Nhiệt điện than ‘tắc’ vốn

Số liệu của Bộ Công Thương đưa ra tại báo cáo gửi Thủ tướng Chính phủ về rà soát quy hoạch điện 8 cho thấy,ạchđiệnÁplựctừcamkếttoàncầungànhđiệnđốimặtrủgiải a-league úc công suất lắp đặt nguồn điện của Việt Nam đến năm 2030 có những thay đổi mạnh.

Năm 2030, tổng công suất các nhà máy điện đạt 145.930 MW (không tính điện mặt trời và các nguồn đồng phát). Quy hoạch điện 8 tính toán phương án điều hành theo kịch bản nhu cầu sử dụng điện cao, có tính thêm mức dự phòng 15% công suất nguồn điện. Việc này là nhằm dự phòng trường hợp tỷ lệ thực hiện phát triển các nguồn điện lớn chỉ đạt được khoảng 85% công suất nguồn điện theo quy hoạch.

Nhưng nhìn vào cơ cấu và số lượng dự án nguồn điện trong bản báo cáo này, có thể thấy để thực hiện được 85% theo quy hoạch cũng phải rất cố gắng mới đạt được. Ngay cả việc phát triển nguồn điện tại Quy hoạch điện 7, trong bối cảnh nhiều thuận lợi, giai đoạn 2016-2020 cũng chỉ đạt 63% quy hoạch.

Mối lo đầu tiên là từ nguồn nhiệt điện than. Theo báo cáo rà soát quy hoạch điện 8, dù giảm khoảng 18.000 MW điện than vào năm 2030 nhằm đáp ứng cam kết của Việt Nam tại Hội nghị COP26, thì số lượng dự án điện than mới vẫn còn hơn 10 nhà máy. Ngoài ra, còn có 4 dự án với tổng công suất 4.800 MW có thể có rủi ro trong triển khai, bao gồm: Nam Định (1.200 MW) nhà đầu tư thông báo đã thu xếp được vốn, Công Thanh (600 MW), Quảng Trị (1.200 MW), Vĩnh Tân III (1800 MW).

Nhưng trong số 11 dự án nhiệt điện than với tổng công suất 12.960 MW đang trong quá trình xây dựng và sẽ đưa vào vận hành tới năm 2030, nhiều dự án cũng đang gặp vướng về thu xếp vốn như dự án Sông Hậu 2, vì nhà thầu bị Mỹ cấm vận (Long Phú 1)…

Các dự án điện than được xếp vào loại “rủi ro” kể trên là có thực khi các tổ chức tài chính quốc tế gần như đã ‘quay lưng’ với loại hình năng lượng này, đặc biệt sau COP26.

Bấp bênh nguồn điện mới

Ngoài ra, nguồn điện khí dự kiến được đẩy mạnh đầu tư xây dựng giai đoạn tới cũng đối mặt không ít rủi ro về tiến độ, khi chỉ còn 8 năm nữa là đến 2030. Trong khi đó, việc phát triển dự án điện khí phụ thuộc nhiều vào nguồn khí khai thác trong nước cũng như nhập khẩu (7.240MW điện khí sử dụng khí khai thác trong nước và 23.900MW khí LNG).

Đáng lưu ý là trong tổng công suất 23.900 MW điện khí LNG năm 2030 của Quy hoạch điện 8, có 17.900 MW là kế thừa từ Quy hoạch điện 7 điều chỉnh đã được phê duyệt bổ sung. Ngoài ra, dự kiến phải phát triển thêm khoảng 6.000 MW tập trung tại khu vực miền Bắc để đảm bảo nguồn điện chạy nền của hệ thống điện miền Bắc.

Bản thân Bộ Công Thương cũng nhận thấy không có gì chắc chắn các mỏ khí trong nước có thể khai thác kịp tiến độ. Nhiều mỏ khí gặp khó trong việc xác định trữ lượng cũng như phụ thuộc vào quyết tâm của nhà đầu tư nên chưa chắc đã vận hành được trước năm 2030.

“Cần có các giải pháp để nhất thiết giữ vững tiến độ của cụm nhiệt điện khí Ô Môn - LooB và cụm nhiệt điện khí miền Trung - Cá Voi Xanh”, Bộ Công Thương lưu ý.

Còn với nguồn cung ứng đa dạng của các nước trên thế giới, Bộ Công Thương đánh giá khả năng nhập khẩu LNG cho các nhà máy điện với quy mô công suất 23.900 MW năm 2030 là khả thi. Nhưng việc đàm phán, công tác đầu tư xây dựng lại không dễ, nhất là các dự án do tư nhân đầu tư có sự tham gia của nhà đầu tư nước ngoài. Nhìn dự án Bạc Liêu vốn đầu tư 4 tỷ USD của Công ty Delta Offshore Energy có thể thấy không có gì là dễ dàng.

Dự án này từng gây chú ý ngay trên diễn đàn Quốc hội với thông tin bán điện với giá rất rẻ là khoảng 7 UScent/kWh. Nhưng khi đàm phán Hợp đồng mua bán điện (PPA), công ty này đưa ra những yêu cầu mà Bộ Công Thương nhận xét “có nhiều yêu cầu không phù hợp với pháp luật của Việt Nam".

Đơn cử, nhà đầu tư đề nghị, trong trường hợp PPA phải chấm dứt do EVN không có khả năng thanh toán, Chính phủ (Bộ Tài chính hoặc một cơ quan do Chính phủ chỉ định) cần bồi thường thiệt hại trực tiếp và các thiệt hại phát sinh thực tế do vi phạm hợp đồng.

Đàm phán kéo dài nên đến nay dự án này vẫn chưa thể khởi công dù được cấp chứng nhận đầu tư vào tháng 1/2020 (chưa kể thời gian nghiên cứu đầu tư và trình bổ sung quy hoạch trước đó nhiều năm).

Nhiều dự án khác điện khí khác cũng đang gặp khó khăn trong đàm phán PPA và thu xếp vốn cho dự án, thời gian hoàn thành sớm nhất cũng phải đến tận 2029-2030.

Một nguồn điện khác cũng ‘bấp bênh’ và phụ thuộc nhiều vào cơ chế chính sách là điện gió trên bờ cũng như ngoài khơi.

Theo Bộ Công Thương, nguồn điện gió trên bờ cần đưa vào vận hành thêm khoảng 12.000 MW giai đoạn đến năm 2030, trong đó có 2.800 MW tại miền Bắc cần đưa vào từ năm 2024-2025 để đảm bảo cấp điện. Thế nhưng, do chưa phê duyệt Quy hoạch điện 8 nên các nguồn điện này hiện chưa đủ cơ sở pháp lý để triển khai.

Ngoài ra, nguồn điện gió ngoài khơi cũng được quy hoạch lên đến 7.000MW vào năm 2030 (3.000 MW tại miền Nam và 4.000 MW tại miền Bắc). Bộ Công Thương cho rằng nguồn điện gió ngoài khơi tại miền Bắc cần đưa vào vận hành sớm từ năm 2027 để đảm bảo cấp điện cho miền Bắc.

Tuy nhiên, theo các chuyên gia, điện gió ngoài khơi là lĩnh vực mới mẻ, cơ sở pháp lý, chính sách giá và các cơ chế đi kèm đến nay vẫn chưa được ban hành, nhất là cơ chế đấu thầu/đấu giá vẫn chưa rõ hình hài. Vì vậy, để năm 2030 công suất lắp đặt điện gió ngoài khơi đạt 7.000MW là rất khó khăn dù nhiều tập đoàn trong nước cũng như nước ngoài đang dành sự quan tâm cao độ đến nguồn điện này.

Với kịch bản nhu cầu sử dụng điện tăng gần 10% mỗi năm, mỗi năm sản lượng điện phải có thêm ít nhất từ 4.000-5.000MW. Chính vì thế, nếu không có cơ chế đột phá và sự kỷ luật về tiến độ, nhiều dự án sẽ bị “lụt” và hệ thống điện lâm cảnh bấp bênh về nguồn cung trong tương lai gần.

Một lời cam kết với toàn cầu buộc ngành điện Việt Nam phải thay đổiCông suất nguồn điện tại quy hoạch điện 8 đến năm 2030 sẽ như thế nào để thực hiện phát thải ròng bằng 0 (net-zero) vào năm 2050?