Việt Nam và con đường
đến đích 'Phát thải Zero'
Michael Nguyễn
Gửi đến BBC News Tiếng Việt từ Singapore
5 tháng 2, 2023
https://www.bbc.com/vietnamese/articles/ckdelzplvlno
Rất đáng ghi nhận sự bứt phá của ngành điện và riêng khu vực năng lượng tái tạo
của Việt Nam trong giai đoạn 2019-2022 đầy khó khăn vì nạn dịch Covid-19.
Từ một nước sử dụng nhiên liệu hoá thạch (năm
2019, nhiên liệu than chiếm tới 50% tổng cung cấp năng lượng sơ cấp (TPES), tỷ
trọng năng lượng tái tạo chỉ chiếm 16,07% theo báo cáo của Vụ tiết kiệm năng lượng
và phát triển năng lượng bền vững, Bộ Công thương), Việt Nam đã chuyển sang sử
dụng năng lượng xanh và sạch hơn (năm 2021, nhiên liệu than giảm xuống 49,7%
còn năng lượng tái tạo tăng lên 22,69%, đứng vào loại cao nhất trên thế giới).
Một điểm đáng chú ý nữa, là ngay cả trong giai
đoạn khó khăn của dịch bệnh, các nhà đầu tư nước ngoài vẫn tiếp tục rót vốn cho
các dự án năng lượng đã được cam kết và triển khai tại Việt Nam. Một số dự án lớn
như của SP Group (Singapore) phát triển điện mặt trời áp mái vào tháng 5/2022
hay nhà máy LNG Long An 1 và 2 cũng của nhà đầu tư Singapore, với tổng mức lên
tới 3,5 tỷ đô la, đã tích cực góp phần vào tăng trưởng đầu tư nước ngoài (FDI)
và GDP, đưa tăng trưởng kinh tế Việt Nam đạt trên 8%, đứng vào mức cao trên khu
vực và thế giới.
Cam kết của Thủ tướng Phạm Minh Chính tại Hội nghị
lần thứ 26 các bên tham gia Công ước khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu
(COP26) đưa mức phát thải ròng về “Zero” vào năm 2050 và tại Tuyên bố Glassgow
về chuyển đổi điện than sang năng lượng sạch, bước đầu đang được tích cực thực
hiện.
Tuy nhiên, chặng đường đến với Giảm phát thải
Zero còn khá nhiều gập ghềnh không chỉ đối với các nhà đầu tư phát triển năng
lượng trong nước và nước ngoài, mà còn là bài toán cần giải quyết giữa các cơ
quan quản lý nhà nước tại Việt Nam.
Năng lượng VN: Nghịch lý
tăng than dù thừa điện mặt trời và câu hỏi về điện khí LNG - Bài 1
Năng lượng tái tạo VN:
Thừa điện gió và mặt trời, chỉ còn 'chờ quyết tâm của chính phủ' - Bài 2
Năng lượng tái tạo: 'VN
cần nâng cấp lưới điện quốc gia' - Bài 3
https://ichef.bbci.co.uk/news/800/cpsprodpb/e9c8/live/241cb3f0-a4ff-11ed-8f65-71bfa0525ce3.jpg
Nhà máy điện gió Phú Lạc ở tỉnh Bình Thuận, Việt Nam vào tháng 04/2019
Vấn đề thứ nhất, là chuyện có lợi ích nhóm hay
không trong thị trường điện và lòng tin giữa cơ quan quản lý ngành điện với các
doanh nghiệp phát triển điện.
Chính vì nghi ngờ có lợi ích nhóm nên xảy ra sự
không tin tưởng, hiểu lầm giữa các doanh nghiệp với cơ quan quản lý nhà nước,
giữa doanh nghiệp với doanh nghiệp và giữa các cơ quan quản lý với nhau. Kết luận
của một số cơ quan ban ngành rằng giá FIT1 và 2 là có lợi ích nhóm và thiên về
một vế thừa điện nhưng không tiêu thụ được đã gây ra sự lãng phí nguồn lực xã hội
và bức xúc cho chủ đầu tư, chúng tôi sẽ trình bày ở sau.
Việc cơ quan quản lý không kiểm soát được việc
phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà phù hợp với nhu cầu sử dụng điện, đặc biệt
vào tháng 12.2020 gây khó khăn trong công tác vận hành hệ thống điện quốc gia,
một phần là do quy định các dự án có công suất dưới 1MW thì giao UBND, các sở
ban ngành của tỉnh trực tiếp cấp phép. Thêm vào đó, đúng ra là công trình điện
mặt trời dưới 1MW trước hết phải để tự tiêu dùng, còn thừa mới bán cho nhà nước.
Tuy nhiên trong Quyết định 13/2020 của Thủ tướng
cho phép “bán một phần hoặc toàn bộ điện năng sản xuất cho Tập đoàn điện lực”
nên xảy ra việc tại địa phương các nhà đầu tư lợi dụng ồ ạt xây công trình điện
mặt trời áp mái chỉ để bán điện 100%. Cho tới nay, tổng công suất lắp đặt điện
mặt trời trên cả nước đã đạt tới khoảng 19.400 MWp (trong đó có gần 9.580 MWp
là điện mặt trời mái nhà), tương ứng khoảng 16.500 MW - chiếm khoảng 25% tổng
công suất lắp đặt nguồn điện của hệ thống điện quốc gia.
Thứ hai, là sự phối hợp giữa EVN với Bộ Công
thương, với các Sở Ban ngành của địa phương. Các dự án đầu tư của EVN không phải
do EVN tự quyết định được mà phải trình lên Uỷ ban quản lý vốn Nhà nước, là một
đầu mối trung gian không cần thiết, chưa có chuyên môn nên đầu tư chưa kịp thời,
các khâu thẩm định kéo dài. Việc đấu thầu mở thầu các dự án cấp bách còn theo
quy trình cồng kềnh, không linh hoạt.
Thứ ba, là năng lực đầu tư hệ thống truyền tải
điện của EVN. Hệ thống đấu nối để chuyển điện từ nơi sản xuất điện đến nơi tiêu
thụ chưa được đầu tư kịp thời, chưa đồng bộ. Các đường dây đấu nối kéo dài trên
nhiều tỉnh thành, qua miền núi phải tuân thủ qua Chỉ thị 13 của Ban Bí thư ngày
12/1/2017 về quản lý, bảo vệ và phát triển rừng. Điều này gây ra một số trở ngại
cho các bộ ban ngành e ngại, không dám mạnh dạn chuyển đổi mục đích một phần đất
rừng để dành cho phát triển xây dựng đường dây truyền tải điện.
Vấn đề thứ tư, là giá bán điện mới, vừa được Bộ
Công thương ban hành đầu tháng 1/2023 vừa qua.
Trong một thời gian dài từ đầu tháng 11/2021 đến
đầu tháng 1/2023, nhiều nhà máy điện đã xây dựng xong nhưng chưa có giá bán điện
mới để hòa mạng, chưa được đấu nối, gây bức xúc cho nhà đầu tư và lãng phí cho
nền kinh tế. Đây là các dự án không vận hành trước 11/1/2021 (là thời điểm chốt
chính sách ưu đãi giá điện cũ) gồm 62 nhà máy điện gió với tổng công suất gần
3500MW và 16 nhà máy điện mặt trời với tổng công suất 252MW.
Do lo ngại về tính an toàn, ổn định của cả hệ
thống, nên EVN không chấp nhận cho các nhà máy năng lượng tái tạo mới hoàn
thành được hoà mạng. Tỷ lệ năng lượng tái tạo cao, chủ yếu là điện gió và điện
mặt trời đã tạo ra những thách thức cho sự ổn định của lưới điện (quán tính hệ
thống thấp, nghẽn đường truyền tải, dư thừa công suất, lỗi dự báo sai lệch lớn,
nguy cơ lỗi đi qua và tỷ xuất dòng ngắn mạch giảm thấp gây mất ổn định.
COP27: Việt Nam vẫn
'nghiện' điện than dù đã cam kết Net Zero năm 2050 - Bài 1
Lại tăng cường điện than
tới 2030: 'Cú giáng' của VN vào mục tiêu năng lượng sạch? - Bài 2
.
Quan ngại về các dự án điện Việt Nam
https://ichef.bbci.co.uk/news/800/cpsprodpb/ac74/live/8cdd1bf0-a4ff-11ed-8f65-71bfa0525ce3.jpg
Nhà máy nhiệt
điện Vĩnh Tân, tỉnh Bình Thuận (Việt Nam) vào tháng 04/2019
Trong cuộc họp Hội đồng quản trị đầu năm mới
2023 của một tập đoàn năng lượng tái tạo lớn tại Singapore mà tôi được mời dự với
tư cách cố vấn, vị Chủ tịch tập đoàn tỏ ý quan ngại về các dự án điện đang và
chuẩn bị thực hiện tại Việt Nam, với động thái mới nhất trên thị trường điện là
Bộ công thương thông báo giá bán điện (FIT) áp dụng cho các dự án điện gió, mặt
trời chuyển tiếp, cách đây một tuần. Họ lo ngại giá FIT mới không như kỳ vọng
và không đem lại lợi ích cho nhà đầu tư.
Tôi nhẩm tính, với giả định lãi suất cho vay ở
mức 11%/năm hiện nay, mức giá mới làm giảm sâu tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) của
các dự án điện năng lượng tái tạo chuyển tiếp. Cụ thể, IRR của các dự án điện mặt
trời mặt đất chỉ đạt 5%. IRR của điện gió trên bờ và gần bờ sẽ giảm xuống lần
lượt là 8,0% và 7,9% từ mức hơn 12% theo giá FIT cũ. Với mức lợi nhuận này thì có thể nói không một
nhà đầu tư nào chịu bỏ tiền ra làm nhà máy điện mới cả, họ sẽ đầu tư vào lĩnh vực
khác có lợi nhuận cao hơn.
Chúng ta có thể cân nhắc một số điều chỉnh để
con đường đi đến Phát thải Zero đỡ gập ghềnh hơn, thu hút được nhiều nguồn nội
lực và từ nhà đầu tư nước ngoài, ưu đãi của các tổ chức quốc tế, vừa thuận tiện
trong công tác quản lý nhà nước.
Thứ nhất, EVN nên có vai trò tự chủ hơn, linh
hoạt hơn trong việc đầu tư các công trình điện, nhất là hệ thống truyền tải điện
cần phải đẩy nhanh tiến độ đầu tư, không phụ thuộc Ủy ban quản lý vốn nhà nước
để kịp thời giải tỏa công suất điện từ các nhà máy mới.
Thứ hai, để tạo điều kiện cho việc sớm xây dựng
hoàn thành hệ thống đường truyền tải điện, có lẽ cần điều chỉnh lại Chỉ thị 13
của Ban Bí thư ngày 12/1/2017 theo hướng tạo điều kiện cho các cơ quan chức
năng vừa quản lý tốt rừng nhưng ưu tiên các công trình quan trọng của nền kinh
tế. Các vấn đề liên quan trực tiếp đến quản lý và bảo vệ rừng đã có các bộ luật
về Lâm nghiệp điều chỉnh.
Thứ ba, về giá bán điện, nên chăng Bộ Công
thương điều chỉnh lại mức giá FIT mới quy định này, sao cho phù hợp với thực tiễn,
thu hút được các nhà đầu tư trong và ngoài nước tiếp tục đầu tư phát triển điện.
Chỉ nên yêu cầu các nhà phát triển điện gió, điện mặt trời tăng tỷ lệ pin lưu
điện từ 3 giờ lên 6 giờ, để ổn định lưới điện và an toàn hơn cho hệ thống điện
quốc gia.
Thứ tư là đẩy mạnh các nhà máy mà nhà nước đã
bỏ vốn đầu tư (Điện khí cà mau, Duyên Hải 2) để hạn chế phải mua nước ngoài (hiện
đang phải mua từ Trung Quốc qua đường Lạng Sơn và Lào Cai, và mua từ Lào ), để
tăng tổng cung cấp năng lượng sơ cấp (TPES) và qua đó giảm tỷ lệ giữa năng lượng
tái tạo và TPES phù hợp với lộ trình và cơ cấu nguồn điện, đồng thời tránh lãng
phí cho nền kinh tế.
Cuối cùng, hết sức tránh việc phủ nhận sạch
trơn những cố gắng, những hành động quyết đoán của những người đứng đầu, những
cơ quan có trách nhiệm trong việc thúc đẩy sự phát triển ngành điện quốc gia,
góp phần tăng trưởng kinh tế đất nước. Không chỉ một sơ suất nhỏ mà phủ nhận sạch
trơn các nỗ lực dám nghĩ dám làm của ngành điện, Bộ Công thương và của chính phủ.
Tránh hình sự hóa những quan hệ dân sự trong
việc phát triển thị trường điện quốc gia. Trong giai đoạn 2019-2021, khi các
nguồn nội lực đã cạn kiệt vì chống dịch, các nhà đầu tư vẫn nỗ lực tập trung
tài chính và các nguồn lực để hoàn thành dự án, cần tránh để những người có
công trở thành người có tội trong quá trình phát triển năng lượng sạch, xanh của
đất nước.
---------------------
Bài
thể hiện quan điểm riêng của Michael Nguyễn, công dân Singapore gốc
Việt.
Năng lượng VN: Nghịch lý
tăng than dù thừa điện mặt trời và câu hỏi về điện khí LNG - Bài 1
Năng lượng tái tạo VN:
Thừa điện gió và mặt trời, chỉ còn 'chờ quyết tâm của chính phủ' - Bài 2
Năng lượng tái tạo: 'VN
cần nâng cấp lưới điện quốc gia' - Bài 3
COP27: Việt Nam vẫn
'nghiện' điện than dù đã cam kết Net Zero năm 2050 - Bài 1
Lại tăng cường điện than
tới 2030: 'Cú giáng' của VN vào mục tiêu năng lượng sạch? - Bài 2
No comments:
Post a Comment