Trần Trí Dũng
Từ ngày 23 đến 27 tháng 4 năm 2018, đoàn cán bộ của Bộ Công Thương, bao gồm các cán bộ của Cục Điều tiết điện lực đã tham gia đoàn công tác tại Hàn Quốc, được tổ chức bởi Tổ chức Hợp tác phát triển Đức (GIZ) trong khuôn khổ dự án Dự án Hỗ trợ mở rộng quy mô điện gió tại Việt Nam. Mục đích của chuyến công tác là để trao đổi, chia sẻ kinh nghiệm thực tế trong việc phát triển năng lượng tái tạo (NLTT) tại Hàn Quốc, trong đó tập trung vào việc tìm hiểu chia sẻ kinh nghiệm về cơ chế chính sách về giá điện, ưu đãi tài chính, ưu đãi phi tài chính, quản lý vận hành các nguồn năng lượng tái tạo trong hệ thống điện và thị trường điện Hàn Quốc.
Đoàn công tác đã có chuyến thăm và làm việc với một số đơn vị quản lý nhà nước và hoạt động trong ngành điện Hàn Quốc bao gồm: Bộ Thương mại, Công nghiệp và Năng lượng Hàn Quốc (MOTIE), Ủy ban Điều tiết điện lực Hàn Quốc (KOREC), Tập đoàn điện lực Hàn Quốc (KEPCO), Sở giao dịch điện lực Hàn Quốc (KPX), Trung tâm Năng lượng mới và Tái tạo Hàn Quốc (KNREC) thuộc Cơ quan Năng lượng Hàn Quốc (KEA) và Trang trại gió Gangwon, thuộc Công ty Điện gió Gangwon (GaWiP).
Ngành điện Hàn Quốc hiện nay được quản lý trực tiếp bởi Bộ MOTIE là Bộ chuyên ngành chịu trách nhiệm về xây dựng, quản lý các chính sách phát triển năng lượng, trong đó có năng lượng tái tạo tại Hàn Quốc. Ngoài các bộ phận trực tiếp trong MOITIE, trong cơ cấu tổ chức của MOTIE còn có 02 đơn vị được thành lập để quản lý ngành điện và xây dựng các chính sách phát triển NLTT là Ủy ban điều tiết điện lực Hàn Quốc (KOREC) và Cơ quan năng lượng Hàn Quốc (KEA). KOREC hoạt động dựa vào cơ chế về phí điều tiết điện lực quy định trong Luật Điện lực. Bên cạnh đó, trong quá trình tái cơ cấu ngành điện, Hàn Quốc đã thành lập một tổ chức độc lập phi lợi nhuận để chịu trách nhiệm chính trong việc vận hành hệ thống điện và thị trường điện cạnh tranh, đó là KPX.
Với dân số khoảng hơn 51 triệu người và là nền kinh tế lớn thứ 11 thế giới, ngành điện lực Hàn Quốc có quy mô lớn. Mặc dù vậy, Hàn Quốc là đất nước nghèo tài nguyên thiên nhiên, khi phải nhập đến 95% năng lượng sơ cấp để sản xuất điện, tương đương khoảng 102,7 tỷ USD, bao gồm cả năng lượng hạt nhân (số liệu năm 2015). Vì vậy, Hàn Quốc đã và đang phát triển mạnh về NLTT và giảm dần sự phụ thuộc vào nguồn nhập khẩu năng lượng sơ cấp để sản xuất điện (than, khí LNG, dầu, hạt nhân).
Tính đến cuối năm 2017, tổng công suất đặt toàn hệ thống điện của Hàn Quốc khoảng 116.908 MW, công suất cực đại khoảng 85.500MW, với mức dự phòng công suất ở mức 5% (tương đương khoảng 5000MW, năm 2016), đứng thứ 12 của thế giới về quy mô công suất đặt. Xét theo cơ cấu về công nghệ, nhiệt điện than và khí hóa lỏng (LNG) chiếm tỷ trọng cao nhất, lần lượt là 31,4% và 32%. Điện hạt nhân chiếm khoảng 19,3% tổng công suất hệ thống. Tỷ trọng của thủy điện rất thấp, chủ yếu là thuỷ điện tích năng, khoảng 4%. Còn lại là nhiệt điện dầu (3,6%) và năng lượng tái tạo (9,7%).
Về phát triển NLTT tại Hàn Quốc
NLTT tại Hàn Quốc được tập trung phát triển chủ yếu là điện mặt trời chiếm tỷ lệ khoảng 85%, còn lại là gió và các nguồn năng lượng tái tạo khác. Tình hình phát triển NLTT trong giai đoạn từ 2005-2016 tại Hàn Quốc như sau:
KEPCO hiện là là đơn vị đóng vai trò chủ chốt trong ngành điện Hàn Quốc. KEPCO sở hữu khoảng 80% công suất nguồn điện trên hệ thống (tương ứng khoảng 93.500MW), độc quyền 100% trong các khâu truyền tải - phân phối và bán lẻ điện.
Hàn Quốc bắt đầu xây dựng và phát triển các chính sách về NLTT từ năm 1987 với việc ban hành đạo luật khuyến khích phát triển các nguồn NLTT. Đến năm 2002, cơ chế giá điện FIT cho điện gió lần đầu tiên tại Hàn Quốc với giá không đổi trong 5 năm đầu tiên (107.66 KRW/kWh). Đến năm 2003, gia hạn thời gian áp dụng FIT cho điện gió và mặt trời từ 5 năm lên 15 năm. Năm 2010, Chính phủ Hàn Quốc đã quyết định thay thế cơ chế giá điện FIT bằng cơ chế tiêu chuẩn danh mục đầu tư năng lượng tái tạo - RPS (Renewable Portfolio Standard) và đưa ra lộ trình áp dụng từ cuối năm 2012.
Cụ thể, các đơn vị sản xuất điện với công suất trên 500MW thuộc đối tượng phải áp dụng cơ chế RPS, theo đó phải sản xuất 4% năng lượng tái tạo đến năm 2017 và tăng lên 10% đến năm 2023. Các đơn vị sản xuất điện khi áp dụng cơ chế RPS sẽ được nhận một chứng chỉ NLTT (REC) tương ứng với quy mô dự án thực hiện. Cơ quan Năng lượng Hàn Quốc và KPX là đơn vị cấp chứng chỉ REC. Tuỳ thuộc vào quy mô nhà máy điện, loại hình công nghệ (gió, mặt trời, có trang bị hệ thống lưu trữ năng lượng?,…), vị trí dự án (nông thôn, thành thị, miền núi cao,..) mỗi chứng chỉ REC nhận được sẽ tương ứng với một hệ số nhân để tính toán cơ chế giá bán khi giao dịch mua bán REC trên thị trường, REC được gia hạn 3 năm/lần. Với việc áp dụng cơ chế RPS đã có nhiều tác động tích cực, dẫn chứng cụ thể là trong giai đoạn 2002-2011 khi áp dụng cơ chế giá FIT tỷ lệ tăng trưởng công suất đặt của NLTT khoảng 7,5%, trong khi giai đoạn 2012-2016 khoảng 11,36%. Cơ chế RPS đến năm 2023 được Chính phủ xác định với các mục tiêu như sau:
Hàng năm, trên cơ sở rà soát các mục tiêu đã thực hiện, Chính phủ sẽ thiết lập mục tiêu sản xuất năng lượng tái tạo của các đơn vị sản xuất điện (hiện có 18 đơn vị phải áp dụng cơ chế RPS) và cấp chứng chỉ năng lượng tái tạo (REC-Renewable Energy Certificate). Các đơn vị sản xuất điện phải đạt được mục tiêu sản xuất năng lượng tái tạo hàng năm theo yêu cầu của Chính phủ bằng hình thức đầu tư nhà máy điện sản xuất năng lượng tái tạo mới hoặc mua bán chứng chỉ REC từ các đơn vị sản xuất điện khác. Cơ chế mua bán giao dịch REC được minh họa ở hình vẽ sau:
Ngoài cơ chế RPS, REC, Hàn Quốc triển khai các chính sách/chương trình khác để thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo như: i) Chương trình sử dụng năng lượng tái tạo bắt buộc tại các toà nhà công cộng, với mục tiêu đến năm 2020 tỷ lệ sử dụng điện từ NLTT là 30%; (ii) Các chương trình trợ cấp ưu đãi cho các hộ gia đình theo vùng miền, phấn đấu đến năm 2020 sẽ hỗ trợ khoảng 700.000 hộ gia đình lắp đặt hệ thống điện mặt trời; (iii) Chương trình thử nghiệm hệ thống điện mặt trời lắp mái tại các làng nghề nông nghiệp, phấn đấu 400.000 hộ gia đình được lắp đặt đến năm 2030; Cơ chế tiêu chuẩn NLTT trong sản xuất nhiên liệu (Renewable Fuel Standard – RFS), thông qua việc khuyến khích sản xuất nhiên liệu sinh học – Biodiesel,….
Chính sách RPS và REC hiện không chỉ có Hàn Quốc áp dụng, nhiều nước trên thế giới đã áp dụng được khá lâu và đem lại hiểu quả tích cực góp phần đạt được mục tiêu về phát triển NLTT, đảm bảo việc đấu nối, vận hành các nguồn NLTT đồng bộ và ổn định.
Năm 2017, Chính phủ Hàn Quốc đã ban hành chương trình phát triển năng lượng tái tạo mới (RE2030), với mục tiêu phát triển năng lượng tái tạo chiếm 20% hệ thống điện vào năm 2030 (trong đó năng lượng mặt trời và gió chiếm 95%). Cụ thể, giai đoạn 2018-2022: lắp đặt mới 12.4 GW và giai đoạn 2023-2030: lắp đặt thêm 36,3 GW, nâng tổng công suất đặt từ các nguồn năng lượng tái tạo lên khoảng 60GW. Chương trình phát triển năng lượng tái tạo mới tại Hàn Quốc với mục tiêu tạo công ăn việc làm mới, giảm dần sự phụ thuộc vào nhập khẩu nhiên liệu sản xuất điện, giảm hiệu ứng nhà kính, khuyến khích người dân tự sản xuất điện từ năng lượng mặt trời ở các vùng đất xấu và quan trọng là tiến tới thay thế năng lượng hạt nhân.
Trong lộ trình RE2030, Chính phủ Hàn Quốc xác định ra 3 hợp phần thực hiện: i) mọi đối tượng đều có thể tham gia đầu tư các dự án nhà máy điện NLTT (đô thị và nông thôn, chủ yếu là mặt trời); ii) chính quyền địa phương có trách nhiệm quản lý và chịu trách nhiệm đối với các mục tiêu về phát triển NLTT tại từng địa phương, (iii) Đầu tư vào các dự án mang tính quy mô lớn để đảm bảo đạt được vào mục tiêu 2030.
Ngoài ra, Hàn Quốc còn triển khai đề án phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng – ESS tích hợp với các dự án NLTT (mặt trời, gió) để góp phần đảm bảo khả năng vận hành linh hoạt và dự phòng cho vận hành hệ thống điện. Cụ thể, IPP khi trang bị ESS sẽ nhận được hỗ trợ từ Chính phủ về tài chính (20-30%) đối với các dự án qui mô nhỏ và vừa, đối với quy mô lớn Hàn Quốc chưa có các chính sách cụ thể và đang tiếp tục nghiên cứu, đề xuất.
Tại thời điểm hiện nay, cơ chế chính sách phát triển NLTT tại Hàn Quốc được đánh giá là đầy đủ, đồng bộ và đa dạng để phù hợp với nhiều đối tượng, qui mô thực hiện và khu vực; mặc dù vậy, Chính phủ Hàn Quốc vẫn tiếp tục rà soát hàng năm để đảm bảo các mục tiêu đạt được theo kế hoạch và tiếp tục có kế hoạch xác định mục tiêu cho cơ chế RPS đến năm 2030.
Về phát triển và vận hành hệ thống điện, thị trường điện tại Hàn Quốc một số nét chính như sau:
Thị trường điện Hàn Quốc hiện có khoảng 1400 thành viên tham gia. Toàn bộ sản lượng điện năng được giao dịch trên thị trường giao ngay. Không áp dụng cơ chế mua bán điện qua hợp đồng PPA.
Thị trường giao ngay được thiết kế theo mô hình thị trường tập trung, chào giá theo chi phí biến đổi (CBP). Tất cả các nhà máy điện có công suất đặt lớn 10 MW phải tham gia thị trường điện.
Các đơn vị phát điện chỉ chào mức công suất sẵn sàng của mỗi nhà máy điện trong từng giờ giao dịch của ngày tới. Giá chào được tính bằng mức chi phí biến đổi của nhà máy điện được Hội đồng thẩm định giá phát điện (GCEC - Generation Cost Evaluation Committee) phê duyệt.
Lịch huy động được xây dựng dựa trên công suất chào - chi phí biến đổi của các nhà máy điện, phụ tải dự báo và các thông số kỹ thuật khác của hệ thống điện.
Giá thị trường được tính theo phương pháp lập lịch không xét đến các ràng buộc lưới điện truyền tải và không xét ràng buộc nhiên liệu sơ cấp của các nhà máy điện.
Áp dụng cơ chế thanh toán công suất cho các nhà máy điện. Giá công suất được xác định theo chi phí cố định của nhà máy điện chạy biên, và được áp dụng để thanh toán cho lượng công suất sẵn sàng của các nhà máy điện.
Áp dụng cơ chế điều tiết doanh thu của các công ty phát điện thuộc KEPCO để đảm bảo cân bằng tài chính cho KEPCO.
Dựa trên các bản chào, chi phí biến đổi của các nhà máy điện, phụ tải hệ thống dự báo, KPX sẽ lập lịch tính giá thị trường (SMP) cho từng giờ giao dịch của ngày D. Lịch tính giá SMP được lập theo nguyên tắc tối thiểu hóa chi phí toàn hệ thống, không xét đến các ràng buộc lưới truyền tải và ràng buộc về dự phòng hệ thống, cũng như không xét đến ràng buộc nhiên liệu sơ cấp của các nhà máy điện. Giá thị trường được tính bằng chi phí biến đổi của tổ máy đắt nhất được xếp lịch cho từng giờ giao dịch của ngày tới.
Trong ngày vận hành, KPX chịu trách nhiệm vận hành hệ thống điện dựa trên lịch huy động đã lập, đồng thời đảm bảo cân bằng cung cầu và đảm bảo an ninh hệ thống trong thời gian thực. Đối với năng lượng tái tạo, các nhà máy NLTT được xếp vào dạng ưu tiên phải phát (must-run units), không nộp bản chào mà được KPX tính toán, dự báo và phủ xuống cuối biểu đồ phụ tải.
Hàn Quốc có quy hoạch phát triển điện lực, nguyên tắc thực hiện đầu tư dự án cơ bản giống Việt Nam là phải có trong quy hoạch, nguồn và lưới phải đồng bộ và đảm bảo khả năng truyền tải công suất. Các đơn vị phát điện sẽ có trách nhiệm đầu tư lưới điện để đấu nối vào hệ thống điện. KEPCO, KPX là đơn vị có trách nhiệm thực hiện đánh giá ảnh hưởng đấu nối trong quá trình thực hiện. KEPCO có quyền từ chối đấu nối, tuy nhiên rất ít khi xảy ra, do quá trình lập quy hoạch tại Hàn Quốc được thực hiện rất kỹ, chính xác và đồng bộ.
Các nhà máy NLTT phải đảm bảo tuân thủ thực hiện các quy định kỹ thuật về đấu nối vào hệ thống điện do KPX qui định như yêu cầu về khả năng bám lưới theo tần số, khả năng điều chỉnh điện áp, hệ số công suất, …Cơ bản các đầu mục về yêu cầu kỹ thuật giống Việt Nam.
Để đảm bảo vận hành, điều độ các nguồn NLTT, cơ quan điều độ (KPX) được trang bị rất nhiều công cụ, trong đó có công cụ dự báo thời tiết, dự báo khả năng phát của các nguồn NLTT. Dự phòng công suất được KPX tính toán năm 2017 ở mức 4000-5000MW để ứng phó với những trường hợp sự cố trong hệ thống điện, trong đó có cả trường hợp các nguồn NLTT thay đổi đột ngột. Ngoài ra, với chính sách về việc phát triển ESS, trong tương lai sẽ góp phần đáng kể cho việc đảm bảo vận hành ổn định, tin cậy các nguồn NLTT.
Tác giả: ERAV ; xuất bản: 26/06/2018 09:14
Ghi chú:
Giá điện “Feed-in Tariffs “ là gì? Tính giá điện FiT như thế nào?
Thuật ngữ “Feed-in Tariffs “ (FiT) có từ những năm 70 của thế kỷ trước khi nói đến phát triển năng lượng tái tạo (NLTT). Thuật ngữ này đã được dùng ở châu Âu, Hoa Kỳ và hiện nay trên toàn thế giới. Về nguồn gốc ngữ nghĩa của FiT là từ tiếng Đức “Stromeinspeisungsgesetz (StrEG)” là luật cung cấp điện vào lưới điện của nước Đức, ban hành năm 1991 và được Anh ngữ hoá thành “electricity feed law” (luật bán điện vào lưới) và tiếp theo là sự ra đời của “feed-in tariffs”. Như vậy có thể hiểu là “feed-in tariffs” là giá bán điện năng (tariff) sản xuất ra từ nguồn NLTT được cung cấp vào (feed-in) hoặc bán cho lưới điện. Giá bán điện năng FiT còn có những tên gọi khác như: “Giá điện NLTT tiên tiến” “Advanced Renewable Tariffs (ARTs)”, hoặc “Giá ưu đãi NLTT” (Incentive Payments). Dù là tên gọi gì thì FiT vẫn được công nhận là một cơ chế chính sách thành công nhất trên thế giới để thúc đẩy sự phát triển nhanh chóng nguồn NLTT.
Giá điện FiT hàm chứa 3 yếu tố cốt lõi để phát triển nguồn NLTT là: (i) một sự đảm bảo để nguồn NLTT kết nối với lưới điện; (ii) một hợp đồng bán điện dài hạn; và (iii) một mức giá bán điện năng có lãi hợp lý cho nhà đầu tư. Xin tham khảo bảng PL1 &PL2
Giá điện FiT phân loại theo công nghệ phát điện, ví dụ giá điện năng lượng gió khác với giá điện năng lượng mặt trời, năng lượng địa nhiệt,..vv..Trong mỗi cônng nghệ phát điện, ví dụ công nghệ điện gió, giá điện FiT có thể khác nhau tuỳ theo quy mô dự án, vị trí lắp đặt có tốc độ gió m/s trung bình hàng năm khác nhau. Giá điện FiT cũng có thể được hiệu chỉnh định kỳ, ví dụ 5 năm.
Sự thành công trên phạmvi toàn cầu của phát triển NLTT nhờ tác động tích cực của chính sách giá điện FiT được thể hiện qua các số liệu sau đây:
*Một số nước ASEAN có giá điện FiT: Indonesia (2002); Thái lan (2006); Philippines (2008);
Để tính giá điện FiT, tác giả đã xây dựng trình ứng dụng (TƯD) “Feed-in Tariff Calculation Tool for Renewable Energy Resources” là một công cụ tính giá điện FiT cho các dạng NLTT. TƯD đã được ‘lập trình’ trong Excel và VBA (Visual Basic for Application) hoạt động trong môi trường Excel- Microsoft Office 2007.
Ghi chú: do các “Objects” của Excel và VBA không có ‘font’ Việt ngữ nên các tên gọi, các tham số, các giả thiết và các giải thích bên trong objects phải dùng Anh ngữ.
TƯD dựa trên bảng tính của Dr. James White (USA) và có sử dụng các dữ liệu, các giả thiết lấy từ số liệu thống kê NLTT của 53 bang nước Mỹ năm 2006. Các dữ liệu này là nguồn tham chiếu bổ ích khi tính giá FiT cho các dự án NLTT ở Việt Nam [2].
TƯD chỉ gồm 4 trang màn hình, thiết kế đơn giản với các menu và nút điều khiển tương tác giữa các trang, rất thuận tiện cho người sử dụng. Xin xem hình 1 dưới đây:
TƯD tính giá FiT cho các dạng NLTT:‘Solar PV<100kW’; ‘Solar PV>100 kW’; ‘Concentrating Solar Central Plant’; ‘Wind < 100 kW’; ‘Wind 100 kW to 1MW’ ; ‘Wind > 1MW’; ‘Biochar Downdraft Gasifier’; ‘Geothermal’ và ‘Biomass’. Trong TƯD có cài đặt sẵn số liệu & giả thiết tham chiếu (lấy từ bang Indiana, USA có một vài nét tương đồng về số lượng điện thương phẩm của VN) để người dùng TƯD tham khảo.
TƯD đưa ra các kết quả chính sau đây: giá FiT bán điện vào lưới ($/kWh); tác động của giá FiT đến giá điện chung; phụ phí hàng tháng (do giá FiT) cho mỗi công tơ tư nhân ($/tháng); tỷ suất lợi nhuận (ROI) của nhà đầu tư (%/năm); giảm khí thải CO2 (tấn/năm);..vv…Tất cả các khảo sát nói trên được tính trong một chu kỳ thời gian, ví dụ 20 năm (xin xem trang 3 & 4 hình 1)
Lời bình ngắn
Dù có thừa “quyết tâm”, “tổng sơ đồ phát triển, định hướng & tầm nhìn”, “chỉ tiêu 5% NLTT đến 2020…2025” và “đỉnh cao trí tuệ” …vv.. đến mấy, nhưng thiếu chính sách giá điện FiT, Việt Nam cũng khó có thể phát triển NLTT . Người viết sẵn sàng thảo luận, cung cấp các tài liệu liên quan đến FiT và TƯD “Feed-in Tariff Calculation Tool for Renewable Energy Resources” đến bạn đọc có yêu cầu.
Tài liệu tham khảo
1. Renewables Global Status Report Update 2009 – REN21 Renewable Energy Policy Network for the 21st Century