểm trong quá khứ, một số cơ sở sản xuất tại Trung Quốc buộc phải thực hiện các biện pháp tiết kiệm điện, thí dụ như cho công nhân tạm dừng lao động trong một thời gian ngắn. Song, chưa bao giờ mọi chuyện trở nên trầm trọng như những ngày này.
Trong nhiều tuần lễ, thậm chí cư dân ở một vài khu vực tại Thủ đô Bắc Kinh cũng được đề nghị không sử dụng thang máy, không bật điều hòa nhiệt độ, và các đường phố thì chìm trong bóng tối khi không còn đủ điện năng phục vụ chiếu sáng công cộng. Ở không ít thành phố khác, đến cả đèn tín hiệu giao thông cũng được “nghỉ luân phiên”, nghĩa là “tiết kiệm được chút nào hay chút ấy”.
Hệ quả của tình trạng thiếu hụt năng lượng này, đối với phát triển kinh tế là rất dễ hình dung. Thượng tuần tháng 10, ngân hàng Mỹ Morgan Stanley đánh giá: Khả năng sản lượng ngành công nghiệp xi-măng Trung Quốc giảm 29%, và của ngành công nghệ nhôm là 7%. Cùng đó, ngân hàng Nhật Bản Nomura giảm dự phóng tăng trưởng của Trung Quốc hơn một điểm trong quý III và quý IV/2021. Trong một báo cáo mới đây, Goldman Sachs đã hạ dự báo tăng trưởng kinh tế Trung Quốc cho năm 2021 từ 8,2% xuống 7,8%.
Và hơn thế, theo nhiều chuyên gia kinh tế thế giới, với tỷ trọng cực lớn về mọi mặt của nền kinh tế lớn thứ hai thế giới, chuyện guồng máy sản xuất ở Trung Quốc khựng lại cũng như chuyện nền kinh tế ấy “mất đà” chắc chắn cũng đã và đang khiến tốc độ tăng trưởng chung của thế giới chậm lại, khi các đơn hàng không thể được trả đúng hạn để bắt kịp nhu cầu của rất nhiều thị trường, và gây ra những đứt gãy trong chuỗi cung ứng toàn cầu. Một cách hình tượng, tình trạng thiếu điện ở Trung Quốc đang ảnh hưởng tiêu cực đến hầu như mọi sản phẩm của các tập đoàn quốc tế đang đặt cơ sở sản xuất tại đây, từ điện thoại iPhone đến các chế phẩm sữa, từ những chiếc xe Toyota đến các mặt hàng may mặc…
Tuy nhiên, thực tế, những lo ngại về tình trạng khan hiếm năng lượng tại “công xưởng của thế giới” cũng đã bắt đầu xuất hiện từ lâu. Ðó là năm 2011, khi một đợt hạn hán dài ngày làm tê liệt các nhà máy thủy điện Trung Quốc, khiến 10 tỉnh trên toàn quốc thiếu điện, trong đó có cả những trung tâm sản xuất hàng xuất khẩu lớn nhất, như tỉnh Quảng Ðông.
Hiện tại, “cơn ác mộng” đó đã trở lại, và tạo nên những nguy cơ lớn gấp bội. Chính phủ Trung Quốc đã buộc phải họp khẩn cấp, để “ra mệnh lệnh” cho tất cả các ngành dầu khí, than đá, thủy điện… phải “bảo đảm nguồn cung trong mùa đông này bằng mọi giá!”.
Phương trình hóc búa
Lý do hay được nhắc đến nhất trên bề mặt của vấn đề là sự phụ thuộc quá mức của Trung Quốc vào nguồn than đá nói riêng và các nhiên liệu hóa thạch nói chung. Hiện tại, sau một thời gian dài nỗ lực giảm sự phụ thuộc này, tỷ trọng nhiệt điện chỉ còn 56,7%, nhưng vẫn đóng góp cho tổng nguồn điện tại Trung Quốc tới 71,8%, trong khi công suất lắp đặt điện gió và điện mặt trời mặc dù chiếm 24% nhưng sản lượng điện chỉ chiếm khoảng 10%.
Câu chuyện trở nên trầm trọng hơn, khi xuất phát từ các vấn đề căng thẳng trên lĩnh vực ngoại giao song phương, Bắc Kinh quyết định không tiếp tục nhập khẩu than đá từ một nguồn cung hết sức dồi dào trong quá khứ: Australia. Trong khi đó, đến đầu tháng 10/2021, đã có 60 mỏ than của Trung Quốc phải tạm ngừng hoạt động do ảnh hưởng của bão lũ. Không chỉ vậy, việc nhập khẩu than của Trung Quốc từ các thị trường khác cũng bị tác động do cuộc khủng hoảng nguyên nhiên liệu toàn cầu. Bối cảnh này dẫn đến một hiện trạng: “Dự trữ của sáu tập đoàn cung cấp than đá hàng đầu Trung Quốc chỉ đủ để bảo đảm nhu cầu tiêu thụ toàn quốc trong vỏn vẹn 15 ngày”, theo đánh giá của Cơ quan tư vấn đầu tư Sinolink Securities.
Lý do thứ hai cũng được đề cập song song, là quyết tâm chính trị của các nhà lãnh đạo Trung Quốc, trong việc thực hiện các cam kết về cắt giảm khí thải, đặc biệt là trước thềm Hội nghị Liên hợp quốc chống biến đổi khí hậu toàn cầu (COP26, sẽ diễn ra từ ngày 31/10 đến 12/11 tại Anh). Không những là nguồn khí thải gây ô nhiễm môi trường khi sử dụng, than đá còn có nguy cơ tạo nên những tai nạn hầm mỏ thương tâm. Và từ cuối tháng 9/2021, Trung Quốc đã tuyên bố chấm dứt đầu tư điện than ở nước ngoài. Một kỷ nguyên nhất thiết phải khép lại, vì cả mục tiêu chung là cứu “ngôi nhà của nhân loại”, lẫn mục đích riêng: thể hiện rằng Trung Quốc là một cường quốc có trách nhiệm.
Nhưng, có lẽ nguyên nhân sâu xa nhất và mang tính quyết định lại không nằm ở cả điện than lẫn chương trình cắt giảm khí thải. Theo nhận xét của giới phân tích quốc tế, việc tập trung quá lớn tỷ trọng cung ứng điện năng từ một nguồn theo kiểu “để hết trứng vào một giỏ” –
hay nói cách khác là việc thiếu sự cân bằng cũng như những phương án dự phòng trong quy hoạch dài hạn dành cho ngành điện – đã khiến nền kinh tế số hai thế giới không thể bảo đảm được an ninh năng lượng cho chính mình.
Vào lúc này, mọi giải pháp có lẽ đều chỉ mang tính “chữa cháy” nhất thời, cho dù là ký gấp các hợp đồng nhập khẩu cả than đá lẫn điện từ Nga, là kiên quyết yêu cầu người dân sử dụng điện tiết kiệm hơn nữa, hay là mở cửa lại những mỏ than đáp ứng điều kiện. Tiến trình chuyển đổi từ năng lượng hóa thạch sang “năng lượng xanh” là một xu thế tất yếu, song điều đó cần một lộ trình được quy hoạch kỹ lưỡng và cẩn trọng, nhằm bảo đảm sự an toàn cho trạng thái kinh tế – xã hội.
Ở khía cạnh này, những vấn đề mà Trung Quốc đối diện đã và đang thật sự trở thành những bài học đắt giá cho mọi nền kinh tế đang phát triển ■
ÐÔNG PHONG
***
Sau thăng hoa là gánh nợ!
Thứ Bảy, 23-10-2021, 17:25
Với hệ thống điện nói chung, sự nở rộ của năng lượng tái tạo vẫn không giúp được các tỉnh phía bắc thoát khỏi tình trạng phải cắt điện do thiếu hụt nguồn cung, trong khi nhu cầu điện vẫn tăng mạnh. Cùng lúc, trái với mong chờ ngồi mát nhìn tiền rủng rỉnh chảy về túi, nhiều nhà đầu tư vào điện mặt trời và điện gió lại đang như đi trên dây với cục nợ lớn, bởi nguồn thu giảm mạnh.
Ồ ạt đầu tư
Theo số liệu của Bộ Công thương, tính tới cuối năm 2020, tổng công suất lắp đặt nguồn điện toàn quốc đạt 69.342 MW. Xét về mặt cơ cấu, điện gió là 538 MW (0,8% công suất và 0,4% sản lượng); điện mặt trời 16.506 MW (23,8% công suất, 3,7% sản lượng); các nguồn khác là 325 MW; điện nhập khẩu là 572 MW…
Như vậy, từ chỗ chỉ có 5 MW điện mặt trời, trong đó duy nhất có 1 MW nối lưới vào thời điểm trước tháng 4/2017 (thời điểm ban hành Quyết định 11/2017/QÐ-TTg), tới cuối năm 2020, tốc độ tăng trưởng điện mặt trời ở Việt Nam khiến không nơi nào trên thế giới sánh kịp, với con số cả nước có 104.282 hệ thống điện mặt trời áp mái nhà (tổng công suất 9.580 MWp). Cũng ở thời điểm này, thống kê của Bộ Công thương cho thấy còn 5.146 MW điện mặt trời đã, đang trình bổ sung tiếp vào quy hoạch điện (tính hết ngày 30/6/2019, ngày kết thúc hưởng với mức giá mua là 9,35 UScent/kWh, cả nước đã có gần 4.900 MW điện mặt trời hòa lưới).
Ðòn bẩy cho việc tăng trưởng thần tốc về điện mặt trời này không có gì khác ngoài giá mua điện hấp dẫn so với suất đầu tư ban đầu và việc dễ dàng được bổ sung dự án vào Quy hoạch điện thời gian qua. Cũng do bùng nổ nguồn cung trong khi không đầu tư hệ thống pin lưu trữ đã khiến hệ thống điện bắt đầu gặp những thách thức trong vận hành, đặc biệt là vào giai đoạn nhu cầu tiêu thụ điện giảm sút do tác động của dịch Covid-19.
Trong khi dự báo huy động điện cho ngày kế tiếp được Trung tâm Ðiều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) công bố hằng ngày cho thấy, nhu cầu tiêu thụ điện toàn quốc thấp điểm nhất vào buổi trưa (thời gian điện mặt trời phát huy cao nhất), nhiều tháng nay chưa tới 30.000 MW. Thậm chí có những thời điểm như trưa 1/1/2021, hệ thống ghi nhận mức tiêu thụ điện chỉ còn khoảng 16.585 MW.
Ðối với điện gió, ở thời điểm giữa tháng 10/2021, các dự án cũng đang gấp rút về đích để kịp hưởng giá bán điện cố định (FIT) cao ngày 31/10/2021. Vì thế, vào thời khắc bước sang ngày 1/11/2021, hệ thống điện còn tiếp tục ghi nhận sự tăng trưởng về nguồn năng lượng tái tạo khi có thêm 3.000 MW điện gió kịp hưởng cơ chế giá FIT và nối lưới.
Quay trở lại trước khi có Quyết định 39/2018/QÐ-TTg ban hành, cả nước mới chỉ có chín dự án điện gió đi vào vận hành, với công suất khiêm tốn là 353 MW. Nhưng sau khi có cơ chế khuyến khích phát triển điện gió, đồng thời nhìn tấm gương điện mặt trời đi trước “ngon ăn”, đã có hàng nghìn MW điện gió được bổ sung quy hoạch. Cụ thể, tính tới tháng 3/2020, Việt Nam đã có 78 dự án điện gió với tổng công suất khoảng 4.800 MW được bổ sung quy hoạch. Trong đó có 11 dự án (tổng công suất 377 MW) đã vận hành phát điện; 31 dự án đã ký hợp đồng mua bán điện dự kiến đi vào vận hành năm 2020 – 2021. Ngoài ra, còn 250 dự án với tổng công suất khoảng 45.000 MW được Bộ Công thương hai đến ba lần đề nghị được bổ sung quy hoạch phát triển điện lực…
Lo nhà đầu tư phá sản!?
Nhìn vào công bố của A0 có thể nhận thấy, nguồn năng lượng tái tạo gồm điện mặt trời và điện gió, tỷ lệ huy động chỉ dao động từ 40% – 45% công suất đặt. Với nguồn điện mái nhà, việc huy động cũng chỉ quanh mức 50%. Ðiều này nghĩa là cơ hội đổi đời, “nhặt tiền” từ bán điện cho Tập đoàn Ðiện lực Việt Nam (EVN) với nhiều nhà đầu tư tư nhân không thể như mong đợi! Hệ quả là, các tính toán ban đầu để vay vốn phát triển dự án khác xa thực tế, khiến dòng tiền thu được giảm mạnh và các chủ đầu tư vỡ mộng! Ðã vậy, áp lực trả nợ đầu tư ban đầu nhanh chóng đè nặng lên các nhà đầu tư năng lượng tái tạo không kể lớn bé.
Ðã có 40 doanh nghiệp làm điện mặt trời tại Gia Lai cùng ký tên vào một kiến nghị tập thể để gửi tới nhiều cơ quan chức năng ngày 16/9/2021 bởi lo ngại khoản đầu tư của mình vào năng lượng xanh có nguy cơ thua lỗ, phá sản. Danh sách này dự báo sẽ đang tiếp tục được nối dài!
Không chỉ vậy, ngành điện cũng đang tiến hành rà soát lại hàng trăm dự án điện mặt trời áp mái nhà xem xét dự án có sự gian lận để được hưởng giá cao. Tổng công ty Ðiện lực Miền Nam, sau khi rà soát lại một số hồ sơ tại Ninh Thuận, Lâm Ðồng, Long An, Bình Dương, Hậu Giang, đã quyết định truy thu phần đã thanh toán với sản lượng điện mái nhà không đúng quy định, thậm chí chuẩn bị tiến hành khởi kiện.
Nhưng bài học của cơn sốt điện mặt trời dường như đã không được các nhà đầu tư điện gió quan tâm đúng mức. Nhiều nhà đầu tư tự tin với tên tuổi của mình có thể giúp “đi qua” nhiều cửa thuận lợi để dự án đến đích, nên vẫn hăng hái đầu tư và tạo nên trào lưu mới. Tuy nhiên, trong số 106 nhà máy điện gió gửi văn bản và hồ sơ đăng ký chương trình đóng điện và hòa lưới, thử nghiệm, đề nghị công nhận vận hành thương mại (COD) với tổng công suất đăng ký là 5.655,5 MW thì tới ngày 15/10/2021 mới chỉ có 11 nhà máy điện gió với tổng công suất 443 MW đã được công nhận COD.
Trong khi hiện có nhiều dự án điện gió tuy đã tiến hành xong các thử nghiệm công suất, nhưng lại đang thiếu một số giấy tờ liên quan trong bộ hồ sơ nghiệm thu nên đang “vắt chân lên cổ” để hoàn tất mới mong kịp hưởng chính sách giá FIT hấp dẫn hiện nay (ngày 31/10).
Thực tế đã cả 10 tháng trôi qua sau khi Quyết định 13/2020/QÐ-TTg hết hạn vẫn chưa có phương thức phát triển tiếp cho các dự án điện mặt trời nói chung, bao gồm cả giá cho điện mặt trời áp mái nhà, mức giá cho điện gió kể từ sau ngày 1/11/2021 cũng được xem là câu hỏi khó cho các nhà đầu tư đang phát triển dự án dở dang. Về điểm này, Chủ tịch HÐQT Công ty Halcom Việt Nam Nguyễn Quang Huân cho rằng, việc chưa có chính sách rõ ràng này khiến cho các doanh nghiệp hoang mang. “Nếu EVN chưa sẵn sàng đón nhận thì các dự án điện gió hòa lưới sẽ gây ra lãng phí xã hội, bởi nếu chỉ phát được 50% công suất lên lưới thì kể cả giá FIT có cao, nhà đầu tư vẫn có thể lỗ, thậm chí phá sản”, ông Huấn khẳng định.
Rõ ràng, gánh nặng về chi phí đầu tư cho năng lượng tái tạo lại sẽ dồn lên vai nhà đầu tư nói riêng và toàn xã hội nói chung theo hướng lãng phí nguồn lực.
Áp lực tối ưu hệ thống khi có sự “đột biến”
Sự bùng nổ của năng lượng xanh, nhất là điện mặt trời, nhưng lại không có lưu trữ cũng đang gây khó khăn và sức ép đến vận hành hệ thống điện. Ông Nguyễn Ðức Ninh, Giám đốc A0 cho biết, để bảo đảm vận hành an toàn hệ thống điện quốc gia trong bối cảnh nguồn cung lớn và nhu cầu tiêu dùng điện thấp, việc huy động nguồn được thực hiện theo thứ tự ưu tiên các nhà máy điện bảo đảm các điều kiện về kỹ thuật, rồi đến các nguồn năng lượng tái tạo rồi mới đến các nguồn điện còn lại.
Do ưu tiên huy động nguồn năng lượng tái tạo mà trong bốn tháng đầu năm 2021 các nhà máy nhiệt điện đã phải khởi động tổ máy đến hơn 334 lần. Con số này vào nửa cuối năm 2019 (thời điểm bắt đầu huy động nguồn điện mặt trời vào hệ thống) là 74 lần, vào năm 2020 là 192 lần. Tất cả các lần huy động lại nguồn điện đều có thể dẫn đến tăng nguy cơ sự cố tổ máy (như đã xảy ra với Nhà máy Phú Mỹ 2.2; nhà máy Bà Rịa…).
Gần đây nhất là lời than phiền của các nhà máy điện khí khi không được huy động phát điện. Ðiều đáng nói là việc giảm huy động nhiệt điện khí kéo theo nguy cơ một số mỏ khí đang khai thác tại Việt Nam sẽ có nguy cơ dừng sản xuất dài hạn hoặc hoạt động cầm chừng. Ðiều này cũng sẽ ảnh hưởng lớn đến kinh tế biển và phần thu ngân sách nhà nước của các mỏ khí bị giảm mạnh.
Thực tế vận hành hệ thống điện hiện nay cũng cho thấy, khi dễ dãi với việc bổ sung quy hoạch điện, cấp phép đầu tư tràn lan cho các dự án năng lượng tái tạo, nhưng lại thiếu nghiêm túc trong tính toán khoa học, cân nhắc các yếu tố kỹ thuật chuyên ngành, cái giá phải trả là vừa lãng phí tiền bạc của xã hội, mà điện vẫn… thiếu. Ðó chính là cái kết không ai mong muốn! ■
So với mục tiêu được đặt ra trong Quy hoạch phát triển điện VII hiệu chỉnh (ban hành tháng 3/2016) là đạt 850 MW công suất điện mặt trời và 800 MW điện gió vào năm 2020; khoảng 4.000 MW điện mặt trời và 2.000 MW điện gió vào năm 2025; khoảng 12 nghìn MW điện mặt trời và 6.000 MW điện gió năm 2030, có thể nói đang có sự bùng nổ về đầu tư vào năng lượng tái tạo tại Việt Nam
Kiến Giang
Tổ chức chuyên đề: LƯU HƯƠNG GIANG và LÊ ÐỨC NGHĨA
CVD 