Tăng trưởng GDP Việt Nam phụ thuộc nhiều vào ngành điện

Điện gió ngoài khơi - “nàng tiên cá” của Việt Nam. Ảnh: H.P

Đồ thị 1 mô tả mối quan hệ giữa điện năng tiêu thụ trên đầu người (kWh/người) và thu nhập GDP bình quân đầu người (đô la Mỹ), cho thấy rõ quy luật: mức thu nhập cao tỷ lệ thuận với mức tiêu thụ điện năng cao.

Đồ thị cho thấy xu thế chung của mối tương quan này là một đường thẳng đi lên (hàm bậc nhất). Còn tương quan giữa thu nhập và tiêu dùng điện cụ thể là một đường cong cũng đi lên nhưng theo hàm logarit, và, theo đó, các quốc gia được hình thành theo ba phân khúc:

- “Thoát nghèo” (<1.000 kWh/người): Ở mức này, điện chủ yếu phục vụ thắp sáng. Thu nhập bình quân đầu người thường giậm chân tại chỗ dưới mức 2.000 đô la/người.

- “Công nghiệp hóa” (2.000-5.000 kWh/người): Đây là phân khúc của Việt Nam. Điện năng bắt đầu chuyển vào sản xuất, chế tạo. Đây là thời điểm “nhạy cảm”, nếu thiếu điện tăng trưởng GDP sẽ bị nghẽn ngay lập tức.

- “Thịnh vượng và dịch vụ” (> 8.000 kWh/người): Các quốc gia phát triển đạt đến ngưỡng này khi mọi hoạt động (từ giao thông, sưởi ấm, đến trung tâm dữ liệu) đều dùng điện.

Mối quan hệ giữa thu nhập bình quân đầu người và tiêu dùng điện dựa trên dữ liệu của Ngân hàng Thế giới (WB) và Cơ quan Năng lượng Quốc tế trong năm 2023-2024 của một số quốc gia được tổng hợp trong bảng 1.

Dữ liệu lịch sử cho thấy, để tăng 1% GDP các nước đang phát triển cần tăng khoảng 1,2-1,5% sản lượng điện. Như vậy, nếu Việt Nam muốn GDP tăng trưởng 10%/năm, ngành điện phải tăng trưởng ít nhất 12-15%/năm. Nếu ngành điện chỉ tăng 8-9%, mục tiêu tăng GDP 10% là bất khả thi về mặt vật lý. Đây là một thách thức khổng lồ (về vốn, hạ tầng, công nghệ và quản lý) đòi hỏi ngành điện phải đi trước bằng bốn giải pháp cơ bản sau.

Giải pháp đẩy nhanh tốc độ phát triển ngành điện

Thứ nhất, phát triển theo chiều rộng. Việt Nam cần duy trì một hệ thống nguồn điện dự phòng đủ lớn dựa trên “hai chân”: nguồn điện nền trên bờ + điện gió ngoài khơi.
Các nguồn điện chạy nền trên bờ cần được hoàn thiện dứt điểm gồm dự án nhiệt điện than đang xây dựng và chuyển trọng tâm sang điện khí LNG. Khí LNG có khả năng phát điện ổn định, công suất lớn và linh hoạt, là chỗ dựa để bù đắp cho sự thiếu ổn định của năng lượng tái tạo.

Điện gió ngoài khơi đang là “nàng tiên cá” của Việt Nam. Với tiềm năng hơn 600.000 MW, việc làm chủ công nghệ và triển khai các trang trại điện gió ngoài khơi quy mô lớn sẽ tạo ra một ngành công nghiệp phụ trợ mới, đóng góp trực tiếp vào tăng trưởng GDP từ khâu chế tạo đến vận hành. Ở Việt Nam, 1.000 MW điện gió ngoài khơi sẽ tạo ra 10.000-15.000 việc làm trên bờ.

Thứ hai, phát triển theo chiều sâu. Điểm nghẽn lớn nhất hiện nay không phải là thiếu nguồn mà là hạ tầng truyền tải. Việt Nam cần hiện đại hóa hạ tầng truyền tải theo hướng: (i) Hình thành hệ thống cao tốc truyền tải bằng cách đẩy nhanh các dự án đường dây 500kV mạch 4, mạch 5 để đưa điện từ miền Trung, miền Nam (nơi dư thừa nguồn năng lượng tái tạo) ra miền Bắc (nơi tập trung các khu sản xuất công nghiệp); (ii) Áp dụng nhanh công nghệ lưới điện thông minh; và, (iii) Ứng dụng công nghệ lưu trữ năng lượng (BESS).

Thứ ba, thiết lập thị trường điện cạnh tranh hoàn hảo để thu hút vốn đầu tư. Theo Quy hoạch điện 8, nhu cầu vốn đầu tư cho ngành điện khoảng 13 tỉ đô la Mỹ mỗi năm. Để huy động được nguồn vốn khổng lồ này, cần áp dụng hai cơ chế: (i) Cơ chế bán lẻ điện cạnh tranh phải được vận hành sớm để giá điện phản ánh đúng quan hệ cung - cầu; và, (ii) Cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) để cho phép các tập đoàn lớn mua điện trực tiếp từ các trang trại năng lượng tái tạo. Đây là “nam châm” hút FDI và đẩy GDP.

Thứ tư, phát triển hệ sinh thái năng lượng. Thay vì chỉ nhập khẩu thiết bị, Việt Nam cần biến năng lượng thành một ngành sản xuất chế tạo theo hai hướng: (i) Trước mắt - nội địa hóa chuỗi cung ứng bằng cách khuyến khích sản xuất cánh quạt gió và các thiết bị điện trong nước. (ii) Về lâu dài - tiến tới sản xuất hydrogen xanh - nguồn năng lượng của tương lai. Sử dụng điện gió/mặt trời dư thừa để sản xuất hydrogen cấp cho các ngành công nghiệp khó giảm phát thải như xi măng, thép, hóa chất, tạo ra một động lực xuất khẩu mới.

Tóm lại: Để GDP tăng 10%, lĩnh vực năng lượng phải phát triển đột phá từ vai trò cung cấp sang vai trò thu hút đầu tư.

Quản lý sự biến động của giá điện

Việc thực hiện các bước đột phá để phục vụ mục tiêu tăng trưởng GDP trên 10%/năm thường sẽ tạo ra một kịch bản biến động giá điện phức tạp cần được quản lý.

Xu hướng tăng giá điện trong ngắn và trung hạn

Giai đoạn đến năm 2030, áp lực tăng giá điện rất lớn do ba yếu tố: (i) Thay đổi cơ cấu nguồn (chuyển từ rẻ sang đắt) do các nguồn điện giá rẻ như thủy điện lớn đã khai thác hết. Việt Nam đang chuyển mạnh sang điện LNG (giá 9-12 xu Mỹ/kWh) và điện gió ngoài khơi (giá có thể lên tới 12-15 xu Mỹ/kWh). Con số này cao hơn nhiều so với giá thành bình quân hiện nay (7-8 xu Mỹ/kWh); (ii) Chi phí hạ tầng truyền tải. Chi phí đầu tư lưới điện và hệ thống lưu trữ (BESS) sẽ phải được tính vào giá thành. Chỉ riêng cho truyền tải, mỗi năm cần đưa vào giá điện 1,5-2 tỉ đô la; (iii) Nhập khẩu nhiên liệu. Việc phụ thuộc vào giá LNG và than nhập khẩu khiến giá điện Việt Nam nhạy cảm hơn với các biến động địa chính trị và tỷ giá.

Trong giai đoạn này, giá điện bán lẻ bình quân có thể cần tăng từ 5-8%/năm để đảm bảo khả năng tài chính cho các nhà đầu tư và đơn vị vận hành lưới điện.

Sự phân hóa mạnh của giá điện

Theo cơ chế mua - bán điện trực tiếp, các doanh nghiệp FDI mua điện trực tiếp từ các dự án năng lượng tái tạo có thể phải chấp nhận mức giá cao hơn để đổi lấy “chứng chỉ xanh”. Về lâu dài, giá điện cho doanh nghiệp FDI sẽ ổn định vì không phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch. Còn các doanh nghiệp Việt Nam đối mặt với áp lực chi phí lớn nhất, buộc phải tự đột phá về công nghệ để tiết kiệm điện, nâng cao hiệu suất sử dụng năng lượng.

Theo cơ chế giá điện theo giờ, khi có lưới điện thông minh, sự chênh lệch giá giữa giờ cao điểm và giờ thấp điểm sẽ cực kỳ lớn. Doanh nghiệp phải bố trí sản xuất vào giờ thấp điểm (hoặc giờ nắng đỉnh điểm của điện mặt trời) để có giá điện rất rẻ.

Kịch bản giảm giá và ổn định trong dài hạn sau năm 2035

Đây là giai đoạn các bước đột phá phát huy tác dụng và mang lại “trái ngọt”: (i) Chi phí quy dẫn (LCOE) của điện gió ngoài khơi sẽ giảm xuống mức 4-6 xu Mỹ/kWh vào năm 2030 và tiếp tục giảm sâu. Chi phí lắp đặt pin lưu trữ sẽ giảm thêm 40-60% vào năm 2030; (ii) Các nguồn năng lượng tái tạo có chi phí nhiên liệu bằng 0 nên khi đã khấu hao xong tài sản cố định, giá điện từ các nguồn này sẽ thấp hơn nhiều so với các nguồn hóa thạch; (iii) Hiệu quả từ thị trường cạnh tranh sẽ giúp giảm chi phí trung gian, mang lại lợi ích cho người tiêu dùng cuối cùng.

Tác động của thuế carbon và phí môi trường

Nếu không đột phá về năng lượng tái tạo, hàng xuất khẩu Việt Nam sẽ phải chịu thuế carbon (như CBAM của EU). Giá điện có thể thấp nhưng hàng hóa bị đánh thuế cao. GDP không thể tăng 10%.

Nếu đột phá, giá điện cao hơn nhưng hàng hóa không bị thuế carbon, doanh nghiệp thu hút được vốn xanh. GDP tăng trưởng bền vững.

Khuyến nghị: để giá điện tăng không làm “nghẹt thở” nền kinh tế, Việt Nam cần thực thi ba việc: (i) Tách bạch giá điện cho hộ nghèo (được Nhà nước hỗ trợ) và giá điện cho sản xuất (vận hành theo thị trường); (ii) Khuyến khích điện mặt trời áp mái nhằm giảm áp lực lên lưới điện quốc gia; và (iii) Công khai lộ trình tăng giá điện để các doanh nghiệp chủ động lập kế hoạch tài chính và đầu tư công nghệ tiết kiệm điện.

Các bài học về tổ chức phát triển ngành điện

Việc tìm kiếm một mô hình tổ chức ngành điện “tối ưu” để áp dụng là một thách thức, bởi mỗi quốc gia có tài nguyên và cấu trúc kinh tế khác nhau. Tuy nhiên, có ba mô hình đại diện cho sự hiệu quả về ba khía cạnh khác nhau: chuyển dịch năng lượng (Đan Mạch); ổn định và tự chủ (Na Uy); và cạnh tranh (Bắc Âu).

Đan Mạch - một quốc gia không có tài nguyên hóa thạch lớn, đã trở thành cường quốc năng lượng nhờ quản lý thông minh: Nhà nước tạo ra môi trường pháp lý ổn định lâu dài bằng chính sách kết hợp công - tư (PPP); Chính phủ đóng vai trò định hướng chiến lược bằng quy hoạch; và quản lý chặt “cầu” (thay vì tập trung vào “cung”).

Na Uy (với tỷ trọng thủy điện 90%) đã thoát khỏi “căn bệnh Hà Lan” bằng cách: (i) Tách quản lý nhà nước ra khỏi quản trị doanh nghiệp để ngăn chặn sự kém hiệu quả thường thấy ở các tập đoàn độc quyền. (ii) Áp dụng mô hình quỹ đầu tư chính phủ rất thông minh. Chính phủ không tiêu hết tiền từ dầu khí mà đưa vào quỹ đầu tư để tái đầu tư vào các dự án năng lượng tái tạo. (iii) Chuyển ô tô sang chạy điện bằng cách phát triển các trạm sạc và các chính sách thuế, giúp giảm áp lực nhập khẩu nhiên liệu và cắt giảm phát thải.

Thị trường điện Bắc Âu - hình mẫu cho việc mua - bán điện xuyên biên giới minh bạch và hiệu quả nhất hiện nay, có ba điểm nổi bật: (i) Áp dụng cơ chế giá giao ngay để xác định giá điện theo giờ dựa trên cung - cầu thực tế nhằm buộc các nhà máy điện phải luôn tối ưu hóa chi phí vận hành để được bán điện lên lưới. (ii) Phân tách triệt để khâu truyền tải (Nhà nước độc quyền) ra khỏi khâu phát điện và bán lẻ (tự do cạnh tranh) để loại bỏ xung đột lợi ích và thúc đẩy đầu tư. (iii) Tận dụng thế mạnh của Bắc Âu. Thụy Điển bán điện hạt nhân cho Đan Mạch khi trời lặng gió, còn Na Uy bán thủy điện cho các nước khi giá nhiên liệu cao.

Từ các kinh nghiệm trên, Việt Nam có thể rút ra các bài học sau:

Thực sự tách bạch giữa hạ tầng truyền tải (là dịch vụ công ích do Nhà nước nắm giữ) và sản xuất điện (mở cửa thị trường hoàn toàn) để thu hút vốn FDI vào các nhà máy điện mà không làm tăng nợ công.

Thành lập Quỹ Năng lượng quốc gia, dành riêng một phần lợi nhuận từ dầu khí và thuế carbon để tái đầu tư vào lưới điện thông minh và trợ giá cho các công nghệ mới (Hydro, Ammoniac) thay vì đưa vào ngân sách chi thường xuyên.

Tích hợp các quy hoạch quốc gia: Điện gió ngoài khơi với khai thác dầu khí; điện gió ngoài khơi với Hydro xanh; LNG với CNG; LNG với các trung tâm dữ liệu số; LNG, CNG và ammoniac với các khu công nghiệp...

Minh bạch hóa lộ trình tăng giá điện và áp dụng giá điện theo giờ: Giá điện biến động theo giờ là động lực lớn nhất để người dân và doanh nghiệp tự động tiết kiệm điện và đầu tư vào pin lưu trữ.

Quản trị ngành điện theo mô hình “lai”

Ngành điện Việt Nam hiện đang vận hành theo mô hình “độc quyền”. Nền kinh tế Việt Nam đang “bỏ tất cả trứng vào một giỏ”. EVN vừa là người mua toàn bộ điện từ các nguồn, vừa độc quyền truyền tải và bán lẻ. Độc quyền “nhân tạo” này của EVN là rủi ro cho nền kinh tế khi ngành điện không có động lực cạnh tranh để giảm giá đã dẫn đến nguy cơ thiếu điện.

Vì vậy, Việt Nam nên áp dụng mô hình quản trị “lai”: Thị trường điện cạnh tranh hoàn toàn có sự điều tiết của Nhà nước về hạ tầng truyền tải dựa trên ba trụ cột:

(i) Phát điện cạnh tranh hoàn hảo: Xóa bỏ độc quyền. Hình thành các đơn vị bán điện lên truyền tải có thị phần tối đa 25%, còn các đơn vị mua điện từ truyền tải có thị phần không quá 30%. Giá điện tại cổng của bên bán và bên mua sẽ do thị trường quyết định dựa trên cung - cầu thực tế theo từng giờ;

(ii) Truyền tải Nhà nước độc quyền: Lưới truyền tải điện (500kV, 220kV) do Nhà nước quản lý (độc lập hoàn toàn với các nhà máy điện) để đảm bảo an ninh quốc gia và tạo sự công bằng cho mọi doanh nghiệp (FDI, Nhà nước và tư nhân) về phí truyền tải điện;

(iii) Mua - bán lẻ cạnh tranh: Người mua điện, bất kể là ai, trực tiếp hay gián tiếp, đều được quyền lựa chọn đơn vị bán điện có giá và dịch vụ tốt nhất, không phụ thuộc vào một công ty điện lực tại địa phương.

Để hình thành thị trường, cần có “phần mềm”- Luật về mua bán điện trực tiếp (thay cho thông tư về DPPA) và “phần cứng”- lưới điện thông minh. Luật và lưới là hai “mồi” thu hút vốn.

Để vận hành thị trường, cần tiếp tục tách triệt để khâu điều độ hệ thống điện quốc gia A0 (trực thuộc Bộ Công Thương) thành đơn vị độc lập “trực thuộc thị trường”. Đơn vị này phải giống như trọng tài bóng đá, được bổ nhiệm bởi FIFA (gồm các thành viên là các “câu lạc bộ” sản xuất và tiêu dùng điện) để đảm bảo các nguồn điện được lưu thông một cách minh bạch, không thiên vị cho bất kỳ bên mua - bán nào.

(*) Khoa Quản lý Công nghiệp và Năng lượng, Đại học Điện lực Hà Nội

TS. Nguyễn Thành Sơn (*)