CÂU CHUYỆN CHUYỂN DỊCH CỦA NGÀNH ĐIỆN
VIỆT NAM


Sáng kiến về Chuyển dịch Năng lượng Việt Nam (VIET) được thành lập vào tháng 8 năm 2018 tại Hà Nội, là một tổ chức nghiên cứu độc lập, với vai trò là cầu nối giữa nghiên cứu và chính sách, cùng sứ mệnh thúc đẩy quá trình chuyển dịch của hệ thống năng lượng Việt Nam hướng đến một xã hội trung hòa carbon một cách bền vững và đáng tin cậy.

VIET xây dựng website này với mục tiêu mang đến cho độc giả một góc nhìn tổng quát về quá trình chuyển dịch của ngành điện Việt Nam trong vòng một thập kỷ vừa qua cũng như xu hướng trong tương lai. Câu chuyện được minh họa cụ thể bằng các con số, biểu đồ và bản đồ thể hiện sự thay đổi trong cơ cấu hệ thống điện Việt Nam, tăng trưởng về nguồn điện qua từng năm cũng như kế hoạch phát triển trong tương lại dựa trên các văn bản chính thức đã được công bố. Tổng cộng gần 2000 nhà máy/dự án được hiển thị trên bản đồ dưới đây.

Năm 2011 là năm mở đầu cho câu chuyện đánh dấu bởi việc Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020, có xét đến năm 2030 (QHĐ VII) được phê duyệt. Trong đó lần đầu tiên các mục tiêu cho phát triển năng lượng tái tạo được đưa vào quy hoạch, khẳng định xu hướng chuyển dịch năng lượng sạch ở Việt Nam những năm tiếp theo. Câu chuyện chuyển dịch của ngành điện xoay quanh các nội dung như bối cảnh kinh tế xã hội, quy hoạch, chính sách năng lượng tại Việt Nam song song với sự phát triển công nghệ và xu hướng của thế giới. Mỗi năm được đánh dấu bởi các mốc quan trọng trong sự phát triển của ngành điện Việt Nam.

© Bản quyền bản đồ và các dữ liệu liên quan thuộc về Sáng kiến về Chuyển dịch Năng lượng Việt Nam (VIET)

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Future

     Trong giai đoạn từ 2001 đến 2010, nền kinh tế Việt Nam đã có những bước tăng trưởng nhanh chóng với tốc độ trung bình 7.2%/năm, kéo theo việc gia tăng nhu cầu sử dụng điện năng cho các mục tiêu kinh tế và dân dụng, khoảng 14.5%/năm. Trước những thách thức về cung cấp điện năng cho phát triển kinh tế - xã hội và ứng phó với biến đổi khí hậu, năng lượng tái tạo là giải pháp tối ưu nhằm đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia cũng như bảo vệ môi trường. Theo đánh giá của Ngân hàng Thế giới, Việt Nam là nước có tiềm năng gió lớn nhất khu vực Đông Nam Á, đặc biệt ở các tỉnh khu vực Nam Trung Bộ và Nam Bộ.
     Ngày 29 tháng 6 Thủ tướng Chính phủ đã ký ban hành Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam với các ưu đãi về vốn, thuế phí, hạ tầng đất đai và giá FIT cố định trong 20 năm. Bên mua điện phải có trách nghiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án điện gió với giá mua tại điểm giao nhận điện là 1.614 đồng/kWh (tương đương 7,8 UScents/kWh). Đây là văn bản pháp lý quan trọng được kỳ vọng sẽ thúc đẩy sự phát triển của các dự án điện gió tại các địa phương giàu tiềm năng trong tương lai gần.
     Sự cam kết của Chính phủ trong đẩy mạnh lĩnh vực năng lượng tái tạo càng được khẳng định trong Quyết định số 1208/2011/QĐ-TTg ngày 21 tháng 7 về phê duyệt QHĐ VII. Trong đó thể hiện mục tiêu của Chính phủ Việt Nam là ưu tiên phát triển nguồn năng lượng tái tạo cho sản xuất điện, tăng tỷ lệ điện năng sản xuất từ 3,5% năm 2010, lên 4,5% tổng điện năng sản xuất vào năm 2020 và 6% vào năm 2030. Mục tiêu cụ thể là đưa tổng công suất nguồn điện gió từ mức không đáng kể tại thời điểm đó lên khoảng 1 GW (~0,7% tổng sản lượng điện) vào năm 2020, khoảng 6.2 GW (~2,4% tổng sản lượng điện) vào năm 2030. Điện sinh khối và đồng phát tại các nhà máy đường có mục tiêu đạt 0,5 GW vào năm 2020 và tăng lên 2 GW vào năm 2030. Trong QHĐ VII chưa đặt ra mục tiêu cụ thể cho điện mặt trời. Để phát triển hệ thống điện đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia theo QHĐ VII trong cả giai đoạn 2011 -  2030, Việt Nam cần tổng vốn đầu tư toàn ngành điện khoảng 2.359 nghìn tỷ đồng (tương đương 123,8 tỷ USD) tính đến năm 2030, trong đó: đầu tư vào nguồn điện chiếm 64,5% và đầu tư vào lưới điện chiếm 34,5%
     Tính đến cuối năm 2011, giữa hiện trạng nguồn điện và các mục tiêu phát triển năng lượng tái tạo của QHĐ VII vẫn còn một khoảng cách đáng kể khi thủy điện, nhiệt điện khí và điện than vẫn đóng vai trò chủ đạo trong cơ cấu nguồn điện với tỷ trọng về công suất lần lượt là 46%, 38% và 16% trong tống số gần 22 GW công suất lắp đặt của hệ thống. Trong năm này, Việt Nam chưa có nhà máy điện gió và điện mặt trời quy mô lớn nào trong hệ thống. Chỉ một phần rất nhỏ của năng lượng tái tạo phi thủy điện đến từ các hệ thống đồng phát (CHP) ở các nhà máy mía đường bán điện dư lên lưới. Gần một nửa công suất lắp đặt là thủy điện với chi phí sản xuất điện rẻ, khiến hệ thống điện Việt Nam phụ thuộc nhiều vào tính mùa vụ. Trong mùa mưa, các nhà máy thủy điện được ưu tiên huy động công suất trước, các nhà máy nhiệt điện than và tuabin khí được huy động sau trong công tác phủ biểu đồ phụ tải, do đó sản lượng thủy điện sản xuất vào các tháng mùa mưa thường gấp đôi sản lượng vào mùa khô. Ngược lại, trong mùa khô, các nhà máy thủy điện thiếu nước để phát cao công suất, các nhà máy nhiệt điện than và tuabin khí đóng vai trò chính trong việc cung cấp điện năng cho phụ tải. Ưu điểm lớn nhất của hệ thống điện lúc này là chi phí sản xuất điện rất rẻ do phần lớn nguồn là thủy điện. Do vậy, hệ thống điện có thể vận hành linh hoạt, đặc biệt trong những tháng mùa mưa nhưng lại luôn tiềm ẩn nguy cơ thiếu điện trong những tháng mùa khô khi lũ trên hệ thống sông miền Bắc và miền Trung, Tây Nguyên về chậm.
     Phần lớn nguồn điện trong hệ thống vào thời điểm này thuộc sở hữu của các tập đoàn nhà nước trong đó Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) đóng vài trò chủ đạo khi có đến 50% tổng công suất đặt và 14% tổng công suất thuộc sở hữu của các công ty cổ phần có vốn của EVN. Tập đoàn dầu khí Việt Nam (PVN) sở hữu 10% công suất nguồn và Tập đoàn Than – Khoáng sản (TKV) sở hữu 6%. Ngoài ra, 12% tổng công suất được sở hữu bởi các nhà đầu tư trong nước và 8% bởi các nhà đầu tư nước ngoài.

     Để thực hiện các chính sách khuyến khích phát triển điện gió đã được phê duyệt trong Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg, Bộ Tài chính đã ban hành Thông tư số 96/2012/TT-BTC ngày 08 tháng 6 về hướng dẫn cơ chế hỗ trợ giá điện đối với các dự án điện gió nối lưới. Ngày 12 tháng 11, Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 32/2012/TT-BCT quy định thực hiện phát triển điện gió và Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió. Chính sách hỗ trợ của Chính phủ và các quy định của Bộ, Ngành đã cho thấy sự quan tâm đặc biệt của Nhà nước nhằm thúc đẩy loại hình năng lượng này. Đầu năm 2012, nhà máy điện gió Bình Thạnh (tên trước đây là Tuy Phong) công suất lắp đặt 30 MW đã phát điện thương mại, đánh dấu lần đầu tiên Việt Nam có nhà máy điện gió quy mô lớn đi vào vận hành. Tuy nhiên cho đến cuối năm 2012, rất ít dự án điện gió được triển khai do các nhà đầu tư đánh giá cơ chế hỗ trợ chưa đủ hấp dẫn về mặt kinh tế để kích hoạt thị trường. Đến cuối năm 2012, công suất lắp đặt của 3 loại nguồn chính (thủy điện, than, khí) vẫn chiếm phần lớn, với hơn 50% từ thủy điện. Tăng trưởng của thủy điện trong hệ thống có sự đóng góp đáng kể của các dự án thủy điện nhỏ tập trung ở các khu vực Tây Bắc, Miền Trung, Tây Nguyên. 
     Ngày 25 tháng 9, Chiến lược Quốc gia về tăng trưởng xanh đã được Thủ tướng Chính phủ ban hành tại Quyết định số 1393/QĐ-TTg, trong đó đặt ra mục tiêu hướng tới nền kinh tế carbon thấp với nhiệm vụ chiến lược về giảm cường độ phát thải khí nhà kính 8-10% so với mức năm 2010 trong giai đoạn 2011 - 2020 thông qua các giải pháp chuyển dịch cơ cấu nguồn năng lượng theo hướng giảm nguồn nhiên liệu hóa thạch, khuyến khích khai thác sử dụng năng lượng tái tạo, nâng cao hiệu suất và hiệu quả năng lượng.
     Năm 2012 còn là một dấu mốc quan trọng trong quá trình xây dựng thị trường điện tại Việt Nam. Sau một thời gian thử nghiệm đến ngày 01 tháng 7, thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) chính thức được đưa vào vận hành với 32 nhà máy có tổng công suất 9,2 GW tham gia chào giá trực tiếp, chiếm gần 40% số lượng đơn vị phát điện trên cả nước. VCGM là bước đầu tiên trong Lộ trình phát triển thị trường điện tại Việt Nam được cụ thể hóa trong Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg ngày 26 tháng 01 năm 2006 của Thủ tướng Chính phủ. Việc vận hành VCGM nhằm hướng đến mục tiêu đưa cạnh tranh vào khâu phát điện, hướng tới xóa bỏ bao cấp trong ngành điện, tạo động lực cho các nhà máy điện nâng cao hiệu quả sản xuất kinh doanh, thu hút sự đầu tư từ mọi thành phần kinh tế trong và ngoài nước tham gia vào hoạt động điện lực, đảm bảo sự minh bạch trong hoạt động vận hành và định giá khâu phát điện. Đây là bước phát triển quan trọng của ngành điện Việt Nam chuyển sang vận hành theo cơ chế thị trường, là điều kiện tiên quyết nhằm thúc đẩy quá trình tái cơ cấu thị trường điện hướng đến bán buôn và bán lẻ điện cạnh tranh.
     Nhận thấy sự chuyển đổi trong cơ cấu sản xuất điện là thách thức đối với việc quản lý lưới điện trong việc đảm bảo nguồn cung ổn định, bền vững và giá cả phù hợp, ngày 08 tháng 11, Chính phủ Việt Nam đã ban hành Quyết định số 1670/QĐ-TTg về Phát triển Lưới điện Thông minh ở Việt Nam. Lộ trình này nhằm cải thiện chất lượng và độ tin cậy trong cung cấp điện đồng thời đẩy mạnh việc sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả. Lưới điện thông minh được triển khai thông qua các nhiệm vụ xây dựng hệ thống văn bản quy phạm pháp luật, thực hiện chương trình tăng cường hiệu quả vận hành hệ thống điện, tập trung cho lưới điện phân phối; trang bị hạ tầng công nghệ thông tin và viễn thông cho lưới điện phân phối và phát triển hệ thống SCADA/DCS/EMS cho các trung tâm điều độ. 

     Trong năm 2013, thị trường năng lượng tái tạo của Việt Nam đã không có được sự bứt phá như kỳ vọng mặc dù cơ chế hỗ trợ cho điện gió đã được ban hành. Theo báo cáo của Lazard, giá sản xuất điện quy dẫn (LCOE) trung bình cho điện gió trên thế giới vào năm 2013 là 7,0 UScent/kWh. Với mức FIT 7,8 UScent/kWh theo Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg cho một thị trường mới như Việt Nam, các nhà đầu tư nhận thấy việc tham gia thị trường không đủ hấp dẫn về mặt kinh tế. 
     Do không có sự bứt phá trong phát triển năng lượng tái tạo, cơ cấu nguồn điện không có nhiều thay đổi so với năm 2012. Công suất lắp đặt của toàn bộ hệ thống điện năm 2013 là 30,7 GW, trong đó thủy điện chiếm 50%, điện than chiếm 23%, nhiệt điện khí và dầu chiếm 27%. Như vậy, thủy điện vẫn đóng vai trò nguồn cung cấp điện chính trong suốt nhiều năm qua. Trong năm 2013 đã có thêm hai dự án điện gió là dự án Bạc Liêu giai đoạn 1 có công suất 16 MW và dự án Phú Quý có công suất 6 MW được hoàn thành. Như vậy, Bạc Liêu là dự án điện gió thứ 2 nối lưới trong khi điện gió trên đảo Phú Quý không nối lưới và được sử dụng cho nhu cầu tại chỗ.
     Ngày 08 tháng 11, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg (thay thế cho Quyết định số 26/2006/QĐ-TTg) quy định về lộ trình, điều kiện và cơ cấu của ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam. Các mốc để đưa thị trường bán buôn và bán lẻ cạnh tranh được đẩy lùi 2 năm so với quyết định cũ. Theo Quyết định 63/2013/QĐ-TTg, từ năm 2017 đến 2021, Việt Nam sẽ thực hiện thị trường bán buôn điện cạnh tranh hoàn chỉnh và sau năm 2023 thị trường bán lẻ điện cạnh tranh sẽ được vận hành chính thức. 
     Tính đến cuối năm 2013 đã có 48 nhà máy từ 35 công ty đã tham gia thị trường phát điện cạnh tranh với tổng công suất lắp đặt là 12,9 GW, chiếm 39,2% tổng công suất lắp đặt của toàn bộ hệ thống. Còn lại 49 nhà máy (không bao gồm thủy điện nhỏ) không tham gia thị trường, đã được huy động với tổng công suất hơn 18 GW, chiếm 60,8% công suất toàn bộ hệ thống. 

     Ngày 24 tháng 3, Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam. Đây cũng là văn bản pháp lý đầu tiên đưa ra công cụ chính sách hỗ trợ thúc đẩy phát triển ngành này. Trước năm 2014, Việt Nam có khoảng 40 nhà máy mía đường áp dụng công nghệ đồng phát nhiệt điện (từ bã mía) với tổng công suất 150 MW. 
     Phát điện từ rác thải cũng là một công nghệ được khuyến khích phát triển thông qua cơ chế hỗ trợ giá mua điện. Các dự án điện rác sẽ nhận được giá FIT ở mức 10,5 UScents/kWh cho công nghệ đốt trực tiếp và 7,28 Uscents/kWh cho công nghệ thu hồi khí từ bãi chôn lấp theo Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg ngày 05 tháng 5 năm 2014 của Thủ tướng Chính phủ.
     Về thủy điện nhỏ, tính đến cuối năm 2013 có 180 dự án đang hoạt động với tổng công suất khoảng 1,8 GW. Con số này còn dưới tiềm năng hơn 7 GW của thủy điện nhỏ ở Việt Nam. Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 32/2014/TT-BCT quy định về trình tự xây dựng, áp dụng biểu giá chi phí tránh được và hợp đồng mua bán điện mẫu cho các nhà máy thủy điện nhỏ. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) - bên mua sẽ chịu trách nhiệm mua hết sản lượng điện của các nhà máy thủy điện nhỏ với thời gian hợp đồng là 20 năm và gia hạn theo thỏa thuận. Một điểm nổi bật nữa là các nhà máy thủy điện nhỏ được quyền tham gia thị trường phát điện cạnh tranh nếu đáp ứng đủ điều kiện về cơ sở hạ tầng, đo đếm, đấu nối,… Đến ngày 31 tháng 12, Bộ Công Thương ban hành Quyết định số 12086/QĐ-BCT về biểu giá chi phí tránh được năm 2015 và được tính theo thời gian sử dụng trong ngày, theo các mùa trong năm. 
     Trong năm 2014, cơ cấu công suất lắp đặt nguồn điện không có thay đổi đáng kể so với các năm trước, lần lượt vẫn là 3 loại hình nguồn chính: thủy điện, nhiệt điện than và nhiệt điện khí. Số lượng nhà máy điện tham gia VCGM đã tăng lên con số 55 trên tổng số 107 nhà máy.

     Tháng 9 năm 2015, Chính phủ Việt Nam đã đệ trình “Đóng góp dự kiến do quốc gia tự quyết định” - INDC lên Công ước khung của Liên Hợp Quốc về Biến đổi Khí hậu (UNFCCC) trong đó cam kết Việt Nam sẽ thực hiện giảm phát thải so với kịch bản phát triển thông thường là 8% vào năm 2030 và có thể giảm đến 25% nếu nhận được hỗ trợ hiệu quả từ cộng đồng quốc tế.
     Hướng tới việc thực hiện các cam kết quốc tế về giảm phát thải, ngày 25 tháng 11, Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định số 2068/QĐ-TTg phê duyệt Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050. Chiến lược đặt ra mục tiêu tăng điện năng sản xuất từ năng lượng tái tạo (bao gồm cả thủy điện) trong tổng sản lượng điện từ khoảng 35% vào năm 2015 tăng lên khoảng 38% vào năm 2020; đạt khoảng 32% vào năm 2030 và khoảng 43% vào năm 2050. Đây là lần đầu tiên Việt Nam có một chiến lược riêng cho phát triển năng lượng tái tạo với các mục tiêu cụ thể. 
     Các cam kết giảm phát thải khí nhà kính của Việt Nam đã được mang đến Hội nghị Thượng đỉnh toàn cầu các bên tham gia UNFCCC năm 2015 (COP21) tại Paris trong tháng 12. Hội nghị này đã đánh dấu mốc lịch sử khi tất cả 195 bên tham gia đồng thuận với bản thỏa thuận mới về cắt giảm khí thải toàn cầu (Thỏa thuận Paris).
     Để cụ thể hóa chính sách phát triển điện sinh khối theo Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg, Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 44/2015/TT-BCT ngày 09 tháng 12 quy định về phát triển dự án, biểu giá chi phí tránh được và hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện sinh khối. Các dự án điện sinh khối sẽ được hưởng mức giá mua điện theo Biểu giá chi phí tránh được do Bộ Công Thương ban hành hàng năm. Biểu giá này được xây dựng theo giờ cao điểm, bình thường và thấp điểm và theo miền cũng như bao gồm hai thành phần giá điện năng và giá công suất.  
     Tính đến cuối năm 2015, công suất lắp đặt của toàn bộ hệ thống tăng thêm 5 GW lên thành 39,2 GW, trong đó nhiều nhất là nhiệt điện than với hơn 3 GW, nâng tỷ lệ trong cơ cấu nguồn điện từ 28,6% lên 33,5%. Các loại nguồn khác đều gia tăng tương đối ít, duy chỉ có nhiệt điện dầu là giảm từ hơn 1 GW xuống còn 875 MW. Năng lượng tái tạo cũng không có sự bứt phá trong năm 2015 này khi không có thêm dự án điện gió hay điện mặt trời nào được phát triển. 
     Cho đến cuối năm 2015, tỷ lệ nguồn điện theo cơ cấu chủ sở hữu cũng chưa có nhiều thay đổi so với năm 2011 khi phần lớn công suất nguồn (77,3%) vẫn thuộc sở hữu của các tập đoàn nhà nước. EVN và các đơn vị trực thuộc sở hữu 61,2% tổng công suất. PVN và TKV chiếm lần lượt 11,5% và 4,6%. Ngoài các tập đoàn nhà nước, các dự án được đầu tư với hình thức Xây dựng – Vận hành – Chuyển giao (BOT) hoặc bởi các nhà đầu tư khác chiếm 22,7%. 

     Dấu mốc nổi bật nhất của năm 2016 là việc Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18 tháng 03 về phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030 (QHĐ VII điều chỉnh). 
     Mặc dù QHĐ VII điều chỉnh đã cắt giảm quy mô phát triển nhiệt điện than đến năm 2030 từ 73 GW xuống còn 55,3 GW, than vẫn là nguồn phát có mức tăng trưởng cao nhất theo kế hoạch với công suất lắp đặt từ khoảng 13,0 GW lên gấp đôi vào năm 2020 và gấp 4 lần vào năm 2030. Theo Quy hoạch, từ năm 2020 đến 2030 công suất lắp đặt của nhiệt điện than luôn chiếm trên 40% tổng công suất toàn hệ thống, trong khi thủy điện lại giảm đáng kể (từ 41,2% năm 2015 xuống 21.4% năm 2030). Điều này cho thấy nhiệt điện than sẽ vẫn được tập trung phát triển và trở thành nguồn điện chính thay thế thủy điện. Nguyên nhân là bởi tiềm năng của thủy điện gần như đã được khai thác hoàn toàn, cũng như các lo ngại về môi trường xã hội liên quan đến hoạt động của thủy điện. Đồng thời, ảnh hưởng của biến đổi khí hậu đến chế độ thủy văn tác động đến việc cung cấp nguồn điện ổn định, an toàn từ thủy điện. Tỷ trọng năng lượng tái tạo trong sản lượng điện dự kiến vào năm 2020 là 7%, năm 2030 là 10% bao gồm thủy điện nhỏ, điện sinh khối, điện gió, điện mặt trời với tỷ trọng lần lượt là 2,5%, 2,1%, 2,1% và 3,3%. Các mục tiêu cụ thể cho năng lượng tái tạo bao gồm nâng tổng công suất lắp đặt của điện gió lên 0,8 GW vào năm 2020 và 6 GW vào năm 2030, điện mặt trời lên 0.85 GW vào năm 2020 và 12 GW vào năm 2030.
     Vào thời điểm được phê duyệt QHĐ VII điều chỉnh, điện hạt nhân được dự kiến phát triển với 4.6 GW công suất lắp đặt. Tuy nhiên, đến tháng 11, Quốc hội đã biểu quyết thông qua Nghị quyết về việc dừng thực hiện Dự án xây dựng nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận vì  lý do kinh tế cũng như cân nhắc đến các tiềm năng tiết kiệm điện khai thác năng lượng tái tạo và liên kết lưới điện khu vực. Tuy nhiên giải pháp thay thế cho dự án này trong giai đoạn đến năm 2030 lại là đầu tư nhiệt điện than và LNG.
     Trong năm 2016, hệ thống điện được bổ sung thêm 2 nhà máy điện gió (Bạc Liêu 2 công suất 83.2 MW và Phú Lạc 24 MW) nâng tổng công suất điện gió lên 160 MW. Tuy nhiên, đây vẫn là một con số khiêm tốn so với tổng công suất toàn hệ thống (41,4 GW). Trong giai đoạn 2011 - 2016 nhiệt điện than tăng trưởng nhanh chóng từ hơn 3 GW công suất lắp đặt lên đến 14,5 GW gần bằng tổng công suất các nhà máy thủy điện lơn (15,8 GW). Tuy nhiên, với hệ số công suất cao hơn, sản lượng điện than trong năm 2016 (68.8 TWh) đã vượt sản lượng thủy điện (63,5 TWh), trở thành nguồn cung điện lớn nhất (38% tổng sản lượng điện).

     Là một nước được đánh giá có tiềm năng tốt để phát triển điện mặt trời, tuy nhiên nguồn năng lượng này trước đây chưa được chú trọng phát triển do giá thành cao. Tại thời điểm năm 2011, LCOE của điện mặt trời trên thế giới là 15,7 Uscent/kWh, cao gấp đôi điện gió (7,1 Uscent/kWh). Nhưng cùng với sự tiến bộ về kỹ thuật cũng như mở rộng chuỗi cung ứng, giá thành sản xuất điện mặt trời đã giảm rất nhanh chóng (xuống 5,0 Uscent/kWh), khiến cho loại hình năng lượng tái tạo này trở nên cạnh tranh so với điện gió và thậm chí là với các nguồn truyền thống như nhiệt điện than.
     Nắm bắt được xu hướng phát triển công nghệ này, Chính phủ đã phê duyệt Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam, theo đó điện mặt trời sẽ được mua ở mức giá cố định là  9,35 UScents/kWh (tương đương 2.086 đồng/kWh) trong vòng 20 năm - cao hơn rất nhiều so với giá mua điện của các loại hình khác, với điều kiện phải hoạt động và đấu nối vào hệ thống điện trước ngày 30 tháng 6 năm 2019. Mức giá này được cho là rất hấp dẫn các nhà đầu tư khi so với giá LCOE trung bình của điện mặt trời trên thế giới trong thời điểm năm 2017 (vào khoảng 5,0 UScents/kWh) và được trông đợi là sẽ mang lại những đột phá mạnh mẽ hơn cho năng lương tái tạo so với các tác động khiêm tốn từ giá FIT cho điện gió.
     Cơ cấu nguồn điện tính đến cuối năm 2017 bao gồm 19 GW nhiệt điện than, chiếm 38% tổng công suất lắp đặt hệ thống. Theo sau là thủy điện với 17 GW (34%), 9 GW điện khí và dầu (18%). Năng lượng tái tạo có tổng công suất lắp đặt là gần 4 GW chiếm 8% cơ cấu nguồn, trong đó chủ yếu là thủy điện nhỏ. Trong năm 2017 đã có điện gió Hướng Linh 2 công suất 30 MW hòa lưới, nâng tổng công suất điện gió trong hệ thống lên 183 MW. Các nhà máy điện sinh khối có tổng công suất khoảng 307 MW được đặt tại các nhà máy đường, sử dụng bã mía làm nhiên liệu phát điện.  

     Với các cơ chế chính sách nhất quán, nhiều ưu đãi cho điện mặt trời, Việt Nam đã thu hút làn sóng đầu tư mạnh mẽ từ các nhà đầu tư trong và ngoài nước. Tính đến cuối năm 2018, cả nước có khoảng 10 GW được đăng ký, trong đó có 8,1 GW được bổ sung vào quy hoạch, khoảng hơn 100 dự án đã ký hợp đồng mua bán điện (PPA). Đã có hai dự án điện mặt trời nối lưới đầu tiên đi vào vận hành là Phong Điền và Krong Pa với tổng công suất 86 MW.
     Điện gió cũng có thêm hai dự án được hoàn thành, nâng công suất loại hình nguồn này lên 163 MW. Nhằm thúc đẩy điện gió phát triển mạnh mẽ như điện mặt trời, ngày 10 tháng 9, Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg về việc sửa đổi bổ sung quyết định số 37/2011/QĐ-TTG năm 2011 theo hướng đẩy mạnh phát triển điện gió bằng việc tăng giá FIT của điện gió đất liền và ngoài khơi lên lần lượt là 8,5 và 9,8 UScent/kWh. Đồng thời, lúc này công nghệ cho điện gió đã có những bước tiến lớn khiến cho chi phí đầu tư giảm đáng kể cộng với nguồn hỗ trợ tài chính dồi dào từ các tổ chức quốc tế như Ngân hàng Thế giới (WB), ngân hàng Phát triển Châu Á (ADB) hay ngân hàng Tái thiết Đức (KfW), tất cả hứa hẹn sẽ tạo ra cú hích lớn cho loại hình năng lượng này.
     Năm 2018 tiếp tục chứng kiến cơ cấu công suất đặt của nhiệt điện than tăng đáng kể (từ 23.1% năm 2013 lên 38,7% năm 2018), trong khi thủy điện giảm dần theo từng năm (50% năm 2013 xuống 41% năm 2018), cho thấy cơ cấu nguồn điện đã có sự chuyển dịch rõ rệt từ thủy điện sang nhiệt điện than. 
     Trong năm 2018 có 6 nhà máy điện sinh khối phát lên lưới diện quốc gia với tổng sản lượng khoảng 0,5 TWh, chỉ chiếm 0.22% trong tổng sản lượng điện phát của Việt Nam. Con số này còn khá khiêm tốn so với các mục tiêu của Chính phủ đề ra cho năng lượng sinh khối: như 1% tổng sản lượng điện phát vào năm 2020 theo QHĐ VII điều chỉnh. Việc sản xuất thương mại vẫn còn phát triển chậm do vấn đề về giá hỗ trợ cho bã mía. Tuy vậy triển vọng cho việc phát triển nguồn năng lượng này còn khả quan dựa vào số lượng ngày càng tăng của rác thải nông, lâm nghiệp và đô thị.

     2019 là một năm cực kỳ sôi động của thị trường năng lượng tái tạo, đặc biệt là cuộc đua của điện mặt trời để theo kịp tiến độ hưởng giá FIT. Theo thống kê của EVN, tính đến hết ngày 30 tháng 6 năm 2019, có 82 nhà máy điện mặt trời đã được đưa vào vận hành với tổng công suất là 4464 MW. Trong khi đó theo QHĐ VII điều chỉnh, công suất của loại nguồn này năm vào 2020 chỉ là 850 MW, cho thấy tốc độ phát triển vượt mục tiêu quy hoạch của điện mặt trời. 
     Dù sự gia tăng của năng lượng tái tạo trong hệ thống là tín hiệu đáng mừng nhưng một số lượng lớn các nhà máy điện mặt trời đi vào vận hành trong thời gian ngắn đã và đang gây không ít khó khăn cho công tác vận hành hệ thống điện. Nguyên nhân là do tính chất bất định, phụ thuộc vào thời tiết của loại hình nguồn điện này. Bên cạnh đó, việc phát triển nóng và ồ ạt các dự án điện mặt trời tập trung tại một số tỉnh như Ninh Thuận, Bình Thuận, Đắk Lắk đã gây ra hiện tượng quá tải lưới 110 kV, 220 kV tại các khu vực trên. 
     Đến cuối năm, ngoài 9 dự án điện gió đã được cấp chứng nhận vận hành thương mại (COD), vẫn còn 31 dự án với tổng công suất 1645 MW đã ký PPA nhưng chưa COD. Để tránh xảy ra tình trạng quá tải như điện mặt trời, Chính phủ đã ra chỉ thị ưu tiên phê duyệt các dự án có khả năng đảm bảo giải tỏa công suất, song song với đó là bổ sung quy hoạch các dự án lưới điện truyền tải.
     Với việc đẩy mạnh phát triển năng lượng tái tạo, Việt Nam đang đi theo xu hướng chung của thế giới chuyển dịch năng lượng sang hệ thống phát thải carbon thấp. Điều này cũng phù hợp với thực tế của thị trường khi việc xây dựng các nhà máy điện than ngày càng trở nên khó khăn hơn do cánh cửa tiếp cận vốn vay từ các tổ chức tín dụng quốc tế cho loại hình dự án này đang khép lại nhanh chóng. Các dự án nhiệt điện than của Việt Nam dù đã được quy hoạch nhưng việc triển khai chậm chạp, nhiều dự án bị lùi tiến độ, không tìm được nhà đầu tư, nguồn vốn, vấp phải sự phản đối của một số địa phương.
     Năm 2019 cũng là một dấu mốc quan trọng đối với thị trường điện Việt Nam khi thị trường bán buôn điện cạnh tranh chính thức vận hành từ ngày 01 tháng 01 sau 2 năm thử nghiệm. Từ đây, EVN không còn là đơn vị mua buôn điện duy nhất như trước đây mà đã có thêm 5 Tổng công ty điện lực (PC) trực tiếp tham gia mua điện trên thị trường giao ngay cũng như ký hợp đồng song phương với các nhà máy điện. Mặc dù đây là bước tiến quan trọng trong, nhưng do 5 PC vẫn là các đơn vị trực thuộc EVN nên thị trường bán buôn vẫn còn chưa cạnh tranh một cách toàn diện. Các bước đi tiếp theo vẫn cần được đánh giá và thực hiện nhằm đưa thị trường điện Việt Nam chuyển từ độc quyền sang cạnh tranh hoàn chỉnh ở cấp độ cao nhất (cạnh tranh bán lẻ), tăng cường hiệu quả hoạt động ngành, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.
     Cùng với sự bùng nổ của điện mặt trời, cơ cấu nguồn điện theo chủ sở hữu cũng có dự chuyển dịch đáng kể theo hướng tăng tỷ trọng của các nhà đầu tư tư nhân lên đến 27,7% trong đó công suất đầu tư theo hình thức BOT chiếm 7%. Công suất nguồn sở hữu bởi EVN và các Tổng công ty phát điện (GENCO) giảm xuống còn 53,6%, PVN và TKV giảm lần lượt xuống còn 8,1% và 3,4%.

     Ngày 11 tháng 02, Bộ Chính trị đã ban hành Nghị quyết số 55-NQ/TW định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Nghị quyết đã đề ra những mục tiêu cụ thể để đảm bảo vững chắc an ninh năng lượng quốc như sử dụng năng lượng tiết kiệm - hiệu quả, phát triển đồng bộ và đa dạng các loại hình năng lượng, đặc biệt ưu tiên các nguồn năng lượng tái tạo. Cùng với đó là khuyến khích và tạo mọi điều kiện thuận lợi để các thành phần kinh tế, nhất là kinh tế tư nhân tham gia phát triển năng lượng nhằm hướng tới thị trường năng lượng cạnh tranh đa dạng và minh bạch.
     Sau 6 năm kể từ ngày ban hành Quyết định 24/2014/QĐ-TTg về phát triển điện sinh khối, đến tháng 2 năm 2020, tổng công suất hiện đang vận hành của nguồn điện này chỉ vào khoảng 400 MW. Trong đó, đồng phát nhiệt điện tại các nhà máy mía đường vẫn chiếm một tỷ trọng lớn: 390 MW với 175 MW điện nối lưới. Phần còn lại khoảng 10 MW là từ các dự án điện rác. Để thay đổi hiện trạng này, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg ngày 05 tháng 03, về việc sửa đổi, bổ sung một số điều của Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg về cơ chế phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam. Quyết định này gồm một số thay đổi có ảnh hưởng tích cực đến thị trường điện sinh khối như tăng giá FIT cho dự án đồng phát từ 5.8 lên 7.03 UScents/kWh. Tuy nhiên, việc chuỗi cung ứng chưa được thiết lập, dẫn đến rủi ro trong đảm bảo nguồn cung sinh khối cho phát điện cũng như thiếu các cơ chế hỗ trợ về thuế và phí thuê đất chưa khiến cho nguồn năng lượng tái tạo này được đầu tư khai thác. (Các đánh giá về tác động của cơ chế đã được VIET công bố trong báo cáo xuất bản tháng 6/2020).
     Trong Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06 tháng 4, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành biểu giá FIT 2 cho điện mặt trời: giá mua điện mặt trời mặt đất là 7,09 UScents/kWh, điện mặt trời nổi là 7,69 UScents/kWh và điện mặt trời áp mái là 8,38 UScents/kWh, áp dụng cho các dự án có thời điểm vận hành từ 01 tháng 7 năm 2019 đến hết năm 2020. Với mức hỗ trợ này, điện mặt trời áp mái đã phát triển bùng nổ như điện mặt trời trang trại đã làm được trong năm 2019 với 9,3 MWp được lắp đặt trong năm 2020, trong đó 8,9 GW được hòa lưới trong vòng 6 tháng cuối năm. Đặc biệt là chỉ trong vòng 5 ngày cuối cùng của năm 2020 đã có đến 2,4 MWp được đấu nối.
Tính đến hết ngày 31 tháng 12, tổng công suất lắp đặt về điện mặt trời và điện gió trên cả nước đã đạt 16.5 GW. Điều này cũng có nghĩa, có tới trên 25% tổng công suất nguồn điện là các nguồn năng lượng tái tạo biến thiên (gió, mặt trời). Tổng công suất đặt của điện mặt trời đến nay đã vượt xa các mục tiêu của QHĐ VII điều chỉnh cho năm 2030. 
     Với việc các nguồn năng lượng tái tạo tiếp tục được phát triển mạnh mẽ, xu hướng chuyển dịch cơ cấu công suất theo chủ sở hữu càng trở nên rõ rệt khi sở hữu tư nhân đã lên đến 31,6% tổng công suất lắp đặt, cộng thêm 8,5% công suất dưới hình thức BOT. Điều này đã thu hẹp tỷ trọng sở hữu của EVN và các GENCO xuống còn 48%, sở hữu của PVN và TKV xuống lần lượt còn 8% và 3%. 
Trong bối cảnh chịu sự ảnh hưởng rất lớn của đại dịch COVID-19, việc tăng trưởng phụ tải điện chậm lại, trong khi điện mặt trời bùng nổ, dẫn đến tình trạng cắt giảm một số nguồn phát hoặc đưa nhiều tổ máy vốn hoạt động với hiệu suất cao về chờ ở dạng dự phòng. Sự phát triển nhanh với quy mô công suất lớn của các nguồn năng lượng tập trung tại một số khu vực Nam Trung Bộ, Tây Nguyên đã gây ra hiện tượng quá tải cục bộ, quá tải lưới điện truyền tải liên kết miền và dư thừa công suất phát so với nhu cầu phụ tải. Để khắc phục tình trạng này, các nguồn năng lượng truyền thống đã được giảm phát đến giới hạn kỹ thuật với cấu hình tối thiểu nhưng vẫn dư thừa, do đó, các nguồn năng lượng tái tạo bắt buộc phải cắt giảm tiếp theo. 
     Nhằm hỗ trợ đưa ra các giải pháp phù hợp cho vấn đề này, VIET đã thực hiện một số nghiên cứu đánh giá khả năng tích hợp các nguồn tái tạo của lưới điện Việt Nam đến 2022 (đối với điện gió trên bờ và điện mặt trời) và 2030 (đối với điện gió ngoài khơi). Nhận thấy công tác dự báo sản lượng điện, yếu tố then chốt giúp điều độ hệ thống an toàn, hiệu quả, đồng thời tiết kiệm chi phí cho cả chủ đầu tư và các cơ quan quản lý, VIET cũng đã tổ chức buổi hội thảo "Dự báo khí tượng và sản lượng điện" để thảo luận cùng các chuyên gia và đóng góp ý kiến về vấn đề này.  
     Ngày 7 tháng 8, Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định 2093/QĐ-BCT phê duyệt đề án thiết kế mô hình thị trường bán lẻ điện cạnh tranh. Đề án đề xuất mô hình thị trường bán lẻ điện cạnh tranh với 3 giai đoạn, gồm: giai đoạn 1 (đến hết năm 2021) là giai đoạn chuẩn bị; giai đoạn 2 (từ 2022 đến 2024) cho phép khách hàng sử dụng điện được mua điện trên thị trường điện giao ngay; giai đoạn 3 (từ sau năm 2024) cho phép các khách hàng được lựa chọn đơn vị bán lẻ điện. Song song với việc chuẩn bị các tiền đề cho thị trường bán lẻ, thị trường phát điện cạnh tranh cũng có những bước phát triển. Nếu như năm 2012 mới chỉ có 32 nhà máy tham gia thị trường phát điện cạnh tranh thì đến ngày 31 tháng 3 năm 2020 đã có 98 nhà máy điện trực tiếp tham gia cạnh tranh trên thị trường với tổng công suất 26.9 GW.
     Tháng 9 năm 2020, Việt Nam đã đệ trình bản cập nhật Đóng góp do quốc gia tự quyết định (NDC) lên UNFCCC cam kết cắt giảm 9% phát thải khí nhà kính so với Kịch bản phát triển thông thường với nguồn lực trong nước và 27% nếu như có hỗ trợ của cộng đồng quốc tế. So sánh với INDC, NDC cập nhật cam kết cắt giảm thêm 21,1 triệu tấn CO2 tương đương trong trường hợp quốc gia tự thực hiện. Cam kết khi có hỗ trợ quốc tế cũng được tăng cường khi giảm thêm 52,6 triệu tấn CO2 tương đương so với INDC. Tuy nhiên, với việc NDC được xây dựng trước khi dự thảo Quy hoạch điện VIII được công bố và kịch bản phát triển bình thường được xây dựng dựa trên QHĐ VII điều chỉnh, có thể thấy Việt Nam có tiềm năng đạt được các mục tiêu giảm phát thải thậm chí còn tham vọng hơn. 

     Trong năm 2021 sẽ có nhiều cơ chế chính sách mới sẽ được ban hành hướng đến phát triển hệ thống điện phát thải thấp, đặc biệt sau khi giá FIT2 cho điện mặt trời kết thúc vào ngày 31 tháng 12 năm 2020 và FIT 2 cho điện gió kết thúc sau tháng 10 năm 2021. Bộ Công Thương đang lấy ý kiến rộng rãi về Dự thảo Thông tư Quy định thực hiện thí điểm mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện (DPPA). Cơ chế này khi đi vào thực tiễn sẽ cho phép các doanh nghiệp tại Việt Nam mua điện trực tiếp từ các công ty tư nhân sản xuất năng lượng tái tạo và tạo điều kiện để các doanh nghiệp có thể sử dụng 100% năng lượng tái tạo trong các hoạt động sản xuất, kinh doanh. Chính sách này nhằm khuyến khích việc lắp đặt và sử dụng điện mặt trời tại chỗ, tăng hiệu quả khai thác nguồn tài nguyên này và giảm áp lực lên lưới truyền tải. Đây là hướng đi phù hợp với xu thế chung trên thế giới. Đức là quốc gia đi đầu về phát triển năng lượng tái tạo và có tới 70% nguồn điện mặt trời là điện mặt trời áp mái. Từ năm 2008 đến nay, Đức đẩy mạnh công nghệ điện mặt trời áp mái để cắt giảm phụ tải đỉnh chứ không chú trọng vào quy mô trang trại. Bộ Công Thương hiện cũng đang nghiên cứu các cơ chế Behind the meter thúc đẩy tự dụng cho điện mặt trời áp mái. 
     Các dự án điện gió mới đang được khẩn trương hoàn thiện để kịp hưởng giá FIT trước khi hết hiệu lực vào ngày 31 tháng 10 năm 2021. Sau đó, việc phát triển các dự án điện gió và điện mặt trời sẽ được chuyển sang hình thức đầu thầu. Đây là phương án được rất nhiều nước sử dụng sau khi thị trường năng lượng tái tạo đã được thiết lập dựa trên cơ chế giá FIT. Đấu thầu được kỳ vọng là sẽ giúp giảm chi phí sản xuất điện từ năng lượng tái tạo và tăng tính minh bạch của thị trường.
     Ngoài ra để giải quyết vấn đề tiết giảm công suất phát và tăng tự dùng các nguồn điện phân tán, việc nghiên cứu hệ thống lưu trữ cũng đang điện triển khai. Các cơ chế mới này hứa hẹn sẽ đem lại sự ổn định, bền vững cho sự phát triển lâu dài của năng lượng tái tạo tại Việt Nam.
     Sau một thập kỷ thực hiện QHĐ VII, hệ thống điện Việt Nam đã đạt được những thành tựu to lớn: cung cấp đủ nhu cầu điện để phát triển kinh tế và đảm bảo đời sống xã hội, an toàn hệ thống, phát triển thị trường điện công khai minh bạch, tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng cao góp phần quan trọng hạn chế phát thải khí gây hiệu ứng nhà kính, bảo vệ môi trường, cũng như giảm sự phụ thuộc vào các loại nhiên liệu hóa thạch. Tuy nhiên, việc thực hiện QHĐ VII vẫn còn nhiều bất cập, nhiều dự án chậm tiến độ hoặc không thực hiện được, điện mặt trời được phát triển không phù hợp với nhu cầu sử dụng điện, dẫn đến quá tải hệ thống, gây khó khăn trong việc điều hành cũng như thiệt hại cho chủ đầu tư khi phải cắt giảm công suất phát. 
     Vào tháng 02 năm 2021, Bộ Công Thương đã công bố bản dự thảo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn tới năm 2045 (Quy hoạch điện VIII) để lấy ý kiến rộng rãi. Cũng như nhiều bên liên quan khác, VIET đã có các đóng góp ý kiến cho Kết quả sơ bộ của Quy hoạch điện VII vào tháng 11/2020. 
Bản dự thảo QHĐ VIII lựa chọn một kịch bản phát triển trong đó các nguồn năng lượng sạch sẽ đóng góp 48% vào tổng công suất hệ thống (tỷ trọng của điện gió và điện mặt trời là 27%) vào năm 2030, tương đương với tỷ trọng điện từ nhiên liệu hóa thạch. Đến năm 2045, dù năng lượng sạch đã chiếm ưu thế trong cơ cấu nguồn song nhiên liệu hóa thạch vẫn chiếm một phần đáng kể, nổi bật là sự tăng trưởng của điện khí và LNG.
     Theo xu hướng thế giới trong chuyển dịch năng lượng đóng góp vào mục tiêu khí hậu toàn cầu, chiến lược phát triển hệ thống điện của Việt Nam cũng sẽ đi theo hướng “xanh hóa”, tăng tỉ trọng năng lượng tái tạo, giảm sử dụng năng lượng hóa thạch nhưng vẫn đảm bảo tính ổn định và độ tin cậy trong cung ứng điện. Để đạt được mục tiêu này đòi hỏi các giải pháp toàn diện, đồng bộ về cơ chế chính sách, kỹ thuật công nghệ và huy động các nguồn lực tài chính. 
     Tương lai là điều khó đoán định và điều chắc chắn duy nhất chính là sự thay đổi, chuyển dịch không ngừng. Chúng tôi mong rằng những gì được thể hiện tiếp theo trên bản đồ này sẽ vẫn tiếp tục phản ánh xu thế hướng đến mục tiêu hệ thống điện ổn định, tin cậy và phát thải thấp.
 
 
 
 
 

Khám phá bản đồ

Kéo thanh trượt để thấy sự thay đổi về sản lượng điện theo nguồn phát qua các năm

SÁNG KIẾN VỀ CHUYỂN DỊCH NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Địa chỉ: Tầng 7, Tòa nhà 18 Phố Lý Thường Kiệt, Hoàn Kiếm, Hà Nội

Tel: +84 (0) 243 204 5554

Email: info@vietse.vn