Cơ chế nào để Việt Nam phát triển bền vững nguồn điện khí, điện gió, mặt trời?

Theo dõi KTMT trên

Mới đây, tại TP.HCM, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo - Bộ Công Thương phối hợp với Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam và Trung tâm Thông tin Năng lượng tổ chức Hội thảo quốc tế về “Chính sách cho phát triển các dự án điện gió, điện mặt trời và điện khí tại Việt Nam”. Hội thảo được chia thành ba phiên (hai phiên buổi sáng và một phiên buổi chiều).

Phiên 1: Tổng quan về “Chính sách cho phát triển các dự án điện gió, điện mặt trời và điện khí”:

Ông Phạm Nguyên Hùng - Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo khai mạc hội thảo với bài tổng quan tình hình hệ thống điện Việt Nam.

Phát biểu tại hội thảo, ông Phạm Nguyên Hùng cho biết: Tính đến cuối năm 2021, tổng công suất lắp đặt nguồn điện toàn hệ thống đạt 76.620 MW (tăng gần 7.500 MW so với năm 2020). Quy mô hệ thống điện Việt Nam đã vươn lên đứng đầu khu vực ASEAN về công suất nguồn điện. Hiện tại, tỷ trọng các nguồn điện sạch (bao gồm thủy điện và các nguồn NLTT khác) trong cơ cấu nguồn điện đã đạt đến 65,6% tổng công suất đặt của hệ thống.

Đất nước cần nguồn đầu tư khổng lồ cho điện lực để đảm bảo tăng trưởng kinh tế. Việc xác định các cơ chế (kể cả cơ chế tài chính) và tổ chức thực hiện quy hoạch để khả thi khối lượng nguồn và lưới điện, đảm bảo an ninh năng lượng đang là những nội dung cần được quan tâm nhiều trong thời gian tới.

Đây là diễn đàn khoa học để các nhà đầu tư, doanh nghiệp trong nước và quốc tế hoạt động trong lĩnh vực điện khí, điện gió, điện mặt trời chia sẻ, nêu những yếu tố thuận lợi về định hướng chính sách của Nhà nước, phản ánh những khó khăn, vướng mắc, những rào cản trong quá trình triển khai dự án và đề xuất những kiến nghị về chính sách cụ thể để phát triển các dự án nguồn điện khí, điện gió và điện mặt trời tại Việt Nam, hướng tới thực hiện cam kết giảm phát thải bằng 0 vào năm 2050.

Tham luận của Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo tổng kết tình hình phát triển nguồn điện theo Dự thảo Quy hoạch phát triển điện VIII (QHĐ VIII), định hướng phát triển các dự án nguồn điện NLTT và điện khí. Nhiệt điện than sẽ không phát triển sau 2030, do đó, nhiệt điện khí đóng vai trò rất quan trọng. Trong khi điện mặt trời và gió phát triển nóng, điện khí lại không thêm được nguồn mới nào trong những năm qua. Chủ trương của Chính phủ sẽ ưu tiên nguồn khí trong nước. Tuy vậy, điện khí LNG nhập khẩu dự tính chiếm tỉ lệ lớn vào 2030. Sau 2035, điện khí phải chuyển sang sử dụng hydro. Miền Bắc có phụ tải tăng nhanh hơn nguồn điện khiến cho dự trữ thô giảm.

Thách thức điện khí LNG: Dự án điện khí LNG có công nghệ tiên tiến, cần vốn đầu tư lớn nên cần nhà đầu tư có kinh nghiệm và năng lực tài chính mạnh. Chưa có cơ chế giá điện LNG. Các quy định về thủ tục đầu tư còn vênh nhau giữa các luật.

Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đóng góp tham luận tổng quan những thách thức cho phát triển các nguồn điện phát thải thấp, đảm bảo an ninh năng lượng ở nước ta trong bối cảnh mới. Đó là phát triển năng lượng theo hướng tăng cường các nguồn điện phát thải thấp như điện gió, điện mặt trời (ĐMT) phù hợp với định hướng trong Nghị quyết 55 của Bộ Chính trị, đồng thời phù hợp với tuyên bố Việt Nam, cùng với sự hỗ trợ quốc tế, tiến tới phát thải khí nhà kính ròng bằng ‘không’ vào năm 2050 như Thủ tướng Chính phủ đã nêu trong Hội nghị COP26, tháng 11/2021.

Theo Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Cần có chính sách mua bán điện trực tiếp hoặc đấu thầu điện mặt trời, điện gió một cách liên tục, lâu dài. Nếu không gỡ khó thì chúng ta không có điện gió ngoài khơi vào năm 2030 theo như Dự thảo QHĐ VIII. Điện khí dùng khí trong nước như Lô B, Ô Môn 3 thủ tục phê duyệt quá chậm, chính sách còn quá nhiều bất cập. Hiện thời trên thị trường giao ngay, giá khí hóa lỏng LNG quá cao, vì vậy, cần có sự kết hợp các nhà đầu tư để có thể mua khối lượng lớn, hợp đồng lâu dài, giá ổn định; đồng thời nhà nước cần có quy hoạch kho - cảng nhập khẩu LNG để tránh tình trạng xây dựng kho cảng manh mún theo từng dự án điện khí LNG làm giảm hiệu quả đầu tư.

Tham luận của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết: EVN đang tham gia phát triển nhiều dự án điện khí nội từ Cá Voi Xanh và Lô B. Tổng điện lượng năm 2030 dự kiến đạt 595 GWh, trong đó nguồn khí nội, LNG đạt 172,28 GWh (28,9%). Như vậy, tỷ trọng điện khí trong thời gian tới sẽ đóng vai trò cung cấp điện chính trong hệ thống điện quốc gia.

Do giá khí đầu vào cao, dẫn đến giá thành sản xuất điện cao, trong khi giá bán điện của EVN do Nhà nước quyết định, do vậy cần phải chia sẻ hài hòa lợi ích giữa Nhà nước, doanh nghiệp và người dân. Chính phủ cần xem xét quy hoạch các trung tâm nhiệt điện LNG lớn, liên kết chuỗi giá trị LNG (khí, điện, cảng biển) để có giá khí sau tái hóa khí, giá điện ở mức hợp lý. Các hợp đồng cung cấp khí phải có khối lượng lớn (cho cả cụm trung tâm nhiệt điện) để tăng khối lượng, giảm giá thành và ổn định trong vận hành và tiêu thụ.

Khi công nghệ khai thác, vận chuyển, phát điện bằng nhiên liệu Hydro đủ phát triển và có giá thành hợp lý, xem xét chuyển dần các nhà máy điện tua bin khí sử dụng khí Hydro, được xử lý và khai thác trên cơ sở tích hợp với các nhà máy điện gió ngoài khơi để có chuỗi phát điện với giá thành hợp lý, sạch và bền vững.

Phiên 2: Chủ đề về “Chính sách cho phát triển các dự án điện khí tại Việt Nam”:

Tham luận của Vụ Dầu khí và Than - Bộ Công Thương nêu tổng quan ngành khí Việt Nam: Năm 2022, Việt Nam dự tính sản xuất được 9,1 tỷ m3 khí đốt, trong đó 85% được dành cho sản xuất điện. Các mỏ khí nằm ở bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malay - Thổ Chu và Sông Hồng. Hiện tại có 15 nhà máy điện khí với tổng công suất khoảng 8.000 MW. Tuy nhiên, sản lượng khí tại các mỏ đang suy giảm trong khi nhu cầu sử dụng khí đốt tăng cao.

Nghị quyết 55/NQ-TW đã nêu rõ: “Ưu tiên đầu tư cơ sở hạ tầng kỹ thuật phục vụ nhập khẩu và tiêu thụ khí thiên nhiên hóa lỏng”. Do đó, Việt Nam sẽ phát triển các kho LNG ở Thị Vải, Hải Linh, Hải Phòng, Đông Nam bộ, Tây Nam bộ...

Ngành khí đang gặp nhiều thách thức. Một số cơ chế, chính sách chưa được hoàn thiện, công nghệ phức tạp có bản quyền, đòi hỏi vốn đầu tư lớn, phải phát triển theo chuỗi dự án nên vốn lại càng lớn hơn. Thị trường khí quốc tế biến động lớn cùng lúc với xu hướng chuyển dịch năng lượng toàn cầu.

Chúng ta cần có các giải pháp để thích nghi với hoàn cảnh mới. Đó là bổ sung, điều chỉnh cơ chế chính sách đặc thù cho một số dự án năng lượng quan trọng, tạo môi trường thu hút đầu tư, đẩy nhanh thực hiện thị trường điện cạnh tranh, mua bán điện trực tiếp, tạo điều kiện quỹ đất và giải phóng mặt bằng. Cơ chế giá khí cần được ban hành hài hòa lợi ích giữa Nhà nước, doanh nghiệp và người tiêu dùng.

Đại diện của Quỹ đầu tư VinaCapital cho biết: Quỹ đang cùng GS Energy của Hàn Quốc theo đuổi dự án Nhà máy điện LNG Long An theo hình thức IPP. LNG là bước chuyển đổi không thể bỏ qua trong quá trình chuyển dịch lên Net Zero. Quỹ đã hoàn thành thủ tục chuyển đổi quy hoạch dự án Nhiệt điện than Long An thành Nhiệt điện khí LNG với tổng công suất 3.000 MW. Dự án đã lựa chọn địa điểm và phương án cấp khí từ kho cảng LNG Thị Vải.

Đại diện của Quỹ đầu tư VinaCapital kiến nghị bảo lãnh tỷ giá hối đoái, bảo lãnh Chính phủ cho trách nhiệm của các bên mua bán điện, bao tiêu một phần sản lượng điện.

Tập đoàn T&T tham gia hội thảo với phần trình bày về dự án điện khí LNG Hải Lăng, Quảng Trị.

T&T hiện đang vận hành nhiều nhà máy điện gió và mặt trời, theo đuổi dự án điện khí LNG Hải Lăng, Quảng Trị và điện khí LNG Quảng Ninh 2, Vũng Áng 3. Tuy nhiên, do Chính phủ tạm dừng bảo lãnh vay vốn cho dự án điện nên thu xếp tài chính đang gặp khó khăn. Giá LNG trên thị trường đang tăng nhanh. Muốn bán điện ở mức 8 - 9 cent/kWh thì giá LNG phải ở mức 12 USD/MMBTU và sản lượng điện bao tiêu Qc phải 80 - 90%.

Về giải phóng mặt bằng, theo bà Nguyễn Thị Thanh Bình - Phó Tổng giám đốc Tập đoàn T&T: Việc chuyển đổi mục đích sử dụng đất rừng phải do cấp Chính phủ phê duyệt nên kéo dài thời gian. Dự án cần được bảo lãnh của Chính phủ cho trách nhiệm ràng buộc giữa các bên, tỷ giá hối đoái và bao tiêu sản lượng.

Công ty Marubeni ASIAN Power Việt Nam đã có những đóng góp lớn cho ngành năng lượng Việt Nam. Marubeni có kinh nghiệm trong cả điện than, điện khí, năng lượng tái tạo, truyền tải và lưu trữ điện.

Theo ông Watanabe Yasuaki - Phó Tổng giám đốc Marubeni ASIAN Power Việt Nam: Hiện Marubeni đang tham gia dự án điện khí Ô Môn 2 ở Cần Thơ và dự án điện LNG ở Quảng Ninh. Trong giai đoạn hiện nay, Việt Nam cần có các nhà máy điện IPP dùng vốn đầu tư nước ngoài, từ các ngân hàng quốc tế. Do đó, cần khung pháp lý và các quy định vững chắc và hợp đồng PPA có thể thuyết phục được các ngân hàng.

Tham luận của Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam giới thiệu nhanh về Tổng công ty và đi ngay vào những khó khăn, kiến nghị.

Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam có tổng công suất lắp đặt 4.205 MW, sản xuất 21 tỷ kWh/năm, chiếm 8% tổng sản lượng điện quốc gia, trong đó có 4 nhà máy điện khí. Tổng công ty đang xây dựng điện khí Nhơn Trạch 3 và 4.

Theo ông Vũ Văn Lợi - Trưởng Ban Đầu tư - Xây dựng (Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam): Ưu điểm của điện khí là giảm thiểu phát thải CO2 và các chất ô nhiễm, có khả năng thay đổi tải nhanh đáp ứng điều tiết khi tỷ lệ NLTT lên cao. Tuy nhiên, hiện Tổng công ty đang gặp những khó khăn như: Chưa có kinh nghiệm xây dựng, vận hành nhà máy điện LNG, chưa có kinh nghiệm mua LNG trên thị trường quốc tế.

Trong tầm nhìn dài hạn, ông Vũ Văn Lợi cho rằng: Giá LNG dài hạn khá ổn định. Dự án đã thu xếp vốn được vốn, mặc dù gặp khó khăn vì Chính phủ không bảo lãnh. Luật pháp về xây dựng điện chưa hợp lý. Do đó, Tổng công ty kiến nghị sớm thông qua QHĐ VIII để các nhà đầu tư có cơ sở triển khai. Mặt khác, cần có quy định và hướng dẫn cụ thể trong lựa chọn nhà đầu tư các dự án điện LNG. Cùng với đó là cơ chế khung giá điện LNG và cho phép các nhà máy điện LNG chuyển ngang chi phí giá khí sang giá điện, cơ chế đảm bảo bao tiêu sản lượng điện hàng năm (Qc). Đồng thời, xem xét giảm thuế nhập khẩu LNG và thiết bị, thuế thu nhập cho nhà máy điện khí.

Tham luận của Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) nêu những khó khăn trong việc triển khai cung cấp khí/LNG cho các dự án điện khí. Khí cho điện đang được cung cấp trực tiếp từ mỏ qua đường ống dẫn khí, nhưng nhà máy điện lại vận hành theo thị trường điện hàng ngày với nhu cầu biến động. Khí cho công nghiệp đang không được ưu tiên, chỉ khi thừa của phát điện mới được bán cho công nghiệp nên khó chủ động kinh doanh.

PV GAS đang thu xếp cung cấp LNG cho Nhà máy Nhơn Trạch 3 và 4. Chủ đầu tư đang kiến nghị Chính phủ chuyển ngang bao tiêu khí sang bao tiêu điện với Qc = 80 - 90% sản lượng điện (khoảng 1,3 tỷ m3 LNG tái hóa/năm) trong thời hạn 15 năm làm cơ sở để bên bán khí thu xếp hợp đồng mua LNG dài hạn. Tuy thời sự đưa tin giá khí quốc tế lên cao, nhưng LNG dài hạn đang chiếm tới 80% lượng mua bán có giá ổn định, chỉ có dưới 20% là giao spot trên thị trường quốc tế, có giá lên cao thất thường.

Có sự lệch nhau giữa kế hoạch giao LNG và kế hoạch vận hành hệ thống điện.

Theo ông Nguyễn Thanh Bình - Phó Tổng giám đốc PV GAS: Điện khí sẽ phải chạy nền thay cho than, đảm bảo an ninh năng lượng. Hiện tại các nguồn khí nội địa đang suy giảm, sẽ phải bổ sung bằng LNG nhập khẩu. Tương lai dài hạn LNG sẽ rất cạnh tranh so với nguồn khí nội địa mới của Việt Nam. Do đó, cần có cơ chế giá điện LNG chuyển giá khí, các tiêu chuẩn kỹ thuật khi cấp LNG cho các nhà máy điện khí hiện tại.

Theo ông Bình: Vai trò của Nhà nước rất quan trọng, không có cơ chế thì không ai dám đầu tư.

Phần thảo luận của Phiên 2 đã thu hút được nhiều câu hỏi và ý kiến:

Một ý kiến cho rằng: Cải cách thị trường điện hiện vẫn là song phương, chưa sang thị trường tự do để người mua gặp trực tiếp người bán điện. Cần có thị trường minh bạch hơn cho tất cả mọi người. Liệu khi nào thì có hợp đồng mua bán điện trực tiếp?

Câu hỏi khiến nhiều người quan tâm là nếu không có bảo lãnh Chính phủ (vì chắc là Chính phủ không thay đổi chính sách nợ công) thì làm thế nào để thuyết phục các tổ chức tín dụng đầu tư?

Câu trả lời là dần dần thuyết phục bằng năng lực của công ty. Ban đầu tiếp xúc với các định chế tài chính họ cũng không đồng ý. Xếp hạng tín dụng phải đầy lên dần. Đấy là cả một quá trình.

Phát biểu của một số công ty nước ngoài cũng cho thấy rằng, họ rất muốn tham gia vào đầu tư thủy điện tích năng. Nhưng liệu các công ty nước ngoài có được đầu tư không?

Câu trả lời là hai dự án thủy điện tích năng đã quy hoạch. Thủy điện Tích năng Bác Ái đã có chủ đầu tư và đang thi công. Còn Thủy điện Tích năng Phước Hòa chưa có nhà đầu tư. Việt Nam cần nhiều thủy điện tích năng hơn để cân bằng NLTT. Tương lai sẽ có quy định cho nhà đầu tư.

Đại diện nước ngoài khác cho biết: Phải có hợp đồng bao tiêu thì mới phát triển được điện khí LNG. Việt Nam khi nào thì có hợp đồng này?

Câu trả lời: Đang ban hành khung giá, đưa giá khí vào điện, sẽ có cả Qc. Bộ Công Thương sẽ tiếp thu các ý kiến.

Phiên 3: Chủ đề về “Chính sách chophát triển các dự án điện gió, điện mặt trời”:

Tham luận của Văn phòng Ban chỉ đạo Quốc gia về Phát triển Điện lực nhận định: Mặc dù có những bước phát triển mạnh mẽ, các loại nguồn điện gió, mặt trời và điện khí gặp phải những khó khăn, thách thức lớn. Quy hoạch chưa quản lý hiệu quả, không đồng bộ. Thời gian cấp phép đầu tư kéo dài. Đến nay chưa có quy hoạch không gian biển cho điện gió ngoài khơi. Về công nghệ, phụ thuộc nhiều vào nước ngoài. Sự phát triển mạnh của điện gió và mặt trời dẫn đến mất cân đối nguồn - tải. Rủi ro tài chính phụ thuộc vào cơ chế giá, năng lực quản lý vận hành. Giải phóng mặt bằng luôn là khó khăn cho các dự án.

Tập đoàn Equinor ASA tại Việt Nam chia sẻ: Equinor đã từng là công ty dầu khí ngoài khơi, nay đã thành công trong chuyển dịch năng lượng sang nguồn điện này. Công ty đã có kinh nghiệm phát triển điện gió trên Biển Bắc, Baltic, bờ Đông nước Mỹ, Hàn Quốc. Công ty nhấn mạnh là chi phí cho điện gió ngoài khơi tiếp tục giảm do công suất tua bin ngày càng lớn, lên đến 15 MW một tua bin.

Quá trình phát triển trang trại điện gió ngoài khơi có thể kéo dài từ 5 - 11 năm (bao gồm phát triển dự án, chuẩn bị thi công, thi công, chạy thử.) Do đó, Việt Nam cần một khung pháp lý phù hợp, bao gồm tầm nhìn chiến lược, bàn giao không gian biển, kết nối lưới, ưu đãi thuế, khuyến khích phát triển chuỗi cung ứng. Cần kết nối lưới vì nếu sản xuất hydrogen rồi phát điện trên bờ, ít nhất 30% năng lượng bị mất, chưa kể chi phí.

Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia - A0 có tham luận nêu những vấn đề kỹ thuật trong vận hành hệ thống điện trong bối cảnh xâm nhập của nguồn NLTT ngày càng cao.

Trong ba năm (2019 - 2021) công suất đặt tăng mạnh (18%/năm), chủ yếu là điện gió và mặt trời. Năm 2021, điện gió và mặt trời chiếm 26% công suất đặt và 12,3% sản lượng điện. Tỷ lệ NLTT cao đã tạo ra những thách thức cho sự ổn định của lưới điện. Đó là nghẽn đường truyền tải, dư thừa công suất NLTT, quán tính hệ thống thấp, lỗi dự báo sai lệch lớn, nguy cơ lỗi đi qua (FRT) và dòng ngắn mạch (SCR) giảm thấp gây mất ổn định. Các đồ thị và con số đã minh họa rõ ràng những sự cố đó. Trong khi đó, chưa có khuyến khích dịch vụ phụ trợ để các bên tham gia đầu tư.

A0 đã có một số biện pháp đối phó với các tình huống trên, nhưng cần những giải pháp dài hạn hơn. Chính phủ cần cập nhật quy định kỹ thuật kiểm soát điện áp, phản ứng với FRT của điện NLTT. Cần điều chỉnh chế độ kiểm soát tần số sơ cấp và thứ cấp, áp đặt sơ đồ bảo vệ đặc biệt để tăng độ ổn định của hệ thống. Công tác dự báo cần đa dạng hóa các nguồn dự báo. Các công ty điện NLTT cần tham gia dịch vụ phụ trợ và có cơ chế cho hệ thống lưu trữ. Trung tâm điều độ sẽ ứng dụng các công nghệ mới trong kiểm soát hệ thống.

Công ty CP Xây dựng Công trình IPC chia sẻ cùng hội thảo về các rủi ro, quản lý rủi ro và giải pháp giảm thiểu trong quá trình phát triển điện gió ngoài khơi ở Việt Nam.

Theo ông Nguyễn Xuân Huy - Cố vấn cấp cao, Trưởng nhóm R&D điện gió ngoài khơi (Công ty CP Xây dựng Công trình IPC): Năm 2030 phải đạt 7.000 MW điện gió ngoài khơi. Các rủi ro được đưa ra là vấn đề địa chính trị, sự chồng lấn của lô dầu khí và lô điện gió ngoài khơi, vấn đề pháp lý trong giao quyền sử dụng không gian biển, chưa rõ phân biệt điện gió gần bờ và ngoài khơi, sự chồng lấn của các quy định. Bên cạnh đó, các rủi ro kỹ thuật bao gồm cấu tạo địa chất, địa mạo, tác động môi trường, rủi ro của sóng và tốc độ gió, bão. Các rủi ro kinh tế gồm hợp đồng mua bán điện PPA, giá điện, giá sắt thép, tua bin, lãi suất ngân hàng (Việt Nam 10 - 12%, Trung Quốc 3,8%), lạm phát, đường truyền tải xây dựng không kịp hoặc nghẽn.

Ông Nguyễn Xuân Huy cho rằng: Các rủi ro cần được quản lý và giao trách nhiệm cho từng bên tham gia dự án.

Tổng công ty Điện lực miền Nam - EVNSPC tham gia hội thảo với tham luận về các vấn đề liên quan đến điện mặt trời mái nhà (ĐMTMN): Tổng công suất điện mặt trời mái nhà đã đấu nối trên địa bàn EVNSPC quản lý là 5.432 MWp, chủ yếu vào lưới trung thế và một phần (64 MWp) vào lưới hạ thế. Hiện chưa có tiêu chuẩn kỹ thuật quốc gia đối với thiết bị hệ thống ĐMTMN. Chưa có quy định việc giám sát, điều khiển các hệ thống ĐMTMN, do đó, cấp điều độ không thể chỉ huy vận hành.

Mặt khác, dự báo công suất, sản lượng nguồn gặp khó khăn. Có hộ tự lắp thêm tấm pin sau khi đã đấu nối. Chưa có sự thống nhất về hướng dẫn PCCC, sử dụng đất, an toàn xây dựng, tác động môi trường, đăng ký kinh doanh. Các ảnh hưởng của ĐMTMN đến chất lượng điện năng (điện áp, sóng hài, nhấp nháy điện áp) cần được nghiên cứu và có biện pháp khắc phục.

EVNSPC kiến nghị sớm ban hành bộ Tiêu chuẩn, quy chuẩn, quy định kỹ thuật về thiết bị điện mặt trời cho từng tỉnh về điện mặt trời, tỷ lệ tự dùng. Sớm ban hành cơ sở pháp lý về giám sát, điều khiển các hệ thống ĐMTMN. Cùng với đó, các bộ cần ban hành quy định PCCC, xây dựng, sử dụng đất...

Tham luận ngắn của Tổng công ty Tư vấn Thiết kế Dầu khí (PVE) giới thiệu năng lực thiết kế cho các dàn khoan ngoài biển. Kinh nghiệm đó giúp PVE có thể khảo sát, thiết kế móng và trụ cho điện gió ngoài khơi. PVE đã thiết kế các nhà máy chế biến khí. Thiết kế đường ống dẫn dầu và khí. Công ty có thể tham gia vào chuỗi dự án điện khí, thiết kế các hệ thống PCCC cho các dự án năng lượng.

Tương tự như EVNSPC, Tổng công ty Điện lực TP.HCM (EVNHCMC) cũng chia sẻ nhu cầu phát triển điện mặt trời mái nhà và những vấn đề vướng mắc theo góc nhìn của bên mua điện và thực hiện đấu nối.

TP.HCM có lượng bức xạ lớn, trung bình khoảng 1.581 kWh/m2/năm, cao nhất vào tháng 2 và thấp nhất vào tháng 7. Hiện tại, Thành phố có 14.210 dự án điện mặt trời mái nhà với tổng công suất lắp đặt 358 MWp. EVNHCMC đã tổ chức khảo sát sơ bộ tiềm năng ĐMTMN của từng nhóm khách hàng, cho thấy nhóm sản xuất có tiềm năng lớn nhất.

Hiện nay cơ chế giá đã hết hiệu lực, nhưng chưa có cơ chế giá mới. Do đó, EVNHCMC kiến nghị cần nhanh chóng có cơ chế giá mới. Có hướng dẫn về quy trình nghiệm thu, kiểm tra bảo dưỡng, thử nghiệm định kỳ cho hệ thống ĐMT, ĐMTMN. Nghiên cứu và ban hành quy trình thu hồi, xử lý các tấm pin năng lượng mặt trời, inverter đã qua sử dụng. Thực hiện nghiên cứu chuyên sâu về ảnh hưởng của ĐMTMN đối với việc vận hành hệ thống lưới điện trung và hạ áp nhằm đảm bảo an toàn cho lưới điện. Trong QHĐ VIII cần chấp thuận chủ trương để Thành phố được phát triển ĐMTMN cấp trực tiếp cho các đối tượng tiềm năng ở TP. HCM.

Tập đoàn Sao Mai Group phân tích các mâu thuẫn trong quy định hiện hành về phát triển dự án, quy định về COD dự án và đề xuất các kiến nghị tháo gỡ. Trên cơ sở đó, doanh nghiệp kiến nghị:

1/ Cần xây dựng chính sách, cơ chế phát triển NLTT có tính chất dài hạn không gián đoạn.

2/ Hoàn thiện hệ thống pháp lý liên quan đến công tác COD cho các nhà máy điện NLTT, nên là cơ quan Nhà nước chuyên môn thay vì EVN.

3/ Khắc phục các bất hợp lý trong các quy định về công tác nghiệm thu.

Phần thảo luận về điện gió và điện mặt trời có nhiều ý kiến và câu hỏi cụ thể được đặt ra:

Gần đây các dự thảo QHĐ VIII và ý kiến của Văn phòng Chính phủ có nêu ưu tiên NLTT tự dùng, không phát lên lưới. Hiện nay không có văn bản giới hạn công suất tự dùng. Doanh nghiệp đã nghiên cứu đầu tư điện mặt trời và gió tự dùng, nhưng các tỉnh chưa phê duyệt vì QHĐ VIII chưa có. Vậy nhà đầu tư sẽ tiến hành ra sao? Theo quy hoạch của tỉnh? Có phải chờ QHĐ VIII không?

Trả lời: Đây là câu hỏi rất khó. Chưa thể trả lời được. Các quy định này mới không chỉ với Việt Nam mà cả thế giới. Việt Nam lại đi quá nhanh nên đang hết sức thận trọng. Tất cả đều là dự thảo. Đợi khi nào có văn bản chính thức sẽ làm hướng dẫn.

Quy định về xử lý tấm pin đã có Nghị định lấy ngày 1/1/2025 nhà sản xuất sẽ phải thu hồi. Tiêu chuẩn về tấm quang năng Bộ Khoa học Công nghệ đã có bản dự thảo, sẽ công bố trong năm nay. Về điều khiển tấm quang năm mới chỉ có hệ thống cho nhà máy trên 10 MW. Dự án GIZ đang thực hiện nghiên cứu ảnh hưởng của điện mặt trời mái nhà lên lưới hạ áp và trung áp.

Một dự án điện phải chục năm thì nhà đầu tư chạy mất. Do đó, cần có quyết định nhanh hơn từ cấp cao. Về rủi ro kinh tế tài chính. Ví dụ rủi ro lạm phát. Số tiền lớn nên lạm phát có thể nhấn chìm dự án. Rủi ro lớn quá, nên quản lý ra sao?

Chuyên gia kinh tế lo ngại đến rủi ro. Lãi suất VND hiện là 10 - 11% cho điện trên bờ. WB, IFC cho ngân hàng vay rồi ngân hàng cho vay lại.

Nhìn ra các nước trong khu vực, Thái Lan, Trung Quốc có lãi suất rất ưu đãi cho điện gió ngoài khơi. Giảm 3 năm không nộp thuế thu nhập. Hồ sơ muốn thuyết phục tổ chức tín dụng - phải phù hợp với thông lệ quốc tế. Do đó, Việt Nam cần có tín dụng xanh để có lãi suất ưu đãi. Nếu không các dự án sẽ bán cho nước ngoài trong 1 - 2 năm. Doanh nghiệp Việt Nam không lớn lên được.

Một câu hỏi khác rất thú vị: Bao giờ Việt Nam có giá điện mới cho điện gió và mặt trời. Giá điện sẽ ra sao?

Trả lời: Chắc là không có giá FIT. Hướng là thị trường hóa. Thông qua phương thức đấu thầu.

Điện gió ngoài khơi QHĐ VIII đưa ra con số rất lớn, cần khẩn trương triển khai. Để khảo sát điện gió ngoài khơi có quy định đo gió bao nhiêu điểm đo, cột loại nào? Ví dụ trên bờ phải đo 1 năm. Liệu ngoài khơi có thể đo 3 tháng?

Trả lời: Ít nhất là 1 năm. Mật độ cột còn đang tính toán. Giao mặt biển lại là Bộ Tài nguyên và Môi trường.

Việt Nam đã cam kết net zero và bỏ than vào năm 2040. Nếu áp thị trường carbon ở Việt Nam thì bao nhiêu một tấn?

Trả lời: Đến năm 2025 sẽ có thị trường carbon thí điểm và đến năm 2028sẽ vận hành thị trường carbon chính thức.Việt Nam phát thải carbon rất thấp. Thuế carbon nếu có (khoảng sau 5 năm nữa) với giá khoảng 5 đô/tấn, nhưng phải tính toán có phân biệt với FDI và doanh nghiệp trong nước.

Kết luận Hội thảo, ông Nguyễn Anh Tuấn - Thường trực Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam cho biết: Với gần 20 tham luận của các đại diện từ các cơ quan quản lý nhà nước, các tập đoàn, công ty năng lượng nhà nước, các doanh nghiệp trong và ngoài nước. Với tinh thần trách nhiệm và nhiệt huyết, đã có nhiều ý kiến thảo luận, đóng góp về các vấn đề cụ thể như:

1. Tổng quan phát triển nguồn điện và định hướng chính sách phát triển các nguồn NLTT và điện khí. Thời cơ cho phát triển các nguồn năng lượng phát thải thấp trong tương lai.

2. Các khó khăn, vướng mắc hiện thời trong triển khai các dự án điện khí nói chung, điện LNG nói riêng, bao gồm một số dự án cụ thể. Các vấn đề về mua bán, nhập khẩu LNG, khả năng tham gia thị trường điện, đàm phán hợp đồng mua bán điện.

3. Cơ hội và các khó khăn, thách thức, các vướng mắc về cơ chế, quy định và triển khai thực tế các dự án điện gió, điện mặt trời vừa qua và sắp tới.

4. Nhu cầu vốn, tính khả thi về ngân hàng với các bên tham gia đầu tư; giải pháp tháo gỡ để khai thông dòng vốn.

5. Các vấn đề cần triển khai để phát triển điện gió ngoài khơi – nguồn tài nguyên to lớn của VN.

6. Các khó khăn khi hệ thống điện vận hành với tỷ trọng NLTT biến đổi cao, trong khi hạ tầng lưới điện chưa đảm bảo, các giải pháp.

7. Các dự án NLTT còn dang dở, hết hiệu lực cơ chế FIT, nhưng còn chờ chính sách/quy định mới và những rủi ro cho nhà đầu tư và bên cung cấp tín dụng.

8. Vấn đề cần tháo gỡ cho ĐMT mái nhà, v.v...

Qua nhiều tham luận và các chia sẻ, đóng góp của các tổ chức, các chuyên gia, nhà khoa học, có thể thấy cơ hội phát triển các nguồn điện mặt trời, điện gió, điện khí của Việt Nam là rất lớn. Các chính sách lớn đã tạo cơ hội, nhưng các khó khăn, vướng mắc còn rất nhiều. Các chính sách và quy định cụ thể còn chưa bám sát thực tế. Công tác quản lý trong triển khai còn thiếu kinh nghiệm, nhiều khi lỏng lẻo, nhưng có nhiều lúc cứng nhắc… Một số chủ đầu tư còn chưa thực hiện đúng các quy định hiện hành.

Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam trân trọng ghi nhận các trình bày súc tích, các trao đổi, thảo luận thẳng thắn, trách nhiệm của các cơ quan quản lý nhà nước, các tập đoàn, các doanh nghiệp và các chuyên gia trong Hội thảo.

Ban tổ chức Hội thảo sẽ tổng hợp các đóng góp, các ý kiến xác đáng và có văn bản gửi cơ quan thẩm quyền để kiến nghị Chính phủ, Bộ Công Thương xem xét, ban hành các chính sách, cơ chế, quy định phù hợp với thực tế, nhằm khuyến khích, tháo gỡ những vướng mắc hiện nay, thúc đẩy và tạo động lực phát triển các nguồn điện phát thải thấp trong tương lai tới.

Theo Tạp chí Năng lượng Việt Nam