Khi người điều phối đưa ra câu hỏi khảo sát trong khán phòng gần 300 khách, rằng Việt Nam nên ưu tiên mở rộng, hiện đại hóa lưới điện hay đẩy nhanh quy mô năng lượng tái tạo, kết quả trên màn hình chia đều cơ hội có cả hai. Song ba diễn giả tham gia phiên thảo luận "Tiếp nguồn năng lượng cho giai đoạn tăng trưởng mới của Việt Nam" lại chọn đáp án khác.

“Tôi nghĩ cuộc khảo sát đang thiếu lựa chọn ‘tất cả các phương án trên’,” ông Thomas Jakobsen, giám đốc điều hành Indochina Energy Partners, mở lời. Ông Olivier Marquett, chủ tịch kiêm CEO AES Việt Nam, đồng tình: “Đó chính xác là điều tôi định trả lời.” Trong khi đó, ông Nguyễn Ngọc Thái Bình, giám đốc điều hành REE, nói thẳng: “Tôi không nghĩ Việt Nam phải lựa chọn rạch ròi giữa tải nền hay năng lượng tái tạo.”

Phía sau cách trả lời tưởng như ngoại giao đó là thực tế: Hệ thống điện Việt Nam đang phải cùng lúc gánh hai áp lực. Một mặt, quy mô nguồn phát phải tăng cực nhanh để phục vụ tham vọng tăng trưởng và mục tiêu trở thành quốc gia thu nhập cao. Mặt khác, cơ cấu năng lượng lại buộc phải dịch chuyển để giảm dần phụ thuộc vào than đá và đáp ứng các cam kết khí hậu. Với một hệ thống đang chịu sức ép ở cả cung, lưới và vốn, chuyện “chọn phe” gần như không còn là một lựa chọn chính sách khả thi.

Tăng trưởng điện không chờ hệ thống kịp thích nghi

Ông Nguyễn Ngọc Thái Bình đưa ra khung định lượng rõ ràng nhất cho bài toán này. Với giả định tăng trưởng GDP khoảng 10% mỗi năm trong 5 năm tới và hệ số co giãn giữa nhu cầu điện với tăng trưởng kinh tế của Việt Nam hiện ở mức khoảng 1,5 lần, nhu cầu điện quốc gia đồng nghĩa phải tăng tối thiểu 15% mỗi năm để không trở thành điểm nghẽn cho tăng trưởng.

Nhưng cơ cấu nguồn phát hiện tại cho thấy dư địa xoay trở của hệ thống còn hạn chế. Theo ông Bình, trong 6 tháng đầu năm, khoảng 60% nguồn tải nền vẫn đến từ nhiệt điện than và LNG, thêm khoảng 20% từ thủy điện. Năng lượng tái tạo dù đã chiếm gần 30% công suất lắp đặt, song do tính gián đoạn, sản lượng thực tế đóng góp cho hệ thống chỉ ở mức khoảng 15%; phần còn lại là điện nhập khẩu.

Nói cách khác, Việt Nam đã đi nhanh ở phần “lắp đặt công suất”, nhưng chưa đi nhanh tương ứng ở phần “đảm bảo điện năng khả dụng” cho toàn hệ thống. Đây cũng là lý do khiến tranh luận giữa tải nền và năng lượng tái tạo, nếu bị đẩy thành lựa chọn một mất một còn, dễ làm lệch trọng tâm khỏi vấn đề cốt lõi hơn: hệ thống điện cần thêm công suất, thêm lưới và thêm khả năng phòng chống rủi ro cùng một lúc.

Cú sốc LNG và bài kiểm tra an ninh năng lượng

Xung đột địa chính trị, đặc biệt ở Trung Đông, đã khiến câu chuyện an ninh năng lượng trở nên cấp bách hơn nhiều so với vài năm trước. Ông Bình cho biết nhà máy điện LNG đầu tiên của Việt Nam ban đầu được tính toán với giá điện toàn phần khoảng 13 cent/kWh. Nhưng sau khủng hoảng nguồn cung toàn cầu và cơ chế chuyển chi phí nhiên liệu, giá điện thực tế đã bị đẩy lên tới 23 cent/kWh.

Vấn đề, theo ông, không chỉ là giá cao. Ngay cả khi có khả năng chi trả, việc tiếp cận nguồn LNG trong bối cảnh thị trường toàn cầu biến động mạnh cũng không hề dễ dàng. Một khi nguồn tải nền phụ thuộc lớn vào nhiên liệu nhập khẩu, mọi cú sốc địa chính trị bên ngoài đều có thể nhanh chóng chuyển hóa thành rủi ro giá điện trong nước.

Chính thực tế đó buộc cơ quan quản lý phải rà soát lại các giả định trong Quy hoạch điện 8. Trong ngắn hạn, Việt Nam vì thế phải chấp nhận những giải pháp thực dụng hơn, bao gồm việc tiếp tục phân bổ một số dự án nhiệt điện than để xử lý áp lực trước mắt. Đó không nhất thiết là sự đảo chiều về chiến lược xanh, mà phản ánh một thực tế khắc nghiệt hơn: quá trình chuyển dịch năng lượng chỉ bền vững khi hệ thống vẫn giữ được an ninh cung ứng ở mọi thời điểm.

Nút thắt không chỉ nằm ở nguồn phát, mà ở lưới và dòng vốn

Nếu Quy hoạch điện 8 là khung tham vọng, thì câu hỏi lớn hơn nằm ở chỗ ai sẽ trả tiền và chấp nhận rủi ro cho quá trình hiện thực hóa nó. Tổng nhu cầu đầu tư cho toàn bộ kế hoạch được ước tính ở mức khoảng 150 tỉ USD, trong đó riêng phần lưới điện truyền tải đã cần tới 15-16 tỉ USD.

Về lý thuyết, Luật Điện lực sửa đổi đã mở cánh cửa cho khu vực tư nhân tham gia đầu tư vào hạ tầng truyền tải. Nhưng theo ông Thomas Jakobsen, cơ hội kinh doanh thực tế cho nhà đầu tư tư nhân trong mảng này vẫn rất thấp. Điều đó đồng nghĩa phần lớn gánh nặng tiếp tục dồn lên vai EVN, trong khi đây lại là mắt xích then chốt quyết định liệu dòng vốn cho nguồn phát có thể tiếp tục chảy hay không.

Ông Jakobsen nhắc lại bài học mà thị trường vẫn còn nhớ rõ. Khoảng 5 năm trước, khu vực tư nhân đã phát triển tới 16 GW điện mặt trời ở những khu vực mà lưới điện chưa theo kịp. Hệ quả là công suất được xây xong nhưng khả năng giải tỏa lại không tương xứng. Với nhà đầu tư, đây không chỉ là bài toán kỹ thuật, mà là bài toán niềm tin: họ chỉ sẵn sàng tiếp tục rót vốn khi chắc chắn hạ tầng hấp thụ điện sẽ được hoàn thiện đồng bộ.

Áp lực ở phía nguồn phát cũng không nhỏ hơn. Theo các diễn giả, Việt Nam sẽ cần thêm khoảng 100-150 GW công suất mới, tương đương nhu cầu vốn vào khoảng 50-100 tỉ USD. Ở quy mô đó, điều thị trường cần không đơn thuần là chủ trương phát triển, mà là một cấu trúc tài chính đủ khả tín để các định chế cho vay quốc tế chấp nhận cấp vốn dài hạn.

Phân bố rủi ro – điểm nghẽn của các dự án lớn

Ông Olivier Marquett, đại diện cho một nhà đầu tư đã vận hành thành công dự án BOT nhiệt điện than tại Quảng Ninh suốt một thập niên, cho rằng trở ngại lớn nhất hiện nay nằm ở tư duy phân bổ rủi ro trong hợp đồng mua bán điện. Theo ông, các tổ chức tài trợ vốn quốc tế thường có những chuẩn mực tương đối nhất quán về quản trị rủi ro trong hợp đồng mua bán điện (PPA). Trước đây, nhờ cấu trúc hợp đồng đủ sát với các chuẩn đó, dòng vốn quốc tế có thể đi vào các dự án điện quy mô lớn khá thuận lợi.

Theo ông Marquett, dường như đang tồn tại độ vênh trong quan điểm: Một bên muốn thiết kế lại cách chia rủi ro theo bối cảnh mới, trong khi bên cấp vốn vẫn cần những bảo đảm quen thuộc để có thể giải ngân. Chính khoảng lệch này đã góp phần khiến nhiều dự án năng lượng lớn bị kéo dài trong nhiều năm.

Nói cách khác, rào cản không nằm hoàn toàn ở công nghệ. Một dự án có thể dùng LNG, điện gió ngoài khơi hay hạ tầng hỗ trợ cho năng lượng tái tạo, nhưng nếu cấu trúc phân bổ rủi ro không đạt ngưỡng mà thị trường vốn chấp nhận, dự án đó vẫn rất khó giải quyết bài toán tài chính.

DPPA đã mở cửa, nhưng vẫn còn bốn ổ khóa

Trong bối cảnh thị trường điện cạnh tranh của Việt Nam đang chuyển động, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) và các hợp đồng mua bán điện ảo (VPPA) được ba diễn giả xem là cánh cửa quan trọng để hút vốn mới và đáp ứng nhu cầu điện sạch của khu vực doanh nghiệp. Ông Bình gọi việc Samsung hoàn tất hợp đồng DPPA đầu tiên là “cột mốc lớn,” mở cánh cửa thị trường. Tuy nhiên, vẫn còn bốn rào cản như bốn ổ khóa phụ. Đầu tiên, theo người điều hành REE, là ngưỡng tiêu thụ tối thiểu 200.000 kWh mỗi tháng để được tham gia cơ chế, một điều kiện khiến nhiều doanh nghiệp vừa và nhỏ gần như bị đứng ngoài cuộc chơi. Với các khu công nghiệp, điều thị trường cần hơn có thể là cơ chế gom nhu cầu theo cụm, thay vì buộc từng doanh nghiệp riêng lẻ phải vượt qua một ngưỡng quá cao.

Rào cản thứ hai nằm ở chi phí sử dụng lưới điện. Khi phí dịch vụ của EVN chỉ được thông báo theo từng năm, nhà đầu tư rất khó xây dựng mô hình tài chính đủ chắc cho các hợp đồng kéo dài hàng chục năm. Rào cản thứ ba là vùng xám pháp lý liên quan đến cắt giảm công suất khi lưới quá tải: nếu không có quy định minh bạch về trách nhiệm bồi thường, các ngân hàng quốc tế sẽ coi đây là một rủi ro khó chấp nhận.

Rào cản cuối cùng là cách tiếp cận với hệ thống pin lưu trữ (BESS). Theo ông Bình, việc áp đặt cứng yêu cầu các dự án năng lượng tái tạo phải lắp BESS có thể làm chi phí đầu tư tăng thêm 7-9%. Trong khi đó, BESS về bản chất nên là một lựa chọn thương mại được thương lượng giữa bên mua và bên bán, tùy theo nhu cầu ổn định phụ tải và khả năng trả giá cho sự ổn định đó.

Ở góc nhìn của AES Việt Nam, ông Marquett nhấn mạnh rằng DPPA hay VPPA phần lớn là cấu trúc hợp đồng tài chính, không phải đường dây vật lý nối thẳng từ nhà máy đến nhà máy. Vì vậy, điều quyết định sự thành bại của cơ chế này không chỉ là văn bản pháp lý, mà còn là khả năng hình thành một thị trường giao ngay đủ hoàn chỉnh để giá điện phản ánh đúng cung cầu theo thời gian thực và theo từng khu vực.

Data center cần điện sạch ngay

Sự dịch chuyển của các trung tâm dữ liệu và các tập đoàn công nghệ lớn vào Việt Nam đang khiến bài toán điện sạch, ổn định trở nên cấp bách hơn. Trong bối cảnh đó, công nghệ lò phản ứng module nhỏ (SMR) được nêu ra như một lựa chọn đáng chú ý cho tương lai. Nhưng theo ông Marquett, câu hỏi lớn nhất với SMR hiện nay vẫn là chi phí thực tế khi vận hành thương mại ở quy mô công nghiệp.

Ông Bình bổ sung rằng ngoài vấn đề giá thành, SMR còn gắn với những yêu cầu rất nghiêm ngặt về chuyển giao công nghệ, vị trí chiến lược và xử lý nhiên liệu hạt nhân. Vì vậy, trong giai đoạn đầu, mô hình này nhiều khả năng chỉ phù hợp với các dự án do Chính phủ dẫn dắt hoặc gắn với yêu cầu an ninh quốc phòng.

Trong ngắn hạn, lời giải khả thi hơn cho nhu cầu điện sạch của data center, theo các diễn giả, vẫn là DPPA. Các doanh nghiệp có thể mua điện sạch từ các trang trại năng lượng tái tạo để đáp ứng mục tiêu trung hòa carbon, đồng thời kết hợp với nguồn tải nền của EVN để bảo đảm tính liên tục cho hệ thống máy chủ. Ông Jakobsen cho rằng nếu VPPA được thiết kế đúng, các doanh nghiệp lớn còn có thể đóng vai trò bao tiêu sản lượng, từ đó giúp triệt tiêu một phần rủi ro tài chính trong hệ thống.

Khép lại phiên thảo luận, lựa chọn công nghệ phát điện nào thì hệ thống phát điện, truyền tải cũng cần thiết kế tổng thể về cấu trúc hạ tầng, tài chính và pháp lý, bảo đảm để các tác nhân tham gia thị trường cùng vận hành. Trong bài toán năng lượng quy mô cả trăm tỉ USD, công nghệ chỉ là một phần của câu chuyện; phần còn lại nằm ở tốc độ khơi thông dòng vốn và mức độ nhất quán của khung chính sách.