2. Quy hoạch và quản trị
Chương này xem xét về quản trị tài chính, đầu tư cho năng lượng sạch và quy hoạch điện ở Việt Nam, đưa ra cái nhìn tổng quan về khung thể chế của quốc gia đối với năng lượng sạch và cấu trúc thị trường điện, đồng thời xác định các khía cạnh cần cải thiện trong quá trình phối hợp giữa các tổ chức, ở tất cả các cấp chính quyền, nhằm đảm bảo các mục tiêu và chính sách đạt tính hiệu quả, nhất quán. Chương này cũng nêu bật tiến trình và cơ hội để cải thiện các mục tiêu, chiến lược liên quan tới tài chính và đầu tư cho năng lượng sạch của quốc gia và cơ chế quy hoạch điện nhằm gửi những tín hiệu mang tính đáng tin cậy, đầy tham vọng và dài hạn đến các nhà đầu tư.
Việt Nam đã thực hiện được nhiều tham vọng đề ra trong chu kỳ phát triển kinh tế xã hội 10 năm, trong đó đã hoàn thành các mục tiêu về tiết kiệm năng lượng đặt ra trong Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (VNEEP) I và II và đã vượt mục tiêu về điện mặt trời (PV) tới năm 2030. Dự thảo QHĐ VIII tăng các chỉ tiêu triển khai năng lượng tái tạo dài hạn nhưng trong ngắn hạn sẽ tạm ngưng triển khai thêm công suất điện lớn cho đến sau năm 2030. Mặc dù theo dự kiến, mức tăng trưởng thị trường sẽ thay đổi sau giai đoạn triển khai bùng nổ gần đây, thời gian và mức độ cắt giảm này có thể gây gián đoạn cho chuỗi cung ứng, việc làm xanh và niềm tin của nhà đầu tư. Khi Việt Nam chuyển sang sử dụng khí LNG cho các dự án điện và bổ sung công suất điện than, rủi ro về bất ổn định giá nhiên liệu tiếp tục tăng và việc chậm tiến độ trong triển khai có thể là nguyên nhân gia tăng tình trạng mất an ninh năng lượng.Trong bối cảnh năng lượng đang phát triển nhanh chóng như vậy, sự phối hợp giữa các cơ quan chính quyền địa phương và trung ương vẫn là ưu tiên hàng đầu và tính linh hoạt trong quy trình lập quy hoạch cần được củng cố. Việt Nam đã bắt đầu tiến tới phát triển thị trường điện cạnh tranh cùng với cải cách thị trường điện đang diễn ra, vai trò và tính độc lập của Cục Điều tiết điện lực Việt Nam (ERAV) cần tiếp tục được củng cố để đảm bảo quá trình giám sát hiệu quả. Để có thể tích hợp tỷ trọng năng lượng tái tạo biến thiên đang tăng nhanh vào hệ thống điện, Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) đã lên kế hoạch nâng cấp hệ thống truyền tải và cần có hỗ trợ hơn nữa từ một loạt các giải pháp kỹ thuật và dựa trên thị trường.
Việt Nam đã đặt ra các mục tiêu năng lượng sạch đầy tham vọng nhưng sự phối hợp trong quy hoạch vẫn còn là một thách thức
Việt Nam đáng được biểu dương khi đưa ra các mục tiêu đầy tham vọng về năng lượng sạch như đề ra trong Đóng góp do quốc gia tự quyết định (NDC) và các chiến lược quốc gia, chẳng hạn như Chiến lược quốc gia về tăng trưởng xanh, Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo, Chiến lược bảo vệ môi trường quốc gia, Chiến lược quốc gia về biến đổi khí hậu và Nghị quyết 55NQ/TW về định hướng của Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia. Theo hệ thống quy hoạch từ trên xuống của Việt Nam, các quy hoạch tổng thể quốc gia hiện đang được soạn thảo phù hợp với Chiến lược phát triển kinh tế - xã hội 10 năm. Luật Quy hoạch tổng thể mới số 21/2017/QH14 đã thực hiện một bước tích cực trong việc củng cố khung quy hoạch hiện hành và cung cấp một cấu trúc mới để đảm bảo tính thống nhất và hoạt động điều phối chính sách. Tuy nhiên, quá trình nhiều lớp này đòi hỏi sự phối hợp chặt chẽ để xây dựng đồng thời các quy hoạch tổng thể liên thông và các quy hoạch này cần phải được các bộ, ngành liên quan thẩm định và được tham vấn cộng đồng. Một số quy hoạch quan trọng vẫn đang được xây dựng tại thời điểm đánh giá này, chẳng hạn như Quy hoạch sử dụng đất quốc gia và Quy hoạch không gian biển quốc gia, cả hai quy hoạch này đều cung cấp thông tin cho dự thảo QHĐ hiện tại và là công cụ quan trọng để đảm bảo sự phối hợp ở cấp tỉnh. Chu kỳ quy hoạch tổng thể kéo dài trong 10 năm và trong khi luật quy hoạch có quy định về việc đánh giá lại sau 5 năm, dựa trên quá trình lập, tham vấn và thẩm định rộng rãi, việc sửa đổi quy hoạch tổng thể sẽ cần nỗ lực đáng kể của các bên. Vào thời điểm bối cảnh năng lượng sạch đang thay đổi cực kỳ nhanh chóng, quy trình lập quy hoạch thiếu linh hoạt có thể gây trở ngại cho khả năng phản ứng của các nhà hoạch định chính sách.
Cần có sự rõ ràng về quy trình bổ sung QHĐ VIII
Chính phủ Việt Nam đáng được khen ngợi về mức độ tham vọng trong việc ưu tiên phát triển bền vững hệ thống năng lượng quốc gia như đã nêu trong Nghị quyết 55 và Dự thảo QHĐ VIII được công bố gần đây. Theo quy định của Luật quy hoạch ban hành năm 2017, QHĐ VIII có thời hạn 10 năm và sẽ được điều chỉnh 5 năm một lần. QHĐ phù hợp sẽ có ý nghĩa rất quan trọng trong các điều kiện hoàn cảnh thay đổi nhanh chóng khi cả GDP và nhu cầu năng lượng đều tăng trưởng cao, đồng thời chi phí công nghệ năng lượng tái tạo giảm. Do đó, QHĐ trong 10 năm không thể đảm bảo định hướng phát triển hệ thống điện tối ưu và tiết kiệm chi phí trong suốt thời kỳ quy hoạch. Dự thảo QHĐ VIII có các điều khoản cho thấy khả năng cập nhật và sửa đổi linh hoạt, thường xuyên hơn trong suốt thời kỳ quy hoạch. Tuy nhiên, quy trình, tiêu chí, mức độ có thể sửa đổi và tiến trình sửa đổi dường như vẫn chưa rõ ràng.
Tốc độ tiêu thụ điện hàng năm dự kiến tăng 9,1% trong giai đoạn 2021-2025 và 7,9% trong giai đoạn 2026-2030. Khi sự phụ thuộc vào điện ngày càng tăng lên do chuyển đổi nhiên liệu và tăng trưởng kinh tế, điều quan trọng là số lượng và quy mô của các chương trình tiết kiệm năng lượng cũng phải tăng theo. Việc đưa nội dung sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả vào QHĐ VIII là một bước phát triển tích cực, trong đó tích hợp các chính sách về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả hiện hành trong Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả giai đoạn 2019-2025 và tầm nhìn đến năm 2030 (VNEEP III), và Chương trình quốc gia về quản lý nhu cầu điện giai đoạn 2018-2020, tầm nhìn đến năm 2030, cũng như phân tích tác động của điện mặt trời mái nhà đối với nhu cầu điện. Chương trình sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả cũng đã được đưa vào như một tham số trong mô hình tính toán nhu cầu điện.
Giám sát và quản trị sẽ là trọng tâm để tạo ra một thị trường điện cạnh tranh
Giám sát và quản trị hiệu quả có vai trò rất quan trọng để đảm bảo rằng hệ thống điện trong tương lai phát triển phù hợp với các mục tiêu chính sách tổng thể của quốc gia. Các nỗ lực tái cơ cấu đang được thực hiện và đã có kế hoạch thực hiện theo Luật Điện lực 2004, bao gồm nâng cao tính độc lập vận hành trong các hoạt động sản xuất và truyền tải điện, kế hoạch phân tách Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (NLDC), áp dụng thị trường điện bán buôn, sẽ ảnh hưởng sâu sắc đến cách thức phát triển và tích hợp các nguồn phát mới vào hệ thống.
Sự giám sát hiệu quả của ERAV đối với các yếu tố mang tính liên kết này là rất quan trọng để đảm bảo vận hành thị trường thành công. ERAV đã và đang sỡ hữu nhiều công cụ sẵn có bao gồm quyền truy cập vào dữ liệu, năng lực phân tích và quyền quản lý đối với các hoạt động quan trọng như định giá bán lẻ. Khi ngành điện và thị trường điện phát triển, vai trò giám sát của ERAV sẽ cần được tăng cường và nhiều khả năng sẽ phải mở rộng. Ví dụ, khả năng xây dựng mô hình hệ thống điện của ERAV còn hạn chế. Do đó, ERAV phải dựa vào năng lực kỹ thuật của các doanh nghiệp, (EVN và các đơn vị khác như Viện Năng lượng để đánh giá nhu cầu và lợi ích của các khoản đầu tư mới. ERAV cũng sẽ phải đảm bảo rằng các chi phí liên quan đến quá trình chuyển dịch năng lượng phải được cân nhắc tính toán cho người tiêu dùng một cách công bằng và bình đẳng, có cân đối kỹ càng về nhu cầu giữ giá cả phù hợp với chi phí, đồng thời cố gằng để giảm thiểu gánh nặng kinh tế đối với các hộ gia đình có thu nhập thấp. Để thực hiện, ERAV sẽ gặp phần nào khó khăn vì trên thực tế, một số công tác cần có chi phí lớn như phát triển đường dây truyền tải điện lại nằm ngoài phạm vi quản lý của Cục. Các yếu tố khác như khả năng tăng giá điện cũng bị hạn chế vì cần phải có sự chấp thuận của Bộ Tài chính đối với những thay đổi trên một mức nhất định.
EVN đã củng cố công tác lập quy hoạch và vận hành hệ thống
Từ trước tới nay, các hoạt động quy hoạch và vận hành của EVN đều dựa trên việc vận hành một hệ thống điện với tỷ lệ rất cao nguồn điện truyền thống, có thể điều độ được. Với tỷ lệ sản xuất điện từ năng lượng tái tạo tăng nhanh, NLDC cũng đang phải nhanh chóng cải thiện năng lực của mình. Ví dụ: các kế hoạch điều độ đã được xây dựng dựa trên các chu kỳ theo giờ, nhưng trong quá trình thí điểm thị trường bán buôn điện, hoạt động này chuyển sang các chu kỳ giao dịch và điều độ kéo dài 30 phút kể từ tháng 9/2020. Dự báo phụ tải cũng đang được cải thiện; tùy thuộc vào lịch trình của các nhà máy phát điện, NLDC đã xây dựng các dự báo nội bộ1 và từ năm 2021, Trung tâm sẽ sử dụng dự báo từ hai nhà cung cấp bên thứ ba độc lập2. Không có dự báo riêng lẻ nào có thể chính xác 100% nhưng việc kết hợp các dự báo độc lập này sẽ giúp cải thiện kết quả dự báo.
EVN cũng đáng được biểu dương khi sẵn sàng thử nghiệm các công nghệ và phương pháp mới, ví dụ như triển khai thí điểm các biện pháp quản lý phía nhu cầu như chương trình công ty dịch vụ năng lượng (ESCO), chương trình quản lý nhu cầu điện (DSM) và điều chỉnh phụ tải (DR) , tạo tính linh hoạt hơn về nhu cầu điện và hình thành phụ tải. Việc tiếp tục tập trung tích hợp các biện pháp quản lý nhu cầu vào kế hoạch và thông lệ vận hành của EVN có thể giúp đảm bảo nhân rộng các sáng kiến này tiến tới các lợi ích về kinh tế. Hoạt động hiện đại hóa hơn nữa quy trình vận hành hệ thống cũng hỗ trợ tích hợp tỷ trọng năng lượng tái tạo biến thiên cao hơn. Ví dụ, bằng cách rút ngắn các chu kỳ điều độ xuống thành các vòng 15 phút, EVN sẽ tăng khả năng dự báo công suất phát từ nguồn điện gió và điện mặt trời, đồng thời vẫn cần áp dụng các cơ chế khuyến khích để đảm bảo rằng các nhà máy phát điện cung cấp được những bản cập nhật dự báo thường xuyên và chính xác, hỗ trợ tốt hơn các hoạt động điều độ.
Cần có các giải pháp về kỹ thuật và dựa trên thị trường để tích hợp công suất điện từ nguồn năng lượng tái tạo biến thiên
Bên cạnh các khoản đầu tư cần thiết vào cơ sở hạ tầng lưới điện mới, Việt Nam cần có một loạt các giải pháp kỹ thuật và dựa trên cơ chế thị trường, tập trung vào việc tháo gỡ khó khăn và tăng cường tính linh hoạt của hệ thống điện, nhằm đảm bảo tích hợp tỷ trọng công suất điện mặt trời và điện gió theo kế hoạch với chi phí phù hợp, an toàn và kịp thời. Khi cải tiến quy hoạch cơ sở hạ tầng truyền tải điện, chính phủ cần đánh giá chi phí và lợi ích của “các giải pháp thay thế không dây” như nguồn năng lượng phân tán, điều chỉnh phía nhu cầu, và một loạt các công nghệ hiện đại khác về tích trữ để so sánh mức độ đầu tư vào việc nâng cấp lưới truyền tải. Các giải pháp này có thể mang lại lợi ích tương tự với mức chi phí thấp hơn. Ví dụ: một công ty tiện ích ở Thành phố New York có thể tránh được việc nâng cấp lưới truyền tải trị giá 1 tỷ USD bằng cách đầu tư 652 triệu USD vào việc kết hợp sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, đáp ứng nhu cầu điện và phát điện phân tán (Girouard, 2019[1]). Trong khi một số giải pháp này có thể chưa thực hiện được theo khuôn khổ chính sách hiện tại, việc lồng ghép đánh giá các giải pháp thay thế không dây trong quá trình lập quy hoạch, xác định các cơ hội để đạt được hiệu quả cao hơn hoặc tiết kiệm chi phí.
Nâng cao năng lực cân bằng hệ thống một cách hiệu quả của NLDC bằng cách áp dụng các biện pháp khuyến khích các nhà máy phát điện từ năng lượng tái tạo đưa ra những dự báo chính xác và thường xuyên để phục vụ công tác điều độ.
Cải thiện tính độc lập của ERAV và đảm bảo ERAV có đầy đủ nguồn lực để thực hiện các chức năng cần thiết, đặc biệt là dựa trên các yêu cầu pháp lý trong tương lai. Ngoài ra, xem xét việc mở rộng thẩm quyền quản lý của ERAV để Cục có thể phụ trách công tác lập và phê duyệt quy hoạch phát triển lưới truyền tải cũng như các lĩnh vực khác có ảnh hưởng đến chi phí hệ thống dẫn tới tác động lên giá điện của người tiêu dùng.
Tăng tần suất sửa đổi và cập nhật QHĐ đảm bảo sự phát triển hệ thống năng lượng của Việt Nam diễn ra liên tục, hiệu quả về chi phí và vận hành tối ưu. Cơ chế đảm bảo tối ưu hóa quá trình hoàn thiện dần khi thực hiện (hàng năm hoặc hai năm một lần) cần phải có quy trình, tiêu chí, tiến độ...rõ ràng và cụ thể để đảm bảo tính nhất quán và tạo niềm tin cho tất cả các bên liên quan, cả ở cấp chính phủ, tỉnh và doanh nghiệp. Việc hợp lý hóa và đẩy nhanh quá trình xây dựng và phê duyệt QHĐ cũng cần được xem xét, thông qua sự tham gia sớm hơn của các bên liên quan chính hoặc yêu cầu các vấn đề về hoạt động phải được quyết định nhiều hơn ở cấp hành chính, v.v.
Xác định rõ ràng và lồng ghép các quy trình phối hợp giữa các cơ quan chính phủ và cấp tỉnh để hỗ trợ thực hiện QHĐ VIII hiệu quả và kịp thời (ví dụ: tạo điều kiện thuận lợi cho việc phát triển năng lượng tái tạo từ góc độ phần nguồn và truyền tải), cũng như xây dựng các kế hoạch và cập nhật hàng năm/hai năm một lần.
Tiến hành đánh giá chiến lược các phương án thay thế không dây trong quá trình lập quy hoạch cơ sở hạ tầng truyền tải, chẳng hạn như pin (tích trữ), chương trình đáp ứng nhu cầu điện hoặc các công nghệ hiện đại khác. Các giải pháp này có thể giúp tránh đầu tư tốn kém vào việc nâng cấp cải tạo đường dây truyền tải điện trong toàn bộ hệ thống điện và đặc biệt là có thể giúp tiết kiệm chi phí hơn ở các khu vực đông dân cư.
Vào những năm 1980, Việt Nam bắt đầu chuyển đổi từ nền kinh tế kế hoạch hóa tập trung sang nền kinh tế thị trường theo định hướng xã hội chủ nghĩa dưới sự chỉ đạo của Nhà nước. Các yếu tố chính của mô hình kế hoạch hóa tập trung này vẫn được duy trì, đặc biệt là trong cách tiếp cận của Việt Nam đối với việc thiết lập chương trình nghị sự với sự định hướng của Chiến lược Phát triển Kinh tế Xã Hội (SEDS) do Đại hội Đảng Cộng sản Việt Nam quyết định trong tất cả các ngành và các cấp chính quyền.
Quy hoạch từ trên xuống là công cụ chính để phối hợp và thống nhất chính sách
SEDS được xây dựng cho giai đoạn 10 năm, đặt ra chiến lược phát triển kinh tế và xã hội tổng thể, là tiền đề một hệ thống các kế hoạch tổng thể hình thành chương trình nghị sự trên tất cả các lĩnh vực hoạt động. Hệ thống quản trị được chia thành bốn cấp, bao gồm cấp trung ương và ba cấp địa phương: tỉnh, huyện và xã. Chính quyền trung ương và cấp tỉnh đề ra và thực hiện các chính sách, và hai cấp địa phương còn lại tham gia vào quá trình thực hiện các chính sách này. Quy hoạch tổng thể quốc gia và các chương trình ngân sách sau đó sẽ được triển khai ở cấp dưới để xây dựng chương trình nghị sự cho quy hoạch tổng thể cấp địa phương và ngân sách cho quy hoạch, từ cấp vùng đến cấp tỉnh, cấp nông thôn và thành thị. (Robiou du Pont and Balanowski, 2018[2]). Thông tin từ các cấp địa phương được trình lên dưới dạng các dự thảo quy hoạch, hỗ trợ việc lập các quy hoạch tổng thể quốc gia ở cấp trung ương, và được coi là các quy hoạch và ngân sách cuối cùng của cấp địa phương. Trên thực tế, điều này sẽ phụ thuộc vào khả năng lập quy hoạch và nguồn lực của chính quyền địa phương cũng như sự phù hợp với các cơ chế ưu tiên chính sách hiện hành.
Kết hợp với hệ thống phân cấp về thẩm quyền ra quyết định, ngành năng lượng sạch của Việt Nam có một cấu trúc thể chế phức tạp với sự tham gia trực tiếp của nhiều cơ quan chính phủ. Thủ tướng nắm quyền cuối cùng với tư cách là người đứng đầu chính phủ, và Bộ Công Thương (Bộ CT) giữ vị trí trung tâm trong hoạch định chính sách năng lượng. Chính sách tài khóa và thị trường tài chính thuộc quyền quản lý của Bộ Tài chính (Bộ TC) và các đơn vị trực thuộc: Ngân hàng Nhà nước Việt Nam (NHNN) và Ủy ban Chứng khoán Nhà nước (UBCKNN). Chủ trương đầu tư thuộc thẩm quyền của Bộ Kế hoạch và Đầu tư (Bộ KHĐT). Trách nhiệm được chia sẻ với các bộ ngành khác, đặc biệt là Bộ Tài nguyên và Môi trường (Bộ TNMT), cơ quan chịu trách nhiệm về môi trường và chủ trì về Chiến lược biến đổi khí hậu và cập nhật NDC, và Bộ Xây dựng (Bộ XD), cơ quan chịu trách nhiệm về tiêu chuẩn xây dựng và những lĩnh vực khác thuộc chính sách năng lượng sạch liên quan đến lĩnh vực xây dựng. Tuy nhiên, thẩm quyền xây dựng và thực hiện chính sách và pháp luật về tài chính và đầu tư năng lượng sạch được tập trung vào Bộ CT, Bộ TC và Bộ KHĐT.
Bộ CT, Bộ KHĐT và Bộ TC là những cơ quan giữ vai trò chính trong việc xây dựng và thực hiện chính sách năng lượng sạch
Là đơn vị chịu trách nhiệm chung về lĩnh vực năng lượng, Bộ CT xây dựng chính sách và quy hoạch quốc gia trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt và ban hành các thông tư, hướng dẫn thực hiện các luật, nghị quyết, nghị định của Thủ tướng Chính phủ và Quốc hội. Ngoài ra, Bộ CT cũng đóng vai trò quan trọng trong quá thình thực hiện các mục tiêu NDC của quốc gia khi chủ trì lên kế hoạch và triển khai các hoạt động chuyển dịch trong ngành năng lượng. Theo QHĐ quốc gia trước đây, các dự án năng lượng tái tạo dưới 50 MW do Bộ CT phê duyệt, còn các dự án trên 50 MW sẽ do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Quy trình này vẫn chưa được xác định trong dự thảo QHĐ VIII khi Quy hoạch này chuyển từ hệ thống các danh mục dự án được phê duyệt trước sang đấu thầu cạnh tranh. Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (EREA) trực thuộc Bộ CT tư vấn về điện và năng lượng tái tạo, đồng thời thiết kế các cơ chế hỗ trợ năng lượng tái tạo bao gồm biểu giá điện FiT, Vụ Tiết kiệm năng lượng và Phát triển bền vững (EESD) cũng thuộc Bộ CT có vai trò tư vấn về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, và Cục Điều tiết Điện lực (ERAV) có chức năng điều tiết ngành điện. Với tư cách là các phòng ban và đơn vị trực thuộc hoạt động hoàn toàn dựa trên ngân sách nhà nước, cả ba cơ quan này vẫn chịu sự ràng buộc chặt chẽ với thẩm quyền ra quyết định của Bộ CT.
Bộ TC và Bộ KHĐT giữ những vị trí quan trọng không chỉ trong lĩnh vực hỗ trợ tài chính và đầu tư cho năng lượng sạch mà còn trong cơ cấu quản trị của Việt Nam nói chung. Hai bộ chủ quản này cùng phối hợp bố trí ngân sách nhà nước để thực hiện các quy hoạch tổng thể. Luật Đầu tư và Đối tác công-tư do Bộ KHĐT xây dựng, cơ quan này cũng chịu trách nhiệm quản lý đầu tư và đăng ký doanh nghiệp, chỉ đạo thực hiện chiến lược tăng trưởng xanh và các hoạt động xúc tiến đầu tư. Bộ TC có thẩm quyền đối với việc miễn giảm thuế, phê duyệt các thay đổi đối với biểu giá điện trên các ngưỡng cho trước, và thông qua NHNN điều chỉnh chính sách thị trường tài chính và chủ trì việc thúc đẩy ngân hàng xanh.
Ở cấp địa phương, Ủy ban nhân dân cấp tỉnh cũng đóng vai trò nòng cốt
Quản lý tài chính và đầu tư cho năng lượng sạch là một quá trình phối hợp nhiều lớp với việc quy hoạch phi tập trung ở cấp địa phương. Ủy ban nhân dân tỉnh (UBND tỉnh) đóng vai trò là cơ quan điều hành, thực hiện các chiến lược, quy định và pháp luật quốc gia ở cấp tỉnh. Các tỉnh được các Sở trực thuộc Bộ chủ chốt hỗ trợ, nâng cao kiến thức chuyên môn kỹ thuật trong các lĩnh vực quản lý tương ứng. Mặc dù cải cách phân cấp đã trao cho các tỉnh thẩm quyền nhiều hơn trong công tác lập quy hoạch, nhưng các tỉnh vẫn phải phụ thuộc nhiều vào việc quy hoạch ở cấp trung ương, nơi tập trung phần lớn thẩm quyền quyết định cuối cùng. Năng lực quy hoạch, điều phối và hỗ trợ tài chính giữa các tỉnh là khác nhau, việc này có ảnh hưởng đến khả năng thực hiện của địa phương. Một ví dụ điển hình là giấy chứng nhận đăng ký đầu tư, được sử dụng như một công cụ để đảm bảo các dự án mới phù hợp với chiến lược của ngành. Tuy nhiên, nếu không có đủ nguồn lực hoặc năng lực để đánh giá đầy đủ các dự án thì quy trình đăng ký sẽ trở nên kém hiệu quả và thiếu minh bạch (OECD, 2018).
Đối với năng lượng tái tạo, quá trình thẩm định cho đến nay vẫn phụ thuộc vào quy mô của dự án. Đối với các dự án trên 30 MW, Bộ CT sẽ thực hiện thẩm định, trong khi đối với các dự án dưới 30 MW, đại diện Bộ CT cấp tỉnh là Sở Công thương (Sở CT) có thể thẩm định và cấp giấy phép sản xuất điện. Tương tự, tùy thuộc vào quy mô của dự án, việc thẩm định đầu tư hoặc đánh giá tác động môi trường sẽ do Bộ KHĐT và Bộ TNMT hoặc các đại diện của Bộ, là Sở Kế hoạch và Đầu tư (Sở KHĐT) và Sở Tài nguyên và Môi trường (Sở TNMT) chịu trách nhiệm. Các cơ quan chức năng của tỉnh cũng sẽ xây dựng và thực hiện phương án đền bù và giải phóng mặt bằng, tái định cư đối với các trường hợp thỏa thuận thuê đất. Đối với việc sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, chính quyền cấp tỉnh sẽ chịu trách nhiệm phát triển và thực hiện các kế hoạch hành động của tỉnh, công tác này đòi hỏi năng lực đáng kể về dữ liệu và kỹ thuật. Ngoài nguồn ngân sách nhà nước được cấp, các tỉnh sẽ chịu trách nhiệm huy động vốn để thực hiện kế hoạch
Nguồn: OECD (2021) Trang quốc gia Việt Nam Trang web CEFIM
Nguồn: OECD (2021) Trang web CEFIM – Việt Nam
Việt Nam là quốc gia đặc biệt dễ bị tổn thương trước tác động của biến đổi khí hậu và theo HSBC, Việt Nam xếp hạng thứ 14 trong những nước dễ bị tổn thương khí hậu nhất vào năm 2018 (HSBC, 2018[3]), cụ thể là do phải hứng chịu nhiều lũ lụt, bão nhiệt đới và hạn hán. Một số chiến lược toàn diện về biến đổi khí hậu mà rất nhiều trong số đó đã có trước Thỏa thuận Paris, thể hiện cam kết lồng ghép hoạt động giảm nhẹ và thích ứng vào trong các kế hoạch kinh tế - xã hội. Giá dầu cao và sản xuất thủy điện giảm, do các hiện tượng thời tiết bất lợi, đã góp phần gây ra tình trạng thiếu hụt năng lượng vào đầu những năm 2000. Kể từ đó, Chính phủ đã dành ưu tiên trong việc mở cửa cho đầu tư tư nhân lĩnh vực năng lượng và nâng cao vai trò của công nghệ năng lượng sạch trong các tầm nhìn trung và dài hạn. Các mục tiêu ban đầu về điện mặt trời đã đạt được cùng những tiến triển về hiệu quả năng lượng, nhưng một chiến lược rõ ràng và đầy tham vọng về năng lượng sạch vẫn nên được ưu tiên.
Năng lượng sạch đóng một vai trò quan trọng trong chiến lược an ninh năng lượng dài hạn của Việt Nam
Chiến lược về khí hậu và năng lượng sạch được lồng ghép vào hệ thống quy hoạch quốc gia thông qua việc xây dựng chiến lược phát triển kinh tế - xã hội 10 năm, từ đó đưa ra các kế hoạch phát triển kinh tế - xã hội. Các cột mốc quan trọng trong chương trình nghị sự về năng lượng sạch là Luật Điện lực năm 2004. Luật này đã chính thức hóa việc chuyển từ chế độ độc quyền theo kế hoạch tập trung sang tự do hóa thị trường và kêu gọi đầu tư của khối tư nhân. Tiếp theo là Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050 ban hành năm 2007 (Quyết định số 1855/QĐ-TTg), trong đó ưu tiên đa dạng hóa nguồn năng lượng, công nghệ tiết kiệm năng lượng, tái cơ cấu thị trường điện và hỗ trợ công nghệ tái tạo. Các mục tiêu ban đầu về năng lượng sạch đã được đặt ra thông qua Chiến lược Phát triển năng lượng tái tạo giai đoạn 2016-2030, tầm nhìn đến năm 2050 ban hành năm 2015 (REDS), và hai giai đoạn của Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (VNEEP) từ 2006 đến 2015. Năng lượng sạch cũng là một nội dung chính của Chiến lược Tăng trưởng xanh cho giai đoạn 2011-2020, tầm nhìn đến năm 2050 (Quyết định số 1393/QĐ-TTg) và Nghị quyết số 55NQ/TW (Nghị quyết 55) gần đây với mục tiêu định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia sắp tới của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Nghị quyết 55 đưa ra các ưu tiên cho hệ thống năng lượng, tập trung vào phát triển năng lượng bền vững, phi carbon hóa, đa dạng hóa và thị trường năng lượng cạnh tranh. Nghị quyết củng cố định hướng của Việt Nam trong việc tăng cường sự tham gia của đầu tư tư nhân vào sản xuất điện, với các điều khoản xung quanh việc loại bỏ các chính sách sai lệch, tăng cường cạnh tranh và tái cơ cấu các doanh nghiệp nhà nước (DNNN), cũng như cải thiện việc sử dụng các công cụ dựa trên cơ chế thị trường.
Mặc dù các chiến lược này đã hỗ trợ hoạt động đầu tư tư nhân và tăng nguồn cung năng lượng, Việt Nam vẫn đang đối mặt với những thách thức về an ninh năng lượng và vẫn phải phụ thuộc nhiều vào nguồn nhiệt điện và thủy điện lớn. Nhu cầu năng lượng gia tăng đang nhanh chóng vượt quá nguồn cung trong nước, dẫn đến việc Việt Nam ngày càng phụ thuộc vào nhập khẩu năng lượng. Với mức tăng trưởng GDP bình quân 6,6% cho giai đoạn 2021-2030 và 5,7% cho giai đoạn 2031-2045, theo dự báo của Bộ KHĐT, nhu cầu năng lượng dự kiến sẽ tiếp tục tăng đáng kể. Trong bối cảnh đó, chiến lược về hiệu quả năng lượng và năng lượng tái tạo trong trung và dài hạn của Việt Nam là cơ hội để đảm bảo nguồn cung năng lượng trong nước ổn định với giá cả phải chăng, đồng thời giải quyết các vấn đề về môi trường và biến đổi khí hậu.
Tham vọng đặt ra trong chiến lược về năng lượng tái tạo đã sớm đạt được
Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo (REDS) đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 đưa ra định hướng phát triển năng lượng tái tạo trong nước, đặc biệt tập trung vào phát triển điện sinh khối, điện gió trên bờ và điện mặt trời đến năm 2030 và sau đó là tiềm năng phát triển điện gió ngoài khơi. REDS hướng tới mục tiêu tăng tỷ lệ nguồn phát từ điện mặt trời và điện gió ở mức hầu như không có lên lần lượt là 0,5% và 1% tổng sản lượng điện vào năm 2020, và 6% và 2,7% vào năm 2030. Trong việc điều chỉnh QHĐ giai đoạn 2016-2020 (QHĐ VII điều chỉnh), các mục tiêu được thể hiện bằng một loạt danh mục các dự án điện mới từ năng lượng tái tạo với các mục tiêu công suất cho điện mặt trời và điện gió là lần lượt là 800 MW và 850 MW vào năm 2020, và 12000 MW và 6000 MW vào năm 2030.
Đến cuối năm 2020, theo QHĐ VII điều chỉnh, điện mặt trời đã vượt mục tiêu đặt ra cho năm 2030, với công suất lắp đặt ghi nhận được là hơn 17GW. Ngược lại điện gió không đạt chỉ tiêu của năm 2020, chỉ có 538 MW công suất lắp đặt. (Institute of Energy, 2021[4]) . Tuy nhiên, kết quả vẫn vượt chỉ tiêu tổng thể đặt ra cho công suất lắp đặt từ nguồn năng lượng tái tạo (không tính các dự án thủy điện lớn) theo QHĐ VII điều chỉnh (9,9%). Riêng công suất điện mặt trời đã chiếm 25% tổng công suất, gấp 2,5 lần con số chỉ tiêu. Về mặt sản xuất, theo báo cáo của EVN về sản lượng điện, điện mặt trời chiếm 4% tổng sản lượng điện, lớn hơn 8 lần so với mục tiêu về điện mặt trời của REDS cho cùng năm.
Năng lượng tái tạo tiếp tục là lĩnh vực chủ đạo trong các chiến lược mới. Với nhiệm vụ định hướng xây dựng Chiến lược Phát triển Năng lượng Quốc gia sắp tới đến năm 2030, Nghị quyết 55 nhấn mạnh cam kết ngày càng tăng mức đầu tư vào năng lượng sạch. Được công bố vào năm 2020, giữa thời kỳ bùng nổ năng lượng mặt trời, Nghị quyết 55 có cách tiếp cận rộng hơn thông qua việc hướng tới mục tiêu nâng tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo trong tổng nguồn cung năng lượng sơ cấp lên 15-20% vào năm 2030 và 25-30% vào năm 2045. Mặc dù chiến lược đặt ưu tiên sản xuất điện từ các nguồn năng lượng tái tạo nhưng cũng nhấn mạnh rằng song song với việc phát triển điện gió và điện mặt trời, vẫn phải đảm bảo an toàn hệ thống điện quốc gia và chi phí hợp lý. Nghị quyết 55 cũng đặt mục tiêu giảm 15% phát thải khí nhà kính tổng thể từ các hoạt động năng lượng so với kịch bản cơ sở (BAU) tới năm 2030 và 20% tới năm 2045. Phát triển năng lượng tái tạo cũng nằm trong Chiến lược mới về phát triển bền vững kinh tế biển Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Chiến lược này nêu bật sự quan tâm của Việt Nam trong việc hỗ trợ những hoạt động phát triển mới trong năng lượng tái tạo biển và các ngành kinh tế biển mới.
Hiệu quả năng lượng là nội dung nổi bật trong các chiến lược khác nhau nhưng tiến độ triển khai còn chậm
Nền kinh tế của Việt Nam sử dụng rất nhiều năng lượng và được xếp hạng là một trong những quốc gia sử dụng nhiều năng lượng nhất thế giới. Tầm quan trọng của việc sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả như một mục tiêu chính sách đã được nhấn mạnh trong nhiều chiến lược phát triển kinh tế và ngành như Chiến lược tăng trưởng xanh đến năm 2020 và Chiến lược phát triển công nghiệp đến năm 2025. Phần lớn các chiến lược này tập trung vào lĩnh vực sản xuất và công nghiệp, vốn là thành phần cốt lõi của chiến lược phát triển kinh tế và là nhân tố lớn làm tăng nhu cầu năng lượng. Chính sách giá năng lượng không phản ánh đúng chi phí năng lượng và quá trình công nghiệp hóa đang tăng nhanh đã được hưởng lợi từ mức thuế năng lượng đặc biệt thấp theo tiêu chuẩn khu vực và có xu hướng sử dụng điện kém hiệu quả. Việt Nam nhận thức được điều này, như đã thể hiện qua các mục tiêu trong cả hai chiến lược nhằm tăng cường khai thác các công nghệ sử dụng năng lượng hiệu quả và tiết kiệm trong ngành công nghiệp. Tuy nhiên, những mục tiêu tham vọng ban đầu đặt ra trong Chiến lược tăng trưởng xanh 2012 về giảm 1-1,5%/năm mức tiêu thụ năng lượng trên một đơn vị GDP đã không hoàn thành được. Rà soát đánh giá chiến lược này sắp được thực hiện.
Các mục tiêu cụ thể về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả đã được đặt ra thông qua Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (VNEEP) và đã thành công trên diện rộng. VNEEP I và II trong các giai đoạn 2006-2010 và 2011-2016, lần lượt đặt mục tiêu giảm 3-5% và 5-8% tổng tiêu thụ năng lượng thương mại trong các giai đoạn của những chương trình này. Tiết kiệm năng lượng thương mại lũy kế trong giai đoạn đầu của VNEEP đạt 3.733 KTOE, tương đương 3,4% tổng mức tiêu thụ năng lượng cuối cùng và trong giai đoạn hai đạt 10610 KTOE, tương đương 5,65% tổng mức tiêu thụ năng lượng cuối cùng (RCEE, 2016[5]).
Sau một khoảng thời gian ngắn dừng thực hiện, giai đoạn thứ ba của chương trình VNEEP III khởi động vào năm 2019 và sẽ kéo dài đến năm 2025. Trong giai đoạn này, VNEEP III đặt mục tiêu tiết kiệm 5-7% mức năng lượng tiêu thụ quốc gia, tổn thất điện năng dưới 6,5% và đặt mục tiêu giảm mức tiêu thụ năng lượng trung bình trong một số lĩnh vực công nghiệp (Bảng 2.4) (Quyết định số: 280/QĐ-TTg của năm 2019) (PwC, 2017[6]). Nghị quyết 55 đặt ra các mục tiêu dài hạn là đạt tỷ lệ 7% sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả trên tổng mức tiêu thụ năng lượng cuối cùng vào năm 2030, so với kịch bản cơ sở và đạt khoảng 14% vào năm 2045.
Củng cố chương trình nghị sự toàn diện về khí hậu thông qua các cam kết quốc tế
Cơ cấu quản trị được củng cố bằng các chính sách quốc gia toàn diện về biến đổi khí hậu. Ba chiến lược cốt lõi về biến đổi khí hậu là Chiến lược quốc gia về biến đổi khí hậu năm 2011 (Quyết định số 2139/QĐ-TTg), Chiến lược quốc gia về tăng trưởng xanh giai đoạn 2011-2020, tầm nhìn đến năm 2050 (Quyết định số 1393/QĐ-TTg), và Chiến lược Bảo vệ môi trường quốc gia đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030 (Quyết định số 1216/QĐ-TTg) được xây dựng năm 2012 nhằm hạn chế ô nhiễm và suy thoái môi trường. Chiến lược biến đổi khí hậu đặt ra một số mục tiêu đến năm 2050, hướng đến phát triển nền kinh tế carbon thấp và tập trung vào tính bền vững, thích ứng và khả năng phục hồi. Được xây dựng để hỗ trợ thực hiện Chiến lược về biến đổi khí hậu thông qua tăng trưởng nhanh, hiệu quả và bền vững, Chiến lược về tăng trưởng xanh đặt ra mục tiêu trở thành một nền kinh tế carbon thấp, đồng thời làm giàu tài nguyên thiên nhiên.
Năm 2020, Việt Nam trở thành quốc gia thứ 9 đệ trình bản NDC cập nhật theo Thỏa thuận Paris năm 2015. NDC đặt trọng tâm vào lĩnh vực năng lượng với tiềm năng giảm nhẹ tác động của biến đổi khí hậu và phù hợp với các dự báo phát triển kinh tế - xã hội mới nhất cho đến năm 2030, các mục tiêu cắt giảm phát thải đã được điều chỉnh từ 8% lên 9% bằng nguồn lực trong nước và từ 25% lên 27% khi có hỗ trợ quốc tế so với kịch bản cơ sở (BAU) và năm cơ sở được tính toán là 2014 (Hình 2.4). Các mục tiêu có điều kiện phụ thuộc vào sự hỗ trợ quốc tế nhận được thông qua quan hệ hợp tác song phương, đa phương và thông qua các cơ chế theo Thỏa thuận Paris. Do sự gia tăng đáng kinh ngạc của các dự án điện từ năng lượng tái tạo kể từ năm 2019 theo các quy định về biểu giá điện FiT, Việt Nam đã và đang đi đúng hướng để đạt được các mục tiêu giảm thiểu phát thải. Chính phủ cho biết sẽ xây dựng bản cập nhật của NDC sau khi QHĐ VIII cho giai đoạn 2021-2030 được hoàn thiện (E3G, 2021[7]).
Trước tình trạng thiếu hụt năng lượng vào đầu những năm 2000, Việt Nam đã chuyển trọng tâm sang nâng cao hiệu quả của việc khai thác và sử dụng năng lượng sơ cấp, như được ưu tiên trong pháp luật thông qua Nghị định về Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả ban hành năm 2003 và Luật Điện lực năm 2004. Năm 2006, kế hoạch hành động quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả đầu tiên, được gọi là Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (VNEEP), đã được phê duyệt (Hình 2.5).
Nguồn: Quyết định số 280/QĐ-TTg của Chính phủ Việt Nam (2019)
VNEEP là công cụ chính để lập kế hoạch sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả
VNEEP là công cụ chính để lập kế hoạch thúc đẩy sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả. Tất cả những hoạt động sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả ở các lĩnh vực được lồng ghép vào VNEEP. VNEEP hoạt động như một công cụ điều phối cho các tiểu dự án và chương trình do các đối tác phát triển quốc tế tài trợ. Nhiều cột mốc pháp lý quan trọng đã đạt được trong VNEEP I và II, bao gồm Luật số 50/2010/QH-12 về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (Luật sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả) và các nghị định thi hành luật (Quyết định số 1427/QĐ-TTg năm 2012). Trong thời gian này, các yêu cầu dán nhãn năng lượng tự nguyện và bắt buộc cũng như các tiêu chuẩn hiệu suất năng lượng trong tòa nhà cũng đã được đưa ra.
Tuy nhiên, có thể nói rằng động lực từ những thành công ban đầu này đã bị ảnh hưởng do sự chậm trễ trong việc phê duyệt chương trình hành động tiếp theo vào cuối giai đoạn thực hiện VNEEP II. Điều này dẫn đến việc mất đi nguồn nhân lực trong chính quyền, nhất là ở cấp tỉnh. VNEEP III đã được phê duyệt vào năm 2019 và đề ra các hoạt động theo kế hoạch trong giai đoạn 2019-2025 và tầm nhìn đến năm 2030. VNEEP III mong muốn phát huy những thành tựu của VNEEP I và II với các mục tiêu về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả trong trung hạn cho cả nền kinh tế nói chung và các lĩnh vực công nghiệp nói riêng, đồng thời thông qua việc phát triển hơn nữa môi trường pháp lý, VNEEP III sẽ tăng cường giám sát và thực thi tuân thủ, đồng thời xây dựng các kỹ năng thị trường thông qua đào tạo và cấp chứng nhận (Hộp 2.2).
Rà soát, xây dựng và hoàn thiện cơ chế, chính sách về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả
Thành lập các quỹ thúc đẩy sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả
Nguồn: Bộ CT (2018) VIỆT NAM - CHƯƠNG TRÌNH QUỐC GIA VỀ SỬ DỤNG NĂNG LƯỢNG TIẾT KIỆM VÀ HIỆU QUẢ GIAI ĐOẠN 2019 - 2030
VNEEP III khẳng định vai trò phối hợp
Chương trình VNEEP I và II đã cho thấy sự cần thiết của việc phối hợp chặt chẽ giữa trung ương và địa phương, cũng như giữa các bộ và giữa các chiến lược quốc gia. Đặc biệt, các chính sách về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả chưa được đề cập đầy đủ trong các quy hoạch tổng thể các ngành. Việc đưa nội dung sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả vào QHĐ VIII là một công cụ quan trọng để đảm bảo sự phối hợp và cơ chế ưu tiên cao hơn.
VNEEP đã nhận được sự hỗ trợ của các tổ chức quốc tế như Ngân hàng Thế giới, JICA, DANIDA, UNIDO và IFC, dưới hình thức hỗ trợ tài chính, hỗ trợ kỹ thuật và đào tạo phát triển nguồn nhân lực. Mức độ phối hợp trong các hoạt động hỗ trợ này còn thấp ở cả VNEEP I và II đã dẫn đến một số chồng chéo và khả năng sử dụng kém hiệu quả các nguồn lực. Một trong những mục tiêu chính của VNEEP III là công cụ điều phối để huy động các nguồn lực trong nước và quốc tế để thực hiện chính sách, hỗ trợ kỹ thuật, nghiên cứu, phát triển sản phẩm, chuyển đổi thị trường và nâng cao năng lực.
VNEEP III có sự tham gia của nhiều bên, bao gồm Thủ tướng Chính phủ, các bộ, ngành, các hiệp hội đang hoạt động trong lĩnh vực sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, chính quyền địa phương và các nhóm năng lượng. Trong khuôn khổ VNEEP III, một ban chỉ đạo chương trình đã được thành lập để điều phối việc này, bao gồm các bộ, ngành và hiệp hội tham gia, do Thủ tướng Chính phủ chủ trì và Bộ CT làm Phó ban chỉ đạo thường trực. Ngoài ra, Bộ CT cũng có văn phòng giúp việc, chịu trách nhiệm chính trong việc phối hợp với các bộ, ngành trong chương trình VNEEP để xác định các kế hoạch và nhiệm vụ hàng năm. Bộ CT phối hợp với Bộ TC và Bộ KHĐT hoàn thiện danh mục các nhiệm vụ và dự án sẽ được thực hiện.
Trong ban chỉ đạo, việc xây dựng các nhiệm vụ và phân bổ trách nhiệm được phân chia giữa một số bộ và các đơn vị trực thuộc, bao gồm EESD của Bộ CT hoặc Tổng cục Tiêu chuẩn, Đo lường và Chất lượng của Bộ KHCN. Các tổ chức phi chính phủ cũng có những vai trò nổi bật, chẳng hạn như Hội Khoa học và Công nghệ sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả Việt Nam (VECEA), Hội đồng Công trình xanh Việt Nam (VGBC) hoặc các công ty tư vấn, chẳng hạn như Trung tâm Nghiên cứu và Phát triển về Tiết kiệm năng lượng (Enerteam) và Sáng kiến về Chuyển dịch năng lượng Việt Nam (VIET), cung cấp thông tin đầu vào cho việc thiết kế các chính sách và quy định về năng lượng sạch.
Ban chỉ đạo làm việc trực tiếp với các bên liên quan khác trong lĩnh vực năng lượng như EVN để tư vấn về nội dung kế hoạch và thực hiện các hoạt động sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả của chính các đơn vị này theo chương trình quản lý nhu cầu điện tự đề ra.
Nguồn: Quyết định số 280/QĐ-TTg của Chính phủ Việt Nam (2019)
Chú trọng nhiều hơn vào vai trò của chính quyền cấp tỉnh và thành phố trong VNEEP III
Trong khi VNEEP I và II chủ yếu bao gồm các sáng kiến do trung ương lãnh đạo, thì VNEEP III lại chú trọng nhiều hơn vào các hành động ở cấp tỉnh và thành phố. Bộ CT đề xuất mục tiêu tổng thể của VNEEP III cho các tỉnh dựa trên tình hình tiêu thụ năng lượng hiện tại, dự báo nhu cầu năng lượng theo kịch bản phát triển kinh tế - xã hội của địa phương, tiềm năng sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả thông qua các giải pháp công nghệ và tiềm năng tiết kiệm năng lượng trong nhiều lĩnh vực. Theo đó, các tỉnh được phân nhóm theo 7 khung mục tiêu, từ 4,75% đến 7,25% mục tiêu tiết kiệm năng lượng trong giai đoạn 2020-2025. Mục đích của cách tiếp cận này là nhằm trao quyền tự chủ nhiều hơn cho các tỉnh trong việc xác định các hành động dựa trên điều kiện cụ thể và thường rất khác nhau của mỗi tỉnh; trong khi một số tỉnh có thể là trung tâm công nghiệp lớn, nhưng những tỉnh khác có thể lại thiên về nông nghiệp hoặc các khu vực nông thôn. UBND tỉnh xây dựng kế hoạch thực hiện VNEEP ở các cấp chính quyền địa phương, được gọi là kế hoạch hành động về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả cấp tỉnh (EEAP), đưa ra lộ trình và mục tiêu phù hợp với thẩm quyền và phân bổ kinh phí để thực hiện, kiểm tra và giám sát các chương trình của địa phương. Sau khi kế hoạch đã được phê duyệt, Bộ CT sẽ phân bổ ngân sách cho các hoạt động đã xác định. Vào tháng 3/2021, 40 trong số 63 địa phương đã trình Bộ CT phê duyệt kế hoạch hành động chương trình sử dụng năng lượng tiết kiệm (EEAP) cho giai đoạn 2020-2025, các địa phương còn lại vẫn đang trong giai đoạn xây dựng. Ở cấp tỉnh, đại diện của Bộ CT là Sở CT sẽ chủ trì công tác giám sát và báo cáo kết quả. Quá trình lập kế hoạch này đòi hỏi phải có đầy đủ dữ liệu và sự hỗ trợ của các chuyên gia, điều này có thể sẽ gây khó khăn cho các tỉnh. Do đó, sự thành công hay thất bại của VNEEP III phụ thuộc nhiều vào năng lực của các cán bộ và tài chính của cấp địa phương. Bộ CT đang hỗ trợ quá trình này bằng cách tuyển dụng thêm các chuyên gia về các tỉnh này để hỗ trợ lập kế hoạch và xây dựng quy trình thu thập dữ liệu cải thiện những điểm còn thiếu sót. Theo dự kiến, sẽ có một đơn vị mới của Bộ CT đóng vai trò là cơ sở hỗ trợ bổ sung cho mục đích này.
Những tiến triển đã đạt được hướng tới một thị trường điện cạnh tranh một phần
Luật Điện lực năm 2004 đã chính thức hóa định hướng của Việt Nam trong việc dần xóa bỏ cơ chế độc quyền dựa trên các kế hoạch tập trung để hướng tới một thị trường điện cạnh tranh với sự đầu tư tư nhân vào sản xuất điện. Kể từ những năm 1990, Việt Nam đã tiến hành cải cách ngành điện để đảm bảo nguồn điện hiệu quả với giá cả phải chăng cũng như đảm bảo an ninh nguồn cung lâu dài. Để có thể tự do hóa thị trường điện, quá trình cải cách đòi hỏi phải cơ cấu lại các doanh nghiệp nhà nước, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), và quan trọng là thành lập Cục Điều tiết điện lực (ERAV). Luật Điện lực quy định ba giai đoạn khác nhau của việc tự do hóa thị trường điện, bắt đầu với thị trường phát điện cạnh tranh, sau đó là thị trường bán buôn cạnh tranh và cuối cùng là sự ra đời của thị trường bán lẻ cạnh tranh. Thị trường bán buôn hiện đang trong giai đoạn thử nghiệm, với 53% tổng công suất lắp đặt đã tham gia thị trường vào năm 2019 (EVN, 2020[8]). Dự kiến thị trường sẽ hoạt động đầy đủ vào năm 2021. Năm 2020, 97 nhà máy điện tham gia trực tiếp và 26 nhà máy tham gia gián tiếp vào thị trường bán buôn (ERAV, 2020[9]). Khi đi vào hoạt động đầy đủ, thị trường bán buôn sẽ đóng một vai trò quan trọng trong việc khai thác và nâng cao tính linh hoạt của hệ thống, cũng như khuyến khích sản xuất điện hiệu quả dựa trên chi phí thấp nhất, qua đó cho phép giảm thiểu phát thải và ô nhiễm do chi phí sản xuất điện từ năng lượng tái tạo thấp hơn. Giá điện sẽ phản ánh các điều kiện thực tế hệ thống , khuyến khích tăng hoặc giảm công suất phát điện khi cần thiết. Điều này không chỉ đúng đối với hoạt động sản xuất điện truyền thống có thể điều độ mà còn đúng đối với sản xuất điện từ năng lượng tái tạo với khả năng đáp ứng linh hoạt (ví dụ bằng cách chọn tự cắt giảm) khi được khuyến khích thực hiện.
Vai trò của EVN trong việc sản xuất điện đang thay đổi trong quá trình tự do hóa thị trường
Mặc dù cơ cấu và vai trò của EVN và các đơn vị trực thuộc đã có những thay đổi, nhưng EVN vẫn nắm phần lớn mức độ chi phối ở vai trò quản lý trung tâm và có ràng buộc chặt chẽ với nhà nước (Bộ CT) thông qua cả cơ cấu pháp lý và quản trị công ty. Theo cơ cấu hiện nay, chính phủ là cơ quan chỉ đạo các khoản đầu tư của EVN, Ban Lãnh đạo của EVN bổ nhiệm các thành viên trong hội đồng quản trị của các đơn vị trực thuộc EVN. Ngoài ra, EVN sở hữu và đặt ra những mục tiêu sản lượng và dịch vụ cho các tổng công ty điện lực (các đơn vị phân phối và bán lẻ điện theo khu vực) và Hội đồng quản trị của các tổng công ty này sẽ báo cáo trực tiếp cho EVN. EVN và các đơn vị trực thuộc được quản lý và kiểm soát tập trung theo cơ cấu quản trị tại trụ sở chính của EVN (World Bank, 2020[10]).
Hiện nay, EVN hoạt động với tư cách là công ty mẹ của một số đơn vị trực thuộc, bao gồm các tổng công ty phát điện (GENCO), Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (EVN NLDC), Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVN NPTC), các Tổng công ty Điện lực và Công ty Mua bán điện (EPTC). Vào cuối năm 2018, EVN sở hữu 59% tổng công suất lắp đặt từ ba GENCO bao gồm cả các nguồn thủy điện chiến lược thuộc EVN. Như vậy, EVN vẫn giữ thế độc quyền trong hoạt động vận hành, truyền tải, phân phối và bán lẻ dù cơ cấu đã có phân tách một phần. Mặc dù việc tách EVN thành các đơn vị khác nhau có thể nâng cao tính độc lập trong hoạt động, nhưng cơ cấu như vậy sẽ không hoàn toàn khiến các nhà đầu tư tư nhân an tâm do EVN được coi là chủ sở hữu các nhà máy điện và là công ty mẹ của các đơn vị quan trọng trong thị trường điện. Các đơn vị này bao gồm EPTC và NLDC. EPTC mua tất cả điện từ nguồn năng lượng tái tạo của các đơn vị sản xuất điện độc lập (IPP), còn NLDC xác định việc điều độ và cắt giảm công suất (sẽ được thảo luận trong chương 4). Do không có khuôn khổ điều độ tần suất cho cho thị trường dịch vụ phụ trợ nên chủ yếu sẽ là các nhà máy thủy điện đa mục tiêu của EVN cung cấp các dịch vụ này.
Trước đây, EVN đã đóng vai trò chủ đạo trong việc phát triển, sở hữu và vận hành tất cả các tài sản của hệ thống điện. Tuy nhiên, quy mô đầu tư yêu cầu trong QHĐ VIII để đáp ứng tăng trưởng nhu cầu năng lượng đã vượt quá khả năng đầu tư và tài chính của EVN. Thu hút đầu tư tư nhân vào lĩnh vực sản xuất điện sẽ tiếp tục được ưu tiên như đã nêu trong các quy hoạch tổng thể ngành cũng như Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia. Đặc biệt, theo dự kiến trong tương lai, sự hiện diện của EVN trong lĩnh vực sản xuất điện sẽ bị hạn chế và Tập đoàn sẽ chỉ sở hữu các tài sản chiến lược như các nhà máy thủy điện đa mục tiêu có vai trò quản lý thủy lợi hoặc lũ lụt. Để hiện thực hóa tham vọng này, các khoản đầu tư mới sẽ chịu sự giám sát của Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp (CMSC) để đảm bảo tuân thủ các quy định liên quan đến việc sử dụng vốn và tài sản. Cho đến nay, vai trò của EVN trong đầu tư vào sản xuất điện từ năng lượng tái tạo ngoài thủy điện còn hạn chế, điều này thúc đẩy mở thị trường này cho khu vực tư nhân.
Cần củng cố các cơ quan có thẩm quyền trong thị trường điện
Để đạt được những mục tiêu đầy tham vọng này, Việt Nam sẽ cần phát triển nguồn sản xuất điện mới nhanh chóng, an toàn và ít tốn kém nhất cho người tiêu dùng. Giám sát và quản trị hiệu quả có vai trò rất quan trọng để đảm bảo rằng hệ thống điện trong tương lai của Việt Nam phát triển phù hợp với các mục tiêu chính sách tổng thể của quốc gia và đáp ứng hiệu quả nhu cầu của người dùng và xã hội nói chung. Điều quan trọng là sự chuyển đổi trong ngành điện của Việt Nam không chỉ dừng lại ở thay đổi tỉ trọng nguồn phát điện. Các nỗ lực tái cơ cấu hiện nay và trong kế hoạch, bao gồm cả việc phân tách cơ cầu nguồn phát, kế hoạch tăng cường tính độc lập của NLDC và sự ra đời của thị trường điện bán buôn, sẽ ảnh hưởng sâu sắc đến cách thức phát triển và tích hợp nguồn phát điện mới vào hệ thống.
Sự giám sát hiệu quả của ERAV đối với các yếu tố liên kết này là rất quan trọng để đảm bảo thành công. Cục có vai trò thiết lập các luật định và tiêu chuẩn về lưới điện, cấp giấy phép và xây dựng các nguyên tắc thiết lập biểu giá điện cũng như giám sát tổng thể hệ thống điện. Với sự gia tăng nhanh chóng của nguồn điện từ năng lượng tái tạo, khả năng quy hoạch và vận hành hệ thống của ERAV vẫn chưa thực sự sẵn sàng cho một hệ thống điện có tỷ trọng năng lượng biến thiên cao. Hơn nữa, phạm vi thẩm quyền của ERAV đôi khi bị giới hạn, trong đó có phân định rõ ràng về quyền hạn của Cục, của EVN hoặc EREA. Ví dụ: mặc dù ERAV chịu trách nhiệm xem xét các quy hoạch tổng thể về phát triển các nguồn điện, lưới điện truyền tải và phân phối, và nhu cầu tài chính của các quy hoạch này, nhưng trọng tâm tư vấn của Cục chủ yếu xoay quanh vấn đề về an ninh nguồn cung cấp điện. (ADB, 2015[11]) . Việc phát triển đường dây truyền tải nằm ngoài thẩm quyền quản lý của Cục. Một phần vai trò của ERAV là cân bằng kỹ lưỡng mức giá cả phù hợp với chi phí đồng thời cố gắng giảm thiểu gánh nặng kinh tế đối với các hộ gia đình có thu nhập thấp của đất nước. Những hạn chế như vậy trong quyền hạn của ERAV khiến khả năng thực hiện những hoạt động nêu trên của Cục sẽ gặp khó khăn. Quyền hạn của Cục trong việc tăng giá điện cũng bị ràng buộc bởi một hệ thống có cấu trúc. Biểu giá điện cố định chỉ có thể được xác định theo Quyết định 24/2017/QĐ-TTg. Cụ thể, Bộ CT sẽ phê duyệt mức tăng từ 5-10%, các mức tăng trên 10% sẽ được trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Với cấu trúc quản trị phân cấp, ERAV chịu sự ràng buộc rất chặt chẽ với Bộ CT trong việc ra quyết định và các hoạt động khác của đơn vị (World Bank, 2020[10]). ERAV có nhiệm vụ giám sát và thực thi việc tuân thủ các quy định của thị trường điện và đóng vai trò là trọng tài giải quyết tranh chấp chính đối với các hợp đồng mua bán điện. Khi hệ thống điện của Việt Nam tiếp tục phát triển, đặc biệt là việc chuyển từ chương trình biểu giá điện FiT sang hệ thống đấu thầu mới nhưng vẫn chưa được xác định rõ ràng, vai trò giải quyết tranh chấp của ERAV có thể ngày càng trở nên quan trọng. Do ngân sách hoạt động của ERAV hoàn toàn do chính phủ cấp nên Cục phụ thuộc về cơ cấu vào Bộ CT. Do EVN cũng thuộc sở hữu gần như hoàn toàn của Chính phủ và chịu sự ràng buộc chặt chẽ của Bộ CT, điều này sẽ tạo ra tính bất trắc cho các nhà đầu tư về việc liệu các quyết định của ERAV có công bằng, khách quan và không có sự can thiệp chính trị hay không.
Nguồn: Bộ Công Thương
Trong khi thị trường điện phát triển theo hướng tự do hóa, quy hoạch điện vẫn là một nhiệm vụ lớn của Chính phủ, đòi hỏi sự phối hợp chặt chẽ giữa các bộ chủ quản và các cơ quan chính phủ. Trong hệ thống quy hoạch tổng thể từ trên xuống, quy hoạch điện nằm trong quy hoạch tổng thể ngành quốc gia, được gọi là Quy hoạch phát triển điện lực. Đây là tài liệu quy hoạch quan trọng nhất dành cho các nhà đầu tư và đơn vị phát triển năng lượng sạch, trong đó xác định một kế hoạch trung hạn, mang tính quy định để bổ sung công suất cho tất cả các công nghệ phát điện.
Mức bổ sung công suất điện mặt trời bùng nổ vào năm 2019, vượt xa chỉ tiêu QHĐ VII điều chỉnh năm 2020
Quy hoạch điện lực giai đoạn 2011-2020, tầm nhìn đến năm 2030 thuộc QHĐ VII đã được rà soát và điều chỉnh thành QHĐ VII điều chỉnh vào năm 2016 thông qua Quyết định số 428/QĐ-TTg. Việc rà soát này nhằm đáp ứng các xu hướng giảm chi phí công nghệ năng lượng tái tạo toàn cầu, và ứng phó với tình hình chậm trễ trong triển khai các nhà máy điện truyền thống cũng như tình hình an ninh năng lượng đang ngày càng xấu đi. Điểm thay đổi nổi bật nhất trong QHĐ VII là nhấn mạnh hơn nữa vào phát triển năng lượng tái tạo, loại bỏ công suất nhà máy điện hạt nhân theo kế hoạch cho năm 2020 và giảm nhập khẩu theo kế hoạch trong dài hạn. Bên cạnh đó, việc tự do hóa thị trường, cân đối công suất giữa các các nguồn điện giữa các khu vực và đảm bảo độ tin cậy của hệ thống cung cấp điện cũng được chú trọng hơn.
Theo QHĐ VII điều chỉnh, một dự án phát điện được bổ sung vào QHĐ là một bước quan trọng trong quá trình phê duyệt dự án và do đó QHĐ sẽ được thiết kế không chỉ như một kế hoạch chiến lược mà còn là một công cụ để kiểm soát từ trên xuống đối với việc quy hoạch hệ thống và bổ sung công suất. Mặc dù vậy, việc bổ sung công suất điện mặt trời đã vượt mục tiêu năm 2025, qua đó nhấn mạnh những cân nhắc quan trọng về sự phối hợp và tính linh hoạt trong quá trình xây dựng QHĐ (Hình 2.7, Hình 2.8). Trong khi QHĐ được xây dựng theo hướng từ trên xuống, trong trung và dài hạn, các quyết định đầu tư lại được trình từ dưới lên trong các khoảng thời gian ngắn để tận dụng các điều kiện chính sách thuận lợi. Để tận dụng hỗ trợ rất lớn về biểu giá điện FiT sắp hết thời hạn áp dụng, gần 4 GW công suất điện mặt trời đã được nối lưới điện quốc gia, nâng tổng công suất điện mặt trời từ 0,86 MW vào năm 2018, lên 4,4 GW vào tháng 6/2019. Các dự án IPP đã lựa chọn vị trí và trình các nghiên cứu tích hợp lưới điện cho EVN. Tuy nhiên EVN đánh giá các nghiên cứu này dựa trên từng trường hợp cụ thể mà không thấy được bức tranh đầy đủ về việc các dự án sẽ đưa vào vận hành thương mại. Ở cấp tỉnh, sự thiếu rõ ràng và thống nhất về các thông số đánh giá hoặc hạn mức giới hạn cấp tỉnh dẫn đến số lượng dự án được cấp phép đầu tư cao hơn nhiều so với kế hoạch. (World Bank Group, 2019[12]) . Việc triển khai nhanh chóng như vậy đối với năng lượng tái tạo biến thiên trong mô hình về công suất phụ tải cơ sở tập trung lớn đang được sử dụng đã dẫn đến mức độ tắc nghẽn lưới điện và cắt giảm công suất cao lên. Điều này cụ thể đã xảy ra ở các khu vực miền Trung, nơi có nhu cầu điện thấp và các khu vực có tiềm năng cao về năng lượng tái tạo ở miền Nam như Ninh Thuận, Bình Thuận, Đắk Lắk, Gia Lai và Quảng Trị (Vietnam Energy, 2020[13]). Điều đó nhấn mạnh yêu cầu quy hoạch linh hoạt hơn để thích ứng với môi trường thay đổi nhanh chóng.
Nguồn: Chính phủ Việt Nam (2016), Quyết định số 428/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt QHĐ VII sửa đổi EVN (2020)
Ghi chú: GW = gigawatt. Điện mặt trời bao gồm điện mặt trời mái nhà
Nguồn: Công văn số 10052/BCT-ĐL ngày 28/12/2020 và Văn bản số 196/TTg-CN ngày 18/02/2021 về phát triển điện gió của Chính phủ Việt Nam (2020), Công văn số 84/BCT-ĐL ngày 07/01/2021 về phát triển điện mặt trời của Chính phủ Việt Nam (2020)
Phối hợp giữa các quy hoạch tổng thể vẫn là một vấn đề theo luật quy hoạch mới
Trong quá trình đánh giá QHĐ VII, Bộ CT đã nhấn mạnh các vấn đề liên quan đến mức độ phối hợp và sự không thống nhất giữa các quy hoạch tổng thể dẫn đến hiện tượng chồng chéo và thiếu tính liên kết giữa các quy hoạch cơ sở hạ tầng, năng lượng và điện. Các quy hoạch này được phát triển vào các thời điểm khác nhau và do các các bên liên quan điều phối, cuối cùng dẫn đến cơ chế ưu tiên đầu tư không hiệu quả (Institute of Energy, 2021[4]). Hàng loạt quy hoạch tổng thể hiện nay đang được lập theo Luật Quy hoạch mới (số 21/2017/QH14) và Nghị định số 37/2019/NĐ-CP (Nghị định 37) về hướng dẫn thực hiện Luật Quy hoạch. Trong quá trình tổng kết QHĐ trước đó, Bộ CT thừa nhận việc điều chỉnh và bổ sung quy hoạch chưa kịp thời, ảnh hưởng đến phát triển hệ thống điện và hoạt động đầu tư của khu vực tư nhân. Mặc dù luật quy hoạch mới có quy định về cơ chế phối hợp, việc thực hiện cơ chế này vẫn chưa rõ ràng ở cấp trung ương, làm chậm trễ quá trình lập kế hoạch phát triển kinh tế - xã hội trong giai đoạn quy hoạch.
Theo hệ thống phân cấp quy hoạch từ trên xuống mới được cập nhật, các quy hoạch ngành cấp quốc gia, chẳng hạn như QHĐ, phải được xây dựng dựa trên quy hoạch tổng thể quốc gia, quy hoạch sử dụng đất quốc gia và quy hoạch không gian biển quốc gia, quy hoạch ngành cấp quốc gia sẽ được sử dụng làm cơ sở để hình thành các quy hoạch cấp vùng, tỉnh, đô thị và nông thôn. QHĐ cũng phải phù hợp với các quy hoạch ngành khác, chẳng hạn như Quy hoạch tổng thể năng lượng quốc gia, trong đó giám sát cơ sở hạ tầng năng lượng và Quy hoạch tổng thể phát triển hệ thống cảng biển, liên quan đến nhập khẩu khí hóa lỏng (LNG) và than, quy hoạch hệ thống đô thị và nông thôn để đưa ra định hướng để phát triển nguồn và lưới điện đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện năng. Tại thời điểm trình dự thảo QHĐ VIII vào tháng 2/2021, quy hoạch tổng thể quốc gia, quy hoạch sử dụng đất quốc gia và quy hoạch không gian biển quốc gia vẫn chưa được hoàn thiện, yêu cầu cần phải cập nhật QHĐ để có các điều chỉnh phù hợp.
Việc xây dựng QHĐ cần có sự tham gia của rất nhiều bên liên quan
Quá trình hình thành QHĐ vẫn đòi hỏi sự tham gia của rất nhiều bên liên quan ở nhiều bộ khác nhau, dẫn đến chồng chéo trách nhiệm trong các hoạt động. Ở cấp quốc gia, quy trình này do Bộ CT chủ trì, phối hợp với Bộ KHĐT, Bộ TNMT, Bộ TC và EVN xây dựng và thực hiện quy hoạch và trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Viện Năng lượng (IE), một viện nghiên cứu trực thuộc Bộ CT, thực hiện việc lập mô hình hệ thống với việc lựa chọn công nghệ tối ưu hóa chi phí để hỗ trợ xây dựng QHĐ tổng thể. Bộ KHĐT chịu trách nhiệm về các quy định và hướng dẫn liên quan về chính sách đầu tư và quy hoạch đối với vấn đề cung cấp điện và mở rộng lưới điện và Viện Chiến lược phát triển (viện nghiên cứu của Bộ) sẽ hỗ trợ IE trong công tác dự báo. Bộ TNMT chịu trách nhiệm về các vấn đề liên quan đến sử dụng đất và quy hoạch không gian biển cho các dự án trong QHĐ, cũng như các vấn đề liên quan tới tác động về môi trường, bao gồm tài nguyên nước và rừng. Bộ TC chủ trì các vấn đề liên quan đến ngân sách cho QHĐ quốc gia, và các quy định về thuế và phí đối với các dự án điện từ năng lượng tái tạo. Ở cấp tỉnh, UBND tỉnh là đầu mối xây dựng quy hoạch phát triển điện lực tỉnh và trình Bộ CT, trong đó EREA chịu trách nhiệm thẩm định các quy hoạch phát triển điện lực vùng. Sở CT tỉnh điều phối quá trình lập kế hoạch và ngân sách, lấy ý kiến của Sở KHĐT, Sở TNMT, Sở TC và các đơn vị trực thuộc của EVN trước khi trình UBND tỉnh phê duyệt (Hình 2.10).
Trong bối cảnh thay đổi nhanh chóng cả về GDP và nhu cầu năng lượng tăng trưởng cao, cũng như chi phí công nghệ năng lượng tái tạo giảm, việc cập nhật và sửa đổi QHĐ theo chu kỳ mười năm một lần không thể đảm bảo định hướng phát triển hệ thống điện ở mức tối ưu và tiết kiệm chi phí nhất trong suốt thời kỳ quy hoạch. Yêu cầu về quy hoạch có định hướng tới tương lai, thích ứng tốt và nhanh nhạy, có thể đáp ứng các nhu cầu và cơ hội đang phát triển của thị trường cũng đã được nêu rõ trong bản đánh giá đa chiều gần đây của OECD cho Việt Nam. Bản đánh giá đã chỉ ra việc sử dụng các công cụ như phương pháp tiếp cận lộ trình chính sách thích ứng động (DAPP) có thể giúp ứng phó với những bất ổn trong tương lai bằng cách sử dụng phương pháp phân tích kịch bản để hình thành các cơ chế ứng phó chính sách phù hợp (OECD, 2020[14]).
Giống như tất cả các quy hoạch tổng thể, luật quy hoạch mới dự kiến sẽ có quy định về việc đánh giá lại QHĐ sau 5 năm. Việc cam kết nguồn lực đầy đủ cần thiết để điều phối các kế hoạch liên kết cập nhật đồng thời làm dấy lên lo ngại về khả năng điều chỉnh chính sách kịp thời. Điều này đã được Chính phủ Việt Nam ghi nhận trong dự thảo QHĐ VIII, trong đó đề xuất khả năng cập nhật và sửa đổi linh hoạt, thường xuyên hơn trong suốt thời kỳ quy hoạch. Tuy nhiên, quy trình, tiêu chí, mức độ có thể sửa đổi và tiến trình sửa đổi dường như vẫn chưa rõ ràng.
Nguồn: Quốc hội – Chính phủ Việt Nam (2017), Luật số 21/2017/QH14
QHĐ VIII đặt ra các mục tiêu chính trong phát triển ngành điện cho những thập kỷ tới
Dự thảo QHĐ VIII đã được gửi tham vấn rộng rãi vào tháng 2/2021 và bản điều chỉnh đã được công bố vào tháng 9 năm 2021, trong đó trình bày chiến lược về ngành điện của Việt Nam giai đoạn 2021 -2030, tầm nhìn đến năm 2045. Quy hoạch này khác với các quy hoạch trước đó là không bao gồm danh mục dự án được phê duyệt riêng lẻ cục bộ. Danh mục này trước đây bao gồm tất cả các dự án, trừ các dự án chiến lược và dài hạn như dự án điện khí LNG, điện gió ngoài khơi và điện hạt nhân. Thay đổi này giúp chuyển dịch sang cơ chế đấu thầu cạnh tranh, trong đó các dự án sẽ được xác định và đấu thầu theo cơ chế “rolling” (đấu thầu luân phiên từng dự án để đáp ứng mức công suất trong chỉ tiêu). Để nhất quán về phương thức thực hiện, bản dự thảo QHĐ VIII cũng đã đặt ra chỉ tiêu công suất cho mỗi tỉnh.
Tỷ lệ năng lượng tái tạo (không bao gồm thủy điện) trong QHĐ VIII đã tăng lên gần 24% vào năm 2030, trong khi tại QHĐ VII điều chỉnh, con số này chỉ ở mức 16%. Điện gió dự kiến sẽ tăng từ khoảng 0,5 GW vào năm 2020 lên khoảng 11,8 GW vào năm 2030 và 48,1 GW vào năm 2045, chiếm lần lượt 9% và 18% tổng công suất lắp đặt trong năm 2030 và 2045. Công suất điện mặt trời sẽ đạt 18,6 GW vào năm 2030, tăng lên 51,5 GW vào năm 2045, lần lượt chiếm 14% và 20% tổng công suất lắp đặt. Dự thảo QHĐ VIII có tỷ trọng năng lượng tái tạo cao hơn so với QHĐ VII điều chỉnh và mức độ triển khai các nhà máy điện than thấp hơn. Tỷ trọng công suất điện than đã giảm xuống còn 31% vào năm 2030 so với mức 43% trong Quy hoạch Điện VII điều chỉnh và không có lượng công suất điện than bổ sung mới được đưa vào quy hoạch sau năm 2035. Ngoài ra, cũng có sự chuyển dịch lớn sang sử dụng LNG nhập khẩu cho các dự án điện khí - mục tiêu công suất đốt cho năm 2040 tăng hơn gấp đôi so với QHĐ trước đó, đạt 62 GW vào năm 2040, và phần lớn lượng công suất mới này đều sử dụng LNG nhập khẩu. Đối chiếu dự thảo gần đây với phiên bản tháng 2 cho thấy lùi triển khai một số lượng công suất từ điện gió (6 GW), sinh khối và năng lượng tái tạo khác (2 GW) cho đến sau năm 2030 và tăng công suất điện than (3 GW) so với cùng kỳ. Điều này là do nhu cầu theo dự báo có giảm trong ngắn hạn do tác động kinh tế của COVID và lo ngại về khả năng tích hợp tỷ trọng cao hơn nguồn năng lượng tái tạo biến thiên trong ngắn hạn.
Mục tiêu đầy tham vọng từ chiến lược tích hợp LNG cho các dự án điện và tiếp tục triển khai các nhà máy điện than mang lại rủi ro về giá nhiên liệu và rủi ro về triển khai vốn (Hộp 2.3). Mức độ và thời gian giảm tăng trưởng thị trường năng lượng tái tạo cho đến năm 2030 cũng có thể gây gián đoạn cho các chuỗi cung ứng đang ổn định và năng lực địa phương đã được xây dựng trong suốt thời kỳ áp dụng cơ chế FiT. Hơn nữa, dự thảo QHĐ VIII sẽ tiếp tục làm tăng mức phát thải của ngành trong bối cảnh Việt Nam đang hướng tới mục tiêu giảm 27% lượng phát thải liên quan đến năng lượng như đã nêu trong các NDC có điều kiện theo Thỏa thuận Paris.
Quy hoạch Phát triển Điện (QHĐ) VIII trong giai đoạn tới của Việt Nam sẽ điều chỉnh mức đầu tư vào ngành điện trong giai đoạn 2021-2030, tầm nhìn dài hạn đến năm 2045. Việc phê duyệt quy hoạch tổng thể bị chậm kể từ cuối năm 2020 do chờ kết quả của hai vòng tham vấn, một vòng ở tháng 2 năm 2021 và một vòng vào tháng 9 năm 2021. Dự thảo hiện tại vẫn duy trì vai trò chủ đạo của nguồn nhiệt điện, tăng hơn gấp đôi công suất nhiệt điện than vào năm 2035 (nhưng không có kế hoạch bổ sung công suất sau năm nay) và dự kiến xây dựng đáng kể các nhà máy điện khí sử dụng LNG nhập khẩu. Sau giai đoạn bùng nổ triển khai các dự án điện mặt trời tại Việt Nam trong những năm gần đây, chúng ta có thể thấy rằng hiện chính phủ chưa có kế hoạch tăng thêm nhiều công suất điện mặt trời cho đến sau năm 2030. Tương tự, trong số 12 GW công suất điện gió theo kế hoạch trước năm 2030, 4,5 GW sẽ bắt đầu vận hành thương mại vào năm 2021. Các công trình nhiệt điện, đặc biệt là từ nguồn than, sẽ không chỉ tạo tác động xấu đến môi trường mà còn có thể dẫn đến phá vỡ an ninh năng lượng của Việt Nam nếu việc triển khai bị chậm trễ, như đã từng xảy ra trong quá khứ. Việc đảm bảo rằng rủi ro về giá nhiên liệu có thể được giảm thiểu một cách thỏa đáng cũng sẽ rất quan trọng khi sự phụ thuộc vào nhập khẩu than và LNG tăng lên. Đến năm 2035, gần 50% nguồn cung điện sẽ dựa vào than hoặc LNG nhập khẩu, tăng lên so với mức 15% vào năm 2021.
Ghi chú: "% phụ thuộc nguồn nhập khẩu" được tính bằng tổng lượng điện nhập khẩu và điện năng được tạo ra từ các nhà máy điện hoàn toàn sử dụng nhiên liệu nhập khẩu, chia cho tổng lượng điện cung cấp. Nhóm "than nội địa và hỗn hợp" bao gồm sản lượng điện từ các nhà máy điện sử dụng than trong nước hoặc hỗn hợp than trong nước và nhập khẩu. Tính toán “% phụ thuộc nguồn nhập khẩu” không tính các nhà máy.
Nguồn: VIET dựa trên dự thảo QHĐ VIII
Về nguyên tắc, các nhà máy nhiệt điện khí tự nhiên, sử dụng LNG nhập khẩu, cung cấp nguồn công suất phát điện sạch hơn và linh hoạt hơn so với các nhà máy nhiệt điện than (hoặc chạy dầu). Tuy nhiên, quy mô phát triển đầy tham vọng đặt ra hai thách thức liên quan đến việc triển khai dự án và biến động giá cả. Kế hoạch phát triển cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG của Việt Nam bắt đầu từ năm 2008, và đã đề xuất xây dựng trạm LNG nổi đầu tiên vào năm 2020 (khi đó dự kiến khởi công vào năm 2012) nhưng chưa thực hiện (International Oil Daily, 2008 [16 ]) (Reuters, 2010 [17]). Trong những năm gần đây, và đặc biệt kể từ năm 2017, sự quan tâm của nhà đầu tư đối với các dự án điện từ LNG đã tăng lên đáng kể, và tính đến tháng 9 năm 2021, ước tính có khoảng 140 GW sản lượng điện từ nguồn LNG (với hơn 40 dự án điện) đang ở các giai đoạn quy hoạch và triển khai (ACSV Legal, 2021 [18]). Trong đó, chỉ có chín dự án với tổng công suất khoảng 18 GW được chính thức thông qua trong PDP VII điều chỉnh, có hiệu lực cho đến khi thông qua PDP VIII bản cuối cùng, mặc dù nhiều dự án vẫn đang chờ chính phủ xem xét (Thu Vũ, 2021 [ 19]). Cho đến nay, chỉ có hai dự án với tổng công suất 2,7 GW đã đi vào giai đoạn xây dựng và dự kiến sẽ đi vào hoạt động trong năm tới: dự án điện Hiệp Phước và Nhơn Trạch 3 và 4, dự kiến sẽ nhận nguồn LNG qua trạm Hải Linh và Thị Vải). Tiến độ tương đối chậm này so với mục tiêu 18 GW vào năm 2030 của chính phủ được nêu trong PDP VII điều chỉnh cho thấy tính phức tạp trong cơ cấu và cơ chế tài chính cho các dự án điện LNG nói chung và một số đặc điểm trong khuôn khổ đầu tư của Việt Nam nói riêng.
Kinh nghiệm toàn cầu về cơ sở hạ tầng tích hợp LNG vào dự án điện chỉ giới hạn ở một số ít các dự án, chủ yếu nằm ở Nam Mỹ và Caribe. Cho đến nay, chỉ có hai dự án được hoàn thành ở khu vực Châu Á Thái Bình Dương. Các dự án phát điện từ LNG bao gồm hai thành phần cơ sở hạ tầng chính: trạm nhập khẩu LNG và nhà máy nhiệt điện khí. Các yếu tố bổ sung có thể bao gồm các đường ống kết nối và đường dẫn khí. Điều này làm tăng tính phức tạp, đòi hỏi phải có thêm giấy phép và phê duyệt cũng như quản lý rủi ro của từng dự án. Trong trường hợp của Việt Nam, LNG và các thành phần năng lượng đều chịu sự điều chỉnh của hai quy hoạch tổng thể quốc gia khác nhau, hai bộ luật khác nhau và hai cơ quan quản lý khác nhau (Freshfields Bruckhaus Deringer, 2021 [20]). Cấp vốn các dự án như vậy bằng khoản tài trợ dự án có đảm bảo cũng cần có các cuộc đàm phán kéo dài về phân bổ rủi ro. Việc đảm bảo bao tiêu theo PPA thường là điều kiện tiên quyết để cấp vốn cho dự án, nhưng điều này vẫn chưa được EVN đề xuất (Watson Farley & Willams, 2021 [21]). Ngoài ra, một số yếu tố về khuôn khổ pháp lý của Việt Nam đối với các khoản đầu tư cho dự án điện LNG, đặc biệt là các quy định về bảo lãnh chính phủ, khả năng chuyển đổi tiền tệ và luật hiện hành đều có điều kiện thấp hơn các yêu cầu về khả năng cấp vốn vay ngân hàng của các bên cho vay tài chính dự án. Những thách thức này có nghĩa là việc triển khai sản xuất điện từ nguồn LNG ở Việt Nam có thể tiếp tục bị chậm tiến độ và không đạt mục tiêu của chính phủ, từ đó gây ra thiếu nguồn cung cho quốc gia.
Nguồn: ICIS, CME Group
Thách thức thứ hai liên quan đến việc Việt Nam có thể phải chịu tăng giá quá mức trên thị trường LNG giao ngay. Giá LNG giao ngay tại châu Á đã tăng gấp hai lần vào năm 2021 và gần đây đã đạt mức cao nhất do sự phục hồi mạnh mẽ sau Covid, thời tiết khắc nghiệt và sự thiếu hụt nguồn cung đã dẫn đến tình trạng thắt chặt chưa từng có trên thị trường khí đốt toàn cầu. Trong hoàn cảnh đó, các nền kinh tế mới nổi nhạy cảm về giá (với các doanh nghiệp ít có khả năng xử lý tình trạng chi phí nhiên liệu tăng cao cho khách hàng hoặc tự chịu gánh nặng tài chính) có thể buộc phải cắt giảm việc mua nhiên liệu trên thị trường giao ngay. Ví dụ, trong đợt tăng giá trước đó vào tháng 1 năm 2021, Ấn Độ, Pakistan và Bangladesh đều ghi nhận lượng nhập khẩu LNG giảm mạnh so với cùng kỳ năm trước (lần lượt giảm 15%, 5% và 32% trong tháng 1) do yếu tố bất ổn định về giá đã khiến có một số hợp đồng đấu thầu LNG giao ngay không được chuyển nhượng do giá chào mua quá cao. Chính điều này đã góp phần gây ra tình trạng thiếu khí đốt và đan xen giữa việc giảm tải và chuyển đổi nhiên liệu từ khí đốt ở mỗi quốc gia (IEA, 2021 [22]). Tình trạng tăng vọt giá LNG giao ngay có thể hạn chế bằng cách thống nhất khối lượng theo các hợp đồng có kỳ hạn, từ đó có thể làm giảm biến động bằng cách lập chỉ số giá theo giá chuẩn của trung tâm dầu khí (hoặc một công thức tổng hợp kết hợp một số tham chiếu giá) thông qua sử dụng đường trung bình động từ 3 đến 6 tháng và đường cong s trong công thức, đồng thời áp dụng tính linh hoạt của khối lượng tăng và giảm để cho phép tối ưu hóa hơn giữa nguồn cung theo hợp đồng và mua hàng trên thị trường giao ngay. Trên thực tế, phần lớn LNG được bán vào khu vực Châu Á Thái Bình Dương được mua theo các hợp đồng dài hạn dựa trên chỉ số giá dầu và bớt chịu tác động từ giá giao ngay bất ổn hiện nay. Tuy nhiên, EVN khá cẩn trọng trong việc chấp nhận rủi ro thị trường (ví dụ như hình thức PPA với tỷ lệ đảm bảo bao tiêu ở mức cao) và điều này có thể làm hạn chế khả năng của các nhà tài trợ dự án trong việc chốt phần lớn nguồn cung nhiên liệu bằng các hợp đồng dài hạn. Do đó, điều này sẽ làm tăng nguy cơ thường xuyên định giá trị trường giao ngay quá cao và không thể sản xuất điện.
Các dự án than cũng phải đối mặt với những rủi ro đáng kể, đặc biệt liên quan đến nguồn vốn và chi phí tài chính. Các đối tác quan trọng trong khu vực chuyên cho vay trong lĩnh vực cơ sở hạ tầng, cụ thể là Hàn Quốc, Trung Quốc và Nhật Bản, gần đây đều tham gia thực hiện cam kết mức phát thải ròng về “0” (Net- Zero) và đã báo hiệu ý định chấm dứt tài trợ cho các dự án liên quan tới than ở thị trường nước ngoài. Chi phí vốn cho việc khai thác than ở thượng nguồn và phát điện cũng đang có xu hướng tăng lên. Phân tích của Chương trình Tài chính Bền vững Oxford cho thấy chênh lệch cho vay để khai thác than trong giai đoạn 2011-2020 tăng lên so với thập kỷ trước. Dữ liệu từ các thị trường mới nổi ở Mỹ Latinh, Trung Quốc và Đông Nam Á, cũng cho thấy mức chênh lệch khai thác than tăng lần lượt là 56%, 32% và 12%, và thể hiện xu hướng tăng hơn nữa ở các thị trường thuộc OECD với mức chênh lệch ở châu Âu, Bắc Mỹ và Úc. tăng 134%, 80% và 71%. Tình trạng này tương tự ở Đông Nam Á, tăng 63% so với cùng kỳ (Zhou, Wilson và Caldecott, 2021 [23]). Bối cảnh tài chính thắt chặt cho các dự án cơ sở hạ tầng liên quan tới than sẽ tạo ra áp lực lạm phát đối với chi phí bình ổn của điện từ các nguồn than, có thể sẽ gia tăng khi hành động toàn cầu được thúc đẩy để đáp ứng các cam kết về khí hậu theo Thỏa thuận Paris.
Phân tích của Viện Rocky Mountain cho thấy tỷ trọng của các nhà máy điện than trên toàn thế giới, vốn không có khả năng cạnh tranh với các giải pháp thay thế từ nguồn năng lượng tái tạo sẽ đạt 56% vào năm 2022 và 78% vào năm 2025 (Benn và cộng sự, 2018 [24]). Việt Nam cũng có điểm mạnh này, với năng lượng mặt trời quy mô lớn đã giảm 55% chi phí trong những năm gần đây với LCOE ước tính khoảng 0,082 USD/ kWh vào năm 2020 (IRENA, 2020 [25]) (IRENA, 2020). Con số này đang tiệm cận mức LCOE trung bình của một máy phát điện sử dụng than nhập khẩu, ở mức 0,074 - 0,076 USD / kWh vào năm 2016. Đồng thời, chi phí than trong nước của Việt Nam ngày càng tăng, do yêu cầu khai thác tốn kém hơn và lượng dự trữ suy giảm. Trong các thị trường điện phi điều tiết, rủi ro của xu hướng giá như vậy là làn sóng khiến tài sản của nhà máy điện bị đọng giá trị, không thể cạnh tranh về chi phí với các loại công nghệ năng lượng tái tạo với chi phí thấp hơn. Nếu Việt Nam có thị trường được điều tiết và các thỏa thuận mua bán điện dài hạn, có một rủi ro lớn là nguồn vốn khan hiếm có thể bị mắc kẹt tại các tài sản lâu dài mà không mang lại hiệu quả kinh tế.
Do những vấn đề nêu trên, theo đánh giá, rủi ro thực thi liên quan đến dự thảo QHĐ VIII là cao, có thể khiến Việt Nam có nguy cơ thâm hụt nguồn cung nếu xảy ra tình trạng chậm trễ và tắc nghẽn. Hệ thống quy hoạch của Việt Nam hiện không đủ tính linh hoạt và nhanh nhạy để nhanh chóng thích ứng với những thay đổi trong thực tế thị trường. Việc thực hiện các quy trình để tạo ra những thay đổi kịp thời và mang tính thích ứng hơn cho QHĐ, như đã được khuyến nghị trong bài đánh giá, sẽ giúp giảm thiểu những rủi ro này. Cũng cần phải thừa nhận rằng tình trạng chậm trễ kéo dài trong quá trình phát triển hạ tầng ngành điện từ nguồn vốn tư nhân cho đến nay một phần xuất phát từ sự chần chừ trong việc đưa ra các biện pháp phân bổ rủi ro phù hợp với các yêu cầu của nhà đầu tư và bên cho vay quốc tế. Việc áp dụng các biện pháp đảm bảo như vậy sẽ hỗ trợ quá trình thực thi dễ dàng hơn và có thể giảm chi phí vốn. Những lợi ích này cần được đánh giá đầy đủ dựa trên các chi phí bổ sung và nợ tiềm ẩn mà EVN và chính phủ sẽ phải gánh chịu cũng như rủi ro kinh tế tổng thể của việc chậm triển khai và thiếu hụt nguồn cung. Những năm gần đây, Việt Nam đã đạt được nhiều tiến bộ đáng kể trong việc phát triển thị trường năng lượng tái tạo mới nổi. Dự thảo QHĐ VIII tiếp tục ưu tiên năng lượng tái tạo trong dài hạn nhưng có thời gian gián đoạn kéo dài một thập kỷ từ năm 2021 đến năm 2030 chỉ với kế hoạch triển khai rất hạn chế. Mặc dù theo dự đoán, tốc độ triển khai bùng nổ trong hai năm qua sẽ chậm lại, nhưng mức độ và thời gian cắt giảm theo báo hiệu trong dự thảo QHĐ VIII là rất lớn và có thể gây bất lợi cho chuỗi cung ứng nội địa, việc làm xanh và lòng tin của nhà đầu tư.
Nguồn: Phân tích của OECD và IEA
Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả là nội dung nhấn mạnh trong QHĐ VIII
Với tốc độ tăng nhu cầu điện hàng năm dự kiến là 9,1% trong giai đoạn 2021-2025 và 7,9% trong giai đoạn 2026-2030, dự thảo QHĐ VIII đã thực hiện một bước quan trọng và cần thiết để ghi nhận nhiều lợi ích mà chương trình hiệu quả năng lượng mang lại. Dự thảo QHĐ VIII phác thảo các chương trình hiện tại, bao gồm các mục tiêu của Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (VNEEP). Dự thảo cũng nói tới Chương trình quốc gia về quản lý nhu cầu điện giai đoạn 2018-2020, tầm nhìn đến năm 2030 (Quyết định số 279/QĐ-TTg 2018), nhằm mục đích giảm công suất phụ tải đỉnh của hệ thống điện quốc gia so với dự báo phụ tải điện trong QHĐ quốc gia (300 MW vào năm 2020, 1.000 MW vào năm 2025 và 2.000 MW vào năm 2030). Dự thảo cũng đề cập đến chiến lược của Việt Nam đối với điện mặt trời mái nhà như một giải pháp để giảm tổn thất lưới điện, tăng cường khả năng cung cấp điện và góp phần giảm tiêu thụ điện tại địa phương.
Dự báo nhu cầu điện giai đoạn 2021-2030 áp dụng cả phương pháp từ trên xuống và từ dưới lên, kết hợp với việc tổng hợp, đánh giá nhu cầu điện ở cấp quốc gia, cấp vùng, cấp tỉnh và tổng công ty điện lực EVN. Theo các QHĐ trước đây, phương pháp tiếp cận từ trên xuống dự báo nhu cầu điện trong giai đoạn 2021-2030 cho cả nước, cho các vùng và cho các tổng công ty điện lực của EVN. Phương pháp tiếp cận từ dưới lên đánh giá nhu cầu điện của các tỉnh trong cả nước từ năm 2010 đến năm 2019 dựa trên kế hoạch tiêu thụ điện của các tỉnh do các tổng công ty điện lực của EVN lập và thông tin từ các khách hàng sử dụng điện lớn cho giai đoạn đến năm 2025.
Cần tập trung nhiều hơn vào cơ chế tích hợp tỷ lệ điện từ năng lượng tái tạo cao hơn
Việc gia tăng tỷ trọng nguồn điện từ năng lượng tái tạo biến thiên có ý nghĩa rất quan trọng đối với cách thức quy hoạch và vận hành hệ thống điện. Để đáp ứng nhu cầu tăng trưởng dài hạn và các mục tiêu về công suất phát điện mới, đặc biệt là công suất phát điện từ năng lượng tái tạo biến thiên, hệ thống truyền tải điện cần được phát triển nhiều hơn nữa. Các quy trình quy hoạch lưới điện được xây dựng với kiến trúc hệ thống điện tập trung và các nhà máy điện tập trung lớn. Miền Bắc và Miền Nam sử dụng phần lớn điện năng của cả nước trong khi miền Trung chủ yếu đóng vai trò là hành lang truyền tải và là điểm sản xuất điện. Do công suất điện từ năng lượng tái tạo chủ yếu nằm ở khu vực miền Nam và miền Trung của Việt Nam, chỉ một lượng rất nhỏ điện mặt trời ở miền Bắc, nên việc truyền tải điện giữa các khu vực miền Trung và miền Nam chịu rất nhiều áp lực.
Trong ngắn hạn, Việt Nam sẽ cần giải quyết tình trạng dư nguồn cung phát điện do tác động của COVID-19 đối với hoạt động kinh tế, đặc biệt là nhu cầu điện bị giảm xuống. Việc thừa nguồn cung đã dẫn đến tình trạng tắc nghẽn ngày càng tăng của hệ thống truyền tải điện trong những thời điểm nhu cầu điện thấp như cuối tuần và ngày lễ, và do đó yêu cầu cắt giảm công suất phát từ năng lượng tái tạo cũng ngày càng tăng lên. Điều này đặc biệt đã xảy ra ở miền Trung và miền Nam của đất nước, nơi tập trung phần lớn dự án điện mặt trời. Mặc dù một số nguyên nhân gây ra tình trạng dư cung hiện nay chỉ mang tính chất tạm thời, nhưng tình hình hiện tại đã cho thấy rõ về tương lai sử dụng điện từ năng lượng tái tạo nhiều hơn của Việt Nam.
Khi đó, một loạt các giải pháp mang tính kỹ thuật và dựa vào thị trường do EVN triển khai, nhằm mở đường và thúc đẩy tính linh hoạt cho hệ thống điện có thể giúp đảm bảo rằng điện mặt trời và điện gió hiện hữu được tích hợp một cách an toàn với chi phí hợp lý. “Các giải pháp thay thế không dây” như mở rộng đáp ứng nhu cầu phụ tải điện, các chương trình sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả và sản xuất điện phân tán, cũng như sử dụng pin hoặc các công nghệ hiện đại khác có thể mang lại nhiều lợi ích tương tự như phát triển đường dây truyền tải điện với chi phí thấp hơn nhiều. Một ví dụ tiêu biểu là một công ty tiện ích của Thành phố New York đã có thể tránh được việc nâng cấp đường truyền trị giá 1 tỷ USD bằng cách đầu tư 652 triệu USD vào việc kết hợp của các giải pháp thay thế không dây (Hộp 2.4). Các giải pháp mang tính kỹ thuật và dựa trên thị trường có thể được đưa vào các kế hoạch dài hạn, quyết định đầu tư và cân nhắc xung quanh việc tăng cường tính linh hoạt của các nguồn lực.
Vào năm 2014, Công ty hợp nhất Edison (gọi tắt là Con Edison), một công ty tiện ích cung cấp dịch vụ điện và khí đốt được quản lý ở thành phố New York, nhấn mạnh rằng vào năm 2018, 69 MW tăng trưởng trong nhu cầu điện (cao hơn các công suất phân phối hiện có ở Brooklyn và Queens) sẽ dẫn đến hạn chế về công suất đối với một phần lưới điện của thành phố, làm quá tải cơ sở hạ tầng hiện có và gây ra những lo ngại về độ ổn định. Giải pháp được đề xuất có chi phí ước tính khoảng 1 tỷ USD dành cho nâng cấp cơ sở hạ tầng bao gồm xây dựng một trạm biến áp phân phối mới, mở rộng trạm chuyển mạch 345 kV hiện có và xây dựng một nhánh truyền tải phụ để kết nối hai trạm. Thay vào đó, Ủy ban Dịch vụ Công cộng New York (PSC) đã đề nghị Con Edison xem các khoản đầu tư phi truyền thống để quản lý sự tăng trưởng nhu cầu điện và đưa ra các ưu đãi đổi mới để khuyến khích việc thực hiện các khoản đầu tư này. Điều này dẫn đến sự hình thành chương trình Quản lý nhu cầu điện tại Brooklyn và Queens (BQDM) nhằm giảm 52 MW nhu cầu phụ tải đỉnh, từ trưa đến nửa đêm vào mùa hè năm 2018.
Trong khi các khoản đầu tư truyền thống vào cơ sở hạ tầng có thể kiếm được lợi nhuận, các giải pháp phi truyền thống thường được coi là chi phí hoạt động được chuyển cho khách hàng. PSC đã thiết lập một số ưu đãi hiệu suất được thiết kế để khuyến khích công ty tiện ích ký hợp đồng với các dịch vụ của bên thứ ba để có thể giảm chi phí dự án. Con Edison đã có thể kiếm được lợi nhuận hợp lệ từ chi phí chương trình BQDM và nhận được tới 100 điểm cơ sở, cao hơn tỷ suất lợi nhuận hợp lệ của họ trong các ưu đãi về hiệu suất đối với các khoản đầu tư trong BQDM. Trong thời gian diễn ra chương trình, một cơ chế chia sẻ phần tiết bổ sung cũng đã được áp dụng để cho phép công ty kiếm được 30% lợi nhuận ròng tích lũy hàng năm.
Mục đích của chương trình BQDM là đẩy lùi nhu cầu đầu tư vào cơ sở hạ tầng truyền thống trong ít nhất 7 năm và đã được PSC phê duyệt với ngân sách 200 triệu USD vào năm 2014. Chương trình mong muốn giảm được 17 MW nhu cầu điện từ các giải pháp truyền thống của phía công ty tiện ích, 41 MW từ các giải pháp của phía khách hàng và 11 MW từ các giải pháp mới của phía công ty điện lực. Công ty đã đạt được mục tiêu giảm 52 MW phụ tải đỉnh cho mùa hè năm 2018 nhưng thông qua một cấu trúc khác với việc giảm 34 MW phụ tải đỉnh từ các giải pháp bên phía khách hàng và khoảng 18 MW từ các giải pháp bên phía công ty điện lực, điều này đã làm tăng các cơ hội để giảm phụ tải. Trong năm 2017, Con Edison đã chi 70 triệu USD và để lại 130 triệu USD trong ngân sách của mình. Dựa trên thành công ban đầu, công ty tiện ích tiếp tục thực hiện chương trình BQDM sau năm 2018 mà không cần thêm kinh phí hoặc thay đổi cơ chế khuyến khích. Dự án trạm biến áp Glendale, một trong những khoản đầu tư truyền thống, được lên kế hoạch đi vào hoạt động trong năm 2018 đã bị hoãn lại đến sau năm 2026
Chương trình BQDM này đưa ra một ví dụ về cách công ty tiện ích, bên thứ ba và khách hàng có thể hưởng lợi từ “các giải pháp thay thế không dây”. Khung doanh thu truyền thống không khuyến khích các công ty tiện ích đầu tư vào các giải pháp phi truyền thống, chẳng hạn như các chương trình quản lý nhu cầu điện và các nguồn năng lượng phân tán. Nếu không có các ưu đãi thích hợp, đây sẽ được coi là chi phí hoạt động và được chuyển cho khách hàng, trong khi giải pháp "cột và dây điện" truyền thống mang lại cơ hội kiếm được lợi nhuận. Mặc dù các khoản đầu tư vào cơ sở hạ tầng lưới điện mới là cần thiết ở Việt Nam, nhưng việc mở rộng “các giải pháp thay thế không dây”, chẳng hạn như chương trình đáp ứng nhu cầu điện của Việt Nam, bộ lưu trữ pin hoặc các công nghệ hiện đại khác có thể mang lại nhiều lợi ích tương tự như phát triển truyền tải điện với chi phí thấp hơn nhiều, đồng thời cũng cho phép hệ thống linh hoạt để đáp ứng nhu cầu phát điện từ nguồn năng lượng tái tạo biến thiên.
Nguồn: Chương trình BQDM của Girouard (2019) cho thấy lợi ích của các khoản đầu tư tiện ích phi truyền thống. Viện AEE và Rocky Mountain (2019) Chương trình quản lý nhu cầu điện tại Brooklyn và Queens-Sử dụng các giải pháp thay thế Không dây sáng tạo
Áp dụng (IEA, 2020[15]) sáu giai đoạn tích hợp năng lượng tái tạo biến thiên của IEA (Hình 2.13), Việt Nam đã chuyển nhanh từ giai đoạn I sang giai đoạn II và lên giai đoạn III trong giai đoạn 2019-2020. Theo cách phân chia giai đoạn này, giai đoạn I với ít hơn 3% NLTT biến thiên được tích hợp, có rất ít hoặc không có ảnh hưởng đến hệ thống điện. Trong giai đoạn II, với từ 3% đến 15% NLTT biến thiên được tích hợp, tạo tác động đáng kể đến quá trình vận hành hệ thống điện. Điều này có thể quản lý được thông qua cải thiện công tác quy hoạch và hoạt động vận hành, đặc biệt là về khả năng dự báo nhằm cân đối các nguồn lực linh hoạt cùng với nhu cầu điện. Từ giai đoạn III, với khoảng 15-25% NLTT biến thiên được tích hợp, tạo tác động lớn đến hoạt động vận hành hệ thống điện và đòi hỏi phải đầu tư thêm để nâng cao tính linh hoạt. Trong giai đoạn IV, với khoảng 25-50% NLTT biến thiên được tích hợp, thặng dư cơ cấu nguồn phát từ NLTT biến thiên sẽ dẫn đến cắt giảm công suất, và do đó, cần có sự kết hợp giữa các ngành để điều chỉnh sự mất cân đối cơ cấu trong nguồn cung theo mùa và giữa các năm. Với sự gia tăng nhanh chóng của nguồn phát tư NLTT biến thiên, Việt Nam đang có mức độ cắt giảm công suất từ năng lượng tái tạo cao. Trong các giai đoạn nhu cầu thấp, chẳng hạn như các ngày nghỉ lễ và cuối tuần, cùng với sự ảnh hưởng của suy thoái kinh tế do COVID-19 gây ra, tỷ lệ sản xuất điện mặt trời lúc cao điểm có thể tăng lên mức tương đương 40% tổng sản lượng điện. Tuy nhiên, trước những khó khăn trong việc tích hợp nguồn NLTT biến thiên tăng đột biến như vậy, phần lớn công suất điện mặt trời đều đã bị cắt giảm và trong năm qua, công suất từ nguồn năng lượng tái tạo chiếm 5% tổng công suất phát. Do tỉ trọng tích hợp ngày càng cao, Việt Nam sẽ phải đối mặt với những thách thức kỹ thuật lớn hơn để đảm bảo tính ổn định của quá trình vận hành hệ thống điện trong khoảng thời gian rất ngắn.
USAID nêu rõ 7 tiêu chí để đánh giá mức độ sẵn sàng tích hợp NLTT biến thiên vào hệ thống điện, trong đó Việt Nam có mức độ sẵn sàng từ khá thấp đến trung bình khi xét đến tỷ trọng cao từ nguồn năng lượng tái tạo mà Việt Nam đã phải tích hợp (USAID, 2020[16]). Việt Nam có ít kinh nghiệm vận hành tích hợp điện gió và điện mặt trời, trong khi đó cơ sở hạ tầng truyền tải chưa theo kịp với sự phát triển của quá trình sản xuất điện. Mặc dù đã đạt được những tiến bộ đáng khích lệ trong việc tăng cường quy hoạch và vận hành hệ thống, Việt Nam vẫn cần phát triển một số lĩnh vực khác nhau để chuẩn bị đầy đủ cho việc tích hợp tỷ trọng cao nguồn NLTT biến thiên (Bảng 2.6). Việc tăng cường nhanh chóng trên các khía cạnh, nhất là về các quy tắc điều độ, lưu trữ và các dịch vụ phụ trợ sẽ là cấp thiết.
Tài liệu tham khảo
[30] ACSV Legal (2021), Annex 3 (Schedule 9.1 of the draft PDP8) Proposed LNG-to-Power Projects, https://cdn-se.mynilead.com/2c8bf258f12ee1b2538bb25067eaf6e3/assets/media/acsv-legal-update-draft-pdp8-annex-3_1621998490.pdf (accessed on 20 October 2021).
[11] ADB (2015), Assessment of Power Sector Reforms in Viet Nam, https://www.adb.org/sites/default/files/institutional-document/173769/vie-power-sector-reforms.pdf.
[19] AEE Institute and Rocky Mountain Institute (2019), BROOKLYN QUEENS DEMAND MANAGEMENT PROGRAM-EMPLOYING INNOVATIVE NON-WIRE ALTERNATIVES - Navigating Utility Business Model Reform — Case Studies, http://www.rmi.org/insight/navigating-utility-business-model-.
[36] Benn, A. et al. (2018), Managing the Coal Capital Transition: Collaborative Opportunities for Asset Owners, Policymakers, and Environmental Advocates, Rocky Mountain Institute, https://rmi.org/wp-content/uploads/2018/09/RMI_Managing_the_Coal_Capital_Transition_2018.pdf (accessed on 20 October 2021).
[17] Deloitte (2019), USAID VIETNAM LOW EMISSION ENERGY PROGRAM (V-LEEP), https://pdf.usaid.gov/pdf_docs/PA00WFR7.pdf.
[7] E3G (2021), COP26 Energy Transition Campaign Country Dialogue Summary Report: Viet Nam.
[20] Egli, F., B. Steffen and T. Schmidt (2018), “A dynamic analysis of financing conditions for renewable energy technologies”, Nature Energy, Vol. 3/12, pp. 1084-1092, https://doi.org/10.1038/s41560-018-0277-y.
[9] ERAV (2020), Decision 120/QD-DTDL 2020 list of power plants participating in the electricity market in 2021 năm, https://thuvienphapluat.vn/van-ban/Thuong-mai/Quyet-dinh-120-QD-DTDL-2020-danh-sach-nha-may-dien-tham-gia-thi-truong-dien-nam-2021-469150.aspx.
[25] EVN (2021), Rooftop solar power boom is underway with a total installed capacity reaching nearly 9,300 MWp, https://en.evn.com.vn/d6/news/Rooftop-solar-power-boom-is-underway-with-a-total-installed-capacity-reaching-nearly-9300-MWp-66-142-2169.aspx.
[8] EVN (2020), Performance in the first 9 months of 2020 and objectives and tasks for the last 3 months of 2020, https://en.evn.com.vn/d6/news/90-power-plants-have-participated-in-the-competitive-generation-electricity-market-66-163-1400.aspx.
[32] Freshfields Bruckhaus Deringer (2021), LNG-to-power – new complexities, https://www.freshfields.com/4a1b53/globalassets/what-we-do/markets/asia-pacific/vietnam/our-blogs/freshfields-lng-to-power-outlook-paper-june-2020.pdf (accessed on 20 October 2021).
[1] Girouard, C. (2019), BQDM program demonstrates benefits of non-traditional utility investments | Utility Dive, https://www.utilitydive.com/news/bqdm-program-demonstrates-benefits-of-non-traditional-utility-investments/550110/.
[22] GIZ/MOIT (2016), Wind Power Investment Guidelines for Vietnam, https://www.german-energy-solutions.de/GES/Redaktion/DE/Publikationen/Finanzierungsstudien/2016/investguide_Vietnam_Vol-1_2016.pdf?__blob=publicationFile&v=6.
[3] HSBC (2018), Fragile Planet - Scoring Climate Risks Around The World - Long Finance, https://www.longfinance.net/programmes/sustainable-futures/london-accord/reports/fragile-planet-scoring-climate-risks-around-world/.
[34] IEA (2021), Gas Market Report Q4-2021 including Global Gas Security Review 2021, https://iea.blob.core.windows.net/assets/261043cc-0cb6-498b-98fa-a1f48715b91f/GasMarketReportQ42021.pdf (accessed on 20 October 2021).
[15] IEA (2020), Introduction to System Integration of Renewables, https://www.iea.org/reports/introduction-to-system-integration-of-renewables.
[4] Institute of Energy (2021), Draft Power Development Plan 2021-2030 with a vision to 2045.
[28] International Oil Daily (2008), Vietnam Seeks LNG Terminal By 2013 to Meet Growing Gas Demand, Energy Intelligence.
[37] IRENA (2020), IRENA Power Generation Costs 2019, https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2020/Jun/IRENA_Power_Generation_Costs_2019.pdf (accessed on 20 October 2021).
[14] OECD (2020), Multi-dimensional Review of Viet Nam: Towards an Integrated, Transparent and Sustainable Economy, OECD Development Pathways, OECD Publishing, Paris, https://dx.doi.org/10.1787/367b585c-en.
[24] OECD (2019), OECD Green Growth Policy Review of Indonesia 2019, OECD Environmental Performance Reviews, OECD Publishing, Paris, https://dx.doi.org/10.1787/1eee39bc-en.
[27] OECD (2018), OECD Investment Policy Reviews: Viet Nam 2018, OECD Investment Policy Reviews, OECD Publishing, Paris, https://dx.doi.org/10.1787/9789264282957-en.
[23] OECD (2015), Policy Guidance for Investment in Clean Energy Infrastructure: Expanding Access to Clean Energy for Green Growth and Development, OECD Publishing, Paris, https://dx.doi.org/10.1787/9789264212664-en.
[6] PwC (2017), Power in Indonesia - Investment and Taxation Guide, http://www.pwc.com/id (accessed on 11 January 2019).
[5] RCEE (2016), Evaluation of Vietnam Energy Efficiency Program-Phase II.
[29] Reuters (2010), SE Asia to start LNG imports in next 3 yrs, https://www.reuters.com/article/asia-lng-idUSSGE6510AV20100602 (accessed on 20 October 2021).
[2] Robiou du Pont, Y. and J. Balanowski (2018), MULTI-LEVEL CLIMATE GOVERNANCE IN VIETNAM Bridging national planning and local climate action, http://www.localclimateaction.orgwww.adelphi.de.
[26] THE SOCIALIST REPUBLIC OF VIET NAM (2020), UPDATED NATIONALLY DETERMINED CONTRIBUTION (NDC), UNFCCC, Ha Noi, https://www4.unfccc.int/sites/ndcstaging/PublishedDocuments/Viet%20Nam%20First/Viet%20Nam_NDC_2020_Eng.pdf (accessed on 16 June 2021).
[31] Thu Vu (2021), Beyond the Noise: Setting the Right Expectations for Vietnam’s LNG Project Pipeline Regulators and Market Realities Will Give Investors No Easy Route To Success, The Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), https://ieefa.org/wp-content/uploads/2021/01/Setting-the-Right-Expectations-for-Vietnams-LNG-Project-Pipeline_January-2021.pdf (accessed on 20 October 2021).
[16] USAID (2020), Grid Integration Series: Impact of variable renewable energy on system operations, https://www.usaid.gov/sites/default/files/documents/1865/USAID_SURE_VRE-Impact-System-Operations.pdf.
[18] VIET (2021), State management role in power sector, Vietnam Initiative for Energy Transition, Hanoi, Vietnam.
[13] Vietnam Energy (2020), Principles and processes for adjusting, supplementing power projects into PDP Vietnam Energy Online, http://nangluongvietnam.vn/news/en/policy-planning/principles-and-processes-for-adjusting-supplementing-power-projects-into-pdp.
[33] Watson Farley & Willams (2021), Update on Developing LNG to Power Projects in Vietnam, https://www.wfw.com/articles/update-on-developing-lng-to-power-projects-in-vietnam/ (accessed on 20 October 2021).
[10] World Bank (2020), Learning from Power Sector Reform Experiences: The Case of Vietnam, https://documents.worldbank.org/en/publication/documents-reports/documentdetail/757761583166223011/learning-from-power-sector-reform-experiences-the-case-of-vietnam.
[21] World Bank (2015), Making The Whole Greater Than The Sum Of The Parts: A Review of Fiscal Decentralization in Viet Nam.
[12] World Bank Group (2019), Viet Nam Solar Competitive Bidding Strategy and Framework, http://www.worldbank.org.
[35] Zhou, X., C. Wilson and B. Caldecott (2021), The energy transition and changing financing costs, University of Oxford, Sustainable finance Programme, https://www.smithschool.ox.ac.uk/research/sustainable-finance/publications/The-energy-transition-and-changing-financing-costs.pdf (accessed on 20 October 2021).
Ghi chú
← 1. https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Globalcooperation/deliverable_1.1_-_forecasting_of_renewable_energy_generation_in_the_vietnamese_power_system_-_final_27042021.pdf
← 2. https://www.renewableenergymagazine.com/panorama/solargis-supports-vietnamese-renewables-with-advanced-forecasting-20210315