Chia sẻ về những thách thức của ngành điện trong việc góp phần đưa mức phát thải ròng của Việt Nam về bằng 0 vào năm 2050 như tuyên bố của Thủ tướng Phạm Minh Chính tại Hội nghị COP26, ông Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh cho biết, nhìn lại các con số hiện trạng phát thải khí nhà kính của Việt Nam theo các thông lệ thống kê quốc tế, 55% nguồn phát của hệ thống điện Việt Nam là điện tái tạo, bao gồm thủy điện, điện sinh khối, điện gió, mặt trời, 45% là nguồn truyền thống hóa thạch như điện than, điện khí… là những nguồn có thể gây phát thải nhà kính lớn.

Nhưng nhìn kỹ hơn về các con số, phát thải từ ngành năng lượng tổng thể, bao gồm phát điện, năng lượng sử dụng trong các ngành công nghiệp, giao thông vận tải, nông nghiệp, các lĩnh vực kinh tế khác… chiếm khoảng 50% lượng phát thải của Việt Nam vào năm 2014. Đến năm 2020, lượng đó theo các báo cáo ước tính là khoảng 60-70%. Trong 70% tổng lượng phát thải khí nhà kính quốc gia thì ngành điện chiếm 1/3, dự báo đến 2020, tổng phát thải khí nhà kính của ngành năng lượng thì ngành điện cũng chỉ đóng góp khoảng một nửa, theo quy hoạch điện 7 đã nêu ra. Phần đóng góp của ngành điện ước tính chiếm hơn 10%, trong tương lai là 20-25% trong tổng lượng phát thải quốc gia.

Với mục tiêu phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 thì ngành điện cũng có trách nhiệm tham gia vào cắt giảm khí nhà kính thông qua thay đổi cơ cấu nguồn phát điện, đưa vào nhiều hơn nguồn năng lượng tái tạo.

Ông Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh trao đổi tại Hội thảo Khơi thông dòng vốn đầu tư vào ngành điện sáng 8/4 (Ảnh: Chí Cường)

Nói về công nghệ, các nguồn truyền thống ổn định nhờ có sự lưu trữ, như là than có kho than, hay LNG luôn đi kèm hệ thống cung ứng, lưu trữ, chuyển đổi. Đó là lý do các nguồn truyền thống ổn định hơn nguồn tái tạo.

Đối với nguồn tái tạo, trong tương lai chúng ta cũng phải nhìn nhận là sẽ có cơ cấu, các dạng lưu trữ khác nhau cho nguồn này. Ví dụ thủy điện là nguồn lưu trữ cho điện mặt trời, thay vì phát nhiều thì chúng ta trữ nước lại và sử dụng các nguồn tái tạo như điện gió, điện mặt trời để phát vào những giờ đó, dành nước phát vào buổi tối - thời điểm các nguồn tái tạo khó đáp ứng cho nhu cầu sử dụng điện của nền kinh tế.

Dạng thứ hai phức tạp và đắt tiền hơn là pin lưu trữ, chúng ta phải đưa vào pin với công suất cao để khi các nguồn tái tạo vướng do vận hành, truyền tải thì giải pháp pin lưu trữ là cái phải quan tâm trong lâu dài để thực hiện phát thải ròng bằng 0.

Ngoài ra, cần phải lưu ý các nguồn mang tính ổn định cao có phát thải bằng 0 là điện hạt nhân, nhiệt hạch. Chúng ta đang nói về 2050, nên hoàn toàn có thể đến 2040 sẽ có những công nghệ mới.

Bất kể nguồn nào và nguồn vốn đầu tư nào thì cũng phải đặt lên bàn cân 2 yếu tố. Thứ nhất là hiệu quả của nguồn này. Về công nghệ năng lượng tái tạo có nhiều công nghệ khác nhau, nhưng mỗi quốc gia do đặc thù địa lý, đặc thù nền kinh tế thì tính hiệu quả mỗi dạng nguồn có phù hợp không thì phải đánh giá chi tiết. Thứ hai là khi nói về huy động vốn đầu tư cho các dạng năng lượng mới, năng lượng tái tạo, truyền tải thì phải đảm bảo yếu tố chi phí, đảm bảo lợi nhuận cho nhà đầu tư. EVN xác định với Chính phủ là năm 2022 lợi nhuận bằng 0, năm sau có thể tiếp tục bằng 0 nhưng khối tư nhân không chấp nhận chuyện đó. Chúng ta không thể yêu cầu khối tư nhân vì lợi ích quốc gia mà đầu tư cho điện sạch nhưng lợi nhuận bằng 0 được.

Khi nói về câu chuyện giá này, theo Quy hoạch điện 8 đề xuất, đến 2030, chúng ta có 20.000 MW điện tái tạo, trong đó 7.000 MW là điện gió ngoài khơi. Các nhà đầu tư kêu gọi Chính phủ tạo ra cơ chế giá làm sao kích thích nhà đầu tư thấy có lợi nhuận, giá đó khoảng 14 cent, trong khi giá điện hiện nay là 8 cent.

Khi đẩy điện gió ngoài khơi vào hệ thống với giá 14 cent, hệ thống phải hấp thụ chi phí này kèm một loạt dịch vụ phụ trợ, khiến giá hệ thống đẩy lên. Thách thức ở đây là thực sự cái giá hệ thống chấp nhận được là bao nhiêu để với quy mô này đảm bảo được kích thích đầu tư điện sạch, điện tái tạo, các nhà đầu tư thấy có lợi nhuận và lợi ích khi bỏ vốn vào, vì nó là hơn 12 tỷ USD/năm về nguồn và hơn 1,4 tỷ USD cho hệ thống lưới. Đây là thách thức không đơn giản, đòi hỏi phải có đồng lòng nhất trí, phối hợp chặt chẽ các bộ ngành liên quan trong câu chuyện xây dựng chính sách, xem xét cơ cấu về giá điện để tạo điều kiện thu hút nguồn vốn lớn nhất từ tư nhân.

EVN là đơn vị trực thuộc nhà nước và sẽ không đủ vốn để thực hiện đầu tư lớn như vậy.

Khoảng 3-4 năm trước, khi trao đổi về câu chuyện định hướng cho phát triển cơ cấu nguồn của Việt Nam để đảm bảo thân thiện môi trường, giảm phát thải khí nhà kính, đáp ứng Chiến lược hành động tăng trưởng xanh lúc đó, một câu hỏi thách thức đặt ra lúc đó là với tỷ lệ cơ cấu nguồn năng lượng tái tạo là bao nhiêu là phù hợp với Việt Nam, trong điều kiện khả năng hấp thụ của lưới, năng lực các nguồn vốn đầu tư… Đây là câu hỏi khó, vì phụ thuộc nhiều vào nền kinh tế chịu đựng được đến đâu. Nhiều quốc gia như Đan Mạch, Đức đạt được kết quả khả quan. Đức hiện nay có giá điện khoảng 35 cent/số điện thì cơ cấu phát điện của Đức cũng không hơn Việt Nam nhiều.

"Theo tính toán của chúng tôi cách đây nửa năm, cơ cấu năng lượng tái tạo của Đức khoảng 60%. Với tỷ lệ 55% của Việt Nam thì chúng ta cũng không tệ lắm, thậm chí có thể coi là một trong những nước dẫn đầu trong nhóm phát thải thấp. Đấy là giai đoạn trước, chúng ta có lợi thế trong nguồn thủy điện, nhưng sắp tới tiềm năng về thủy điện kết thúc thì phải nhìn nhận những bài toán khác", ông Sơn cho hay.

Giá mua điện ngoài khơi của Anh cũng tương tự Đức, trả giá cho 1 số điện khoảng 14-16 cent là có lợi nhuận, chứ không như chúng ta là phải bù lỗ. Như vậy, quay lại bài toán là giá bao nhiêu, mức độ chịu đựng của nền kinh tế, ngân sách có thể chi ra để kích thích nguồn đầu tư này với mức giá bao nhiêu thì chấp nhận được.

Chúng ta không thể chỉ nói về cung ứng mà phải nói cả vấn đề nhu cầu, vì không quốc gia nào có thể chạy theo nhu cầu khi nhu cầu tăng liên tục. Vì vậy chúng ta có chương trình sử dụng năng lượng hiệu quả, chương trình quản lý phụ tải, điều tiết phụ tải nằm trong ngưỡng nguồn đáp ứng được với chi phí hợp lý nhất, thay vì mở bung và cho nhu cầu sử dụng điện năng cao và phải huy động hệ thống với giá đắt đỏ.

Không có quốc gia nào giống quốc gia nào trong câu chuyện quy hoạch, chính sách vì mỗi quốc gia có đặc thù riêng, giá điện khác nhau, ưu tiên về an ninh năng lượng, quốc phòng khác nhau. Đây là bài toán khó khăn, đòi hỏi sự tham gia của cấp cao nhất trong vấn đề định hướng 5 năm, 10 năm tới, 30 năm tới chúng ta đi theo hướng nào, cơ cấu nguồn thế nào, nền kinh tế chấp nhận chi trả bao nhiêu…

Trong việc xây dựng quy hoạch điện tương lai đáp ứng được nhu cầu phát triển kinh tế xã hội, vừa có tăng trưởng kinh tế, vừa đáp ứng cam kết quốc tế về giảm phát thải khí nhà kính, thì vấn đề kỷ luật trong đầu tư lưới điện vô cùng quan trọng.

Đối với lưới đã có cơ chế mở cho tư nhân, nhưng đầu tư về lưới phục vụ cho nguồn thôi, còn xét về lợi nhuận thì hiện nay truyền tải trên mỗi kWh điện không mang lại hiệu quả kinh tế cho tư nhân. Do đó đa phần đầu tư tư nhân gộp chung vào đầu tư nguồn để tính toán hiệu quả kinh tế.

Quay lại chuyện làm sao đảm bảo khi tạo được dòng vốn chảy vào đầu tư nguồn điện, các dự án này cần hiện thực hóa, các đề xuất của Bộ Công Thương phải cực rõ ràng, phải tách biệt được nhà đầu tư tốt, có năng lực và nhà đầu tư lướt sóng.

Đối với điện mặt trời thời gian qua xảy ra tình trạng có những nhà đầu tư lướt sóng, đăng ký dự án rồi bán lại cho nhà đầu tư khác. Phải có sự đồng thuận của Chính phủ, làm sao tạo điều kiện tốt nhất cho nhà đầu tư năng lực, nhưng có cơ chế kiểm soát các nhà đầu tư lướt sóng. Đây là vấn đề gây bức xúc cho nhiều nhà đầu tư.

Vấn đề thứ hai là thị trường, Việt Nam đang trong giai đoạn chuyển đổi, xây dựng thị trường điện tuân thủ thông lệ tốt của quốc tế. Thách thức hiện nay là tỷ trọng dự án giá điện cam kết, giá điện bao tiêu khá lớn, gây ra khó khăn trong điều hành giá.

"Chúng ta phải điều tiết để các nguồn theo dạng bao tiêu, BOT càng ít càng tốt. Chúng ta đã có cơ chế PPP, tôi mong muốn Bộ Kế hoạch và Đầu tư đưa ra những chỉ dẫn rõ ràng hơn để nhà đầu tư tư nhân thấy khả năng hiện thực hóa các đầu tư thông qua cơ chế PPP thế nào để không phạm phải điều kiện như BOT gây khó khăn trong vận hành hệ thống điện và điều hành thị trường điện Việt Nam", ông Sơn nói.