Chuyển đổi điện năng của Việt Nam: Ai sẽ chi trả ? (2 kỳ)

Chuyển đổi điện năng của Việt Nam: Ai sẽ chi trả ? (Kỳ 1)

tiasang  – Minh Hà-Dương

Tiền đâu để Việt Nam có thể chi trả cho việc phát triển hệ thống điện bắt kịp sự phát triển kinh tế? Và liệu có cách nào để các tập đoàn nhà nước tự chủ tài chính mà không tăng giá điện trung bình trên mỗi người dân không?

Các tổ chức, cá nhân trong và ngoài nhà nước đều có cách ‘đầu tư’ vào thiết bị, công nghệ tiết kiệm điện mà vẫn có ‘lời’. Ảnh: GIZ Energy

Bài viết dưới đây được chia làm hai phần, trong phần I này thảo luận về việc có thể giảm chi phí phát triển hệ thống bằng cách sử dụng năng lượng tái tạo thay cho năng lượng hóa thạch và thúc đẩy việc tiết kiệm điện. Nhưng kể cả vậy, đó mới chỉ giải quyết được một nửa vấn đề.

Khủng hoảng liên tiếp

Chúng ta cần chuẩn bị tinh thần bởi thế kỉ này đang bước vào một giai đoạn đầy biến động. Tổ chức Y tế thế giới tuyên bố đại dịch COVID-19 vào tháng 3/2020 và cho tới tháng 5/20221, số người tử vong vì đại dịch đã lên đến 21.4 triệu người. Phong tỏa và các biện pháp khác để đối phó với đại dịch đã dẫn đến một cuộc khủng hoảng toàn cầu: nền kinh tế toàn cầu giảm 3.5% năm 2020, nghĩa là giảm khoảng 7% so với dự báo trước đó là tăng trưởng 3.4%2. Nhu cầu tiêu dùng giảm trong cuộc khủng hoảng đẩy giá nhiên liệu hóa thạch tới mức thấp chưa từng có: chẳng hạn như giá khí đốt tự nhiên ở Bắc Á (chỉ số ANEA) từ đỉnh là 6.5 USD/MMBtu (1 triệu đơn vị nhiệt Anh) vào 10/2019 xuống mức 1.8 USD/MMBtu vào tháng 5/20203.

Nền kinh tế thế giới phục hồi mạnh mẽ vào năm 2021 nhưng cuộc chiến tranh Nga-Ukraine nổ ra vào cuối tháng 2/2022 lại kéo lùi triển vọng thế giới hồi phục về mức tăng trưởng kinh tế cân bằng. Giá năng lượng leo thang: vào tháng 3/2022, giá khí đốt tự nhiên ở châu Á đã tăng tới mức trung bình tháng là 39.3 USD/MMBtu. Trong thời điểm đó, hàng loạt cơ sở cung cấp điện chuyển sang dùng nhiều than hơn thay vì khí đốt. Lượng khí thải COtăng hơn hai tỉ tấn vào năm 2021, trở về mức cao nhất trong lịch sử4. Một thực tế chắc chắn giờ đây là biến đổi khí hậu do con người ngày một lan rộng, nhanh chóng mạnh mẽ, gây ra những đứt gẫy nguy hiểm rộng khắp trong thiên nhiên và ảnh hưởng tới đời sống của hàng tỉ người: vòng tuần hoàn của nước hỗn loạn và nhiệt độ cao bất thường, với nhiệt độ kỷ lục đo được đạt tới 38.5oC ở Mái vòm C trên cao nguyên Nam Cực được đo vào ngày 28/3 vừa qua.

Hình 1: Giá khí hóa lỏng tự nhiên ở Châu Á từ năm 2015. Chỉ số JKM tăng vọt lên 50USD/mmBtu vào 3/2022 và vẫn rất cao so với khi trước đại dịch. Ảnh: Tradingviews

Tóm lại, năm 2022, thế giới đối mặt từ khủng hoảng sức khỏe tới khủng hoảng năng lượng, cộng thêm vấn đề của giá cả tăng cao từ năm 2021, trong bối cảnh biến đổi khí hậu đang ở mức nguy cấp. Trước những thách thức đó, sự ứng phó của Việt Nam tương đối tốt hơn so với trung bình. Tới tháng 5/2022, số ca tử vong vì COVID-19 là 438 trên một triệu người, so với con số trung bình là 797 trên thế giới. Khi nền kinh tế thế giới năm 2020 suy giảm 3.5%, kinh tế Việt Nam tăng trưởng 2.9%. Theo Tổng cục Thống kê của Việt Nam, chỉ số giá tiêu dùng trung bình chỉ tăng 1.8% vào năm 2021, so với 4.7% ở Mỹ5.

Giá nhiên liệu hóa thạch vẫn cao

Thị trường dầu và khí đốt hồi phục sau cơn sốt tháng Hai – tháng Ba. Nhưng giá của chúng vẫn tăng so với trước khi đại dịch COVID xảy ra (xem Hình 1). Nhiên liệu hóa thạch gần như trở thành một loại tài sản hoặc cổ phiếu: các nhà phân tích dành rất nhiều nỗ lực tìm hiểu nhưng vẫn chưa thể dự báo giá tương lai của chúng. Xu hướng chung vẫn là sự bất định sâu sắc và tiềm ẩn đầy những bất ngờ. Trong giới hạn của những dự báo này, chúng tôi cho rằng có hai nguồn lực thúc đẩy giá thị trường tiếp tục cao trong ba năm tới: sự bất định của địa chính trị và chính sách khí hậu.

Về sự bất định địa chính trị: Sau khi khủng hoảng COVID thuyên giảm, giá dầu thô bật tăng trở lại mức 100 USD một thùng trong sự phục hồi mạnh mẽ năm 2021. Chiến tranh Nga-Ukraine phủ định bất kì một kì vọng nào về giá sẽ quay lại mức trước đại dịch. Xuất khẩu dầu và khí đốt từ Iran và Nga đang phải đối mặt với những rào cản chính trị gay gắt. Nền công nghiệp đá phiến dầu của Mỹ tiết giảm tốc độ mở rộng quy mô để bảo toàn vốn, khiến khả năng tăng quy mô sản xuất bị giới hạn. Do đó, thị trường dầu thô vẫn tiếp tục bị liên minh OPEC+ vốn muốn duy trì giá cao điều chỉnh.

Công nghệ phát điện phân tán hàng đầu hiện nay để giảm nhu cầu điện năng từ lưới điện là điện mặt trời mái nhà.

Về chính sách khí hậu: Xét về giới hạn vật chất, các cơ sở hạ tầng mới dựa trên năng lượng hóa thạch không còn được chấp nhận. Lượng carbon chỉ định cho nhiên liệu hóa thạch đã bị khai thác vượt giới hạn tương đương với nhiệt độ nóng lên toàn cầu là 1.5oC6. Xét về kinh tế: khi càng nhiều chính sách khí hậu mạnh tay với việc sử dụng nhiên liệu hóa thạch, đánh thuế carbon cao và không được trở giá, việc mở rộng các khu vực khai thác và mỏ lại càng khó thu lợi nhuận hơn. Đó là lí do tại sao dòng tiền lại đổ về các ngành công nghiệp khác, giải thích nguyên nhân các công ty dầu mỏ và khí đốt liên tục lép vế hơn hẳn các ngành kinh tế khác trên thị trường chứng khoán trong suốt 15 năm qua. Ít đầu tư vào năng lực sản xuất đồng nghĩa với giảm nguồn cung, dẫn đến giá cao. Lấy ví dụ như thị trường Khí tự nhiên hóa lỏng đã và sẽ gặp trở ngại về nguồn cung và sẽ tiếp tục như vậy trong nhiều năm tới bởi các cơ sở hóa lỏng mới chỉ vừa bắt đầu được xây dựng thêm.

Giá nhiên liệu hóa thạch cao sẽ làm tăng lạm phát. Trong năm tháng đầu năm 2022, chỉ số giá tiêu dùng trung bình đã tăng 2.25% ở Việt Nam so với cùng kì năm 2021, chủ yếu là do tăng 16.6%7 chi phí vận chuyển. Ngoài giao thông vận tải, giá năng lượng tăng cao còn ảnh hưởng tới những ngành kinh tế khác của Việt Nam. Dầu mỏ và khí đốt được dùng để sản xuất phân bón – nguyên liệu để sản xuất ra lương thực của chúng ta. Hóa chất, sắt, thép, xi măng, bột giấy, giấy và nhôm cũng đều là những ngành dùng nhiều năng lượng. Hơn nữa, nếu một quốc gia dựa vào nhập khẩu than và khí đốt để sản xuất điện, giá nhiên liệu cao sẽ khiến giá điện tăng.

Đó là điều mà Việt Nam dự định làm – nhập khẩu nhiên liệu. Theo dự thảo Quy hoạch điện VIII, 23 GW điện khí được dự kiến xây dựng từ nay đến năm 2030. Hình 2 thể hiện cơ sở chứa khí hóa lỏng nhập khẩu đang được thi công ở Thị Vải, cung cấp nguyên liệu cho nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4.

Hình 2: Kho chứa Thị Vải, cơ sở đầu tiên nhập khẩu khí hóa lỏng ở Việt Nam, dự kiến sẽ hoàn thành 2022. Ảnh: Google Earth

Năm 2019, dự án Điện khí hóa lỏng Bạc Liêu (LNG Bạc Liêu) được bổ sung vào Quy hoạch tổng thể điện lực quốc gia sau khi các nhà đầu tư đề xuất bán điện ở mức 7 UScent/kWh. Con số này giờ đây có vẻ như quá lạc quan. Vấn đề là, một nhà máy điện khí hóa lỏng muốn bán điện ở giá 8-9 UScent/kWh, thì giá đầu vào của khí hóa lỏng phải trong khoảng 12 USD/MMBtu. Nếu giá khí hóa lỏng là 40-50USD/MMBtu, thì giá bán điện không thể thấp hơn 20UScent/kWh. EVN sẽ chỉ mua một lượng điện rất hạn chế với mức giá đó.8

Khí hóa lỏng giao ở châu Á có giá 20USD/MMBtu vào mùa hè năm 2022. Mọi công ty tư nhân đang có dự án điện khí hóa lỏng được phê duyệt ở Việt Nam đều không có biến chuyển gì về tình hình kinh tế. Họ sẽ không đầu tư nếu không thấy được triển vọng lợi nhuận. Giá khí hóa lỏng quá cao, các dự án này sẽ bị đình hoãn.

Điện tái tạo tránh giá nhiên liệu nhưng gặp giá hệ thống

Đây không phải là lần đầu tiên các dự án mở rộng nhiệt điện bị trì hoãn ở Việt Nam. Điều này đã xảy ra từ vài năm về trước9. Chính sách đối phó với việc thiếu điện là xây dựng thêm nhiều nguồn điện tái tạo.

Trung tâm Nhiệt điện Vĩnh Tân ban đầu được dự kiến có bốn dự án. Bức ảnh cho thấy chỉ có ba trên bốn dự án này được triển khai. Khu đất thứ hai từ trái sang bị để trống (quan sát dấu đỏ có ngôi sao). Đó là dự án nhà máy điện Vĩnh Tân 3 có công suất lắp đặt 1980 MW, dự kiến nối lưới vào năm 2018. Nhưng nhà đầu tư chính là One Energy (Hong Kong) rút khỏi dự án. Giờ đây khu vực này được bao quanh bởi các trang trại điện mặt trời (quan sát các dấu xanh có chấm). Năm 2017, Quyết định 11 của Thủ tướng Chính phủ khơi mào cho ngành năng lượng tái tạo ở Việt Nam bằng cách công bố giá mua điện đầu vào là 9,35 UScent/kWh đối với các dự án điện mặt trời áp mái. Năm 2018, Quyết định 39 tiếp tục đưa ra giá mua điện đầu vào là 8,5 UScent/kWh đối với các dự án điện gió trên bờ, và 9,8 USccent/kWh đối với điện gió ngoài khơi. Điều này dẫn đến sự gia tăng công suất điện lắp đặt tái tạo, chủ yếu đến từ các nhà đầu tư tư nhân.

Hình 3: Trung tâm điện than dang dở được bao bọc bởi cánh đồng điện mặt trời mới ở Tuy Phong, Bình Thuận, Việt Nam. Dấu đỏ có chữ X là vị trí của dự án Vĩnh Tân 3 không được xây dựng. Nguồn: Google Earth

Các biểu giá bán điện nêu trên không bền vững cho cân đối tài chính của EVN. Giá điện bán lẻ của Việt Nam hiện nay là 8.3 UScent/kWh theo Quyết định 658/QĐ-BCT từ năm 2019. Một công ty không thể tồn tại trong dài hạn nếu nó bán lẻ còn rẻ hơn là giá mua buôn! May mắn thay có khả năng cao là giá mua điện từ làn sóng của các cánh đồng điện gió và điện mặt trời sắp tới nhiều khả năng sẽ thấp hơn. Dù giá các mô-đun pin mặt trời và turbine gió có thể sẽ không giảm nhanh như trước đây chủ yếu là do lạm phát trong chi phí nguyên liệu và vận chuyển, nhưng ngành này ở Việt Nam đã trưởng thành hơn so với thời điểm 2017-2018 và đã có nhiều tiến bộ kĩ thuật trong vòng năm năm qua. Theo tài liệu gần đây10, “chi phí sản xuất điện gió ngoài khơi trung bình trên toàn cầu giảm 56% từ năm 2010 đến năm 2020, từ 0.089USD/kWh vào năm 2010 đến 0.039/kWh vào năm 2020” và “chi phí sản xuất và nối lưới với dự án điện mặt trời giảm 85% từ năm 2010 đến năm 2020”.

Hơn nữa, giá tiền điện tái tạo ở Việt Nam sẽ thấp hơn giá hiện nay vì phương thức mua sắm điện sẽ dựa trên thị trường: đấu giá cạnh tranh và thỏa thuận mua điện trực tiếp. Kết quả của các cuộc đấu giá điện mặt trời và gió ở các nước khác đều dẫn đến giá điện mua vào thấp hơn con số ở Việt Nam đưa ra vào năm 2017-2020. Ví dụ giá điện mặt trời thấp nhất trong các cuộc đấu giá, chỉ khoảng 1.3 UScent/kWh đã từng xuất hiện ở Abu Dhabi, Bồ Đào Nha và Chile. Tuy nhiên, cũng phải xem xét đến một thực tế rằng chính sách đất đai cũng như cơ chế cấp phép dự án năng lượng tái tạo của Việt Nam và các quốc gia khác là không giống nhau.

Tóm lại, các nhà máy điện gió và điện mặt trời có thể xây dựng trong một đến hai năm và không tốn chi phí nhiên liệu đầu vào, do đó về lâu dài giá điện tái tạo rẻ hơn giá nhiệt điện. Điện tái tạo cần nhiều vốn đầu tư ban đầu hơn nhưng dòng vốn này không nhất thiết phải đến từ ngân sách nhà nước. Phần lớn dự án điện tái tạo của Việt Nam là từ nguồn vốn đầu tư tư nhân. Vậy thì chẳng phải bài toán chuyển dịch điện năng đã giải quyết xong rồi chăng?

Rất tiếc là không. Huy động vốn tư nhân xây dựng các dự án điện tái tạo mới chỉ giải quyết được một nửa vấn đề. Phát triển một hệ thống điện đáng tin cậy cần nhiều hơn là việc chỉ xây dựng nhiều nhà máy sản xuất điện tái tạo. Nó đòi hỏi a) mạng lưới truyền tải và phân phối điện hiệu quả, b) công suất dự phòng cho những thời điểm các nguồn điện tái tạo không hoạt động và c) các giải pháp linh hoạt để bù đắp cho những thời điểm điện gió và điện mặt trời không ổn định. Cho tới năm 2022, truyền tải điện là vấn đề cấp bách nhất: nhiều nhà máy điện mặt trời và gió phải giảm công suất vì lưới điện không thể truyền tải tới khách hàng. Các nhà máy điện khí tự nhiên và thủy điện hiện có cung cấp công suất dự phòng và cung cấp giải pháp linh hoạt cho điện tái tạo. Nhưng các nhà máy này sẽ là không đủ nếu lượng điện gió và điện mặt trời tăng nhanh chóng. Trước khi thảo luận về việc ai sẽ chi trả cho đầu tư nâng cấp hệ thống, hãy thử xem liệu có thể tránh khỏi điều này không?

Ai sẽ chi trả cho…nhu cầu giảm?

Câu trả lời hay nhất cho vấn cấp vốn cho tăng công suất truyền tải bổ sung, các nguồn năng lượng dự phòng và những giải pháp linh hoạt là: tránh phải cần đến chúng. Có những cách thức để giảm đòi hỏi tăng trưởng của hệ thống điện đó là: Chính sách sử dụng điện hiệu quả, phát điện phân tán chẳng hạn như sáng kiến lắp đặt hệ thống pin mặt trời mái nhà và các chương trình linh hoạt giảm nhu cầu điện:

Sử dụng điện hiệu quả hơn, thường liên quan đến việc đầu tư vào các thiết bị mới và thực hiện các thực hành quản lý năng lượng thông minh hơn. Tiết kiệm điện năng sẽ dẫn đến tiết kiệm chi phí và nhờ đó bù đắp lại chi phí đầu tư. Những đối tượng sử dụng điện, dù là công ty tư nhân, hộ gia đình hay cơ quan nhà nước, tự xác định và đầu tư vào các giải pháp tiết kiệm điện năng đem lại lợi ích tối đa. Kể cả người sử dụng điện không triển khai các sáng kiến đó, thì những công ty dịch vụ điện năng vẫn có động cơ đầu tư vào các hình thức cải tiến hiệu suất điện năng, và nhận tiền từ một tỉ lệ điện năng tiết kiệm được trong thực tế. Mô hình này đã chứng tỏ hiệu quả ở nhiều quốc gia, nhưng chưa có ở Việt Nam. Trung bình, nền kinh tế Việt Nam đang sử dụng điện kém hiệu quả hơn các nước có trình độ tương đương. Nói cách khác, Việt Nam có tiềm năng tiết kiệm được một lượng điện nhưng chưa thực hiện. Nhà nước cần can thiệp để thúc đẩy các dự án sử dụng điện hiệu quả.

Công nghệ phát điện phân tán hàng đầu hiện nay để giảm nhu cầu điện năng từ lưới điện là điện mặt trời mái nhà. Khởi đầu từ 378 MWp vào năm 2019, công suất điện mái nhà ở Việt Nam đã tăng lên 9.6 GWp vào năm 2020 với hơn 100.000 hệ thống khắp Việt Nam (xem solar.evn.com.vn). Nhiều hệ thống áp mái không do chủ tòa nhà lắp đặt mà do khối tư nhân cấp vốn. Năm 2021, cơ chế khuyến khích đầu tư vào khu vực điện mặt trời áp mái hạ nhiệt, nhưng các công ty công nghiệp tư nhân và các hộ gia đình vẫn còn nhu cầu về các nguồn điện trung hòa carbon. Cũng vẫn có tiềm năng trang bị điện mặt trời áp mái cho khu vực công như trường học, bệnh viện, cơ quan hành chính. Nếu thêm pin lưu trữ và công tơ hai chiều kết nối thông minh, hệ thống điện áp nhà có thể đem lại nhiều lợi ích về mặt công nghệ đối với lưới điện hơn là đơn giản chỉ giảm tải cho nhu cầu điện vào ban ngày. Hai giải pháp này sẽ hiệu quả về mặt kinh tế hơn nhiều trong vòng 10 năm tới.

Quản lý đáp ứng nhu cầu điều chỉnh nhu cầu sử dụng điện của người tiêu dùng: Các chương trình giảm cầu thường được các công ty điện vận hành. Có vẻ vô lý khi yêu cầu một công ty bán điện giảm nhu cầu dùng điện của khách hàng – kể cả đó là công ty nhà nước. Nhưng có những thời điểm trong ngày các công ty điện bán lỗ, đặc biệt là khi phụ tải điện đạt đỉnh và buộc phải dùng điện từ nguồn turbin khí đắt đỏ. Trong trường hợp đó, giảm cầu vào giờ cao điểm mới đem lại lợi nhuận cho công ty điện, và tránh được việc phải xây dựng thêm các cơ sở phát điện. Các thiết bị thông minh và công nghệ internet vạn vận hứa hẹn đem lại những cơ hội thú vị cho việc quản lý nhu cầu điện năng.

Phần lớn đầu tư cho việc giảm cầu điện sẽ đến từ khối tư nhân. Vai trò của nhà nước là phải tạo điều kiện cho thị trường đó, có thể bắt đầu từ các điển hình. Trong một xã hội trung hòa carbon, tất cả mọi cấp hành chính – Trung ương, tỉnh, thành phố – đều sẽ phải cung cấp các dịch vụ công xanh và thông minh. Điều này chỉ là vấn đề thời gian mà thôi.

Nhưng dù các giải pháp giảm cầu có hiệu quả đến mấy cũng vẫn chưa đủ để Việt Nam không phải tăng đầu tư mở rộng hệ thống điện. Hình 4 chỉ ra rằng lối sống của các quốc gia thu nhập cao cần gấp bốn lần lượng điện mà Việt Nam sản xuất ngày nay. Các quốc gia thu nhập cao đang đi trước trong việc giảm thiểu khí thải nhà kính và nỗ lực chuyển hướng sang giảm sản xuất điện từ năm 2007. Vào thời điểm kinh tế xã hội của Việt Nam đạt đến mức thu nhập cao, các tiến bộ công nghệ có thể cho phép người ta sống thoải mái với chưa đầy 8000 kWh mỗi năm. Nhưng con số đó vẫn lớn hơn rất nhiều so với những gì ta có bây giờ, và Việt Nam không thể tránh khỏi việc phát triển hệ thống điện.

(Còn tiếp)

Hảo Linh dịch

Dương Thọ (Sáng kiến về Chuyển dịch Năng lượng Việt Nam – VIET SE) hiệu đính
——

Tài liệu tham khảo:

Hannah Ritchie et al., “Coronavirus Pandemic (COVID-19),” Our World in Data, May 23, 2022, https://ourworldindata.org/excess-mortality-covid.

2Eduardo Levy Yeyati and Frederico Filippini, “Social and Economic Impact of COVID-19,” Working Paper, Brookings Global (Brookings, June 2021), https://www.brookings.edu/research/social-and-economic-impact-of-covid-19/.

3Rystad Energy, “Global Gas Report 2022” (International Gas Union / SNAM, May 2022).

4IEA, “Global Energy Review: CO2 Emissions in 2021” (International Energy Agency, March 2022), https://www.iea.org/topics/global-energy-review.

5Jongrim Ha, Ayhan Kose, and Franziska Ohnsorge, “One-Stop Source: A Global Database of Inflation,” Text/HTML, Policy Research Working Paper (Washington, DC: World Bank, 2021), https://www.worldbank.org/en/research/brief/inflation-database.

6Kjell Kühne et al., “‘Carbon Bombs’ – Mapping Key Fossil Fuel Projects,” Energy Policy, May 12, 2022, 112950, https://doi.org/10.1016/j.enpol.2022.112950.

7Nguyen Thi Thanh Huyen, “Consumer Price Index, Gold and USD Price Indexes in May of 2022,” General Statistics Office of Vietnam, May 29, 2022, https://www.gso.gov.vn/en/data-and-statistics/2022/05/consumer-price-index-gold-and-usd-price-indexes-in-may-of-2022/.

8NGUYỄN HUY HOẠCH, “Giá LNG tăng cao và vấn đề phát triển nguồn điện khí ở Việt Nam = High LNG price and the problem of gas power development in Vietnam,” Năng lượng Việt Nam Online, March 29, 2022, https://nangluongvietnam.vn/gia-lng-tang-cao-va-van-de-phat-trien-nguon-dien-khi-o-viet-nam-28490.html.

9Hoàng Quốc Vượng, “Report 58/2019/BC-BCT on the Progress of Implementing Some Key Power Source Projects in PDP VII Revised – Tình Hình Thực Hiện Các Dự Án Điện Trong Quy Hoạch Điện VII Điều Chỉnh” (MOIT, EREA, June 4, 2019), http://moit.gov.vn/web/guest/tin-chi-tiet/-/chi-tiet/tinh-hinh-thuc-hien-cac-du-an-%C4%91ien-trong-quy-hoach-%C4%91ien-vii-%C4%91ieu-chinh-15534-22.html.

10IRENA, “Renewable Technology Innovation Indicators: Mapping Progress in Costs, Patents and Standards” (Abu Dhabi: International Renewable Energy Agency, March 2022), https://www.irena.org/publications/2022/Mar/Renewable-Technology-Innovation-Indicators.

***

Chuyển đổi điện năng của Việt Nam: Ai sẽ chi trả ? (Kỳ cuối)

tiasang – Minh-Hà Dương

Ở kỳ trước, chúng ta biết rằng tăng hiệu quả sử dụng điện và đầu tư mạnh vào năng lượng tái tạo sẽ tiết kiệm được chi phí sản xuất điện năng. Nhưng điều đó vẫn chưa đủ. Việt Nam vẫn cần hàng tỉ USD mỗi năm để xây dựng một hệ thống điện đáng tin cậy bắt kịp sự phát triển kinh tế. Nó sẽ bao gồm mạng lưới phân phối và truyền tải điện ổn định, các nguồn dự phòng cần thiết khi các nguồn điện tái tạo không hoạt động và cần các giải pháp linh hoạt để bù đắp cho những thời điểm mặt trời và gió “chập chờn”. Ở phần này, chúng ta sẽ bàn luận về việc làm sao để lo tài chính cho những cơ sở vật chất này.

Thu hút khối tư nhân

Dự án điện khí Sơn Mỹ là một trong những dự án điện hợp tác công tư đầu tiên của Việt Nam. Ảnh: thaibinhduong.vn

Cần tới hàng tỉ USD mỗi năm để tăng công suất sản xuất và truyền tải điện, thêm các nguồn dự phòng cần thiết và các giải pháp linh hoạt. Ngoài các nhà máy điện mặt trời và điện gió, chúng ta đang nói đến các đường dây điện, trạm biến áp, đập thủy điện, các đường truyền tải liên thông với các quốc gia láng giềng, thủy điện tích năng, hệ thống lưu trữ lớn, động cơ đốt trong của các nhà máy điện khí, các nhà máy điện khí chu trình mở hoặc chu trình hỗn hợp, thiết bị để các nhà máy điện than trở nên linh hoạt hơn. Không giải pháp đơn nhất nào có thể chi trả cho tất cả những điều này mà cần tới một gói chính sách pháp lý để có tiền cho việc mở rộng hệ thống điện.

Một cách để tổ chức ngành điện là để một công ty theo ngành dọc cung cấp tất cả các dịch vụ điện. Các doanh nghiệp nhà nước chiếm vai trò chính trong ngành điện Việt Nam và vẫn sẽ chi phối thị trường, chúng ta sẽ thảo luận về việc làm thế nào để thu xếp tài chính cho họ trong phần sau. Xét về chiến lược định hướng chính sách kinh tế, chúng ta sẽ bắt đầu bằng việc trao đổi làm cách nào để thu hút đầu tư từ khối tư nhân trước.

Nhu cầu của một nhà vận hành hệ thống điện cần phải được phân thành ba loại: nhu cầu năng lượng, nhu cầu công suất và nhu cầu dịch vụ phụ trợ. Phi điều tiết (loại bỏ hoặc đơn giản hóa các quy tắc hạn chế hoạt động) sẽ tạo điều kiện cho những công ty tư nhân đáp ứng các nhu cầu này vì họ có đươc lợi nhuận từ thị trường. Cơ chế cơ bản của thị trường là dùng giá để tạo cân bằng cung – cầu. Khi nhu cầu cao, giá điện tăng và sẽ thu hút các nhà sản xuất điện giá cao như những người sản xuất điện khí tham gia cung cấp điện. Ngược lại, khi nhu cầu thấp, chỉ có các nhà sản xuất điện giá rẻ tồn tại ở thị trường. Cơ chế này đảm bảo một hệ thống điều độ điện dựa trên ưu tiên theo giá vốn hiệu quả về mặt kinh tế.

Trong thị trường điện, các nhà sản xuất được chi trả tương ứng với số kWh cung cấp. Trung tâm điều độ điện sẽ kêu gọi đấu thầu và sử dụng mức giá đưa ra cạnh tranh nhất để đặt mua trước một ngày.

Thị trường các dịch vụ phụ trợ là những nhu cầu để đảm bảo vận hành lưới điện một cách đáng tin cậy. Một vài nhà máy điện phải đảm bảo khả năng tái khởi động mà không cần tới nguồn bên ngoài, đề phòng trường hợp bị mất điện đột ngột. Một vài đơn vị phải điều tiết tần suất lưới điện, điều chỉnh công suất phù hợp với nhu cầu sử dụng theo thời gian thực. Một vài dịch vụ phụ trợ khác bao gồm kiểm soát hiệu điện thế và duy trì sẵn sàng nguồn vận hành dự phòng trong trường hợp một thành phần của hệ thống điện đột nhiên bị ngắt.

Trong thị trường công suất, nhà sản xuất điện được trả trước tương ứng với mức điện tối đa có thể cung cấp tại một thời điểm cụ thể trong tương lai. Nếu nhà vận hành hệ thống xác định được nhu cầu là 93 GW trong thời điểm từ 14h đến 17h vào mùa hè 2030, họ có thể trả tiền cho các công ty để được đảm bảo sẵn nguồn cung khi đó.

Trong ba thị trường trên, thị trường điện dễ tổ chức nhất. Việt Nam có thị trường bán buôn điện cạnh tranh từ năm 2019. Ưu tiên hiện giờ là khởi động thị trường bán lẻ và đó là điều khả thi. Nhưng trong ngắn hạn không thể dựa vào điều đó để khuyến khích xây dựng các nhà máy điện khí tự nhiên tới năm 2030 – một mốc thời gian khá xa. Còn với thị trường dịch vụ phụ trợ, đây là một cơ hội thu hút đầu tư vào hệ thống trữ năng lượng, tuy nhiên, cần nhớ rằng, quy mô của thị trường này rất hạn chế – “phụ trợ” nghĩa là “ít quan trọng hơn”.

Những người ủng hộ thị trường tự do sẽ biện luận rằng thị trường điện không kiểm soát có thể hoạt động như thị trường công suất: nếu giá điện được phép tăng vọt trong giờ cực kì cao điểm, việc xây dựng các nhà máy điện chuyên sản xuất cho giờ cao điểm vẫn có lãi dù chỉ vận hành vài tiếng trong cả năm. Sự cố mất điện toàn bộ vào tháng 2/2021 tại bang Texas, Mỹ cho thấy ý tưởng mang tính lý thuyết đó thật sự nguy hiểm trên thực tế. Vụ bê bối Enrons ở thời điểm năm 2000-2001 dẫn đến mất điện toàn California cũng thể hiện một thị trường điện không kiểm soát dễ bị thao túng như thế nào.

Vụ mất điện trên diện rộng ở Houston, Texas. Ảnh phía bên trái là trước khi vụ việc xảy ra và phía bên phải, những vùng có mũi tên chỉ là bị mất điện. Ảnh: Dự án quan sát Trái Đất NASA/Joshua Stevens

Kể cả thị trường điện tái tạo cũng có những giới hạn riêng. Ở Việt Nam cũng như các nước, điện tái tạo được khởi đầu bằng việc áp dụng giá FIT (biểu giá hỗ trợ) cho nhà sản xuất. Thật vậy, các nhà máy điện mặt trời không thể có lời nếu bán trên thị trường, bởi họ đều sản xuất cùng một thời điểm, khiến giá điện trên thị trường rất thấp trong thời gian chiếu sáng (đối chiếu thị trường tại nldc.evn.vn). Các bước tiếp theo là thực hiện đấu giá khi các dự án điện mặt trời và gió đề xuất giá bán với EVN, trong đó bên nào bán giá thấp nhất sẽ được chọn. Các dự án điện tái tạo tham gia vào thị trường điện Việt Nam luôn muốn kí hợp đồng trực tiếp khác với một bên mua điện thứ ba – bên đảm bảo doanh thu cho họ dù EVN có trả giá thế nào chăng nữa.

Khi xem xét giới hạn của các thị trường nhằm thúc đẩy những nhà đầu tư vào lưới điện, công suất và dịch vụ phụ trợ, một cách khác chúng ta để lôi kéo khối tư nhân là tính chi phí hệ thống vào các hợp đồng mà nhà đầu tư phải tuân thủ trong các dự án điện. Dưới đây là hai ví dụ:

Ở Việt Nam, thêm thành phần pin lưu trữ điện hai tiếng vào các dự án điện mặt trời sẽ rất hữu ích về mặt công nghệ. Loại pin này gần như sẽ được sử dụng hằng ngày để lưu trữ điện trong thời điểm công suất đạt đỉnh vào buổi chiều và điều độ trong thời điểm buổi tối khi lượng điện tiêu thụ ở mức cao nhất. Tuy nhiên các thảo luận chính sách ở thời điểm 2018 – 2019 kết luận rằng yêu cầu lưu trữ điện bắt buộc với các dự án điện mặt trời ở Việt Nam là quá sớm. Nhưng hiện nay hầu hết các dự án mới ở California, Australia, Trung Quốc đều phải có pin lưu trữ, cuộc thảo luận này ở Việt Nam cần phải được khơi lại.

Trong những năm tới, tăng giá bán lẻ điện là cần thiết để các công ty nhà nước có thể đầu tư vào hạ tầng cần thiết cho chuyển dịch năng lượng.

Các dự án sản xuất điện mới thường chỉ có trách nhiệm xây dựng đường dây truyền tải trung thế nối tới trạm biến áp. Trong ngành điện gió ngoài khơi, nhiều dự án có thể kết nối với một nền tảng xa bờ rồi góp nguồn lực để xây dựng cáp nối với lưới điện cao thế trên bờ. Tài chính cho đường dây truyền tải kết nối nhiều nhà máy điện gió hoàn toàn có thể là một đóng góp của ngành điện gió ngoài khơi với lưới điện truyền tải của quốc gia.

Một cách khác để khắc phục giới hạn của thị trường là hợp tác công tư. Rất nhiều dự án sản xuất điện do EVN hoặc PetroVietnam lĩnh xướng đã dùng hình thức liên doanh để hợp tác với các tổ chức bên ngoài và chuyên gia kĩ thuật. Điều này giảm gánh nặng về vốn cho nhà nước, đổi lại bằng một phần lợi nhuận và một phần kiểm soát đầu ra của dự án. Ví dụ nhà máy điện khí Sơn Mỹ là do PetroVietnam hợp tác với công ty Mỹ AES. Tuy nhiên, cách hợp tác như vậy không thể khiến một dự án có lợi nhuận nếu điều kiện công nghệ và kinh tế không cho phép. Ai đó có thể lo lắng bởi năm 2022 dự kiến là thời điểm hoàn tất các thủ tục tài chính của dự án Sơn Mỹ khi hai bên kí kết thỏa thuận liên doanh, nhưng việc này có vẻ như đã bị hoãn sang năm 2023.

Gần đây, luật Điện lực sửa đổi đã cho phép khối tư nhân có thể tham gia cấp vốn cho các dự án đường truyền tải điện mới. Đây là một phương thức đầy hứa hẹn, nếu được thực thi một cách khéo léo. Phương thức này không thể sử dụng mô hình xây dựng – sở hữu – vận hành – chuyển giao (BOOT), bởi mạng lưới vận hành điện phải mang tính tập trung dể đáp ứng lí do kĩ thuật. Người vận hành lưới điện được quyết định những nguồn nào sẽ sản xuất điện, nên sẽ phải độc lập với trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia để đảm bảo mọi nhà sản xuất được đối xử công bằng trong thị trường cạnh tranh. Hơn nữa, lưới điện là một hạ tầng đảm bảo an ninh đặc biệt, bởi vậy phải do các đơn vị thuộc nhà nước sở hữu, ít nhất là các đường điện cao thế nòng cốt.

Yêu cầu dự án điện mặt trời cần có pin lưu trữ hai tiếng là điều cần thiết.

Tài chính cho khu vực nhà nước

Sau khi huy động hết mức vốn tư nhân cho chuyển dịch năng lượng, các nhu cầu còn lại phải do ngân sách nhà nước đáp ứng. Các doanh nghiệp nhà nước sử dụng nguồn đầu tư công để đảm bảo cả nước được kết nối với nguồn điện đáng tin cậy và giá hợp lý. Tăng trưởng tài chính của các công ty này thông qua ba phương thức: vốn cổ phần, phát hành trái phiếu và tái đầu tư lợi nhuận.

Cổ phần đồng nghĩa với việc mang lại vốn đầu tư mới. Trong giai đoạn mới phát triển, nhà nước có thể mượn tiền từ ngân sách để xây dựng cơ sở hạ tầng. Tình hình hiện giờ đã khác. Nhà nước không cần phải tìm cách tăng vốn cho các công ty năng lượng công ích. Ngược lại, Ủy ban quản lý vốn nhà nước tại Doanh nghiệp (CMSC) được yêu cầu thoái vốn (theo Quyết định 26/2019/QD-TTg) và có thể bán cổ phần do nhà nước sở hữu.

Nhà nước có thể vay ODA với lãi suất ưu đãi được từ các quốc gia đối tác. Tiềm năng Việt Nam có thể mượn tiền từ các quốc gia khác để đầu tư cho việc chuyển dịch năng lượng là rất giới hạn, do nợ công đang ở mức trần.

Thay vì sử dụng ODA, các doanh nghiệp nhà nước có thể vay tín dụng vốn nước ngoài mà không cần bảo lãnh từ phía nhà nước. EVN đã lần đầu tiên làm như vậy vào năm ngoái, mượn 80 triệu EUR từ Cơ quan Phát triển Pháp (AFD) để nâng cấp lưới điện phân phối phía Nam. Các quốc gia đã nói về tài chính chống biến đổi khí hậu hàng thập kỉ nay, nhưng sự cấp bách ngày càng tăng của tình trạng hỗn loạn khí hậu sau rốt cũng thúc đẩy một cơ chế hiệu quả để hỗ trợ tài chính cho các dự án chuyển dịch năng lượng ở những nước như Việt Nam. Cơ chế Phát triển Xanh trước đây không hiệu quả về môi trường như kì vọng, chúng ta vẫn phải chờ xem liệu có một cơ chế nối tiếp tốt hơn để nhân rộng quy mô hay không.

Các công ty triển khai dự án trong lĩnh vực năng lượng, như bất cứ công ty nào khác, có thể vay nợ thương mại từ các tổ chức tài chính. Ví dụ như vốn cho dự án LNG Thị Vải gồm 85,5 triệu USD từ cổ phần của PetroVietnam, 80 triệu USD vay từ ba ngân hàng quốc tế là HSBC (UK), Mega và Phú Bang Đài Bắc (Đài Loan), và 81,2 triệu USD vay từ hai ngân hàng Việt Nam, là Ngân hàng Thương mại Cổ phần Đông Nam Á và Ngân hàng Xuất nhập khẩu Việt Nam.

Giá tiền điện của Việt Nam so với các nước khác.

Các doanh nghiệp đầu tư vào các dự án chuyển dịch năng lượng lớn, như lưu trữ điện hoặc mở rộng mạng lưới truyền tải để kết nối với các nguồn điện tái tạo, có thể gọi vốn trực tiếp từ thị trường vốn bằng cách phát hành trái phiếu xanh. Trái phiếu này cho phép một công ty nhận tiền từ nhiều nhà đầu tư, nhưng khác với vay nợ. So với một người giữ cổ phiếu, người nắm trái phiếu không sở hữu cổ phần của công ty. Một trong những ưu điểm của trái phiếu xanh là các thị trường vốn toàn cầu rất hùng hậu, nên một công ty có thể vay một lượng tiền qua trái phiếu lớn hơn hẳn vay nợ. Nhược điểm với người mua trái phiếu là rất khó để đánh giá mức độ rủi ro đầu tư. Nhà đầu tư cá thể rất khó biết được công ty huy động tiền có thật sự sử dụng đúng mục đích hay không.

Trái phiếu “xanh” khi một công ty hứa sử dụng số tiền kêu gọi được để thực hiện một dự án có tác động tích cực tới môi trường. Các nhà đầu tư có trách nhiệm với xã hội và môi trường thường thích mua trái phiếu xanh hơn là trái phiếu hỗ trợ các ngành phát thải khí nhà kính. Hình thức tài chính này đang phát triển nhanh chóng trên trường quốc tế, và dự kiến sẽ đóng vai trò lớn ở Việt Nam trong thập kỉ tới.

Cuối cùng, các doanh nghiệp nhà nước có thể tái đầu tư lợi nhuận thay vì chia cổ tức, để đóng góp lại cho ngân sách nhà nước. PetroVietnam được chỉ định xây dựng và vận hành các nhà máy điện chủ yếu vì có năng lực tài chính, kể cả đó không phải là nhiệm vụ chính của họ. Chính phủ sa vào tình thế lưỡng nan: Vừa phải có lợi nhuận vừa phải điều chỉnh giá điện thấp vì lợi ích của người dùng. Ví dụ năm 2022, giá điện bán lẻ sẽ vẫn duy trì ở mức năm 2019. Tuy nhiên đến một lúc nào đó EVN sẽ bị thiệt vì không thể tính giá mua nhiên liệu hóa thạch cao hơn vào giá bán cho người dùng. Trong những năm tới, tăng giá bán lẻ điện là cần thiết để các công ty nhà nước có thể đầu tư vào hạ tầng cần thiết cho chuyển dịch năng lượng. Một nghiên cứu chỉ ra rằng mô hình tài chính hỗn hợp, sử dụng tất cả các hình thức tài chính, có vẻ là phương án khả thi nhất để xây dựng mạng lưới truyền tải điện Việt Nam. Theo đó, mức phí truyền tải hiện nay là 86,25 đồng/kWh theo Quyết định 1769-QĐ-BCT ban hành ngày 3/7/2020 là khá thấp bởi nó chiếm chưa đến 5% giá điện và phải được tăng dần đến mức 168,79 đồng/kWh vào năm 2025 để bù đắp nhu cầu đầu tư của EVN vào hệ thống truyền tải điện quốc gia.

Mỗi nguồn vốn đều có những giới hạn và mức thanh toán khác nhau. Cổ phần và tái đầu tư lợi nhuận là phương thức tiếp cận rẻ nhất nhưng hạn chế nhất. Vốn vay nước ngoài luôn đắt hơn còn khối tư nhân cần mức lợi nhuận cao nhất. Chi phí vay nợ tùy thuộc vào xếp hạng tín dụng của người vay là một luận điểm mạnh mẽ để doanh nghiệp nhà nước tránh thua lỗ.

Thách thức trong chuyển dịch năng lượng không chỉ là chuyện của Việt Nam, mà của tất cả các nước, những ai có thể giải quyết một cách quyết đoán sẽ vươn lên dẫn đầu.

Ai sẽ chi trả cho giá điện tăng?

Nhu cầu tài chính cho công suất dự phòng và các nguồn điện linh hoạt chỉ là một lí do làm tăng giá điện. Lí do khác nữa là lượng nhiên liệu hóa thạch nhập khẩu ngày càng tăng trong cơ cấu nguồn điện, giá nhiên liệu hóa thạch trên thị trường quốc tế tăng từ năm 2021 cùng với giá nhân công và các chi phí đầu vào khác cũng tăng. Chỉ một yếu tố có thể giảm giá điện trung bình: đấu giá cạnh tranh để mua điện từ các nguồn tái tạo. Nhưng như thế vẫn chưa đủ để tránh tăng giá bán lẻ điện ở Việt Nam.

Từ năm 2003, giá điện được coi như một công cụ để chống lạm phát và bảo vệ người tiêu dùng. Lần cuối giá điện tăng là năm 2019, sau hai năm giữ nguyên, với mức tăng 8,36%, từ 1.720 đồng/kWh lên 1.864 đồng/kWh, chưa tính thuế VAT. Vì không biết chính phủ sẽ lựa chọn như thế nào, chúng tôi tạm bàn luận những hệ quả của việc tăng giá bán lẻ điện lên thêm 1 cent Mỹ (khoảng hơn 200 đồng).

Giá điện sẽ tăng 12,6% so với hiện nay – khoảng 236 đồng/kWh – mức gần như gấp đôi phí truyền tải điện chúng ta vừa thảo luận. Con số này không chỉ đủ để xây dựng lưới điện mà còn thêm cả tiền để đầu tư vào công suất dự phòng và các nguồn linh hoạt – như các nhà máy điện khí hóa lỏng, pin lưu trữ và hệ thống tích nước – những hạng mục khối tư nhân e ngại đầu tư trong điều kiện thị trường hiện giờ.

Chính xác hơn, tăng thêm 1 cent là thế nào? Năm 2020, EVN bán 217 tỉ kWh, tăng 1 cent có thể tăng thu 2,17 tỉ USD cho tập đoàn này.

Tài chính cho đường dây truyền tải nối nhiều nhà máy điện gió ngoài khơi có thể là đóng góp của ngành điện gió ngoài khơi với lưới điện truyền tải của quốc gia.

Viện Năng lượng tính toán chi phí đầu tư trung bình hằng năm cho hệ thống điện trong giai đoạn 2021-2030 là khoảng 12,8 tỉ USD, bao gồm 9,5 tỉ USD cho phát điện và 3,3 tỉ USD cho lưới điện. Dự án Thủy điện tích năng Bắc Ái với công suất phát 1200MW thủy điện linh hoạt trị giá khoảng 1 tỉ USD. Đầu tư cho dự án Điện khí hóa lỏng Nhơn Trạch 3 và 4, tổng công suất 1500 MW điện khí linh hoạt, là khoảng 1,4 tỉ USD.

Xem xét nhu cầu của hệ thống và các lí do để tăng giá điện, mức tăng mong đợi là 1 UScent/kWh. Nếu được thế, EVN sẽ có thêm thời gian cân nhắc mức giá đấu giá năng lượng tái tạo nên là bao nhiêu.

Nhưng tăng giá điện trung bình sẽ có ảnh hưởng vĩ mô khủng khiếp đến lạm phát và tăng trưởng. Về mặt xã hội phải giảm tác động này lên những hộ nghèo nhất. Giá lũy tiến là một cách để bảo vệ người dùng có thu nhập thấp: những hộ tiêu thụ dưới 50kWh mỗi tháng chỉ trả 1675 đồng/kWh. Người tiêu thụ nhiều hơn thì phải trả nhiều hơn, đến 2927 đồng/kWh cho mỗi kWh từ sau 400 kWh trở đi. Kể cả khi giá điện trung bình tăng lên, vẫn có khả năng hỗ trợ cho người nghèo bằng cách giữ mức giá sàn không đổi, hoặc thậm chí là hạ thấp nữa.

Kết luận

Tất cả các quốc gia đang phải đối diện với giá nhiên liệu hóa thạch cao trên thị trường quốc tế. Giờ đây việc đầu tư vào điện mặt trời và gió rẻ hơn vào điện than và điện khí, kể cả chưa tính đến chi phí xã hội của khí thải nhà kính ra môi trường. Vốn tư nhân đã sẵn sàng, nên các công cụ thị trường như đấu giá, thỏa thuận mua điện trực tiếp và tự tiêu thụ điện sẽ thu hút giới đầu tư tư nhân vào những dự án điện mặt trời và gió mới. Nhưng nguồn điện gió và mặt trời không ổn định, nên để đảm bảo nguồn cung điện đáng tin cậy, hệ thống điện cần phải đầu tư vào công suất dự phòng và các giải pháp linh hoạt. Ngoài các nhu cầu về vốn này, hệ thống điện ngày càng mở rộng còn cần đầu tư vào mạng lưới truyền tải và phân phối điện.

Làm cách nào để hỗ trợ tài chính cho hệ thống điện Việt Nam cho những năm tới? Ai sẽ trả tiền? Để trả lời, chúng tôi đề xuất một số giải pháp khả thi cho ngành điện Việt Nam:

Giảm lượng điện tiêu thụ bằng cách thúc đẩy sử dụng điện hiệu quả (đặt ra tiêu chuẩn cho từng ngành, dán nhãn thiết bị điện), phi tập trung hóa việc sản xuất điện (điện mặt trời áp mái với hệ thống lưu trữ) và quản lý nhu cầu sử dụng điện (sử dụng công tơ thông minh, internet vạn vật).

Khai thác chuỗi dự án điện, khí Lô B (ở Ô Môn, Cần Thơ): Trái ngược với giá của thị trường giao ngay quốc tế, giá sản xuất khí nội địa sẽ ổn định. Cần phải chấp nhận rằng chi phí này vẫn rất cao so với tải nền nhưng cung cấp dịch vụ linh hoạt và công suất ở quy mô lớn.

Thúc đẩy các nguồn năng lượng tái tạo. Chính phủ có thể ưu đãi đầu tư và thuê đất cho các dự án năng lượng tái tạo, nhưng nhiệm vụ chính vẫn là điều tiết thị trường. Đẩy mạnh các dự án điện gió trên bờ ở nơi có nhu cầu sử dụng điện cao và năng lực truyền tải điện tốt (ở phía Bắc) để hạn chế tối đa chi phí hệ thống. Khuyến khích mô hình liên doanh đối với điện gió ngoài khơi: ngành dầu khí cần được tái định hướng chiến lược để vượt qua giai đoạn chuyển dịch năng lượng, tận dụng kinh nghiệm sẵn có là cho thuê mặt biển và chia sẻ lợi nhuận.

Tăng giá bán lẻ điện để EVN có thể tái đầu tư, tự chủ tài chính là chính đáng. Áp dụng các biện pháp để giảm bớt gánh nặng cho những người tiêu dùng bình thường, chuyển gánh nặng chi phí điện năng sang những hộ thu nhập cao và khối các ngành kinh tế, đặc biệt là những ngành thâm dụng năng lượng.

Cho phép các doanh nghiệp nhà nước kêu gọi vốn đầu tư bền vững bằng cách phát hành trái phiếu trên thị trường tài chính. Tài chính doanh nghiệp dựa trên trái phiếu rẻ hơn và dễ nâng quy mô hơn là tài chính dự án dựa trên vay nợ thương mại. Với nhiều bất định chính trị liên quan đến vốn hỗ trợ phát triển và tài chính chống biến đổi khí hậu từ các quốc gia phát triển, trái phiếu xanh có thể là một giải pháp.

Kể cả nếu giá điện tăng 1cent/kWh ở Việt Nam trong năm tới, đó vẫn là một con số thấp so với các quốc gia khác. Hơn nữa, ở các quốc gia khác, giá điện cũng đang tăng lên. Bởi vậy, tăng giá điện vừa phải để đảm bảo nguồn cung ổn định không hề cản trở kinh tế vĩ mô của Việt Nam. Thách thức trong chuyển dịch năng lượng không chỉ là chuyện của Việt Nam, mà của tất cả các nước, những ai có thể giải quyết một cách quyết đoán sẽ vươn lên dẫn đầu. □

Hảo Linh dịch

Trả lời

Điền thông tin vào ô dưới đây hoặc nhấn vào một biểu tượng để đăng nhập:

WordPress.com Logo

Bạn đang bình luận bằng tài khoản WordPress.com Đăng xuất /  Thay đổi )

Twitter picture

Bạn đang bình luận bằng tài khoản Twitter Đăng xuất /  Thay đổi )

Facebook photo

Bạn đang bình luận bằng tài khoản Facebook Đăng xuất /  Thay đổi )

Connecting to %s