Mobile Area

Mổ xẻ quy hoạch điện 8 (phần 2)

Thứ Năm,  1/4/2021, 10:25 
PGS.TS. Nguyễn Cảnh Nam - PGS.TS. Bùi Huy Phùng - TS. Nguyễn Thành Sơn - TS. Trần Chí Thành

Mổ xẻ quy hoạch điện 8 (phần 2)

PGS.TS. Nguyễn Cảnh Nam - PGS.TS. Bùi Huy Phùng - TS. Nguyễn Thành Sơn - TS. Trần Chí Thành

(KTSG) - Về các kịch bản phát triển nhu cầu phụ tải, dự thảo Quy hoạch điện 8 (QHĐ 8) mới chỉ xây dựng các kịch bản đáp ứng nhu cầu phụ tải theo kịch bản cơ sở, còn việc đáp ứng nhu cầu kịch bản phụ tải cao và thấp chỉ đề cập dưới góc độ phân tích độ nhạy.

Mổ xẻ quy hoạch điện 8 (phần 1)

Như vậy, trên thực tế coi kịch bản phụ tải thấp và cao chỉ là trường hợp biến động của kịch bản phụ tải cơ sở, giống như biến động về giá nhiên liệu sơ cấp, biến động về khí hậu, biến động về chi phí đầu tư nguồn điện, biến động về giá CO2. Quan điểm đó là không đúng khi xây dựng kịch bản và việc phân tích độ nhạy về phụ tải không thể thay thế việc xây dựng và tính toán phát triển nguồn điện cho kịch bản thấp và kịch bản cao;

Việc xây dựng và tính toán các kịch bản (thấp và cao) có sự khác biệt rất lớn so với việc phân tích độ nhạy về phụ tải của kịch bản cơ sở. Cũng như việc chuẩn bị bữa ăn cho 5 người, 10 người hoặc 15 người sẽ có sự khác biệt ngay từ đầu khi lựa chọn món ăn cho từng trường hợp và rất khác với trường hợp chỉ chuẩn bị bữa ăn cho 10 người rồi tính mỗi người ăn nhiều hơn hoặc ít hơn. Về mặt lý thuyết, mục tiêu của phân tích độ nhạy là để xác định mức độ tin cậy hay khả năng chịu đựng rủi ro về mặt hiệu quả kinh tế của dự án đầu tư (tăng, giảm vốn đầu tư; tăng, giảm giá bán; giảm sản lượng => Mức hòa vốn).

Phân tích kinh tế phương án quy hoạch phát triển điện lực quốc gia có nội hàm phức tạp hơn nhiều, do đây không phải là một dự án đầu tư đơn thuần mà là một tổ hợp gồm nhiều dự án đầu tư thực hiện trên địa bàn cả nước. Vì vậy, việc đánh giá kinh tế phải là xác định phương án quy hoạch phát triển điện lực (nguồn điện và lưới điện) có hiệu quả kinh tế - xã hội - môi trường tốt nhất.

Nhiều dự án điện gió và điện mặt trời tại Ninh Thuận phải giảm công suất phát do quá tải đường truyền. Ảnh: TTXVN

Dự báo nhu cầu điện chưa đạt yêu cầu về hiệu quả năng lượng

Xem xét căn cứ, phương pháp và kết quả dự báo nhu cầu điện của các kịch bản thấy có một số vấn đề:  

Trước hết, kết quả dự báo chưa đạt yêu cầu về “sử dụng năng lượng có hiệu quả”. Theo kịch bản phụ tải cơ sở (bảng 6.4 của dự thảo), dự báo tỷ trọng công nghiệp - xây dựng trong cơ cấu của nền kinh tế sẽ tăng từ 41% năm 2020 lên 45,6% năm 2045; nông lâm nghiệp - thủy sản giảm từ 15,1% xuống còn 8,7%; thương mại - dịch vụ tăng từ 43,9% lên 45,7%.

Số liệu dự báo trên cho thấy chuyển dịch cơ cấu kinh tế sau 25 năm rất chậm và vẫn theo hướng tăng tỷ trọng các ngành, lĩnh vực tiêu hao nhiều điện là chính (công nghiệp - xây dựng), chưa thực sự theo hướng sử dụng năng lượng có hiệu quả.

Điều này được thể hiện rõ nét trong dự báo “tác động của thay đổi cơ cấu kinh tế đến tăng trưởng điện thương phẩm trong kịch bản phụ tải cơ sở”. Theo đó, trong giai đoạn 2020-2045, tỷ trọng tiêu thụ điện năng của công nghiệp - xây dựng tăng từ 54% lên 58,6%, trong khi tỷ trọng của ngành này trong GDP từ 37,9% tăng lên 43,2%.

Các kịch bản tăng trưởng GDP trong dự thảo QHĐ 8 và quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia (mặc dù hai quy hoạch này là “anh em ruột”) còn có sự khác biệt, đó là điều vô lý.

Ngoài ra, mức độ tiết kiệm năng lượng (chương 5 của dự thảo) được lựa chọn/tính toán (1,5% cho giai đoạn 2021-2030 và 4,5% cho giai đoạn 2030-2045) cần có cơ sở.

Tóm lại, ngoài yêu cầu phải dự báo chính xác về phụ tải điện (như nêu trên), dự thảo QHĐ 8 cần có dự báo về sự phát triển của công nghệ nguồn điện. Các nguồn năng lượng mới như hydrogen, pin nhiên liệu, pin mặt trời, điện sinh khối, tuabin gió... đang ngày càng được phát triển và hoàn thiện. Đồng thời, cần đưa tiết kiệm điện thành chỉ tiêu bắt buộc trong quản lý tiêu dùng và trong quy hoạch phát triển.

Vấn đề phát triển nguồn điện - cao và thấp không chỉ là “quân xanh”

Dự thảo QHĐ 8 đưa ra 11 kịch bản phát triển nguồn điện. Các kịch bản này đều tính cho dự báo nhu cầu phụ tải theo kịch bản cơ sở.

QHĐ 8 trên thực tế chưa xác lập và tính toán phát triển nguồn điện cho kịch bản thấp và kịch bản cao, nên chưa có sự tích hợp ba kịch bản. Cần biết rằng, kịch bản cơ sở chỉ là kịch bản lựa chọn thực hiện chứ thực tế không phải diễn ra hoàn toàn như thế và càng không phải kịch bản cao hoặc kịch bản thấp chỉ đóng vai trò “quân xanh” mà thực tế có thể diễn ra ở mức độ nào đó.

Theo nhiệm vụ đề ra trong Nghị quyết 55-NQ/TW, nguyên tắc chung phát triển nguồn điện phải đáp ứng yêu cầu “tăng cường khả năng tự chủ, đa dạng hóa, bảo đảm tính hiệu quả, tin cậy và bền vững”. Do đó việc xây dựng kịch bản phát triển nguồn điện cần thực hiện theo trình tự sau:

Trước hết cần liệt kê và làm rõ tiềm năng các nguồn tài nguyên năng lượng sẵn có trong nước, làm rõ các lợi thế và bất lợi của từng nguồn, trên cơ sở đó sắp xếp thứ tự ưu tiên huy động.

Tiếp theo làm rõ tiềm năng các nguồn nhiên liệu nhập khẩu cho sản xuất điện, các lợi thế và bất lợi rồi sắp xếp thứ tự ưu tiên huy động/nhập khẩu cho sản xuất điện.

Xây dựng các kịch bản huy động các nguồn nhiên liệu cho sản xuất điện đáp ứng đủ nhu cầu sản xuất điện cho cả ba kịch bản phụ tải.

Phân tích, đánh giá, lựa chọn kịch bản phát triển nguồn điện hợp lý nhất theo các tiêu chí đã đề ra.

Vì vậy, cần xây dựng ba kịch bản chính phát triển nguồn điện tương ứng với ba kịch bản phụ tải thấp, cơ sở và cao. Trong đó, mỗi kịch bản phát triển nguồn điện chính có các kịch bản khác nhau theo cơ cấu nguồn điện, gồm theo loại nhiên liệu; theo nguồn cung trong nước và nhập khẩu; theo hướng đa dạng hóa nguồn cung nhập khẩu.

Phân tích, đánh giá và lựa chọn ba kịch bản hợp lý nhất, tích hợp ba kịch bản được chọn trên cơ sở lấy kịch bản cơ sở làm nòng cốt dự kiến các tình huống biến động về cầu và cung, từ đó đề xuất các giải pháp ứng phó thích hợp phù hợp với phạm vi của kịch bản cao và kịch bản thấp.

Trên cơ sở tích hợp ba kịch bản nêu trên, ngoài danh mục các dự án đầu tư theo kịch bản cơ sở, có thêm danh mục các dự án đầu tư dự phòng.

Việc đáp ứng yêu cầu “tăng cường khả năng tự chủ, đa dạng hóa, bảo đảm tính hiệu quả, tin cậy và bền vững” phải được thể hiện qua cơ cấu nguồn điện.

Cần lưu ý, khi phân tích, đánh giá các kịch bản phát triển nguồn điện, chỉ tiêu về chi phí sản xuất điện mới chỉ là chi phí của khâu sản xuất điện, chưa bao gồm các chi phí nối lưới và truyền tải điện cùng các chi phí đảm bảo an toàn, ổn định, tin cậy của hệ thống điện. Các chi phí này sẽ khác nhau giữa các kịch bản có cơ cấu nguồn điện năng lượng tái tạo khác nhau (điện gió và điện mặt trời). Vì vậy, kịch bản phát triển nguồn điện cho chi phí sản xuất điện thấp nhất chưa chắc đã có giá thành điện toàn bộ thấp nhất.

Phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo như thế nào là phù hợp

Dự thảo đánh giá rằng: “Cơ cấu nguồn điện cho thấy QHĐ 8 khuyến khích phát triển mạnh mẽ năng lượng tái tạo (ngoài thủy điện), từ khoảng 13% năm 2020 lên tới gần 30% năm 2030 và 44% năm 2045. Đây là xu hướng phù hợp với sự phát triển của thế giới”.

Tuy nhiên, “phù hợp với sự phát triển của thế giới” nhưng không phù hợp với thực tế của Việt Nam.

Theo số liệu của tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), đến ngày 31-12-2020, tổng công suất lắp đặt điện mặt trời, điện gió, điện sinh khối trên cả nước đã xấp xỉ 27% tổng công suất lắp đặt của cả hệ thống, vượt rất xa con số 13% nêu trong dự thảo QHĐ 8. Trong đó, công suất nguồn điện mặt trời nhiều gấp hơn 19 lần so với công suất đề ra trong QHĐ 7 điều chỉnh, trong khi công suất của đa phần các dạng nguồn điện khác vẫn nằm dưới ngưỡng mục tiêu đề ra trong quy hoạch.

Vì vậy, cần phân tích làm rõ “thành tích” đột biến đó đã tác động như thế nào đến hệ thống điện trong thời gian qua; và nguyên nhân nào đã thúc đẩy “thành tích” đó để rút kinh nghiệm cho thời gian tới trong việc xác định cơ cấu nguồn điện hợp lý, quản lý tổ chức thực hiện quy hoạch và đề xuất cơ chế, chính sách huy động các nguồn lực phát triển nguồn điện.

So sánh với công suất điện mặt trời đã và dự kiến sẽ huy động trong dự thảo QHĐ 8, công suất điện gió nói chung và điện gió ngoài khơi nói riêng dự kiến huy động chưa tương xứng với tiềm năng kỹ thuật và các ưu điểm, lợi thế của nguồn tài nguyên năng lượng này. Công suất điện gió ngoài khơi đến năm 2030 chỉ đề ra 2 GW ở Kịch bản cơ sở và 3 GW ở Kịch bản cao, trong khi tiềm năng kỹ thuật điện gió ngoài khơi lên đến 162,2 GW.

Việc tăng cường phát triển nguồn điện năng lượng tái tạo “là xu hướng phù hợp với sự phát triển của trên thế giới”. Nhưng sau hơn 30 năm phát triển điện năng lượng tái tạo kết quả đạt được của các nước trên thế giới có sự cao thấp khác nhau.

Thực tế này cho thấy trong phát triển điện năng lượng tái tạo không phải các nước “xếp hàng ngang” để cùng tiến mà là “xếp hàng dọc” để phát triển; các nước có tỷ trọng điện năng lượng tái tạo cao chủ yếu là các nước có nền kinh tế phát triển, độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống cao, đồng thời phải có nguồn điện truyền thống ổn định, tin cậy và chủ yếu là những nước phải có giá bán điện cao (sức mua điện của nền kinh tế phải cao).

Số liệu thực tế trong ba năm 2015-2017 ở Đức, quốc gia có tỷ trọng điện năng lượng tái tạo cao nhất thế giới, cho thấy nguồn điện than của nước này bình quân mỗi năm chỉ chạy 4.655-4.905 giờ, thay vì phải chạy 6.000÷6.500 giờ; điện mặt trời và điện gió phải tạo ra công suất lớn hơn nhiều để phát ra một sản lượng điện nhất định thấp hơn nhiều. Như vậy, điện than phải làm nhiệm vụ “dự phòng” cho điện mặt trời, điện gió.

Ở Việt Nam, độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống còn thấp. Cụ thể, độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống được đánh giá qua số giờ kỳ vọng xảy ra thiếu hụt công suất nguồn cấp cho phụ tải đỉnh (LOLE) được lựa chọn trong quy hoạch phát triển nguồn là bằng hoặc thấp hơn 12 giờ/năm đối với mỗi hệ thống điện miền, tương đương với độ tin cậy là 99,86%. Hiện nay, các nước phát triển như Nhật Bản, Mỹ, châu Âu chọn chỉ tiêu LOLE là 2,4 giờ/năm, chỉ bằng 1/5 của nước ta, hay nói cách khác độ tin cậy cung cấp điện của họ cao gấp 5 lần của ta.

Những phân tích trên cho thấy, tỷ trọng nguồn điện năng lượng tái tạo, nhất là điện mặt trời, có ảnh hưởng đến tiêu chí an toàn của hệ thống điện và đảm bảo an ninh cung cấp điện. Để đảm bảo hệ thống điện vận hành an toàn, không sụt điện áp, tần số thì cần có lượng công suất sẵn sàng (dự phòng) phải gần tương đương với tổng công suất các nguồn điện mặt trời, điện gió tham gia.

Vì vậy, ở Việt Nam, chi phí biên bình quân cho phần nguồn sản xuất điện là 8,8 xu Mỹ/kWh giai đoạn 2021-2030 và 9,6 xu/kWh giai đoạn 2021-2045, chi phí biên bình quân đến lưới phân phối là 11,4 xu Mỹ/kWh giai đoạn 2021-2030 và 12,3 xu/kWh giai đoạn 2021-2045 như được nêu trong QHĐ 8 là không đáng tin cậy. Vì, số liệu này rất thấp so với giá điện bình quân của các nước có tỷ trọng điện năng lượng tái tạo trên 20%.

Cần xem lại phân tích đánh giá kinh tế

Việc phân tích đánh giá về kinh tế của phương án quy hoạch phát triển trong QHĐ 8 có nhiều bất cập. Cụ thể:

Chưa phân biệt rõ các phạm trù: giá kinh tế, lợi ích kinh tế và nội dung lợi ích kinh tế.

Nội dung lợi ích kinh tế của giai đoạn quy hoạch điện chỉ mới đề cập đến giá trị kinh tế của điện năng theo chi phí biên dài hạn và lượng điện năng tăng thêm trong giai đoạn quy hoạch (điều này có sự bất cập như đã nêu ở phần trước) mà chưa tính đến các lợi ích kinh tế do quy hoạch điện tạo ra trong các ngành, lĩnh vực sử dụng điện và nền kinh tế nói chung.

Về chi phí kinh tế: (i) chưa nêu giá kinh tế để xác định giá trị của các đầu vào; (ii) chưa xác định tỷ giá kinh tế, hay tỷ giá xã hội, (vì vốn đầu tư có vốn nước ngoài và có điện nhập khẩu); (iii) không rõ nội hàm “tổng thu hồi vốn đầu tư kinh tế toàn ngành điện” là gì (phải là tổng chi phí đầu tư kinh tế toàn ngành điện); (iv) chưa nêu rõ nội dung chi phí kinh tế khác; (v) chưa rõ chi phí sử dụng đất đã tính chưa và tính như thế nào? Cần phải quan tâm đến chi phí này vì không những đảm bảo tính đúng, tính đủ chi phí của các nguồn điện nói riêng và toàn quy hoạch nói chung mà còn phải đáp ứng một trong các yêu cầu sử dụng hiệu quả các nguồn tài nguyên.

Vấn đề bất cập nhất của QHĐ 8 là chỉ tính cho một phương án, trong khi có 11 kịch bản phát triển nguồn điện. Mục đích quan trọng nhất của đánh giá kinh tế là nhằm xác định được phương án quy hoạch phát triển điện lực có hiệu quả kinh tế - xã hội - môi trường tốt nhất. Để đạt được mục đích đó, cần đánh giá kinh tế nhiều phương án chứ không thể chỉ một phương án.

Cơ chế chính sách phát triển nguồn điện

Thực tế cho thấy, cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời theo Quyết định 11/2017/QĐ-TTg đã tạo ra sự bùng nổ đầu tư của các dự án điện mặt trời một cách ồ ạt, thiếu sự kiểm soát. Quyết định 11 chỉ quy định giá điện và thời hạn áp dụng, không quy định tổng công suất tối đa được phép phát triển trong từng giai đoạn để khống chế công suất nguồn điện mặt trời cân đối với cơ cấu tổng công suất nguồn của hệ thống và khả năng chấp nhận của lưới điện nhằm đảm bảo sự ổn định, an toàn và hiệu quả của hệ thống điện.

Từ thực tế đó, chính sách khuyến khích phát triển bất kỳ nguồn điện theo loại nhiên liệu nào cũng phải được kiểm soát, cân đối trong phạm vi quy mô công suất và cơ cấu công suất nguồn điện theo loại nhiên liệu đã được xác định trong quy hoạch cũng như sự cân bằng của hệ thống lưới điện.

Về tổ chức thực hiện quy hoạch

Thực tiễn từ trước đến nay cho thấy hầu như trong quy hoạch điện nào cũng có nhiều dự án nhà máy điện chậm tiến độ, hoặc không triển khai thực hiện, dẫn đến việc phải thường xuyên điều chỉnh, bổ sung quy hoạch.

Để khắc phục tình trạng này, QHĐ 8 cần được tiệm cận theo hướng:

Thứ nhất, không nên chỉ lựa chọn và thực hiện theo kịch bản cơ sở mà bỏ hoàn toàn kịch bản cao và kịch bản thấp. Cần phải tích hợp ba kịch bản trên cơ sở kịch bản cơ sở làm nòng cốt và dự kiến các tình huống biến động về cầu và cung theo thời điểm và theo địa bàn, để đưa ra các giải pháp ứng phó thích hợp. Vì vậy, ngoài danh mục các dự án đầu tư theo kịch bản cơ sở, cần có thêm danh mục các dự án đầu tư dự phòng.

Thứ hai, bất kỳ sự đề xuất thay đổi, bổ sung, điều chỉnh nào vượt ra ngoài dự kiến của quy hoạch thì phải đảm bảo có lợi hơn so với trường hợp nếu không thực hiện thay đổi, bổ sung, điều chỉnh đó xét theo trình tự: trước hết trên phạm vi toàn bộ nền kinh tế quốc dân, tiếp theo mới xét trên phạm vi khu vực có liên quan. Tuyệt đối tránh tình trạng thay đổi, bổ sung, điều chỉnh mang tính tư duy nhiệm kỳ, lợi ích cục bộ địa phương, lợi ích nhóm làm sai lệch quy hoạch.

In bài
Gửi bài cho bạn bè
DOANH NGHIỆP HIẾN KẾ
Phải sửa chính sách mới có thể cải tạo chung cư cũ
Hiệp hội Du lịch Việt Nam đề nghị được đón khách bằng 'hộ chiếu vaccine'
Tổng cục Du lịch dự tính thí điểm đón khách quốc tế từ quý 3 tới
Du lịch tiếp tục 'kêu' vì hơn 4 năm vẫn chưa được tính lại giá điện
THỦY ĐIỆN
Chưa tới hè, Đà Nẵng đối mặt với việc thiếu nước sinh hoạt nghiêm trọng
Quảng Nam đồng ý chuyển đổi mục đích sử dụng rừng trồng cho thủy điện Sông Tranh 4
Ba năm thực hiện nghị quyết 'thuận thiên': chuyển biến song hành cùng thách thức
Huế nối lại việc tìm kiếm nạn nhân mất tích tại Rào Trăng 3
Điện - Điện gió - Điện mặt trời - điện khí
Nhận diện nhiệt điện than
Doanh nghiệp Mỹ muốn đầu tư dự án điện khí lớn ở Sóc Trăng
Việt Nam củng cố vai trò lãnh đạo trong năng lượng tái tạo - liệu đã đủ?
Vì sao đầu tư dự án điện mặt trời ngày càng đắt đỏ?
BOT - BT - PPP - HẠ TẦNG
TPHCM thông qua chủ trương đầu tư hai dự án với tổng kinh phí hơn 12.000 tỉ đồng
Doanh nghiệp Phần Lan muốn hợp tác với cảng container quốc tế SP-ITC
Mở rộng quốc lộ nối TPHCM với Bình Dương: Tiền giải phóng mặt bằng gấp 6 lần tiền xây dựng
Điều chỉnh slot bay, tăng thêm máy soi chiếu để giảm ùn tắc ở sân bay Tân Sơn Nhất
CÙNG CHUYÊN MỤC
Xuất khẩu gạo giảm: Cần những đánh giá khách quan
'Nạn nhân' của tổng thầu Trung Quốc
Nhận diện nhiệt điện than
Liên minh năng lượng bền vững Việt Nam ủng hộ chấm dứt khai thác nhiên liệu hoá thạch
Chính phủ điện tử, chỉ số PAPI và quốc gia 4.0

Mổ xẻ quy hoạch điện 8 (phần 2)

PGS.TS. Nguyễn Cảnh Nam - PGS.TS. Bùi Huy Phùng - TS. Nguyễn Thành Sơn - TS. Trần Chí Thành
Thứ Năm,  1/4/2021, 10:25 

Mổ xẻ quy hoạch điện 8 (phần 2)

PGS.TS. Nguyễn Cảnh Nam - PGS.TS. Bùi Huy Phùng - TS. Nguyễn Thành Sơn - TS. Trần Chí Thành

(KTSG) - Về các kịch bản phát triển nhu cầu phụ tải, dự thảo Quy hoạch điện 8 (QHĐ 8) mới chỉ xây dựng các kịch bản đáp ứng nhu cầu phụ tải theo kịch bản cơ sở, còn việc đáp ứng nhu cầu kịch bản phụ tải cao và thấp chỉ đề cập dưới góc độ phân tích độ nhạy.

Mổ xẻ quy hoạch điện 8 (phần 1)

Như vậy, trên thực tế coi kịch bản phụ tải thấp và cao chỉ là trường hợp biến động của kịch bản phụ tải cơ sở, giống như biến động về giá nhiên liệu sơ cấp, biến động về khí hậu, biến động về chi phí đầu tư nguồn điện, biến động về giá CO2. Quan điểm đó là không đúng khi xây dựng kịch bản và việc phân tích độ nhạy về phụ tải không thể thay thế việc xây dựng và tính toán phát triển nguồn điện cho kịch bản thấp và kịch bản cao;

Việc xây dựng và tính toán các kịch bản (thấp và cao) có sự khác biệt rất lớn so với việc phân tích độ nhạy về phụ tải của kịch bản cơ sở. Cũng như việc chuẩn bị bữa ăn cho 5 người, 10 người hoặc 15 người sẽ có sự khác biệt ngay từ đầu khi lựa chọn món ăn cho từng trường hợp và rất khác với trường hợp chỉ chuẩn bị bữa ăn cho 10 người rồi tính mỗi người ăn nhiều hơn hoặc ít hơn. Về mặt lý thuyết, mục tiêu của phân tích độ nhạy là để xác định mức độ tin cậy hay khả năng chịu đựng rủi ro về mặt hiệu quả kinh tế của dự án đầu tư (tăng, giảm vốn đầu tư; tăng, giảm giá bán; giảm sản lượng => Mức hòa vốn).

Phân tích kinh tế phương án quy hoạch phát triển điện lực quốc gia có nội hàm phức tạp hơn nhiều, do đây không phải là một dự án đầu tư đơn thuần mà là một tổ hợp gồm nhiều dự án đầu tư thực hiện trên địa bàn cả nước. Vì vậy, việc đánh giá kinh tế phải là xác định phương án quy hoạch phát triển điện lực (nguồn điện và lưới điện) có hiệu quả kinh tế - xã hội - môi trường tốt nhất.

Nhiều dự án điện gió và điện mặt trời tại Ninh Thuận phải giảm công suất phát do quá tải đường truyền. Ảnh: TTXVN

Dự báo nhu cầu điện chưa đạt yêu cầu về hiệu quả năng lượng

Xem xét căn cứ, phương pháp và kết quả dự báo nhu cầu điện của các kịch bản thấy có một số vấn đề:  

Trước hết, kết quả dự báo chưa đạt yêu cầu về “sử dụng năng lượng có hiệu quả”. Theo kịch bản phụ tải cơ sở (bảng 6.4 của dự thảo), dự báo tỷ trọng công nghiệp - xây dựng trong cơ cấu của nền kinh tế sẽ tăng từ 41% năm 2020 lên 45,6% năm 2045; nông lâm nghiệp - thủy sản giảm từ 15,1% xuống còn 8,7%; thương mại - dịch vụ tăng từ 43,9% lên 45,7%.

Số liệu dự báo trên cho thấy chuyển dịch cơ cấu kinh tế sau 25 năm rất chậm và vẫn theo hướng tăng tỷ trọng các ngành, lĩnh vực tiêu hao nhiều điện là chính (công nghiệp - xây dựng), chưa thực sự theo hướng sử dụng năng lượng có hiệu quả.

Điều này được thể hiện rõ nét trong dự báo “tác động của thay đổi cơ cấu kinh tế đến tăng trưởng điện thương phẩm trong kịch bản phụ tải cơ sở”. Theo đó, trong giai đoạn 2020-2045, tỷ trọng tiêu thụ điện năng của công nghiệp - xây dựng tăng từ 54% lên 58,6%, trong khi tỷ trọng của ngành này trong GDP từ 37,9% tăng lên 43,2%.

Các kịch bản tăng trưởng GDP trong dự thảo QHĐ 8 và quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia (mặc dù hai quy hoạch này là “anh em ruột”) còn có sự khác biệt, đó là điều vô lý.

Ngoài ra, mức độ tiết kiệm năng lượng (chương 5 của dự thảo) được lựa chọn/tính toán (1,5% cho giai đoạn 2021-2030 và 4,5% cho giai đoạn 2030-2045) cần có cơ sở.

Tóm lại, ngoài yêu cầu phải dự báo chính xác về phụ tải điện (như nêu trên), dự thảo QHĐ 8 cần có dự báo về sự phát triển của công nghệ nguồn điện. Các nguồn năng lượng mới như hydrogen, pin nhiên liệu, pin mặt trời, điện sinh khối, tuabin gió... đang ngày càng được phát triển và hoàn thiện. Đồng thời, cần đưa tiết kiệm điện thành chỉ tiêu bắt buộc trong quản lý tiêu dùng và trong quy hoạch phát triển.

Vấn đề phát triển nguồn điện - cao và thấp không chỉ là “quân xanh”

Dự thảo QHĐ 8 đưa ra 11 kịch bản phát triển nguồn điện. Các kịch bản này đều tính cho dự báo nhu cầu phụ tải theo kịch bản cơ sở.

QHĐ 8 trên thực tế chưa xác lập và tính toán phát triển nguồn điện cho kịch bản thấp và kịch bản cao, nên chưa có sự tích hợp ba kịch bản. Cần biết rằng, kịch bản cơ sở chỉ là kịch bản lựa chọn thực hiện chứ thực tế không phải diễn ra hoàn toàn như thế và càng không phải kịch bản cao hoặc kịch bản thấp chỉ đóng vai trò “quân xanh” mà thực tế có thể diễn ra ở mức độ nào đó.

Theo nhiệm vụ đề ra trong Nghị quyết 55-NQ/TW, nguyên tắc chung phát triển nguồn điện phải đáp ứng yêu cầu “tăng cường khả năng tự chủ, đa dạng hóa, bảo đảm tính hiệu quả, tin cậy và bền vững”. Do đó việc xây dựng kịch bản phát triển nguồn điện cần thực hiện theo trình tự sau:

Trước hết cần liệt kê và làm rõ tiềm năng các nguồn tài nguyên năng lượng sẵn có trong nước, làm rõ các lợi thế và bất lợi của từng nguồn, trên cơ sở đó sắp xếp thứ tự ưu tiên huy động.

Tiếp theo làm rõ tiềm năng các nguồn nhiên liệu nhập khẩu cho sản xuất điện, các lợi thế và bất lợi rồi sắp xếp thứ tự ưu tiên huy động/nhập khẩu cho sản xuất điện.

Xây dựng các kịch bản huy động các nguồn nhiên liệu cho sản xuất điện đáp ứng đủ nhu cầu sản xuất điện cho cả ba kịch bản phụ tải.

Phân tích, đánh giá, lựa chọn kịch bản phát triển nguồn điện hợp lý nhất theo các tiêu chí đã đề ra.

Vì vậy, cần xây dựng ba kịch bản chính phát triển nguồn điện tương ứng với ba kịch bản phụ tải thấp, cơ sở và cao. Trong đó, mỗi kịch bản phát triển nguồn điện chính có các kịch bản khác nhau theo cơ cấu nguồn điện, gồm theo loại nhiên liệu; theo nguồn cung trong nước và nhập khẩu; theo hướng đa dạng hóa nguồn cung nhập khẩu.

Phân tích, đánh giá và lựa chọn ba kịch bản hợp lý nhất, tích hợp ba kịch bản được chọn trên cơ sở lấy kịch bản cơ sở làm nòng cốt dự kiến các tình huống biến động về cầu và cung, từ đó đề xuất các giải pháp ứng phó thích hợp phù hợp với phạm vi của kịch bản cao và kịch bản thấp.

Trên cơ sở tích hợp ba kịch bản nêu trên, ngoài danh mục các dự án đầu tư theo kịch bản cơ sở, có thêm danh mục các dự án đầu tư dự phòng.

Việc đáp ứng yêu cầu “tăng cường khả năng tự chủ, đa dạng hóa, bảo đảm tính hiệu quả, tin cậy và bền vững” phải được thể hiện qua cơ cấu nguồn điện.

Cần lưu ý, khi phân tích, đánh giá các kịch bản phát triển nguồn điện, chỉ tiêu về chi phí sản xuất điện mới chỉ là chi phí của khâu sản xuất điện, chưa bao gồm các chi phí nối lưới và truyền tải điện cùng các chi phí đảm bảo an toàn, ổn định, tin cậy của hệ thống điện. Các chi phí này sẽ khác nhau giữa các kịch bản có cơ cấu nguồn điện năng lượng tái tạo khác nhau (điện gió và điện mặt trời). Vì vậy, kịch bản phát triển nguồn điện cho chi phí sản xuất điện thấp nhất chưa chắc đã có giá thành điện toàn bộ thấp nhất.

Phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo như thế nào là phù hợp

Dự thảo đánh giá rằng: “Cơ cấu nguồn điện cho thấy QHĐ 8 khuyến khích phát triển mạnh mẽ năng lượng tái tạo (ngoài thủy điện), từ khoảng 13% năm 2020 lên tới gần 30% năm 2030 và 44% năm 2045. Đây là xu hướng phù hợp với sự phát triển của thế giới”.

Tuy nhiên, “phù hợp với sự phát triển của thế giới” nhưng không phù hợp với thực tế của Việt Nam.

Theo số liệu của tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), đến ngày 31-12-2020, tổng công suất lắp đặt điện mặt trời, điện gió, điện sinh khối trên cả nước đã xấp xỉ 27% tổng công suất lắp đặt của cả hệ thống, vượt rất xa con số 13% nêu trong dự thảo QHĐ 8. Trong đó, công suất nguồn điện mặt trời nhiều gấp hơn 19 lần so với công suất đề ra trong QHĐ 7 điều chỉnh, trong khi công suất của đa phần các dạng nguồn điện khác vẫn nằm dưới ngưỡng mục tiêu đề ra trong quy hoạch.

Vì vậy, cần phân tích làm rõ “thành tích” đột biến đó đã tác động như thế nào đến hệ thống điện trong thời gian qua; và nguyên nhân nào đã thúc đẩy “thành tích” đó để rút kinh nghiệm cho thời gian tới trong việc xác định cơ cấu nguồn điện hợp lý, quản lý tổ chức thực hiện quy hoạch và đề xuất cơ chế, chính sách huy động các nguồn lực phát triển nguồn điện.

So sánh với công suất điện mặt trời đã và dự kiến sẽ huy động trong dự thảo QHĐ 8, công suất điện gió nói chung và điện gió ngoài khơi nói riêng dự kiến huy động chưa tương xứng với tiềm năng kỹ thuật và các ưu điểm, lợi thế của nguồn tài nguyên năng lượng này. Công suất điện gió ngoài khơi đến năm 2030 chỉ đề ra 2 GW ở Kịch bản cơ sở và 3 GW ở Kịch bản cao, trong khi tiềm năng kỹ thuật điện gió ngoài khơi lên đến 162,2 GW.

Việc tăng cường phát triển nguồn điện năng lượng tái tạo “là xu hướng phù hợp với sự phát triển của trên thế giới”. Nhưng sau hơn 30 năm phát triển điện năng lượng tái tạo kết quả đạt được của các nước trên thế giới có sự cao thấp khác nhau.

Thực tế này cho thấy trong phát triển điện năng lượng tái tạo không phải các nước “xếp hàng ngang” để cùng tiến mà là “xếp hàng dọc” để phát triển; các nước có tỷ trọng điện năng lượng tái tạo cao chủ yếu là các nước có nền kinh tế phát triển, độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống cao, đồng thời phải có nguồn điện truyền thống ổn định, tin cậy và chủ yếu là những nước phải có giá bán điện cao (sức mua điện của nền kinh tế phải cao).

Số liệu thực tế trong ba năm 2015-2017 ở Đức, quốc gia có tỷ trọng điện năng lượng tái tạo cao nhất thế giới, cho thấy nguồn điện than của nước này bình quân mỗi năm chỉ chạy 4.655-4.905 giờ, thay vì phải chạy 6.000÷6.500 giờ; điện mặt trời và điện gió phải tạo ra công suất lớn hơn nhiều để phát ra một sản lượng điện nhất định thấp hơn nhiều. Như vậy, điện than phải làm nhiệm vụ “dự phòng” cho điện mặt trời, điện gió.

Ở Việt Nam, độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống còn thấp. Cụ thể, độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống được đánh giá qua số giờ kỳ vọng xảy ra thiếu hụt công suất nguồn cấp cho phụ tải đỉnh (LOLE) được lựa chọn trong quy hoạch phát triển nguồn là bằng hoặc thấp hơn 12 giờ/năm đối với mỗi hệ thống điện miền, tương đương với độ tin cậy là 99,86%. Hiện nay, các nước phát triển như Nhật Bản, Mỹ, châu Âu chọn chỉ tiêu LOLE là 2,4 giờ/năm, chỉ bằng 1/5 của nước ta, hay nói cách khác độ tin cậy cung cấp điện của họ cao gấp 5 lần của ta.

Những phân tích trên cho thấy, tỷ trọng nguồn điện năng lượng tái tạo, nhất là điện mặt trời, có ảnh hưởng đến tiêu chí an toàn của hệ thống điện và đảm bảo an ninh cung cấp điện. Để đảm bảo hệ thống điện vận hành an toàn, không sụt điện áp, tần số thì cần có lượng công suất sẵn sàng (dự phòng) phải gần tương đương với tổng công suất các nguồn điện mặt trời, điện gió tham gia.

Vì vậy, ở Việt Nam, chi phí biên bình quân cho phần nguồn sản xuất điện là 8,8 xu Mỹ/kWh giai đoạn 2021-2030 và 9,6 xu/kWh giai đoạn 2021-2045, chi phí biên bình quân đến lưới phân phối là 11,4 xu Mỹ/kWh giai đoạn 2021-2030 và 12,3 xu/kWh giai đoạn 2021-2045 như được nêu trong QHĐ 8 là không đáng tin cậy. Vì, số liệu này rất thấp so với giá điện bình quân của các nước có tỷ trọng điện năng lượng tái tạo trên 20%.

Cần xem lại phân tích đánh giá kinh tế

Việc phân tích đánh giá về kinh tế của phương án quy hoạch phát triển trong QHĐ 8 có nhiều bất cập. Cụ thể:

Chưa phân biệt rõ các phạm trù: giá kinh tế, lợi ích kinh tế và nội dung lợi ích kinh tế.

Nội dung lợi ích kinh tế của giai đoạn quy hoạch điện chỉ mới đề cập đến giá trị kinh tế của điện năng theo chi phí biên dài hạn và lượng điện năng tăng thêm trong giai đoạn quy hoạch (điều này có sự bất cập như đã nêu ở phần trước) mà chưa tính đến các lợi ích kinh tế do quy hoạch điện tạo ra trong các ngành, lĩnh vực sử dụng điện và nền kinh tế nói chung.

Về chi phí kinh tế: (i) chưa nêu giá kinh tế để xác định giá trị của các đầu vào; (ii) chưa xác định tỷ giá kinh tế, hay tỷ giá xã hội, (vì vốn đầu tư có vốn nước ngoài và có điện nhập khẩu); (iii) không rõ nội hàm “tổng thu hồi vốn đầu tư kinh tế toàn ngành điện” là gì (phải là tổng chi phí đầu tư kinh tế toàn ngành điện); (iv) chưa nêu rõ nội dung chi phí kinh tế khác; (v) chưa rõ chi phí sử dụng đất đã tính chưa và tính như thế nào? Cần phải quan tâm đến chi phí này vì không những đảm bảo tính đúng, tính đủ chi phí của các nguồn điện nói riêng và toàn quy hoạch nói chung mà còn phải đáp ứng một trong các yêu cầu sử dụng hiệu quả các nguồn tài nguyên.

Vấn đề bất cập nhất của QHĐ 8 là chỉ tính cho một phương án, trong khi có 11 kịch bản phát triển nguồn điện. Mục đích quan trọng nhất của đánh giá kinh tế là nhằm xác định được phương án quy hoạch phát triển điện lực có hiệu quả kinh tế - xã hội - môi trường tốt nhất. Để đạt được mục đích đó, cần đánh giá kinh tế nhiều phương án chứ không thể chỉ một phương án.

Cơ chế chính sách phát triển nguồn điện

Thực tế cho thấy, cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời theo Quyết định 11/2017/QĐ-TTg đã tạo ra sự bùng nổ đầu tư của các dự án điện mặt trời một cách ồ ạt, thiếu sự kiểm soát. Quyết định 11 chỉ quy định giá điện và thời hạn áp dụng, không quy định tổng công suất tối đa được phép phát triển trong từng giai đoạn để khống chế công suất nguồn điện mặt trời cân đối với cơ cấu tổng công suất nguồn của hệ thống và khả năng chấp nhận của lưới điện nhằm đảm bảo sự ổn định, an toàn và hiệu quả của hệ thống điện.

Từ thực tế đó, chính sách khuyến khích phát triển bất kỳ nguồn điện theo loại nhiên liệu nào cũng phải được kiểm soát, cân đối trong phạm vi quy mô công suất và cơ cấu công suất nguồn điện theo loại nhiên liệu đã được xác định trong quy hoạch cũng như sự cân bằng của hệ thống lưới điện.

Về tổ chức thực hiện quy hoạch

Thực tiễn từ trước đến nay cho thấy hầu như trong quy hoạch điện nào cũng có nhiều dự án nhà máy điện chậm tiến độ, hoặc không triển khai thực hiện, dẫn đến việc phải thường xuyên điều chỉnh, bổ sung quy hoạch.

Để khắc phục tình trạng này, QHĐ 8 cần được tiệm cận theo hướng:

Thứ nhất, không nên chỉ lựa chọn và thực hiện theo kịch bản cơ sở mà bỏ hoàn toàn kịch bản cao và kịch bản thấp. Cần phải tích hợp ba kịch bản trên cơ sở kịch bản cơ sở làm nòng cốt và dự kiến các tình huống biến động về cầu và cung theo thời điểm và theo địa bàn, để đưa ra các giải pháp ứng phó thích hợp. Vì vậy, ngoài danh mục các dự án đầu tư theo kịch bản cơ sở, cần có thêm danh mục các dự án đầu tư dự phòng.

Thứ hai, bất kỳ sự đề xuất thay đổi, bổ sung, điều chỉnh nào vượt ra ngoài dự kiến của quy hoạch thì phải đảm bảo có lợi hơn so với trường hợp nếu không thực hiện thay đổi, bổ sung, điều chỉnh đó xét theo trình tự: trước hết trên phạm vi toàn bộ nền kinh tế quốc dân, tiếp theo mới xét trên phạm vi khu vực có liên quan. Tuyệt đối tránh tình trạng thay đổi, bổ sung, điều chỉnh mang tính tư duy nhiệm kỳ, lợi ích cục bộ địa phương, lợi ích nhóm làm sai lệch quy hoạch.

In bài
Gửi bài cho bạn bè
Top
 
Tổng biên tập: Trần Minh Hùng.
Phó tổng biên tập phụ trách online: Phan Chiến Thắng.
Thư ký tòa soạn: Yến Dung, Phó thư ký tòa soạn: Minh Châu.
Tòa soạn: 35 Nam Kỳ Khởi Nghĩa, Quận 1, TP.HCM. ĐT:(8428)3829 5936; Fax:(8428)3829 4294; Email: online@kinhtesaigon.vn
Tạp chí Kinh tế Sài Gòn giữ bản quyền nội dung của trang web thesaigontimes.vn. Không sử dụng lại nội dung trên trang này dưới mọi hình thức, trừ khi được Tạp chí Kinh tế Sài Gòn đồng ý bằng văn bản.
Trang ngoài sẽ được mở ra ở cửa sổ mới. Tạp chí Kinh tế Sài Gòn Online không chịu trách nhiệm nội dung trang ngoài.
Bản quyền thuộc về SaigonTimesGroup.