Thách thức nhập khẩu ròng về năng lượng

Thứ trưởng Bộ Công thương Đặng Hoàng An cho hay, thách thức của việc lập Quy hoạch Tổng thể năng lượng quốc gia không chỉ nằm ở chỗ “lần đầu làm chuyện ấy”, mà còn bởi bối cảnh hiện đã rất khác so với khi làm các quy hoạch riêng lẻ cho điện, than hay dầu khí trước đây. Sự khác biệt nằm ở chỗ, Việt Nam đã chuyển từ nước xuất khẩu năng lượng ròng thành nước nhập khẩu ròng về năng lượng từ năm 2015, với quy mô ngày càng tăng và phải đi xa mới mua được hàng.

Điều này đã được Tổ chức Năng lượng quốc tế (IEA) đưa ra vào năm 2018 khi cho biết, ASEAN, Trung Quốc và Ấn Độ đang trở thành những người chơi chính trên thị trường năng lượng toàn cầu do nhu cầu tăng nhanh so với các khu vực khác. Đáng nói là, có những nước đang xuất khẩu năng lượng (than) như Indonesia cũng có thể phải chuyển sang nhập khẩu từ năm 2040.

Trước thực tế nhập khẩu năng lượng ngày càng tăng, câu hỏi được đặt ra là tìm nguồn mua ở đâu để vững bền và với giá nào, nhằm giữ được mục tiêu “bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia với giá hợp lý để nền kinh tế chịu được” mà Nghị quyết 55-NQ/TW mới đây đã đặt ra.

Cũng theo các chuyên gia, khi đã phải nhập khẩu năng lượng, thì phải lo hạ tầng cơ sở để đảm bảo việc nhập khẩu ổn định với chi phí tốt. Nhưng điều đó cũng đặt ra câu chuyện cần đầu tư ban đầu lớn, trong khi năng lượng lại là ngành thu hồi vốn lâu với cơ chế giá như hiện nay.

“Cho tới nay, dù nhập khẩu than cho điện vẫn tăng lên, nhưng ta vẫn chưa có cảng trung chuyển theo đúng nghĩa”, ông Tài Anh, Phó tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho hay. Đáng nói là, việc xây dựng cảng trung chuyển than này dù đã được đặt ra từ cách đây không dưới 6 năm, nhưng tới giờ vẫn chưa có trên thực địa.

Ở góc độ khác, các chuyên gia cho rằng, khi nhập khẩu khí và than từ nước ngoài, cần phải tính tới việc chủ động đầu tư ra nước ngoài và có các cơ chế chính sách rõ ràng như đề phòng rủi ro. Bởi nếu không, sẽ không ai dám đầu tư ở nước ngoài và yêu cầu chủ động về an ninh năng lượng quốc gia được đảm bảo như thế nào cũng cần tính kỹ.

Cũng với xu hướng tiêu thụ năng lượng sạch gia tăng, việc xây dựng hệ thống đường trục dẫn khí tới các hộ tiêu thụ trong cả nước, thay vì đa phần mới chỉ là cho điện như hiện tại, sẽ thế nào cũng đang là câu hỏi được đặt ra cho quá trình xây dựng quy hoạch năng lượng quốc gia lần này.

Ngay cả điện, dù hệ thống đang tạm thời đáp ứng tốt nhu cầu tiêu thụ hiện có sự tăng trưởng thấp do tác động của Covid-19, thì tiêu chí N-1 (luôn có sẵn 1 nguồn cung cấp dự phòng) cũng chưa được đáp ứng trên toàn bộ hệ thống, nghĩa là độ tin cậy chưa cao như kỳ vọng.

Với tinh thần nhìn nhận rõ thực trạng để có các giải pháp thiết thực, ông Bùi Ngọc Bảo, Phó chủ tịch Hiệp hội Xăng dầu Việt Nam nhận xét, giai đoạn 2021-2030, thế giới sẽ chứng kiến những thay đổi lớn về công nghệ trong các loại hình vận chuyển như chuyển từ dùng xăng dầu sang dùng điện, hybrid hay các nguồn nhiên liệu khác và điều này làm thay đổi tổng quan về năng lượng.

Giá thị trường

Đặt vấn đề cần đưa ra mô hình dự báo giá năng lượng và có đánh giá độ nhạy về thay đổi giá năng lượng sơ cấp với dịch chuyển của nền kinh tế, các chuyên gia cũng đặt ra câu chuyện giá năng lượng phải đi theo quy luật của kinh tế thị trường.

Đến từ Viện Thương mại, chuyên gia Nguyễn Thường Lạng cho rằng, trong Quy hoạch tổng thể năng lượng quốc gia, cần phân định rõ vai trò của Nhà nước làm đến đâu và phần nào để cho thị trường làm. “Giá năng lượng giai đoạn 2030-2050 sẽ theo quy luật nào, cần xác định rõ. Kinh tế thị trường mà không có giá thị trường thì năng lượng vận động ra sao, theo quy luật nào”, ông Lạng nói.

Câu chuyện giá năng lượng theo thị trường cũng được nhắc lại khi nhìn vào thực tế bùng nổ đầu tư vào năng lượng mặt trời, năng lượng gió thời gian qua, với quy mô đăng ký vượt xa nhiều lần so với đặt ra trong Quy hoạch điện VII và VII điều chỉnh trước đó.

Chia sẻ mong muốn gia tăng tỷ trọng của năng lượng tái tạo trong hệ thống điện như một số nước phát triển, ông Tài Anh cho hay, theo tính toán của EVN, khi năng lượng tái tạo thâm nhập 20% công suất, thì hệ thống không cần đầu tư thêm. Tuy nhiên, nếu hơn mức này, hệ thống sẽ cần nhiều giải pháp khác để tạo ra cân bằng như pin dự trữ và điều này sẽ khiến chi phí đầu tư năng lượng tái tạo gia tăng, chưa kể các chi phí xử lý môi trường khi các thiết bị năng lượng tái tạo hết hạn sử dụng hiện chưa được tính toán đầy đủ.

Đơn cử, nước Đức năm 2019 có tỷ lệ năng lượng tái tạo tham gia hệ thống điện được ngưỡng mộ lên tới 60%, nhưng ít ai biết là Chính phủ nước này đã bù lỗ cho hoạt động này tới 27 tỷ euro. “Việt Nam nếu tăng tỷ lệ năng lượng tái tạo lên cao, thì bù ra sao, nền kinh tế chịu được đến đâu cũng cần tính toán đầy đủ để có lựa chọn thích hợp”, ông Tài Anh nhận xét.

Trên thực tế, khi giá mua điện mặt trời lên tới 9,35 UScent/kWh, đã có sự đổ xô vào làm điện mặt trời trong thời gian ngắn, với công suất lên tới 5.000 MW trước ngày 30/6/2019. Tuy nhiên, với giá điện mặt trời xuống còn 7,09 UScent/kWh, mối quan tâm của các nhà đầu tư tư nhân đã giảm mạnh. Chưa kể, yêu cầu tiến hành đấu thầu làm điện mặt trời quy mô lớn từ năm 2021 cũng chưa nhận được sự hưởng ứng mặn mà của giới đầu tư.

Đáng nói là, với giá 9,35 UScent/kWh và được giữ trong 20 năm, mỗi năm, EVN phải chi trả thêm khoảng 1.400 tỷ đồng so với mức giá bán lẻ điện bình quân được Chính phủ phê duyệt hiện tại và dĩ nhiên điều đó sẽ tính vào giá bán điện cuối cùng, chứ không có doanh nghiệp nào chịu được.