EU buộc các quốc gia thành viên phải tách lưới điện khỏi các trạm phát điện và tư nhân hóa các trạm phát điện để thành lập các công ty mới, các công ty này sẽ cạnh tranh với nhau để cung cấp điện cho một công ty mới sở hữu lưới điện. Khi đó, công ty này sẽ cho một loạt các công ty khác thuê dây cáp của mình để mua bán buôn điện và cạnh tranh với nhau để kinh doanh bán lẻ cho các hộ gia đình và các công ty. Cạnh tranh giữa các nhà sản xuất sẽ giảm thiểu giá bán buôn, trong khi cạnh tranh giữa các nhà bán lẻ sẽ đảm bảo rằng người tiêu dùng cuối cùng được hưởng lợi từ giá thấp và dịch vụ chất lượng cao.

Thị trường mô phỏng phải đối mặt với những yêu cầu trái ngược nhau: đảm bảo lượng điện tối thiểu trong lưới điện tại mọi thời điểm và chuyển đầu tư vào năng lượng xanh. Giải pháp được đề xuất bởi những người theo chủ nghĩa cơ bản về thị trường gồm có hai mặt: tạo ra một thị trường khác cho phép phát thải khí nhà kính và đưa ra định giá chi phí cận biên, nghĩa là giá bán buôn của mỗi kilowatt phải bằng giá của kilowatt đắt nhất. Thị trường giấy phép phát thải nhằm thúc đẩy các nhà sản xuất điện chuyển sang sử dụng nhiên liệu ít ô nhiễm hơn. Không giống như thuế cố định, chi phí thải ra một tấn carbon dioxide sẽ do thị trường quyết định. Về lý thuyết, ngành công nghiệp càng phụ thuộc vào các nhiên liệu khủng khiếp như than non, thì nhu cầu về giấy phép phát thải do EU cấp càng lớn. Điều này sẽ làm tăng giá của chúng, tăng cường động cơ chuyển sang khí đốt tự nhiên và cuối cùng là năng lượng tái tạo.

Định giá theo chi phí cận biên nhằm đảm bảo mức cung cấp điện tối thiểu, bằng cách ngăn các nhà sản xuất chi phí thấp cắt giảm các công ty điện có chi phí cao hơn. Giá cả sẽ mang lại cho các nhà sản xuất chi phí thấp đủ lợi nhuận và lý do để đầu tư vào các nguồn năng lượng rẻ hơn, ít ô nhiễm hơn. Ví dụ một nhà máy thủy điện và một nhà máy đốt than non. Chi phí cố định để xây dựng nhà máy thủy điện là lớn nhưng chi phí cận biên bằng 0: một khi nước quay tuabin, kilowatt tiếp theo mà trạm tạo ra sẽ không tốn kém gì.

Ngược lại, nhà máy điện đốt than non rẻ hơn nhiều để xây dựng, nhưng chi phí biên là dương, phản ánh số lượng cố định của than non đắt tiền trên mỗi kilowatt được sản xuất. Bằng cách ấn định giá của mỗi kilowatt được sản xuất bằng thủy điện không thấp hơn chi phí cận biên của việc sản xuất một kilowatt sử dụng than non, EU muốn thưởng cho công ty thủy điện một khoản lợi nhuận béo bở mà các nhà quản lý hy vọng sẽ được đầu tư vào năng lượng tái tạo bổ sung.. Trong khi đó, nhà máy điện chạy bằng nhiên liệu than non sẽ không có lợi nhuận (vì giá chỉ tương đương với chi phí biên của nó) và một hóa đơn ngày càng tăng cho các giấy phép mà nó cần phải mua để gây ô nhiễm.

Nhưng thực tế khác với lý thuyết. Khi đại dịch tàn phá các chuỗi cung ứng toàn cầu, giá khí đốt tự nhiên đã tăng, trước khi tăng gấp ba lần từ cuộc chiến Ukraine. Đột nhiên, nhiên liệu gây ô nhiễm nhất (than non) không phải là đắt nhất, thúc đẩy đầu tư dài hạn hơn vào nhiên liệu hóa thạch và cơ sở hạ tầng cho khí đốt tự nhiên hóa lỏng. Định giá theo chi phí cận biên đã giúp các công ty điện lực thu được khoản tiền thuê khổng lồ từ những người tiêu dùng bán lẻ, những người nhận ra rằng họ đang phải trả nhiều hơn giá điện trung bình. Việc tăng giá khí đốt tự nhiên đã cho thấy những thất bại đặc biệt xảy ra khi một thị trường mô phỏng bị ghép vào một công ty độc quyền tự nhiên. Các nhà sản xuất có thể thông đồng với nhau trong việc ấn định giá bán buôn dễ dàng như thế nào.

Làm thế nào những khoản lợi nhuận không đáng có của họ, đặc biệt là từ năng lượng tái tạo, đã khiến người dân chống lại quá trình chuyển đổi xanh. Chế độ thị trường mô phỏng đã cản trở hoạt động mua sắm chung để giảm bớt chi phí năng lượng của các nước nghèo hơn như thế nào. Đã đến lúc châu Âu cần các mạng lưới năng lượng công cộng, trong đó giá điện thể hiện chi phí trung bình cộng với một mức chênh lệch nhỏ. Cần một loại thuế carbon, mà số tiền thu được phải bồi thường cho những công dân nghèo hơn. Và cuối cùng, cần các mạng lưới năng lượng tái tạo hiện có (năng lượng mặt trời, gió và pin) thuộc sở hữu đô thị để biến cộng đồng thành chủ sở hữu, người quản lý và người thụ hưởng nguồn điện mà họ cần.

Điện khí LNG ngày một nhận được sự quan tâm ở khu vực Châu Á – Thái Bình Dương cũng như trên toàn thế giới. Riêng tại Việt Nam, theo báo cáo của Viện Kinh tế Năng lượng và Phân tích Tài chính (IEEFA), ngành điện Việt Nam đang được chứng kiến một làn sóng các nhà đầu tư bày tỏ quan tâm chưa từng có trong lịch sử. Theo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, việc có 24 dự án điện khí LNG được ghi trong Dự thảo Quy hoạch điện VIII nếu được thông qua sẽ dẫn tới việc các nhà máy phủ kín dọc theo suốt chiều dài bờ biển Việt Nam và các nhà máy sẽ theo cùng một cấu hình; “một trung tâm điện lực (nhà máy điện) + một kho cảng nhập LNG và tái hóa khí.”

Tuy nhiên, trên thực tế, dù LNG có thể là giải pháp vượt trội hơn so với các nguồn nhiên liệu hóa thạch khác cả về hiệu suất và giảm phát thải CO2, cả hai lợi thế cạnh tranh này lại phụ thuộc nhiều vào công nghệ. Trong bối cảnh đó, các tuabin thế hệ H đã được kiểm chứng của GE là giải pháp phù hợp để phát triển các nguồn nhiên liệu thay thế như LNG, có thể hỗ trợ cho năng lượng tái tạo và cắt giảm phát thải khí nhà kính một cách hiệu quả.

Tuabin 9HA của GE

Tuabin linh hoạt 9HA của GE với khả năng hỗ trợ sản xuất năng lượng sạch và ổn định hơn từ các nhiên liệu thay thế là một công nghệ như vậy. Thế hệ tuabin mới nhất của GE cho phép chi phí vốn thấp rõ rệt, chuyển đổi nhiên liệu dễ dàng và tuổi thọ động cơ cao.

Lượng khí thải CO2 toàn cầu vẫn đang tăng lên trong khi năng lượng tái tạo lại không ổn định do thời tiết. Sự gia tăng nhanh chóng của các nhà máy nhiệt điện khí LNG sẽ mang đến nguồn điện chủ yếu bổ sung cho lưới điện và đáp ứng nhu cầu điện của Việt Nam. Trong đó, các tuabin 9HA của GE có khả năng giảm khí nhà kính – nhân tố quan trọng được quy định cho lĩnh vực năng lượng.

Theo dự tính của GE Power, đã có 24 các dự án LNG đã được lên kế hoạch ở Châu Á – Thái Bình Dương. Nhu cầu dự kiến về hiệu quả của nhà máy tích hợp LNG là 60 triệu tấn một năm. Đặc biệt, sản lượng tính đến năm 2025 của các dự án đã lên kế hoạch là 23 GW, con số này dự kiến sẽ tăng lên 84 GW vào năm 2035.

Tiềm năng của LNG là không thể phủ nhận cho dù có những vấn đề về thủ tục, nhập khẩu, và đàm phán PPA khiến cho quá trình đưa LNG vào các nhà máy nhiệt điện chậm. Khi được dùng với các tuabin phù hợp, LNG được kỳ vọng sẽ dẫn đầu trong cơ cấu năng lượng của Việt Nam, đáp ứng một phần lớn công suất điện theo nhu cầu dự kiến vào năm 2030.

Ông Trần Đình Nhân - Tổng giám đốc EVN cho biết, tính cuối năm 2021, tổng công suất lắp đặt nguồn điện toàn hệ thống đạt 76.620 MW, tăng gần 7.500 MW so với năm 2020, trong đó tổng công suất các nguồn điện năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời) là 20.670MW (tăng 3.420MW so với năm 2020) và chiếm tỷ trọng 27,0%. Quy mô hệ thống điện Việt Nam đã vươn lên đứng đầu khu vực ASEAN về công suất nguồn điện.

Góp phần vào thành quả quan trọng nêu trên có đóng góp trực tiếp của EVN trong việc nâng cao năng lực hệ thống điện. Năm 2021, dù gặp rất nhiều khó khăn, vướng mắc trong triển khai các thủ tục đầu tư, đền bù GPMB, chuyển đổi mục đích đất rừng, thu xếp vốn, giá vật tư, vật liệu tăng cao và giãn cách do dịch Covid-19, nhưng Tập đoàn và các đơn vị rất nỗ lực và có các giải pháp đẩy nhanh tiến độ các công trình/dự án nguồn và lưới điện.

Đối với nguồn điện, EVN đã đưa vào vận hành NMTĐ Thượng Kon Tum (220MW) và NMTĐ Đa Nhim MR (80MW); Hoàn thành cụm công trình cửa xả dự án TĐTN Bắc Ái; Thực hiện khởi công 03 dự án nguồn điện gồm: NMTĐ Hòa Bình MR (480MW), NMTĐ Ialy MR (360MW) và NMNĐ Quảng Trạch I (1.200MW).

EVN đã thực hiện các giải pháp đồng bộ để đảm bảo thu xếp vốn cho các dự án, trong đó đã ký kết các hợp đồng tín dụng vay vốn nước ngoài không bảo lãnh Chính phủ cho các dự án NMTĐ Ialy MR (74,7 triệu EUR), Hòa Bình MR (70 triệu EUR); vay vốn VCB với giá trị 27.100 tỷ đồng cho dự án NĐ Quảng Trạch I. Đồng thời giải quyết thủ tục gia hạn, điều chỉnh danh mục và sử dụng vốn dư từ các dự án vay vốn ODA đang triển khai thực hiện với tổng giá trị vốn dư khoảng 440 triệu USD.

Công suất nguồn điện Việt Nam đứng đầu khu vực Asean đạt 76.620 MW

Ông Trần Đình Nhân cho biết thêm, nhằm đáp ứng nhu cầu điện cho phát triển kinh tế xã hội năm 2022 và giai đoạn tiếp theo, năm 2022, Tập đoàn sẽ tiếp tục triển khai và đảm bảo tiến độ, chất lương các công trình nguồn và lưới điện. Bên cạnh việc đẩy nhanh tiến độ các dự án điện đã khởi công như: Thuỷ điện Hoà Bình MR, Ialy MR, Nhiệt điện Quảng Trạch I; EVN sẽ khởi công và hoàn thành phát điện thương mại các dự án ĐMT Phước Thái 2 (100MWp), Phước Thái 3 (50MWp). Phấn đấu khởi công dự án NĐ Ô Môn IV (1.050MW); Đẩy nhanh các thủ tục đầu tư, thu xếp vốn đối với 05 dự án nguồn điện trọng điểm: TĐ Trị An MR, NĐ Dung Quất I&III, NĐ Ô Môn III, NĐ Quảng Trạch II.

Bên cạnh đó triển khai công tác chuẩn bị đầu tư các dự án nguồn điện mới sau khi Quy hoạch điện VIII được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt và giao EVN làm chủ đầu tư.

Liên quan đến các công tác đầu tư xây dựng nguồn và lưới điện, lãnh đạo EVN kiến nghị Thủ tướng Chính phủ, sớm xem xét, phê duyệt Quy hoạch điện VIII để EVN và các đơn vị có cơ sở triển khai thực hiện; chỉ đạo các bộ, ngành, địa phương tiếp tục tạo điều kiện hỗ trợ EVN và các đơn vị thành viên giải quyết các vướng mắc liên quan đến chuyển đổi mục đích sử dụng đất rừng và bồi thường giải phóng mặt bằng để thúc đẩy tiến độ các công trình nguồn và lưới điện.

EVN kiến nghị Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp xem xét chấp thuận cho EVN được ký hợp đồng thế chấp tài sản để vay vốn cho dự án NMNĐ Quảng Trạch I theo ý kiến của Văn phòng Chính phủ tại văn bản số 8546/VPCP-KTTH ngày 22/11/2021.

Cũng theo lãnh đạo EVN, hàng năm, EVN và các đơn vị thành viên của EVN đầu tư mới khoảng 1.000 dự án nguồn và lưới điện, do dó, để đẩy nhanh tiến độ triển khai, EVN kiến nghị Bộ Công Thương tiếp tục phân cấp thẩm định các bước thiết kế đối với dự án nhóm B, công trình cấp II trở xuống cho Tập đoàn/ Tổng công ty thuộc Tập đoàn. Đồng thời Bộ Công Thương sớm trình Thủ tướng Chính phủ điều chỉnh, bổ sung quy hoạch các công trình lưới điện truyền tải cấp thiết vào Quy hoạch điện VII điều chỉnh để EVN và các đơn vị có cơ sở triển khai thực hiện.

Đối với Bộ Kế hoạch và Đầu tư, EVN kiến nghị Bộ này trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt chủ trương đầu tư Dự án ĐD 500kV Lào Cai - Vĩnh Yên.