Luận văn Thạc sĩ Biến đổi khí hậu: Nghiên cứu cơ sở khoa học xây dựng các giải pháp chính sách hỗ trợ phát triển điện gió trong thực hiện các hoạt động giảm nhẹ phát thải khí nhà kính phù hợp với điều kiện quốc gia ở Việt Nam

ĐẠI HỌC QUỐC GIA HÀ NỘI

KHOA SAU ĐẠI HỌC

PHẠM NAM HƢNG

NGHIÊN CỨU CƠ SỞ KHOA HỌC XÂY DỰNG CÁC GIẢI PHÁP

CHÍNH SÁCH HỖ TRỢ PHÁT TRIỂN ĐIỆN GIÓ TRONG THỰC HIỆN

CÁC HOẠT ĐỘNG GIẢM NHẸ PHÁT THẢI KHÍ NHÀ KÍNH

PHÙ HỢP VỚI ĐIỀU KIỆN QUỐC GIA Ở VIỆT NAM

LUẬN VĂN THẠC SĨ BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU

HÀ NỘI – 2016

ĐẠI HỌC QUỐC GIA HÀ NỘI

KHOA SAU ĐẠI HỌC

PHẠM NAM HƢNG

NGHIÊN CỨU CƠ SỞ KHOA HỌC XÂY DỰNG CÁC GIẢI PHÁP

CHÍNH SÁCH HỖ TRỢ PHÁT TRIỂN ĐIỆN GIÓ TRONG THỰC HIỆN

CÁC HOẠT ĐỘNG GIẢM NHẸ PHÁT THẢI KHÍ NHÀ KÍNH

PHÙ HỢP VỚI ĐIỀU KIỆN QUỐC GIA Ở VIỆT NAM

LUẬN VĂN THẠC SĨ BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU

Chuyên ngành: BIẾN ĐỔI KHÍ HẬU

Mã số: Chƣơng trình đào tạo thí điểm

Người hướng dẫn khoa học: GS. TS Trần Thục

HÀ NỘI – 2016

LỜI CAM ĐOAN

Tôi xin cam đoan luận văn này là công trình nghiên cứu do cá nhân tôi thực

hiện dƣới sự hƣớng dẫn khoa học của Giáo sƣ, Tiến sĩ Trần Thục, không sao

chép các công trình nghiên cứu của ngƣời khác. Số liệu và kết quả của luận văn

chƣa từng đƣợc công bố ở bất kì một công trình khoa học nào khác.

Các thông tin, số liệu, kết quả đƣợc sử dụng trong luận văn có nguồn gốc

rõ ràng, đƣợc trích dẫn đầy đủ, trung thực và đúng qui cách.

Tôi hoàn toàn chịu trách nhiệm về tính xác thực và nguyên bản của luận

văn.

Tác giả

Phạm Nam Hƣng

LỜI CẢM ƠN

Tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành đến Trƣờng Đại học Quốc gia Hà Nội,

Khoa sau Đại học và các Giảng viên đã tạo mọi điều kiện tốt nhất giúp tôi học

tập và thực hiện nghiên cứu này.

Với lòng kính trọng và biết ơn sâu sắc, tôi xin đƣợc gửi lời cảm ơn chân

thành tới Giáo sƣ, Tiến sĩ Trần Thục, với sự kiên nhẫn tuyệt vời đã hƣớng dẫn

tận tình cho tôi trong suốt thời gian thực hiện nghiên cứu này.

Xin chân thành cảm ơn các lãnh đạo và đồng nghiệp tại Cục Khí tƣợng

Thủy văn và Biến đổi khí hậu nơi tôi làm việc, đã tạo điều kiện tối đa cho tôi

trong quá trình học tập và thực hiện luận văn.

Tôi xin chân thành cảm ơn gia đình đã động viên, hỗ trợ tôi trong suốt quá

trình học tập, làm việc và hoàn thành luận văn.

DANH MỤC C C CH VIẾT TẮT

Bộ TN&MT BUR

FIT

iNDC

IPCC chính phủ về biến đổi khí hậu

JICA KNK KTTV&BĐKH MRV

NAMA

NGGS

NSCC

UNFCCC

Bộ Tài nguyên và Môi trƣờng Báo cáo cập nhật hai năm một lần (Biennial Update Report) Chính sách về giá khuyến khích phát triển năng lƣợng tái tạo (Feed in Tariff) Đóng góp dự kiến do quốc gia tự quyết định (Intended nationally determined contribution) Ban Liên (Intergovernmental Panel on Climate Change) Cơ quan hợp tác quốc tế Nhật Bản Khí nhà kính Khí tƣợng Thủy văn và Biến đổi khí hậu Đo đạc, báo cáo và thẩm định (Monitoring, Reporting and Verification) Nationally Appropriate Mitigation Action (Hành động giảm nhẹ phát thải khí nhà kính phù hợp với điều kiện quốc gia) Chiến lƣợc quốc gia về tăng trƣởng xanh (National Green Growth Strategy) Chiến lƣợc quốc gia về biến đổi khí hậu (National Strategy on Climate Change) Công ƣớc khung của Liên hợp quốc về Biến đổi khí hậu (United Nationa Framework Convention on Climate Change)

iii

Bảng 1.1 Xếp hạng 10 nƣớc đứng đầu về tổng công suất điện gió đã lắp đặt (2011) ......... 8

Bảng 1.2 Một số NAMA liên quan đến điện gió đã đăng ký lên UNFCCC để tìm kiếm

hỗ trợ .................................................................................................................................. 11

Bảng 1.3 Một số NAMA liên quan đến năng lƣợng gió chƣa đăng ký với UNFCCC ..... 12

Bảng 1.4 Các yêu cầu đối với một hệ thống MRV ........................................................... 14

Bảng 1.5 Tiềm năng gió của Việt Nam ở độ cao 65m so với mặt đất theo Worldbank.... 16

Bảng 1.6 Tiềm năng gió tại độ cao 80m theo atlas tài nguyên gió ................................... 17

Bảng 1.7 Tiêu thụ điện theo ngành trong khoảng thời gian 2006-2010 ............................ 18

Bảng 1.8 Cơ cấu nguồn điện theo công suất và sản lƣợng cho giai đoạn 2010-2020 ....... 19

tầm nhìn 2030 .................................................................................................................... 19

Bảng 1.9 Cam kết đóng góp giảm nhẹ phát thải KNK trong iNDC của Việt Nam .......... 24

Bảng 1.10 Một số đề xuất NAMA của Việt Nam tính đến tháng 6 năm 2014 ................. 26

Bảng 2.1 Tổng lƣợng giảm phát thải theo kịch bản phát triển điện gió (thay thế than và

khí đốt trong sản xuất điện) đến năm 2030 ....................................................................... 33

Bảng 2.2 Ƣớc tính giảm phát thải KNK từ thực hiện các mục tiêu phát triển điện gió .... 33

Bảng 2.3 Giá trung bình turbine gió của một số nƣớc giai đoạn 2006 – 2010 ................. 34

Bảng 2.4 Các ƣu đãi cho đầu tƣ điện gió theo Quyết định 37/QĐ-TTg ngày 26/6/2011 . 35

Bảng 2.5 Biểu giá điện gió tại một số nƣớc trên thế giới năm 2011 ................................. 36

Bảng 2.6 Một số hệ thống trao đổi tín chỉ phát thải tại Nhật Bản ..................................... 46

Bảng 2.7 Kết quả hoạt động của JVETS giai đoạn 2006-2009 ......................................... 47

Bảng 2.8 Bộ chỉ số phi KNK tham khảo cho NAMA ....................................................... 51

Bảng 3.1Tóm tắt cơ sở xây dựng Feed-in Tariff ............................................................... 57

Bảng 3.2 Các lựa chọn triển khai FIT đề xuất ................................................................... 61

Bảng 3.3 Bộ chỉ số giám sát đề xuất cho NAMA điện gió (và NLTT) ............................. 69

DANH MỤC BẢNG

Hình 1.1 Sơ lƣợc về iNDC trong đàm phán về biến đổi khí hậu ........................................ 2

Hình 1.2 Sơ đồ tóm tắt các bƣớc thực hiện nghiên cứu ...................................................... 5

Hình 1.3 Công suất điện gió lắp mới hàng năm trên toàn cầu giai đoạn 1996-2012 .......... 9

Hình 1.4Tổng công suất điện gió toàn cầu giai đoạn 1996-2012 ........................................ 9

Hình 1.5 Tổng công suất điện gió lắp mới hàng năm trên thế giới giai đoạn 2005-2012 . 10

Hình 1.6 Tổng công suất điện gió tại Trung Quốc giai đoạn 2001 - 2012 ........................ 10

Hình 1.7 Những vấn đề chính của MRV ........................................................................... 13

Hình 1.8 MRV trong chu trình chính sách ........................................................................ 14

Hình 2.1 Chi phí đầu tƣ ban đầu ƣớc tính của điện gió tại một số nƣớc ........................... 34

Hình 2.2 Mô tả sơ lƣợc các loại hình FIT theo CCAP ...................................................... 40

Hình 3.1 Đề xuất lộ trình áp dụng các giải pháp hỗ trợ phát triển điện gió tại Việt Nam 67

DANH MỤC H NH

MỤC LỤC

LỜI CAM ĐOAN .................................................................................................. i

LỜI CẢM ƠN ....................................................................................................... ii

DANH M C C C CH VI T T T .................................................................. iii

DANH M C BẢNG ............................................................................................ iv

DANH M C H NH .............................................................................................. v

MỞ ĐẦU .............................................................................................................. 1

i. Tính cấp thiết của đề tài nghiên cứu ............................................................. 3

ii. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài ...................................................... 4

iii. Mục tiêu nghiên cứu ...................................................................................... 4

iv. Phạm vi nghiên cứu ....................................................................................... 4

v. Phƣơng pháp nghiên cứu ............................................................................... 4

vi. Cấu trúc của luận văn .................................................................................... 6

CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ PH T TRIÊN ĐIỆN GIÓ VÀ NAMA

TRÊN THẾ GIỚI VÀTẠI VIỆT NAM ............................................................. 7

1.1 Tổng quan tình hình phát triển điện gió và xây dựng NAMA trên thế giới 7

1.1.1 Tình hình phát triển điện gió trên thế giới ...................................... 7

1.1.2 Nghiên cứu xây dựng NAMA hỗ trợ phát triển điện gió .............. 11

1.1.3 Các vấn đề trong xây dựng hệ thống MRV cho NAMA điện gió 13

1.2 Bối cảnh phát triển điện gió tại Việt Nam ................................................. 16

1.2.1 Tiềm năng năng lƣợng gió ở Việt Nam ........................................ 16

1.2.2 Phát triển điện gió trong quy hoạch phát triển năng lƣợng ........... 17

1.2.3 Tình hình phát triển điện gió ở Việt Nam ..................................... 21

1.2.4 Một số chính sách về biến đổi khí hậu liên quan đến phát triển NLTT tại Việt

Nam. 22

1.3 Tổng quan nghiên cứu về NAMA tại Việt Nam ....................................... 26

1.3.1 ............................................................................................................. 26

1.3.2 Các nghiên cứu về MRV cho NAMA tại Việt Nam ..................... 27

Kết luận Chƣơng 1 .............................................................................................. 30

CHƢƠNG 2: PHƢƠNG PHÁP LUẬN VÀ CƠ SỞ KHOA HỌC XÂY

DỰNG VÀ THỰC HIỆN NAMA TRONG LĨNH VỰC ĐIỆN GIÓ ........... 32

2.1 Phƣơng pháp tính tiềm năng giảm nhẹ phát thải khí nhà kính từ phát triển

điện gió ................................................................................................................ 32

2.2 Tính toán tiềm năng giảm nhẹ phát thải khí nhà kính cho điện gió .......... 32

2.3 Chi phí phát triển điện gió ......................................................................... 33

2.4 Thuận lợi và thách thức trong phát triển điện gió tại Việt Nam ................ 35

2.4.1 Thuận lợi ....................................................................................... 35

2.4.2 Thách thức ..................................................................................... 36

2.5 Cơ sở xây dựng NAMA điện gió ............................................................... 38

2.5.1 Chính sách Feed-in Tariff ............................................................. 38

2.5.2 Công cụ thị trƣờng ........................................................................ 43

2.5.3 Bộ chỉ số MRV cho NAMA ......................................................... 49

Kết luận Chƣơng 2 .............................................................................................. 52

CHƢƠNG 3: KẾT QUẢ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP HỖ TRỢ PHÁT

TRIỂN ĐIỆN GIÓ DƢỚI HÌNH THỨC NAMA TẠI VIỆT NAM ............. 55

3.1 Chính sách Feed-in Tariff .......................................................................... 55

3.2 Công cụ thị trƣờng hỗ trợ phát triển điện gió ............................................ 63

3.3 Lộ trình áp dụng các giải pháp hỗ trợ ........................................................ 66

3.4 Các chỉ số giám sát thực hiện NAMA điện gió ......................................... 69

Kết luận chƣơng 3 ............................................................................................... 71

T I LIỆU THAM KHẢO ................................................................................ 75

vii

MỞ ĐẦU

Biến đổi khí hậu (BĐKH) đang diễn ra với những tác động tiêu cực khó

lƣờng đến môi trƣờng tự nhiên và sự phát triển của các quốc gia. Các kết quả

nghiên cứu về biến đổi khí hậu đã đƣợc chính phủ các nƣớc trên thế giới công

nhận cho thấy vai trò của con ngƣời trong việc thúc đẩy quá trình biến đổi khí

hậu diễn ra nhanh hơn thông qua các hoạt động phát triển kinh tế - xã hội, khai

thác tài nguyên thiên nhiên dẫn đến gia tăng nồng độ các chất khí gây hiệu ứng

nhà kính (KNK) trong bầu khí quyển. Dƣới sức ép của cộng đồng quốc tế và các

kết quả nghiên cứu khoa học, Công ƣớc khung của Liên hợp quốc về biến đổi

khí hậu (UNFCCC) và Nghị định thƣ Kyoto (KP) đã đƣợc nhiều quốc gia phê

chuẩn với mục tiêu giảm phát thải KNK vào khí quyển nhằm giữ cho mức tăng nhiệt độ trung bình bề mặt toàn cầu không quá 2oC vào cuối thế kỷ 21 so với

thời kỳ tiền công nghiệp. Giảm nhẹ phát thải KNK đã trở thành nội dung quan

trọng bậc nhất trong các cuộc đàm phán quốc tế về BĐKH. Kể từ năm 2013 tại

Hội nghị các bên (Conference of Parties – COP) lần thứ 19 tại Warsaw, Ba lan,

UNFCCC đã mời các quốc gia (bao gồm cả các nƣớc phát triển và đang phát

triển) đề xuất hoặc tăng cƣờng chuẩn bị đối với đóng góp dự kiến do quốc gia tự

quyết định (intended nationally determined contribution - iNDC) nhƣ một phần

của thỏa thuận khí hậu toàn cầu vào năm 2015. Trong đó, iNDC đƣợc hiểu nhƣ

một “cam kết” giảm nhẹ phát thải KNK của các quốc gia nhằm đóng góp vào nỗ

lực chung của toàn cầu trong việc thực hiện mục tiêu của UNFCCC. Theo thống

kê của UNFCCC, hiện đã có hơn 160 quốc gia, bao gồm Việt Nam, đã đệ trình

iNDC lên Ban thƣ ký của UNFCCC [35].

Việt Nam, với sự hỗ trợ từ các tổ chức quốc tế, đã nỗ lực xây dựng iNDC dựa

trên bối cảnh quốc gia và những mục tiêu trong các chính sách về ứng phó BĐKH và

phát triển kinh tế - xã hội. Các mục tiêu về giảm phát thải KNK trong iNDC của Việt

Nam đã đƣợc cân nhắc và xây dựng dựa trên cơ sở tính toán tiềm năng thực hiện các

hoạt động giảm nhẹ phát thải KNK phù hợp với điều kiện quốc gia (Nationally

appropriate mitigation actions – NAMAs). Các NAMA, theo đúng nhƣ tên gọi, là

các hoạt động giảm nhẹ phát thải KNK phù hợp với điều kiện quốc gia đƣợc thực

hiện với sự hỗ trợ về tài chính, kỹ thuật và tăng cƣờng năng lực từ các nƣớc phát

triển trong bối cảnh phát triển bền vững. Xây dựng và thực hiện các NAMA đƣợc

coi là cách thức phù hợp nhất hiện nay để các quốc gia nhƣ Việt Nam đóng góp vào

Hình 1.1 Sơ lƣợc về iNDC trong đàm phán về biến đổi khí hậu

Nguồn: Trần Thục, 2015, Đàm phán quốc tế về biến đổi khí hậu. Hội thảo về truyền thông và

nâng cao nhận thức về biến đổi khí hậu hướng tới COP21

nỗ lực giảm nhẹ phát thải KNK của cộng đồng quốc tế.

Trong các nghiên cứu về giảm nhẹ phát thải KNK trên thế giới thì thay thế sử

dụng nhiên liệu hóa thạch bằng các nguồn năng lƣợng tái tạo (NLTT) đƣợc xem nhƣ

là cách thức hiệu quả nhằm giảm phát thải KNK từ các hoạt động liên quan đến năng

lƣợng. Xây dựng NAMA hỗ trợ quá trình chuyển đổi này là cách mà nhiều nƣớc đang

phát triển trên thế giới thực hiện nhằm thực hiện các mục tiêu giảm phát thải KNK,

đảm bảo an ninh năng lƣợng và thu hút đƣợc các nguồn tài trợ quốc tế. Tại Việt Nam,

phát triển NLTT, với điện gió là một trong những trọng tâm, đã đƣợc Chính phủ quan

tâm và cụ thể hóa bằng một số các chính sách phát triển năng lƣợng. Tuy nhiên, hiệu

quả của các chính sách này chƣa đƣợc nhƣ kỳ vọng vì nhiều lý do khác nhau, trong đó

có cả nguyên nhân về môi trƣờng chính sách chƣa đáp ứng đƣợc điều kiện thực tế. Vì

vậy, trong bối cảnh của Việt Nam, xây dựng các chính sách hỗ trợ phát triển điện gió

hiệu quả dƣới hình thức NAMA là một giải pháp phù hợp, mặc dù những cơ sở xây

dựng các giải pháp chính sách cho NAMA này vẫn chƣa đƣợc nghiên cứu một cách

cụ thể.

i. Tính cấp thiết của đề tài nghiên cứu

Tại Việt Nam, một số các hoạt động chuẩn bị cho NAMA đã đƣợc triển

khai bao gồm nghiên cứu sắp xếp thể chế tăng cƣờng năng lực, hỗ trợ kỹ thuật

xây dựng đƣờng phát thải cơ sở và các kịch bản NAMA. Một số dự án đƣợc

quốc tế hỗ trợ tập trung vào xây dựng các đề xuất NAMA cho một số lĩnh vực

tiềm năng. Tuy nhiên, do gặp vào một số rào cản nhƣ khung thể chế và pháp lý

chƣa sẵn sàng cùng với năng lực quản lý, thực hiện của một số cơ quan liên

quan vẫn còn yếu nên tính đến thời điểm hiện tại chƣa có một đề xuất NAMA

nào của Việt Nam tiếp cận đƣợc với các nguồn hỗ trợ tài chính quốc tế. Cho đến

nay, để phục vụ cho nghiên cứu xây dựng NAMA mới chỉ có duy nhất một

hƣớng dẫn kỹ thuậtđƣợc công bố bởi Viện Khoa học Khí tƣợng Thủy văn và

Biến đổi khí hậu. Vì vậy cần phải thực hiện những nghiên cứu cụ thể về xây

dựng NAMA hỗ trợ cho các lĩnh vực riêng tại Việt Nam (trong đó có điện gió)

để tạo cơ sở xây dựng NAMA và thu hút các nguồn lực hỗ trợ cho việc triển

khai các hoạt động này.

Phát triển điện gió theo cơ chế NAMA sẽ tạo ra môi trƣờng thuận lợi cho

cả các cơ quan quản lý và nhà đầu tƣ. Tính minh bạch, nhất quán cùng khả năng

giám sát, báo cáo và thẩm định hiệu quả của cơ chế NAMA sẽ giúp các cơ quan

quản lý đánh giá hiệu quả của các chính sách hỗ trợ phát triển điện gió (bao gồm

cả hiệu quả kinh tế lẫn hiệu quả giảm nhẹ phát thải KNK, bảo vệ môi trƣờng), từ

đó có thể quản lý hiệu quả các hoạt động đầu tƣ cũng nhƣ chỉnh sửa các chính

sách hỗ trợ phù hợp với thực tế. Trong khi đó, các nhà đầu tƣ sẽ có đƣợc môi

trƣờng đầu tƣ thuận lợi thông qua các chính sách đƣợc đề xuất và thực hiện theo

cơ chế NAMA (ví dụ nhƣ các chính sách về ƣu đãi các loại thuế, phí, chính sách

về giá mua điện, chính sách cho phép buôn bán các tín chỉ giảm nhẹ phát thải

KNK…). Tuy nhiên cơ sở cho việc xây dựng các chính sách hỗ trợ phát triển

điện gió lại chƣa đƣợc nghiên cứu một cách đầy đủ để có thể xây dựng và đề

xuất theo cơ chế NAMA.

Từ các lí do nêu trên, cần phải có các nghiên cứu về cơ sở khoa học cho

việc xây dựng và thực hiện NAMA trong lĩnh vực điện gió tại Việt Nam.

ii. Ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài

1. Phân tích cơ sở khoa học của việc xây dựng và thực hiện NAMA trong

Ý nghĩa khoa học:

2. Đề xuất các giải pháp chính sách hỗ trợ cho việc xây dựng và thực

lĩnh vực điện gió tại Việt Nam.

hiệnNAMA trong lĩnh vực điện gió tại Việt Nam.

Ý nghĩa thực tiễn:

Kết quả nghiên cứu có thể sử dụng làm cơ sở xây dựng các giải pháp hỗ trợ

phát triển điện gió nói riêng và NLTT nói chung theo cơ chế NAMA tại Việt Nam.

iii. Mục tiêu nghiên cứu

Nghiên cứu cơ sở khoa học xây dựng các giải pháp chính sách cho

NAMA hỗ trợ phát triển điện gió dựa trên các nghiên cứu đã đƣợc thực hiện

trong và ngoài nƣớc.

iv. Phạm vi nghiên cứu

Trong thời gian thực hiện khoảng 1 năm, nghiên cứu tập trung vào việc

phân tích và đánh giá bối cảnh quốc gia Việt Nam về giảm nhẹ phát thải KNK,

các hoạt động giảm nhẹ phát thải KNK phù hợp với điều kiện quốc gia

(NAMA), NLTT và năng lƣợng gió cũng nhƣ một số chính sách về giảm nhẹ

phát thải KNK và NLTT đã đƣợc triển khai tại một số quốc gia trên thế giới đã

đƣợc trình bày trong một số các báo cáo nghiên cứu của các tổ chức quốc tế.

v. Phƣơng pháp nghiên cứu

Bƣớc đầu tiên là thực hiện thu thập và phân loại các thông tin, nghiên cứu

đã đƣợc thực hiện về BĐKH, giảm nhẹ phát thải KNK, NAMA, NLTT nói

chung và điện gió nói riêng cùng các chính sách liên quan trong nƣớc và trên thế

giới phục vụ cho nghiên cứu này.Sau đó tiến hành phân tích sơ bộ các thông tin

dữ liệu sau khi phân loại nhằm làm rõ mức độ cần thiết và xác định phạm vi

cũng nhƣ mục tiêu cụ thể của nghiên cứu. Dựa trên các số liệu thu thập đƣợc,

thực hiện phân tích chi tiết các tiềm năng giảm nhẹ phát thải của điện gió cũng

nhƣ các giải pháp nhằm hỗ trợ phát triển điện gió tại Việt Nam cũng nhƣ trên

thế giới, từ đó đề xuất các phƣơng án hỗ trợ điện gió và thực hiện đánh giá khả

năng áp dụng tại Việt Nam. Cuối cùng, nghiên cứu sẽ đề xuất các gói giải pháp

chính sách hỗ trợ điện gió cùng một số các yêu cầu nhằm thu hút đƣợc sự hỗ trợ

Hình 1.2 Sơ đồ tóm tắt các bƣớc thực hiện nghiên cứu

của quốc tế giúp triển khai thực hiện NAMA này.

Các thông tin tổng quan về BĐKH, NAMA đƣợc thu thập từ các tài liệu

đã đƣợc công bố nhƣ các quyết định của UNFCCC, các nghiên cứu của các tổ

chức quốc tế và từ các cơ quan thuộc Chính phủ Việt Nam. Các chính sách liên

quan đến BĐKH và NLTT trong nƣớc (bao gồm các chiến lƣợc, chƣơng trình

quốc gia, luật và các văn bản dƣới luật) cũng đƣợc sử dụng nhằm làm rõ mức độ

cần thiết của nghiên cứu.

Số liệu tính toán tiềm năng của điện gió tại Việt Nam đƣợc thu thập từ các

báo cáo nghiên cứu đã đƣợc công bố từ Bộ Công thƣơng và dự án FIRM do Cục

Khí tƣợng Thủy văn và Biến đổi khí hậu thực hiện. Các phƣơng án hỗ trợ phát

triển điện gió trên thế giới cùng bộ chỉ số giám sát phục vụ thực hiện MRV cho

NAMA cũng đƣợc nghiên cứu. Toàn bộ số liệu và kết quả phân tích này đƣợc

tổng hợp và trình bày giới thiệu tại Chƣơng 2.

Việc đánh giá, so sánh các giải pháp đƣợc thực hiện dựa trên các tiêu chí

chung nhƣ mức độ phù hợp với điều kiện Việt Nam, khả năng áp dụng và các

thuận lợi cũng nhƣ thách thức trong thực hiện. Từ kết quả so sánh, nghiên cứu sẽ

đề xuất gói giải pháp chính sách hỗ trợ phát triển điện gió làm cơ sở xây

dựngNAMA cho Việt Nam cùng đề xuất. Riêng nội dung MRV, do cả quốc tế

và trong nƣớc vẫn chƣa có những hƣớng dẫn cụ thể nên nghiên cứu này đề chỉ đề

xuất các chỉ số giám sát phục vụ cho quá trình MRV. Kết quả phân tích, đánh giá

các giải pháp và đề xuất NAMA cho điện gió đƣợc trình bày trong Chƣơng 3.

vi. Cấu trúc của luận văn

Phần mở đầu của luận văn trình bày một số thông tin chung về luận văn

bao gồm tính cấp thiết và ý nghĩa khoa học và thực tiễn của đề tài, mục tiêu

nghiên cứu và phƣơng pháp nghiên cứu.

Chƣơng 1 của luận văn có 2 nội dung chính bao gồm: 1) những thông tin

tổng quan tình hình phát triển điện gió trên thế giới nhằm làm rõ điều kiện phát

triển và xu hƣớng phát triển của điện gió và các NAMA điện gió đã đƣợc một số

nƣớc thực hiện và đệ trình lên UNFCCC; 2) tổng hợp các nghiên cứu về các

chính sách liên quan đến biến đổi khí hậu,phát thải KNK quốc gia, quy hoạch

phát triển điện theo Tổng sơ đồ điện VII, tiềm năng điện gió và tình hìnhphát

triển điện gió của Việt Nam nhằm làm rõ sự cần thiết phát triển của điện gió và

điểm qua một số nghiên cứu về NAMA tại Việt Nam.

Chƣơng 2 trình bày nội dung về cơ sở khoa học xây dựng NAMA điện

gió cho Viêt Nam bao gồm: 1) kết quả tính toán tiềm năng giảm phát thải KNK

thông qua phát triển điện gió, chi phí phát triển điện gió, 2) xác định mục đích

và cơ sở xây dựng NAMA điện gió và 3) trình bày các kết quả nghiên cứu về

các chính sách hỗ trợ đã đƣợc thực hiện tại một số nƣớc và các chỉ số giám sát

cho hoạt động MRV của NAMA điện gió.

Chƣơng 3 của luận văn tập trung vào hai đề xuất nhằm hỗ trợ phát triển

điện gió tại Việt Nam theo hình thức xây dựng NAMA, bao gồm xây dựng cơ

chế giá Feed-in Tariff cho điện gió và phân tích cơ sở khoa học xây dựng thị

trƣờng các-bon nội địa nhằm đẩy mạnh đầu tƣ vào các nguồn NLTT nói chung

và năng lƣợng gió nói riêng. Cuối cùng là đề xuất về một bộ chỉ số giám sát cho

hoạt động MRV của NAMA điện gió.

Phần Kết luận và Kiến nghị tổng hợp các kết quả thu đƣợc của nghiên cứu

và đƣa ra một số vấn đề về hƣớng nghiên cứu tiếp theo

CHƢƠNG 1: TỔNG QUAN VỀ PH T TRIÊN ĐIỆN GIÓ VÀ NAMA

TRÊN THẾ GIỚI VÀTẠI VIỆT NAM

1.1 Tổng quan tình hình phát triển điện gió và xây dựng NAMA trên thế

giới

1.1.1 Tình hình phát triển điện gió trên thế giới

Nhiều nghiên cứu đã chỉ ra rằng tiêu thụ năng lƣợng tỉ lệ thuận với mức

độ phát triển của một quốc gia. Thống kê cho thấy những quốc gia có thu nhập

cao tiêu thụ năng lƣợng bình quân đầu ngƣời cao gấp 14 lần những quốc gia

kém phát triển và gấp 7 lần những quốc gia có thu nhập trung bình thấp. Khi

ngày càng nhiều nƣớc thoát khỏi đói nghèo và phát triển nền kinh tế, nhu cầu

năng lƣợng tại các nƣớc này ngày càng tăng, tạo sức ép lên nguồn cung cấp

năng lƣợng tại chỗ cũng nhƣ các hệ thống năng lƣợng toàn cầu [29]. Để thỏa

mãn nhu cầu năng lƣợng từ các nền kinh tế phát triển và các nền kinh tế đang

phát triển, nhiên liệu hóa thạch bao gồm than, dầu mỏ, khí đốt đã và đang đƣợc

khai thác triệt để. Tuy nhiên khai thác và sử dụng năng lƣợng hóa thạch đƣợc

cho là cũng không đủ để đáp ứng hết đƣợc nhu cầu năng lƣợng ngày càng tăng,

trong khi lại phát thải ra nhiều KNK. IPCC đã tính toán rằng để có 50% khả năng giữ cho nhiệt độ trung bình bề mặt toàn cầu không vƣợt quá 2oC vào cuối

thế kỷ này thì tổng lƣợng KNK trong khí quyển đến năm 2100 không đƣợc vƣợt

quá 4,4 nghìn tỉ tấn CO2 tƣơng đƣơng, sau khi trừ đi lƣợng phát thải trong quá

khứ thì chỉ còn khoảng 1,1 nghìn tỉ tấn CO2 cho các hoạt động của con ngƣời từ

nay đến cuối thế kỷ này bao gồm cả khai thác và sử dụng năng lƣợng. Trong khi

đó theo báo cáo năm 2014 Ủy ban toàn cầu về kinh tế và khí hậu, ƣớc tính phát

thải của dự trữ năng lƣợng hóa thạch lên đến 3 – 5,4 nghìn tỉ tấn CO2 tƣơng

đƣơng [29].

Năng lƣợng tái tạo, theo kịch bản trọng tâm của IEA, bao gồm năng lƣợng

gió và năng lƣợng mặt trời, sẽ bổ sung cho công suất sản xuất điện toàn cầu đến

năm 2035 nhiều hơn cả công suất bổ sung của than hoặc khí đốt [18]. Có thể

thấy rõ ràng rằng với những quốc gia tìm kiếm một nguồn năng lƣợng bổ sung

sạch và bền vững hơn thì NLTT với tính khả thi ngày càng cao đã mở ra một cơ

Bảng 1.1 Xếp hạng 10 nước đứng đầu về tổng công suất điện gió đã lắp đặt (2011)

hội lớn để đa dạng hóa và tăng công suất sản xuất năng lƣợng.

Quốc gia

%

MW

Trung Quốc

26.2

62364

Mỹ

19.7

46919

Đức

12.2

29060

Tây Ban Nha

9.1

21674

Ấn Độ

6.8

16084

Pháp

2.9

6800

2.8

6737

Anh

2.7

6540

Canada

2.2

5265

Bồ Đào Nha

1.7

4083

Các nước khác

32143

13.5

Nguồn: Irena, 2012, renewable energy technologies: cost analysis series

Nguyên nhân chính dẫn tới việc NLTT ngày càng đóng một vai trò lớn

hơn là vì chi phí đầu tƣ đã giảm rất nhanh trong những năm gần đây. Trong năm

1990, sản xuất điện gió đắt hơn từ 3 – 4 lần so với sử dụng nhiên liệu hóa thạch.

Tuy nhiên, hiện nay chi phí cho điện gió, theo IEA, đã giảm đi hơn một nửa

trong khi hiệu suất lại tăng lên đáng kể [19]. IEA cũng dự đoán rằng chi phí sản

xuất điện gió sẽ tiếp tục giảm khoảng 20 – 30% trong vòng 2 thập kỷ tới (đến

năm 2030). Tại một số nƣớc trên thế giới, chi phí sản xuất điện gió trên đất liền

hiện nay đã ngang bằng hoặc thậm chí thấp hơn so với các lựa chọn sử dụng

nhiên liệu hóa thạch (tại những nơi có chi phí cho năng lƣợng hóa thạch cao nhƣ

Châu Âu)[13]. Vì những lí do trên, điện gió hiện đang phát triển mạnh mẽ tại rất

nhiều nƣớc nhƣ Anh, Ấn Độ, Đức, Mexico, Mỹ, Tây Ban Nha, Trung Quốc.

Hình 1.3 Công suất điện gió lắp mới hàng năm trên toàn cầu giai đoạn 1996-2012

Nguồn: GWEC, 2013, Global wind report: Annual markert update 2012

Hình 1.4 Tổng công suất điện gió toàn cầu giai đoạn 1996-2012

Nguồn: GWEC, 2013, Global wind report: Annual markert update 2012

Các thống kê cho thấy tổng công suất lắp đặt điện gió toàn cầu năm 2012

(282.587 MW) đã cao hơn gấp 9 lần so với năm 2002 (31.100 MW) với tốc độ

tăng trung bình trong giai đoạn này xấp xỉ 25% năm. Riêng giai đoạn từ năm

2009 đến năm 2012 thì công suất lắp mới hàng năm trung bình khoảng 40 nghìn

MW.

Trong các khu vực đầu tƣ xây dựng điện gió nhiều nhất thì khu vực Châu

Á, Châu Âu và Bắc Mỹ hiện đang dẫn đầu thế giới. Đáng lƣu ý là kể từ năm

2009, Châu đã vƣợt qua Châu Âu và khu vực Bắc Mỹ để vƣơn lên dẫn đầu

trong đầu tƣ lắp đặt điện gió. Theo dự báo của GWEC thì trong giai đoạn 2012

đến 2017, châu Á vẫn sẽ tiếp tục đóng vai trò là khu vực đầu tầu trong lắp mới

điện gió, tiếp theo là châu Âu và khu vực Bắc Mỹ.

Hình 1.5 Tổng công suất điện gió lắp mới hàng năm trên thế giới giai đoạn 2005-2012

Nguồn: GWEC, 2013, Global wind report: Annual markert update 2012

Qua các nghiên cứu trên có thể thấy điện gió trong vòng 10 năm qua, với

chi phí đầu tƣ ngày càng giảm, đã có sự phát triển nhanh chóng trên toàn cầu,

tập trung tại 3 khu vực chính là Châu Âu, Bắc Mỹ và Châu . Trong đó Châu

đang thể hiện là khu vực năng nổ nhất trong xây dựng mới các turbine điện

gió,với Trung Quốc là nƣớc dẫn đầu thế giới về công suất các nhà máy điện gió

đƣợc lắp đặt. Theo GWEC, Trung Quốc sẽ tiếp tục giữ vị trí này với mục tiêu

Hình 1.6 Tổng công suất điện gió tại Trung Quốc giai đoạn 2001 - 2012

Nguồn: GWEC, 2013, Global wind report: Annual markert update 2012

công suất lắp mới hàng năm vào khoảng 14 – 15 GW trong những năm tới.

Tuy nhiên, nếu đánh giá theo trình độ phát triển kinh tế của các nƣớc với

mức độ phát triển điện gió thì có thể thấy là hầu hết các khu vực, các nƣớc phát

triển điện gió trên thế giới là các nƣớc có trình độ khoa học công nghệ phát triển

cao hoặc là các nƣớc nền kinh tế mới nổi hoặc nền kinh tế lớn. Trung Quốc và

Ấn Độ là các ví dụ về các nƣớc đang phát triển nhƣng phát triển điện gió rất

mạnh. Tuy nhiên đây lại là các nƣớc có nền kinh tế lớn hàng đầu thế giới [33].

1.1.2 Nghiên cứu xây dựng NAMA hỗ trợ phát triển điện gió

Trên thế giới hiện nay, có rất nhiều nƣớc đang bắt tay xây dựng các

NAMA hỗ trợ phát triển điện gió. Theo thống kê của website đăng ký NAMA

của UNFCCC, số lƣợng các NAMA đăng ký tìm kiếm tài trợ có liên quan đến

điện gió trên thế giới khoảng 8 dự án. Đa phần các dự án này mới chỉ ở dạng đề

xuất và đƣợc đăng ký lên UNFCCC nhằm tìm kiếm hỗ trợ từ các nƣớc phát triển

và các tổ chức quốc tế nhằm có nguồn lực thực hiện xây dựng chi tiết và triển

khai hoạt động. Vì thế, thông tin từ các đề xuất NAMA không đủ chi tiết để

Bảng 1.2 Một số NAMA liên quan đến điện gió đã đăng ký lên UNFCCC để tìm kiếm

hỗ trợ

phân tích các hoạt động NAMA điện gió trên thế giới.

ID

Quốc

Tên hoạt động

Lĩnh vực

Hiện trạng

gia

S-140 Pakistan

Chiến lược tăng cường bán điện lên

Cung cấp năng lượng Tìm kiếm hỗ trợ để

lưới từ các dự án điện gió

xây dựng

S-4

Uruguay

Chươn trình lồng ghép năng lượng gió Cung cấp năng lượng Tìm kiếm hỗ trợ để

xây dựng

S-121 Sudan

Xây dựng feed-in tariff NAMA cho NLTT Cung cấp năng lượng Tìm kiếm hỗ trợ để

xây dựng

S-23

Jordan

Tiết kiệm nhiên liệu và hạn chế phát

Cung cấp năng lượng Tìm kiếm hỗ trợ để

thải

xây dựng

R-7

Uruguay

Thúc đẩy sự tham gia của NLTT trong

Cung cấp năng lượng Tìm kiếm hỗ trợ để

cơ cấu năng lượng quốc gia

xây dựng

S-134 Pakistan

Hỗ trợ cơ chế thúc đẩy nhằm đạt được

Cung cấp năng lượng Tìm kiếm hỗ trợ để

mục tiêu 3GW NLTT và thay thế trong 7

xây dựng

năm

S-48 Cook

Hỗ trợ thực hiện 100% NLTT vào năm

Cung cấp năng lượng Tìm kiếm hỗ trợ để

Islands

2020

xây dựng

S-8

Chile

Mở rộng hệ thống NLTT tự cấp tại chỗ

Cung cấp năng lượng Tìm kiếm hỗ trợ để

ở Chile

xây dựng

Nguồn : http://www4.unfccc.int/sites/nama/SitePages/Home.aspx

Tại website NAMA database, một số thông tin về các NAMA có liên

quan đến điện gió của một số quốc gia nhƣng chƣa đƣợc đăng ký với UNFCCC

đƣợc cung cấp. Tuy nhiên các thông tin này cũng tƣơng đối đơn giản và không

Bảng 1.3 Một số NAMA liên quan đến năng lượng gió chưa đăng ký với UNFCCC

chi tiết.

Quốc

Tên hoạt động Mục tiêu

Thời gian Hiện trạng

ST

T

gia

Tunisia

2012-2016

Kế hoạch Solaire, NAMA

Đang tìm kiếm tài trợ

Ai Cập

Đầu tư NLTT

2011

Nghiên cứu khả thi

Gambia

NAMA NLTT

2012

Đang xây dựng

Mali

2012

Đang xây dựng

Triển khai 40 dự án khuyến khích biogas, năng lượng gió, mặt trời và các biện pháp sử dụng năng lượng hiệu quả Thực hiện mục tiêu 20% NLTT năm 2020. Xây dựng Feed-in tariff cho một số nguồn NLTT Tăng tỉ lệ NLTT lên 20% thông qua lắp đặt các turbine gió công suất 150-200kW dọc bở biển và pin năng lượng mặt trời Giảm phát thải 1.285.034 tấn CO2/năm thông qua sản xuất NLTT

Jordan

2014

Đang xây dựng

Uganda

NAMA NLTT và sử dụng năng lượng hiệu quả NAMA điện gió Hỗ trợ chính phủ đạt được mục tiêu 10% NLTT trên tổng nhu cầu năng lượng vào năm 2020 Xây dựng feed-in tariff và tín chỉ các-bon

NAMA hỗ trợ nối lưới cho NLTT

Không có thông tin

Indonesi

Renewable energy NAMA

Không có thông tin

Đang xây dựng

Chile

2012

Quỹ bình ổn giá cho NLTT

Đang xây dựng

Đạt công suất 1225 MW NLTT và giảm phát thải hơn 4,2 triệu tấn CO2 vào năm 2020 Thành lập quỹ bình ổn giá cho NLTT nhằm ứng phó với các biến động của thị trường năng lượng

Nguồn: http://www.nama-database.org

Nhìn vào một số NAMA liên quan đến năng lƣợng gió đƣợc thu thập từ 2

nguồn kể trên, có thể thấy là rất nhiều hoạt động hỗ trợ năng lƣợng gió đƣợc lồng

ghép vào các chƣơng trình/hoạt động về NLTT của các quốc gia (thƣờng đƣợc lồng

ghép vào các NAMA NLTT). Đây là điều dễ hiểu vì nhƣ vậy sẽ có một NAMA

bao quát các nguồn NLTT và có khung chính sách hỗ trợ hoàn thiện hơn.

Tuy vậy có thể thấy là hầu hết các NAMA vẫn hiện trong tình trạng đang

xây dựng hoặc đang chờ hỗ trợ. Các thông tin thu đƣợc từ 2 nguồn này không

cho thấy đƣợc tiến độ triển khai của các NAMA nêu trên. Vì thế, nghiên cứu sẽ

tập trung vào các nghiên cứu các giải pháp xây dựng chính sách hỗ trợ chuẩn bị

cho việc thực hiệnNAMA (đƣợc trình bày trong Chƣơng 2) và từ đó đề xuất

NAMA điện gió thay vì đi từ kinh nghiệm xây dựng NAMA điện gió của các

nƣớc khác.

1.1.3 Các vấn đề trong xây dựng hệ thống MRV cho NAMA điện gió

Xây dựng hệ thống MRV là yêu cầu bắt buộc và đƣợc nhất trí bởi các Bên

tham gia UNFCCC đối với tất cả các NAMA. Mặc dù hiện nay vẫn chƣa có các

nghiên cứu hoặc hƣớng dẫn cụ thể đối với phƣơng thức xây dựng hệ thống

MRV cho NAMA điện gió, tuy nhiên hệ thống này sẽ có những đặc điểm chung

của một hệ thống MRV đã đƣợc một số tổ chức quốc tế thực hiện nghiên cứu

trong thời gian qua.

Chức năng chính của hoạt động MRV, theo nghiên cứu của Tổ chức đối

tác quốc tế về giảm nhẹ BĐKH và MRV, là nhằm tăng cƣờng tính minh bạch

thông qua giám sát mức độ phát thải KNK quốc gia, các nguồn tài chính khí hậu

và tác động của các hoạt động giảm nhẹ phát thải KNK [21]. Hệ thống MRV vì

thế có thể xây dựng để thực hiện cho nhóm hoạt động riêng biệt (MRV phát thải

KNK, MRV cho tài chính) và theo từng cấp độ khác nhau (MRV phát thải KNK

cấp quốc gia, cấp tổ chức, cấp chính sách, cấp dự án) và vì vậy việc xây dựng

Hình 1.7 Những vấn đề chính của MRV Nguồn: International Partnership on Mitigation and MRV,2013, Elements and options for national MRV systems

MRV sẽ phụ thuộc vào mục đích cụ thể mà MRV phải thực hiện.

Đối với các hoạt động MRV cho các chính sách, việc xây dựng hệ thống

MRV cùng các chỉ số giám sát cần phải đƣợc đặt trong một chu trình xây dựng,

triển khai và đánh giá chính sách thống nhất và cụ thể. Đồng thời không nên

tách rời hệ thống MRV này với các quy định sẵn có đối với chính sách của từng

Hình 1.8 MRV trong chu trình chính sách Nguồn: International Partnership on Mitigation and MRV,2013, Elements and options for national MRV systems

quốc gia.

Tổ chức đối tác quốc tế về giảm nhẹ BĐKH và MRV khi nghiên cứu về

các ví dụ thực hành tốt chiến lƣợc phát triển phát thải thấp (Low emission

development strategy – LEDs), NAMA và MRV tại một số nƣớc đã kết luận

Bảng 1.4 Các yêu cầu đối với một hệ thống MRV

rằng một hệ thống MRV tốt cần phải đảm bảo những yêu cầu nhƣ sau [22]:

Hoạt động Yêu cầu

Giám sát/ đo đạc phát thải KNK, các biện pháp và chính sách giảm nhẹ

• Thiết lập một hệ thống giám sát phát thải KNK thƣờng xuyên đối với mọi lĩnh vực, hoạt động kinh tế xã hội. • Xây dựng các kịch bản phát thải. • Giám sát chặt chẽ các nguồn tài chính và nhân lực phục vụ các hoạt động giảm nhẹ phát thải. • Xây dựng quy trình đảm bảo chất lƣợng giám sát (QA). • Xây dựng các phƣơng pháp định lƣợng giảm phát thải KNK trực tiếp, gián tiếp và dài hạn cùng các chi phí/ đồng lợi ích phát triển bền vững. • Xây dựng các đƣờng phát thải cơ sở, các chỉ số giám sát và chuỗi kết quả dự kiến.

Báo cáo

• Bao gồm việc báo cáo thƣờng xuyên và báo cáo bổ sung về tiến độ, hiệu quả các biện pháp giảm nhẹ phát thải. • Bao gồm hoạt động kiểm kê KNK quốc gia, ngành, địa phƣơng

• Đáp ứng các yêu cầu của báo cáo cập nhật 2 năm 1 lần BUR

Thẩm định

Nguồn: International Partnership on Mitigation and MRV, 2014

• Cần có đơn vị chuyên trách độc lập thực hiện công tác thẩm định tính chính xác và chất lƣợng của các thông tin đƣợc báo cáo • Cần phải đáp ứng đƣợc các tiêu chuẩn phân tích đánh giá quốc tế

Cũng theo báo cáo này, kết quả nghiên cứu trƣờng hợp của Mexico và

một số quốc gia khác khi thực hiện xây dựng hệ thống MRV đã đƣa ra một số

lƣu ý quan trọng nhƣ sau:

 Thách thức chính đối với xây dựng một khung thể chế MRV tại các

nƣớc đang phát triển là đảm bảo đây là một hệ thống hoàn chỉnh.

 Triển khai một hệ thống MRV sẽ rất khó khăn khi không có kế hoạch

chi tiết. Vì thế phân bổ nguồn lực vào lập kế hoạch và cơ chế phối hợp thực hiện

là rất quan trọng nhằm đảm bảo tránh trùng lặp khi thực hiện báo cáo, đảm bảo

chất lƣợng và tăng cƣờng khả năng so sánh đƣợc của số liệu giám sát.

 Phƣơng pháp luận và cách thức thực hiện thƣờng không đạt đƣợc sự

nhất trí khi bắt đầu xây dựng hoặc triển khai các chính sách, hoạt động giảm nhẹ

vì số liệu và các mô hình đƣợc sử dụng theo những phƣơng pháp tiếp cận khác

nhau (từ dƣới lên hoặc từ trên xuống). Điều này làm tăng mức độ không chắc

chắn của các hoạt động giảm nhẹ phát thải cũng nhƣ xác định các lựa chọn giảm

nhẹ phát thải.

 Sử dụng hài hòa các nguồn lực trong nƣớc và quốc tế đòi hỏi phải đƣợc

thực hiện theo cách có thể đạt đƣợc hiệu quả tối đa đối với khung thể chế trong

nƣớc, tạo ra một hệ thống MRV đƣợc thực hiện liên tục, ổn định và hiệu quả.

 Cần xây dựng các bộ các chỉ số giám sát riêng cho việc thực hiện MRV

đối với từng ngành, lĩnh vực hoặc thậm chí là đối với từng dự án.

Đây là những lƣu ý quan trọng khi thực hiện xây dựng và triển khai hệ

thống MRV quốc gia nhằm đảm bảo hiệu quả của MRV cho các chính sách và

hoạt động giảm nhẹ phát thải. Xây dựng quy trình MRV cho một NAMA riêng

biệt nhƣ NAMA điện gió cần phải đƣợc đặt trong bối cảnh của một hệ thống

MRV quốc gia nhằm đảm bảo tính thống nhất, khả năng so sánh, tính toàn diện

đối với các số liệu kết quả thực hiện NAMA. Từ các yêu cầu và lƣu ý nêu trên,

tại Chƣơng 3, nghiên cứu sẽ đề xuất một bộ chỉ số MRV cho NAMA cho điện

gió, mặc dù trên thực tế là một khung MRV quốc gia hoặc MRV ngành vẫn

chƣa đƣợc xây dựng tại Việt Nam.

1.2 Bối cảnh phát triển điện gió tại Việt Nam

1.2.1 Tiềm năng năng lƣợng gió ở Việt Nam

Tiềm năng năng lƣợng gió tại Việt Nam đƣợc đánh giá là khá tốt trong

khu vực. Từ năm 2001 đến năm 2010, Việt Nam đã thực hiện một số dự án khảo

sát tiềm năng năng lƣợng gió tại một số điểm trên cả nƣớc với hỗ trợ từ quốc tế.

Kết quả thu đƣợc từ các dự án này đƣợc tổng hợp và sử dụng làm cơ sở tính toán

tiềm năng phát triển điện gió trong nghiên cứu này.

Trong năm 2001, Ngân hàng thế giới tài trợ cho dự án xây dựng bản đồ

gió cho 4 nƣớc là Campuchia, Lào, Thái Lan và Việt Nam [16]. Nghiên cứu này

đƣa ra ƣớc tính sơ bộ về tiềm năng gió của Việt Nam bằng kết quả chạy mô hình

mô phỏng với dữ liệu gió lấy từ trạm khí tƣợng thủy văn. Nghiên cứu cho kết

quả là Việt Nam có tiềm năng gió lớn nhất trong 4 nƣớc thuộc phạm vi dự án:

39% diện tích Việt Nam có tốc độ gió trung bình hàng năm lớn hơn 6m/s ở độ

cao 65m, tƣơng đƣơng với công suất 512 GW. Những khu vực đƣợc hứa hẹn có

tiềm năng lớn trên toàn lãnh thổ là khu vực ven biển và cao nguyên miền nam

Bảng 1.5 Tiềm năng gió của Việt Nam ở độ cao 65m so với mặt đất theo Worldbank

Trung Bộ và Nam Bộ.

Tốc độ gió trung bình Rất cao > 9m/s

Thấp < 6m/s

Trung bình 6 – 7 m/s 100.367 Tƣơng đối cao 7 – 8 m/s 25.679 Cao 8 – 9 m/s 2.178 111 Diện tích (km2)

197.2 42 60,6% - 30,8% 401.444 7,9% 102.716 0,7% 8.748

452

Nguồn: GIZ/MOIT, 2011 Thông tin về năng lượng gió ở Việt Nam

Diện tích (%) Tiềm năng (MW)

Năm 2007, EVN cũng đã tiến hành nghiên cứu đánh giá tiềm năng gió,

xác định các vùng thích hợp cho phát triển điện gió trên toàn lãnh thổ với công

suất kỹ thuật 1.785 MW [16]. Trong đó miền Trung Bộ đƣợc xem là có tiềm

năng gió lớn nhất cả nƣớc với khoảng 880 MW tập trung ở hai tỉnh Quảng Bình

và Bình Định, tiếp đến vùng có tiềm năng thứ hai là miền Nam Trung Bộ với

công suất khoảng 855 MW, tập trungở hai tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận.

Ngoài ra, Bộ Công thƣơng và Ngân hàng Thế giới vào năm 2010 đã tiến

hành cập nhật thêm số liệu quan trắc (đo gió ở 3 điểm) vào bản đồ tiềm năng gió

ở độ cao 80 m cho Việt Nam [16]. Kết quả cho thấy tiềm năngnăng lƣợng gió ở

độ cao 80 m so với mặt đất là trên 2.400 MW (tốc độ gió trung bình năm trên

Bảng 1.6 Tiềm năng gió tại độ cao 80m theo atlas tài nguyên gió

7m/s)

Tốc độ gió trung bình

< 4 m/s

4 – 5 m/s

5 – 6 m/s

6 – 7 m/s

7 – 8 m/s

8 – 9 m/s

> 9 m/s

95.916

70.868

40.473

2.435

220

Diện tích (km)

45.7

33.8

19.3

1.2

0.1

0.01

Diện tích (%)

956.161 708.678

404.732

24.351

2.202

200

Tiềm năng (MW)

Nguồn: GIZ/MOIT, 2011 Thông tin về năng lượng gió ở Việt Nam

Theo các kết quả đo đạc, tính toán từ các dự án trên cho thấy tiềm năng

gió của Việt Nam rất phù hợp để phát triển điện gió. Với tiềm năng gió nhƣ vậy,

mục tiêu đạt công suất điện gió lắp đặt 1000MW vào năm 2020 và 6000 MW

năm 2030 là hoàn toàn khả thi về mặt tiềm năng năng lƣợng gió. Trong kịch bản

tối đa, cứ cho là có thể khai thác hết đƣợc tiềm năng (với độ tốc độ gió > 6m/s)

thì công suất điện gió cũng tối đa cung cấp đƣợc khoảng 10% sản lƣợng điện

năm 2030 (theo quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 -2020,

tính đến năm 2030).

1.2.2 Phát triển điện gió trong quy hoạch phát triển năng lƣợng

Do nhu cầu sử dụng điện gia tăng theo đà phát triển kinh tế xã hội nên

tiêu thụ điện tại Việt Nam liên tục tăng cao trong những năm qua. Trong cơ cấu

tiêu thụ điện quốc gia, công nghiệp là ngành chiếm tỉ trọng tiêu thụ điện năng

nhiều nhất với tốc độ tăng từ 47.4% lên đến 52% tổng sản lƣợng tiêu thụ điện

tƣơng ứng trong năm 2006 và 2010. Tiêu thụ điện hộ gia đình chiếm đứng thứ

hai nhƣng hiện có xu hƣớng giảm do tốc độ công nghiệp hoá nhanh của Việt

Nam, từ 42.9% năm 2006 xuống 38.2% năm 2010. Nông nghiệp, dịch vụ và các

ngành khác chiếm khoảng 10% tổng sản lƣợng tiêu thụ điện năng.

S TT Lĩnh vực

Bảng 1.7 Tiêu thụ điện theo ngành trong khoảng thời gian 2006-2010 2008 (%)

2005 (%) 2007 (%) 2006 (%) 2009 (%)

1 Nông nghiệp 1.3 1.1 1 1 0.9

2 Công nghiệp 45.8 47.4 50 50.7 50.6

Dịch vụ (Thƣơng mại, khách sạn và nhà hàng) 3 4.9 4.8 4.8 4.8 4.6

4 Hộ gia đình 43.9 42.9 40.6 40.1 40.1

Nguồn: Tổng sơ đồ điện VII

5 Khác 4.1 3.8 3.7 3.5 3.7

Vấn đề của ngành điện là tốc độ tăng của tiêu thụ điện vƣợt xa tốc độ tăng

trƣởng GDP trong cùng kỳ.Trong giai đoạn 1995-2005 tốc độ tăng tiêu thụ điện

hàng năm là hơn 14.9% trong khi tốc độ tăng trƣởng GDP bình quân hàng năm

chỉ là 7.2%. Tốc độ tăng tiêu thụ điện cao nhất thuộc về ngành công nghiệp

(16.1%) và sau đó là hộ gia đình (14%). Trong tƣơng lai, theo quy hoạch phát

triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 (Tổng sơ đồ

điện VII), nhu cầu điện của Việt Nam tiếp tục tăng từ 14-16%/năm trong thời kỳ

2011-2015 và sau đó giảm dần xuống 11.15%/năm trong thời kỳ 2016-2020 và

7.4-8.4%/năm cho giai đoạn 2021-2030.

Trong Tổng sơ đồ điện VII cho giai đoạn 2010-2020 tầm nhìn 2030,

Chính phủ đã đƣa ra các mục tiêu về sản xuất và nhập khẩu điện bao gồm:

 Sản xuất và nhập khẩu tổng cộng 194 - 210 tỉ kWh đến năm 2015, 330 -

362 tỉ kWh năm 2020, và 695 - 834 tỉ kWh năm 2030;

 Ƣu tiên sản xuất điện từ nguồn NLTT bằng cách tăng tỷ lệ điện năng

sản xuất từ nguồn năng lƣợng này từ mức 3.5% năm 2010 lên 4.5% tổng điện

năng sản xuất vào năm 2020 và 6% vào năm 2030;

 Giảm hệ số đàn hồi điện/GDP từ bình quân 2.0 hiện nay xuống còn

bằng 1.5 năm 2015 và 1.0 năm 2020;

 Đẩy nhanh chƣơng trình điện khí hoá nông thôn miền núi đảm bảo đến

năm 2020 hầu hết số hộ dân nông thôn có điện;

Các chiến lƣợc, giải pháp đề xuất để đạt các mục tiêu nói trên bao gồm:

 Đa dạng hoá các nguồn sản xuất điện nội địa bao gồm các nguồn điện

truyền thống (nhƣ than và ga) và các nguồn mới (nhƣ NLTT và điện nguyên tử);

 Phát triển cân đối công suất nguồn trên từng miền: Bắc, Trung và Nam,

đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trên từng hệ thống điện miền nhằm giảm tổn

thất truyền tải, chia sẻ công suất nguồn dự trữ và khai thác hiệu quả các nhà máy

thuỷ điện trong các mùa;

 Phát triển nguồn điện mới đi đôi với đổi mới công nghệ các nhà máy

đang vận hành;

 Đa dạng hoá các hình thức đầu tƣ phát triển nguồn điện nhằm tăng

cƣờng cạnh tranh nâng cao hiệu quả kinh tế;

Cơ cấu các nguồn điện cho giai đoạn 2010-2020 tầm nhìn 2030 đã đƣợc

đề ra trong Tổng sơ đồ VII đƣợc tóm tắt ở bảng 1.8.Theo đó, nguồn điện quan

trọng nhất vẫn là than và nhiệt điện. Điện nguyên tử và NLTT chiếm tỉ trọng

tƣơng đối cao vào giai đoạn 2010-2020 và sẽ có vai trò lớn hơn trong giai đoạn

2020 - 2030. Thuỷ điện không có nhiều thay đổi trong giai đoạn 2010-2020 và

Bảng 1.8 Cơ cấu nguồn điện theo công suất và sản lượng cho giai đoạn 2010-2020 tầm nhìn 2030

2020-2030 vì thuỷ điện gần nhƣ đã đƣợc khai thác hết tiềm năng.

2020 2030

S Nguồn điện TT

Tổng công suất lắp đặt (MW) Thị phần trong tổng sản lƣợng điện (%) Tổng công suất lắp đặt (MW) Thị phần trong tổng sản lƣợng điện (%)

Thị phần trong tổng công suất lắp đặt (%) 48.0 Thị phần trong tổng công suất lắp đặt (%) 51.6 36,000 46.8 75,000 56.4 1 Nhiệt điện

10,400 13.9 20.0 11,300 7.7 10.5

than 2 Nhà máy nhiệt điện tua bin khí

2,000 2.6 4.0 6,000 4.1 3.9

17,400 23.1 19.6 N/A 11.8 9.3

1,800 2.4 5,700 3.8

4,200 5.6 4.5 13,800 9.4 6.0 3 Nhà máy nhiệt điện chạy tua bin khí LNG 4 Nhà máy thuỷ điện 5 Nhà máy thuỷ điện tích năng 6 NLTT. Trong

500 0.66 0.6 2,000 1.3 1.1

1,000 1.3 0.7 6,200 3.7 2.4

1,000 1.3 2.1 10,700 6.6 10.1 đó: 6.1 Nhà máy điện sinh khối 6.2 Nhà máy điện gió 8 Nhà máy

điện nguyên tử

2,200 3.1 3.0 7,000 4.9 3.8 9 Nhập khẩu

Nguồn: Tổng sơ đồ điện VII

Tổng 75,000 100 100 146,800 100 100

Nếu nhìn vào trong quy hoạch cơ cấu nguồn điện này thì mục tiêu thị

phần điện gió trong tổng công suất lắp đặt tƣơng đối khiêm tốn, khoảng 1,33%

vào năm 2020 và 4,2% vào năm 2030. Nhƣ vậy, dù đạt đƣợc các mục tiêu nhƣ

trong Tổng sơ đồ điện VII đề ra thì thị phần của điện gió so với các nguồn điện

khác vẫn là rất thấp. Kể cả khi so sánh tốc độ phát triển điện gió (theo các mục

tiêu đề ra) với dự báo tốc độ gia tăng nhu cầu sử dụng điện thì tốc độ phát triển

điện gió vẫn chậm hơn khá nhiều. Trong khi đó nguồn điện từ NLTT thứ hai là

điện sinh khối còn có mục tiêu phát triển thấp hơn cả điện gió.

Với mục tiêu thấp nhƣ vậy, khó có thể nói là Chính phủ đặt định hƣớng

tập trung phát triển điện gió vì thực ra so với tốc độ tăng nhu cầu sản xuất điện

thì mục tiêu nhƣ vậy thực ra là không có nhiều đóng góp đáng kể. Lí do có thể

vì Chính phủ cho rằng công nghệ phát triển điện gió chƣa thể đáp ứng đƣợc nhu

cầu điện trong khi giá thành đầu tƣ vẫn rất cao so với các công nghệ khác. Tuy

nhiên, phát triển điện gió sẽ giúp giảm bớt phụ thuộc vào nhập khẩu, vấn đề đặt

ra là chi phí nhập khẩu điện có thấp hơn so với chi phí đầu tƣ cho điện gió (chƣa

xét đến vấn đề đảm bảo an ninh năng lƣợng mà đơn thuần là vấn đề kinh tế). Để

làm rõ vấn đề này cần phải có các kịch bản về giá điện nhập khẩu và kịch bản về

chi phí đầu tƣ cho điện gió trong tƣơng lai.

1.2.3 Tình hình phát triển điện gió ở Việt Nam

Tính đến nay, có khoảng 48 dự án điện gió đã đăng ký trên toàn bộ lãnh

thổ Việt Nam với tổng công suất vào khoảng 5000 MW, quy mô công suất trung

bình của mỗi dự án từ 6 MW đến 250 MW [16]. Tuy nhiên, hiện nay do suất đầu

tƣ của dự án điện gió vẫn còn khá cao, trong khi giá mua điện gió là khá thấp

1.614 đồng/ kWh (tƣơng đƣơng khoảng 7,8 UScents/ kWh) đƣợc xem là chƣa

hấp dẫn các nhà đầu tƣ điện gió nên đến nay mới có một số dự án đã hoàn thành

giai đoạn 1.

Dự án đầu tiên là tại Tuy Phong, Bình Thuận có tổng công suất giai đoạn

1 là 30MW (20 cột gió với công suất mỗi cột là 1.5 MW) với tổng sản lƣợng vào

khoảng 85 triệu KWh/năm. Theo kế hoạch thì giai đoạn 2 của dự án với 60 cột

gió dự kiến sẽ nâng tổng công suất lên 120 MW. Cũng tại tỉnh Bình Thuận, sau

dự án Tuy Phong là dự án ở đảo Phú Quý với 3 cột gió có tổng công suất là

6MW đã lắp đặt xong

Tại tỉnh Bạc Liêu, dự án điện gió trên biển đầu tiên và lớn nhất Việt Nam

do Công ty TNHH Xây dựng – Thƣơng mại và Du lịch Công Lý làm chủ đầu tƣ

đã hoàn thành giai đoạn 1 của dự án vào năm 2012 với 10 cột gió có tổng công

suất là 16 MW và sản lƣợng dự kiến là 56 triệu kWh/năm. Giai đoạn 2 của dự án

đang đƣợc thực hiện với 52 cột gió dự kiến sẽ nâng tổng công suất của dự án lên

99.2 MW. Dự kiến sau khi giai đoạn 2 hoàn thành, rất có thể dự án điện gió tại

Bạc Liêu sẽ tiếp tục đƣợc đầu tƣ thêm 300 cột tuabin gió nữa, nâng tổng công

suất lên đến 480 MW, tức là gấp 4 lần giai đoạn 1 và 2 cộng lại

Hiện nay tại Việt Nam đã có một số nhà máy sản xuất thiết bị điện gió

bao gồm một số nhà máy sau:

 Tập đoàn GE Hoa Kỳ có nhà máy sản xuất máy phát cho tuabin gió đặt tại

khu công nghiệp Nomura, thành phố Hải Phòng (vốn đầu tƣ lên tới 61 triệu USD);

 Công ty Fuhrlaender Đức cũng đang dự định xây dựng nhà máy sản

xuất tuabin gió ở Bình Thuận (vốn đầu tƣ là 25 triệu USD);

 Công ty TNHH CS Wind Tower (100% vốn đầu tƣ của Hàn Quốc) ở

khu công nghiệp Phú Mỹ 1, huyện Tân Thành, tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu, đang

sản xuất và xuất khẩu tháp gió.

Công ty TNHH Công nghiệp Nặng VINA HALLA (100% vốn đầu tƣ của

Hàn Quốc) ở khu công nghiệp Mỹ Xuân B1, huyện Tân Thành, tỉnh Bà Rịa –

Vũng Tàu. Năng lực sản xuất hàng năm của công ty là khoảng 400 tháp gió và

đƣợc xuất khẩu đi các thị trƣờng nhƣ Hàn Quốc, Nhật Bản, Ý, Bỉ, Brazil, Hoa

Kỳ, cung cấp cho các dự án ở Hàn Quốc, Ả Rập Saudi, Ai Cập, Indonesia,

Philippines, Hoa Kỳ, và Việt Nam.

1.2.4 Một số chính sách về biến đổi khí hậu liên quan đến phát triển NLTT tại Việt Nam.

Xây dựng NAMA hỗ trợ phát triển điện gió trên lý thuyết là xây dựng các

chính sách hỗ trợ dƣới hình thức hoạt động giảm nhẹ phát thải KNK nhằm tạo

môi trƣờng thuận lợi cho việc đầu tƣ vào điện gió để đạt đƣợc các mục tiêu về

phát triển điện gió đƣợc đƣa ra. Vì vậy, bƣớc tổng hợp và nghiên cứu các chính

sách về biến đổi khí hậu đã ban hành có liên quan đến phát triển năng lƣợng, sản

xuất điện nói chung và điện gió nói riêng là rất cần thiết nhằm đánh giá những

thiếu hụt chính sách cần phải sửa đổi hoặc bổ sung.

Trong thời gian qua, Chính phủ Việt Nam đã xây dựng và ban hành một

số các chính sách quan trọng nhằm ứng phó với BĐKH tại Việt Nam có liên

quan đến phát triển năng lƣợng bao gồm:

a) Chiến lược quốc gia về BĐKH (NSCC- National Strategy on Climate

Change) đƣợc Bộ TN&MT xây dựng trình Chính phủ và đƣợc phê duyệtvào

năm 2011. Theo NSCC, các hoạt động giảm nhẹ phát thải KNK (bao gồm các

hoạt động trong lĩnh vực sản xuất và tiêu thụ năng lƣợng) phải đƣợc thực hiện

song song với các hoạt động thích ứng nhằm đảm bảo tính hiệu quả trong công

tác ứng phó với BĐKH [2].

b) Chiến lược quốc gia về tăng trưởng xanh (NGGS- National Green

Growth Strategy) đƣợc Bộ KH&ĐT xây dựng trình Chính phủ và đƣợc phê

duyệt vào năm 2012. Chiến lƣợc tăng trƣởng xanh là chiến lƣợc thúc đẩy quá

trình tái cấu trúc và hoàn thiện thể chế kinh tế theo hƣớng sử dụng hiệu quả hơn

tài nguyên thiên nhiên, nâng cao sức cạnh tranh của nền kinh tế, thông qua tăng

cƣờng đầu tƣ vào đổi mới công nghệ, vốn tự nhiên, công cụ kinh tế, từ đó góp

phần ứng phó với BĐKH, giảm nghèo và phát triển bền vững [3].

Chiến lƣợc tăng trƣởng xanh đã đề ra một loạt các mục tiêu cụ thể1 (mục

tiêu định lƣợng) nhằm giảm phát thải KNK cho thời kỳ 2011-2020 và tầm nhìn

đến năm 2030 và 2050.

Giai đoạn 2011-2020: Giảm cƣờng độ phát thải KNK 8-10% so với mực

năm 2010; Giảm tiêu hao năng lƣợng tính trên GDP 1-1,5% mỗi năm; Giảm

lƣợng phát thải KNK trong các hoạt động năng lƣợng từ 10-20% so với phƣơng

án phát triển bình thƣờng. Trong đó mức tự nguyện khoảng 10%, 10% còn lại

đƣợc thực hiện khi có hỗ trợ quốc tế.

Định hƣớng đến năm 2030: Giảm mức phát thải KNK mỗi năm ít nhất

1,5-2%; Giảm lƣợng phát thải KNK trong các hoạt động năng lƣợng từ 20-30%

so với phƣơng án phát triển thông thƣờng. Trong đó mức tự nguyện khoảng

20%, 10% còn lại khi có thêm hỗ trợ quốc tế.

Các hoạt động năng lƣợng ở đây có thể đƣợc hiểu là bao gồm cả các hoạt

động sản xuất và tiêu thụ năng lƣợng. Trong đó việc thay thế sử dụng nhiên liêu

hóa thạch bằng khai thác các nguồn NLTT là một trong những giải pháp nhằm

đạt đƣợc các mục tiêu giảm phát thải KNK này.

Định hƣớng đến năm 2050: Giảm mức phát thải KNK mỗi năm 1,5-2%.

c) Đóng góp dự kiến do quốc gia tự quyết định (iNDC)của Việt Nam

iNDC của Việt Nam bao gồm hợp phần giảm nhẹ phát thải KNK và hợp

phần thích ứng với BĐKH. Hợp phần giảm nhẹ phát thải KNK bao gồm các

đóng góp vô điều kiện và đóng góp có điều kiện. Các đóng góp vô điều kiện là

1Tuy nhiên NGGS chưa chỉ rõ kịch bản phát thải để làm căn cứ đưa ra các mục tiêu giảm phát thải. Đồng thời cũng chưa giải thích rõ về mức tiêu hao năng lượng tính trên GDP và BAU làm căn cứ cho mức giảm tiêu hao năng lượng tính trên GDP.

các hoạt động sẽ đƣợc thực hiện bằng nguồn lực trong nƣớc, trong khi đó các

đóng góp có điều kiện là những hoạt động có thể đƣợc thực hiện nếu nhận đƣợc

nguồn hỗ trợ tài chính mới và bổ sung, chuyển giao công nghệ và tăngcƣờng

năng lực từ quốc tế. INDC của Việt Nam xác định lộ trình giảm nhẹ phát thải

KNK trong giai đoạn 2021 - 2030. Theo đó “… Bằng nguồn lực trong nước, đến

năm 2030 sẽ giảm 8% lượng phát thải KNK so với Kịch bản phát triển thông

thường (BAU). Đóng góp nêu trên có thể tăng lên thành 25% nếu nhận được hỗ trợ quốc tế...”2

Bảng 1.9 Cam kết đóng góp giảm nhẹ phát thải KNK trong iNDC của Việt Nam

Các đóng góp về giảm nhẹ phát thải KNK trong iNDC đƣợc tóm tắt trong bảng sau:

Giảm nhẹ phát thải khí nhà kính so với BAU

Hình thức đóng góp

Phạm vi

Toàn nền kinh tế bao gồm các lĩnh vực cụ thể: 1. Năng lƣợng a. Phát thải từ đốt nhiên liệu: - Công nghiệp năng lƣợng; - Sản xuất công nghiệp và xây dựng; - Giao thông vận tải; - Khác: Gia dụng, Nông nghiệp và Dịch vụ thƣơng mại. b. Phát thải do phát tán: - Than; - Khí tự nhiên và dầu mỏ. 2. Nông nghiệp - Tiêu hóa thức ăn; - Quản lý phân hữu cơ; - Canh tác lúa; - Đất nông nghiệp; - Đốt nƣơng rẫy; - Đốt phụ phẩm nông nghiệp. 3. Sử dụng đất, Thay đổi sử dụng đất và Lâm nghiệp (LULUCF) - Đất rừng; - Đất trồng trọt; - Đất đồng cỏ; - Đất ngập nƣớc; - Đất ở; - Đất khác. 4. Chất thải - Bãi chôn lấp rác thải;

2Đóng góp dự kiến do quốc gia tự quyết định của Việt nam

- Nƣớc thải công nghiệp; - Nƣớc thải sinh hoạt; - Chất thải con ngƣời; - Đốt chất thải rắn.

Các loại khí nhà kính Carbon dioxide (CO2), Methane (CH4), Nitrous oxide (N2O), Hydrofluorocarbons (HFCs), Perfluorocarbons (PFCs), Sulfur hexafluoride(SF6).

Giai đoạn Từ 01/01/2021 đến 31/12/2030

Phƣơngpháp tínhphát thải vàsố liệu - Hƣớng dẫn của Ban Liên chính phủ về BĐKH (IPCC); - Niên giám thống kê quốc gia, kế hoạch phát triển kinh tế - xã hội quốc gia và số liệu hoạt động ngành.

Đơn vị đƣợcáp dụng

Giá trị GWP 100 trong Báo cáo đánh giá lần thứ 4 của IPCC (2007): • CO2 = 1 • CH4= 25 • N2O = 298

Kịch bảnphát triểnthôngthƣờng

BAU đƣợc xây dựng trên giả thiết: Tăng trƣởng kinh tế chƣa xét đến các chính sách BĐKH hiện có. BAU bắt đầu từ năm 2010 (năm thực hiện kiểm kê KNK gần nhất) và bao gồm các lĩnh vực năng lƣợng, nông nghiệp, chất thải và LULUCF. • Phát thải KNK năm 2010: 246,8 triệu tấn CO2tđ • Ƣớc tính cho năm 2020 và 2030 (không bao gồm lĩnh vực các quá trình công nghiệp): - Năm 2020: 474,1 triệu tấn CO2tđ - Năm 2030: 787,4 triệu tấn CO2tđ

Mức đónggóp vô điềukiện

Bằng nguồn lực trong nƣớc, đến năm 2030 Việt Nam sẽ giảm 8% tổng lƣợng phát thải KNK so với BAU, trong đó: - Giảm 20% cƣờng độ phát thải trên một đơn vị GDP so với năm 2010; - Tăng độ che phủ rừng thành 45%.

Mức đónggóp có điềukiện

Mức đóng góp 8% ở trên có thể đƣợc tăng lên thành 25% khi nhận đƣợc hỗ trợ quốc tế thông qua hợp tác song phƣơng, đa phƣơng và thực hiện các cơ chế trong Thỏa thuận khí hậu toàn cầu mới, trong đó: - Giảm 30% cƣờng độ phát thải trên một đơn vị GDP so với năm 2010.

Các chính sách về BĐKH nêu trên ít nhiều đã cho thấy tầm quan trọng

của việc phát triển NLTT trong việc đạt đƣợc các mục tiêu giảm nhẹ phát thải

KNK tại Việt Nam. Tuy nhiên các chính sách này mới chỉ mang tính định hƣớng

mà chƣa đƣợc cụ thể thành các hoạt động hỗ trợ cho phát triển NLTT.

1.3 Tổng quan nghiên cứu về NAMA tại Việt Nam

1.3.1

Hiện nay, tại Việt Nam mới chỉ có một hƣớng dẫn về xây dựng NAMA

đƣợc công bố là “Hƣớng dẫn kỹ thuật xây dựng các hành động giảm nhẹ khí nhà

kính phù hợp với điều kiện quốc gia (NAMA)” do Viện Khí tƣợng Thủy văn và

Biến đổi khí hậu thuộc Bộ TN&MT thực hiện và ban hành năm 2013. Trong tài

liệu hƣớng dẫn này, những thông tin cơ bản về NAMA, các bƣớc xây dựng và

thực hiện NAMA, các nguồn tài chính có thể đƣợc tiếp cận cho việc thực hiện

NAMA ở Việt Nam và kinh nghiệm của các nƣớc trên thế giới trong xây dựng

và thực hiện NAMA đƣợc trình bày khá chi tiết. Một số các đề xuất NAMA

đƣợc thực hiện trong thời gian qua đã sử dụng những hƣớng dẫn của tài liệu này.

Một số các hoạt động liên quan tới NAMA trong thời gian qua đƣợc tổng hợp tại

Bảng 1.10 Một số đề xuất NAMA của Việt Nam tính đến tháng 6 năm 2014

Bảng dƣới đây:

Thời

gian

xây

Hoạt động đề xuất

Cơ quan xây dựng

dựng

IMHEN;

2013 - 2014

Vietnam UNESCAP

IMHEN;

2013 - 2014

Vietnam DMHCC; UNEP Risoe

MOIT; GIZ

2013

Sử dụng rác thải thành tài nguyên ở các thành phố của Việt Nam Hỗ trợ phát triển điện gió và biogas tại Việt Nam(dự án FIRM) Quỹ phát triển điện gió tại Việt Nam

2013 - 2014

Hỗ trợ phát triển biogas tại Việt Nam

Trung tâm BĐKH và phát triển bền vững; DMHCC; UNEP Risoe

IMHEN; Mai Ling Group

2013 - 2014

DMHCC; UNEP

2014

Nghiên cứu và ứng dụng xe điện và xe lai điện tại Việt Nam Sử dụng năng lƣợng hiệu quả tại các tòa nhà thƣơng mại

Các hoạt động NAMA này đã đƣợc thực hiện và hoàn thành ở các mức độ

khác nhau. Trong đó dự án FIRM với các mục tiêu xây dựng các hỗ trợ phát

triển điện gió tại Việt Nam do Cục KTTV&BĐKH (DMHCC) và Viện

KTTV&BĐKH thực hiện với sự hỗ trợ của UNEP Risoe trong 2 năm 2013 –

2014 đã đƣợc hoàn thành dƣới dạng một đề xuất NAMA (FIRM project –

Facilitating implementation and readiness for mitigation – dự án Tạo điều kiện

thuận lợi cho việc sẵn sàng chuẩn bị và thực hiện các hoạt động giảm nhẹ).

1.3.2 Các nghiên cứu về MRV cho NAMA tại Việt Nam

Hiện có 2 nghiên cứu về hệ thống MRV cho NAMA đã đƣợc thực hiện là

Hƣớng dẫn kỹ thuật xây dựng NAMA của Viện KTTV&BĐKH đã nêu ở các

mục trên và nghiên cứu“Đề xuất cơ cấu tổ chức cho hệ thống đo đạc, báo cáo và

thẩm định (MRV) cho NAMA cấp quốc gia và cấp ngành” do Lƣơng Quang

Huy thực hiện. Trong khi nghiên cứu của Viện KTTV&BĐKH trình bày các vấn

đề kỹ thuật cho hoạt động xây dụng hệ thống MRV thì nghiên cứu của Lƣơng

Quang Huy tập trung vào xây dựng mô hình cơ cấu, thể chế cho hệ thống MRV

quốc gia cho NAMA.

Theo Lƣơng Quang Huy, MRV cho NAMA đƣợc hiểu là các hoạt động

theo dõi, giám sát các NAMA đƣợc thực hiện nhằm đạt đƣợc mục tiêu giảm nhẹ

phát thải và đảm bảo các hỗ trợ về kỹ thuật, công nghệ và tài chính đã đƣợc cam

kết của các quốc gia phát triển đối với các nƣớc đang phát triển thực hiện

NAMA [5]. Vì vậy mục tiêu khi xây dựng MRV là: 1) xây dựng sự tin tƣởng

giữa các quốc gia phát triển và đang phát triển, 2) đánh giá tiến trình hƣớng tới

các mục tiêu toàn cầu về giảm phát thải nhằm đạt đƣợc mức tăng nhiệt độ trung

bình bề mặt toàn cầu không quá 2°C vào cuối thế kỷ này so với thời kỳ tiền công

nghiệp, 3) cung cấp các công nhận quốc tế về các hành động NAMA của các

quốc gia đang phát triển, 4) đánh giá các hỗ trợ cần thiết nhằm giảm nhẹ phát

thải và 5) xác định và chia sẻ các biện pháp tốt nhất để cải thiện quá trình thực

hiện các NAMA và 6) cung cấp các thông tin phản hồi về việc thực hiện chính

sách liên quan tới giảm nhẹ phát thải KNK. Đối tƣợng quản lý của cơ cấu tổ

chức một hệ thống MRV cấp quốc gia/cấp ngành bao gồm:

 Quá trình phát thải các KNK sau đây: các-bon điôxít (CO2), metan

(CH4), nitơ ôxít (N2O), hydrofluorocác-bon (HFCs), perfluorocác-bon (PFCs) và

sunfulrhexafluroide (SF6) và nitơ tri-florua (NF3) của tất cả các hoạt động phát

triển kinh tế - xã hội trên phạm vi toàn quốc.

 Các hoạt động giảm nhẹ phát thải hoặc hấp thụ KNK do các cá nhân, tổ

chức thực hiện.

 Tín chỉ các-bon đƣợc cấp dựa trên lƣợng KNK định lƣợng đƣợc cắt

giảm hoặc loại bỏ do các các hoạt động phát triển kinh tế - xã hội thực hiện

thông qua các hoạt động giảm nhẹ phát thải hoặc hấp thụ KNK.

Tuy nhiên, hệ thống MRV dựa trên các đối tƣợng quản lý nhƣ trên chƣa

đảm bảo đƣợc việc giám sát các chỉ số phi KNK của các hoạt động giảm nhẹ

phát thải. Có thể các chỉ số này sẽ đƣợc theo dõi bằng một hệ thống giám sát

khác sẵn có của quốc gia, nhƣng sẽ khó để đánh giá mức độ hiệu quả, tính bền

vững của NAMA nếu không đồng bộ các chỉ số này vào trong hệ thống MRV

của NAMA. Thách thức là việc đƣa các chỉ số phi KNK vào trong hệ thống

MRV sẽ đòi hỏi nhiều nguồn lực thực hiện hơn, phải xây dựng các hƣớng dẫn

khác nhau thực hiện MRV và có khả năng cao sẽ gặp các trƣờng hợp trùng lặp

công việc hoặc mâu thuẫn về phƣơng pháp với các hệ thống giám sát khác hiện

có. Việc có xây dựng một hệ thống MRV phục vụ cho cả việc giám sát các chỉ

số phi KNK hay không và xây dựng nhƣ thế nào đòi hỏi một nghiên cứu toàn

diện hơn.

Trong khi đó, Hƣớng dẫn kỹ thuật xây dựng NAMA đƣa ra một cách tiếp

cận rộng hơn để thực hiện MRV cho NAMA nhằm đánh giá tác động của

NAMA và mức độ đóng góp vào sự phát triển bền vững nhƣ sau [10]:

Tiêu chí/chỉ số “hành động” và “quá trình”có thể chứng minh rằng

NAMA đang đƣợc thực hiện và đem lại hiệu quả. Tiêu chí “hành động” có thể

bao gồm việc áp dụng thuế quan ƣu đãi cho NLTT, sử dụng thuế nhập khẩu đặc

biệt cho các công nghệ phát thải thấp. Tiêu chí “quá trình” có thể bao gồm số

lƣợng các chính sách, nghiên cứu về giảm nhẹ phát thải KNK, số lƣợng dự án

NLTT đƣợc đăng ký mới và tiêu chí này nên đƣợc so sánh với các dữ liệu lịch

sử và các xu thế để đánh giá hiệu quả tổng thể và tránh sự không chắc chắn liên

quan với dự báo BAU.

Tiêu chí/chỉ số về KNK sử dụng cho MRV bao gồm các tính toán tổng

lƣợng phát thải KNK, mức tham chiếu, và mức giảm phát thải KNK.

Tiêu chí/chỉ số phát triển bền vững (hay phi khí KNK) có thể bao gồm thu

nhập bình quân, tổng vốn đầu tƣ của tƣ nhân và công cộng (ví dụ, xây dựng các

tua-bin gió hoặc chuyển đổi phƣơng tiện giao thông công cộng), khả năng tiếp

cận năng lƣợng sạch, cải thiện chất lƣợng không khí và cải thiện sức khỏe ngƣời

dân. Các tiêu chí cụ thể về phát triển bền vững đƣợc trình bày chi tiết ở phần

sau.

Trách nhiệm thực hiện NAMA. Cách tiếp cận rộng hơn về đo đạc sẽ cung

cấp các thông tin cần thiết để đảm bảo trách nhiệm thực hiện NAMA và đánh

giá hiệu quả của NAMA thông qua các điều chỉnh chính sách trong nƣớc. Trách

nhiệm thực hiện NAMA đƣợc hỗ trợ và NAMA đơn phƣơng sẽ đƣợc chứng

minh bằng việc triển khai các hoạt động quy định trong đề xuất NAMA, quá

trình khắc phục các rào cản và mức độ của kết quả đạt đƣợc. Tiến hành MRV

bằng cách sử dụng chỉ số “hành động” và “quá trình” là một thành phần quan

trọng và hữu ích trong các thỏa thuận song phƣơng đối với NAMA đƣợc hỗ

trợ, với các chi tiết thỏa thuận giữacác nƣớc đang phát triển và các nhà tài trợ.

Hiệu quả của NAMA có thể đƣợc đánh giá qua một loạt các tiêu chí, bao

gồm tiêu chí “kết quả” (lƣợng giảm phát thải KNK, phát triển bền vững, …),

tiêu chí “quá trình”, hiệu quả chi phí. Hiệu quả chi phí có thể đƣợc xem xét một

cách truyền thống nhƣ chi phí cho một tấn CO2có thể cắt giảm, cũng có thể dựa

trên chỉ số “kết quả” (ví dụ, chi phí cho một MWh NLTT, chi phí cho việc

chuyển đổi sử dụng phƣơng tiện công cộng, …) và các chỉ số toàn diện về lợi

ích kinh tế và phát triển bền vững. Việc giám sát tài chính trực tiếp và gián tiếp

trong quá trình thực hiện NAMA sẽ cho thấy hiệu quả của tài trợ, cho dù từ

nguồn tài chính công hay tƣ nhân. Các nhà tài trợ có thể sẽ xem xét một loạt các

tiêu chí hiệu quả nhƣ vậy trƣớc khi quyết định lựa chọn những NAMA để tài

trợ. Các nhà tài trợ có thể dành ƣu tiên cho các đề xuất NAMA trong đó trình

bày rõ ràng kết quả đem lại trong ngắn hạn và đề xuất các lợi ích về cắt giảm

phát thải KNK và phát triển bền vững trong trung hạn và dài hạn.

Đối với hoạt động MRV cho NAMA chính sách, Hƣớng dẫn kỹ thuật

NAMA cho rằng hoạt động này là khác với cách tiếp cận MRV truyền thống

thông thƣờng với mục tiêu là xác định lƣợng giảm phát thải. Một vài NAMA

chính sách có thể đo đạc thông các hoạt động đƣợc coi là kết quả của chính sách

(ví dụ, số lƣợng các thoả thuận đã ký kết cho các dự án NLTT). Tuy nhiên, tác

động của các NAMA khác (ví dụ, tiêu chuẩn thiết bị hiệu quả năng lƣợng ảnh

hƣởng đến chất lƣợng môi trƣờng) sẽ khó có thể đo đạc, đặc biệt là việc xác

định đƣờng cơ sở trong trƣờng hợp này là không thể thực hiện đƣợc.

Kết luận Chƣơng 1

Thông qua hoạt động thu thập và phân tích các tài liệu nghiên cứu liên

quan đến tình hình phát triển điện gió và xây dựng NAMA trên thế giới và Việt

Nam, nghiên cứu đã đƣa ra những đánh giá tổng quan nhƣ sau:

Các số liệu thống kê cho thấy điện gió trên thế giới đã phát triển mạnh mẽ

trong những năm gần đây, chủ yếu là do sự phát triển nhanh về công nghệ điện

gió tại nhiều quốc gia dẫn đến chi phí đầu tƣ cho điện gió ngày càng giảm dần,

tiếp cận hoặc thậm chí thấp hơn mức chi phí đầu tƣ cho NLTT. Các nƣớc đang

phát triển cũng tích cực xây dựng các lộ trình phát triển điện gió dƣới hình thức

NAMA điện gió hoặc nằm trong NAMA NLTT, nhằm đóng gớp vào việc giảm

phát thải KNK cũng nhƣ đảm bảo an ninh năng lƣợng. Tuy nhiên hƣớng dẫn về

việc thực hiện các hoạt động MRV cho NAMA trên thế giới còn thiếu, dẫn đến

việc xây dựng NAMA tại Việt Nam gặp nhiều khó khăn. Trong đó việc xác định

bộ chỉ số giám sát cho hoạt động MRV trong NAMA là trở ngại đầu tiên đối với

từng NAMA cụ thể.

Tổng quan các nghiên cứu về tiềm năng gió tại Việt Nam cho thấy nƣớc

ta có tiềm năng gió tốt, phù hợp với phát triển điện gió, hoàn toàn có thể đáp

ứng đƣợc các mục tiêu phát triển đã đƣợc đƣa ra trong các kế hoạch phát triển

năng lƣợng. Tuy nhiên tình hình phát triển điện gió tại Việt Nam là chƣa tƣơng

xứng với tiềm năng này, mặc dù phát triển điện gió đã đƣợc đƣa vào trong quy

hoạch phát triển điện lực quốc gia.

Để thực hiện đƣợc các mục tiêu phát triển điện gió đƣợc đề ra trong quy

hoạch phát triển điện lực quốc gia cũng nhƣ các mục tiêu về giảm nhẹ phát thải

KNK trong các chính sách về BĐKH và các cam kết của Việt Nam đối với quốc

tế, cần phải có những cơ chế, chính sách khuyến khích và hỗ trợ phù hợp. Bên

cạnh đó, các nghiên cứu về MRV cho NAMA mới dừng ở nghiên cứu về hệ

thống MRV cấp quốc gia, trong khi hƣớng dẫn về MRV cho từng NAMA cụ thể

là chƣa có, đồng thời các chỉ số giám sát phục vụ hoạt động MRV đối với từng

NAMA cụ thể hiện chƣa đƣợc nghiên cứu tại Việt Nam.

Từ các nhận định trên, để xây dựng NAMA hỗ trợ phát triển điện gió

hoàn chỉnh cần phải có những nghiên cứu cụ thể và chuyên sâu về các hoạt động

sẽ đƣợc đề xuất trong NAMA (cụ thể là các hoạt động chính sách hỗ trợ) cũng

nhƣ các nghiên cứu về MRV đối với NAMA điện gió. Các vấn đề này sẽ đƣợc

làm rõ hơn trong Chƣơng 2.

CHƢƠNG 2: PHƢƠNG PH P LUẬN V CƠ SỞ KHOA HỌC XÂY

DỰNG VÀ THỰC HIỆN NAMA TRONG LĨNH VỰC ĐIỆN GIÓ

2.1 Phƣơng pháp tính tiềm năng giảm nhẹ phát thải khí nhà kính từ phát

triển điện gió

Tính toán tiềm năng giảm nhẹ phát thải KNK từ phát triển điện gió tƣơng

đối phức tạp. Nghiên cứu sử dụng kết quả tính toán đã đƣợc thực hiện bởi Dự án

FIRM đã thực hiện tính toán theo các bƣớc cơ bản nhƣ sau:

Bƣớc 1: Kịch bản cơ sở (BAU) sẽ đƣợc xây dựng để đánh giá nhu cầu sử

dụng điện và khả năng huy động các nguồn điện đến 2030.

Bƣớc 2: Phát triển kịch bản phát triển điện gió dựa trên cơ sở tiềm năng

nguồn năng lƣợng gió, mục tiêu quốc gia về phát triển điện gió với giả thiết rằng

sẽ có thêm các chính sách hỗ trợ phát triển điện gió.

Bƣớc 3: Tính toán tiềm năng giảm phát thải trên cơ sở nhiên liệu tiêu thụ

cho phát điện và hệ số phát thải đƣợc lựa chọn theo quy định của Ban liên Chính

phủ về Biến đổi khí hậu (IPCC) cho từng công nghệ sử dụng khác nhau và từng

loại nhiên liệu.

Dự án đã sử dụng mô hình LEAP (Long-range Energy Alternatives

Planning system) để dự báo nhu cầu năng lƣợng (NL) ở kịch bản cơ sở và tính

toán phát thải khí nhà kính (KNK) giai đoạn 2010-2030. Số liệu đầu vào để xây

dựng BAU bao gồm các số liệu dự báo về phát triển kinh tế – xã hội (GDP, cơ

cấu GDP theo ngành, dân số, giá dầu thô, v.v.), số liệu về nhu cầu năng lƣợng,

sản xuất và chuyển hóa năng lƣợng và nguồn cung cấp năng lƣợng

Do sử dụng sức gió để quay turbine phát điện, sản xuất điện gió không

tiêu tốn nhiên liệu và vì thế không thải ra các chất ô nhiễm trong quá trình hoạt

động (trừ một số chất dùng để bảo dƣỡng máy móc và tiếng ồn trong quá trình

hoạt động). Việc sản xuất điện gió thay thế sản xuất điện từ than và khí đốt sẽ

giúp giảm một lƣợng đáng kể KNK sinh ra từ quá trình sử dụng than và khí đốt.

2.2 Tính toán tiềm năng giảm nhẹ phát thải khí nhà kính cho điện gió

Theo tính toán từ dự án FIRM, với kịch bản phát triển thấp cùng lộ trình

phát triển điện gió (đạt công suất 1000 MW hoặc 0,7% tổng sản lƣợng điện vào

năm 2020), NAMA điện gió có thể giảm phát thải đƣợc 1460,6 nghìn tấn CO2tđ

vào năm 2020 và 10.125 nghìn tấn CO2tđvào năm năm 2030. Tính cộng dồn thì

đến năm 2020, điện gió giúp giảm phát thải khoảng 5199 nghìn tấn CO2tdvà đến

năm 2030 là vào khoảng 66604 nghìn tấn CO2tđ. Lƣợng giảm phát thải KNK

này chủ yếu thu đƣợc từ sử dụng năng lƣợng gió thay cho nhiên liệu hóa thạch

Bảng 2.1 Tổng lượng giảm phát thải theo kịch bản phát triển điện gió (thay thế than và

trong sản xuất điện.

khí đốt trong sản xuất điện) đến năm 2030

2010

2015

2020

2025

2030

-12.4

-2,48.8

-1,103.5

-2,358.2

Khí đốt (nghìn tấn CO2 tđ)

-235.8

-4,950.3

-23,978.9

-64,246.5

Than (nghìn tấn CO2 tđ)

-248.2

-5,199.1

-25,082.4

-66,604.7

Tổng (nghìn tấn CO2 tđ)

Nguồn: Kết quả tính toán củadự án FIRM

Bảng 2.2 Ước tính giảm phát thải KNK từ thực hiện các mục tiêu phát triển điện gió

2010

2015

2020

2025

2030

Lƣợng giảm phát thải KNK

hang năm từ điện gió(nghìn tấn

-561.5

-1,486.5

-5,660.2

-10,140.8

CO2 tđ)

Lƣợng giảm phát thải KNK

-1128

-6,722.3

-68,280.2

cộng dồn từ điện gió(nghìn tấn

26,670.6

CO2tđ)

Nguồn: Kết quả tính toán củadự án FIRM

Kết quả tính toán của dự án FIRM cho thấy với các mục tiêu phát triển điện

gió đƣợc đề ra trong Tổng sơ đồ VII thì tiềm năng giảm phát thải KNK từ điện gió là

khá lớn. Vấn đề đặt ra Chính phủ phải xây dựng một lộ trình các giải pháp tạo ra môi

trƣờng phù hợp để phát triển điện gió tại Việt Nam theo các mục tiêu đã đƣợc đề ra.

2.3 Chi phí phát triển điện gió

Chi phí đầu tƣ ban đầu cho điện gió có thể chia ra thành các loại chi phí

bao gồm: chi phí cho Turbine (cánh quạt, bộ chuyển đổi năng lƣợng, tháp), chi

phí nối lƣới, chi phí xây dựng cơ sở hạ tầng, chi phí lập kế hoạch và các chi phí

khác. Chi phí đầu tƣ ban đầu đƣợc mô tả nhƣ hình dƣới

Hình 2.1 Chi phí đầu tƣ ban đầu ƣớc tính của điện gió tại một số nƣớc

Nguồn: IRENA, 2012, Renewable energy technologies: cost analysis series

Theo IRENA, suất đầu tƣ cho turbine gió có sự khác biệt đáng kể nằm ở

công nghệ [22]. Công nghệ của Trung Quốc rẻ hơn khá nhiều so với các công

Bảng 2.3 Giá trung bình turbine gió của một số nước giai đoạn 2006 – 2010

nghệ của các nƣớc đến từ Châu Âu, Nhật hoặc Mỹ.

2006

2007

2009

2010

2008

Áo Bồ Đào Nha Canada Đan Mạch Đức Ireland Mexico Mỹ Na Uy Nhật Bản Tây Ban Nha Thụy Điển Thụy Sỹ Trung Quốc Úc Ý

- 1086 - 1147 1333 - - 1183 1238 865 - - - 885 - 1290

- 1478 - - - 1730 - 1224 - 1652 - - - 928 - 1874

2053 1593 1685 - - 1380 1557 1339 - 2123 1317 1607 2053 864 1653 1798

2123 1261 - - - 1460 1526 1234 - 1991 - 1858 1924 644 1725 1592

2384 1581 - - 1699 1639 - 1456 - 1713 - - 2160 911 - 1892

Đơn vị : USD/kW

Nguồn: IRENA, 2012, Renewable energy technologies: cost analysis series

2.4 Thuận lợi và thách thức trong phát triển điện gió tại Việt Nam

2.4.1 Thuận lợi

Nhƣ đã trình bày tại Chƣơng 1, tiềm năng năng lƣợng gió Việt Nam đƣợc

đánh giá là khá tốt, cao nhất trong 4 nƣớc Lào, Campuchia, Thái Lan và Việt

Nam. Theo kết quả đo đạc tính toán từ các dự án nghiên cứu tiềm năng gió đã

đƣợc thực hiện trong thời gian qua, với tiềm năng gió nhƣ vậy, Việt Nam có

điều kiện tự nhiên rất thuận lợi để đạt đƣợc các mục tiêu về phát triển điện gió

nhƣ đã đƣợc đề xuất tại Tổng sơ đồ VII, thậm chí có thể đạt công suất cao hơn

rất nhiều so với các mục tiêu này nếu có môi trƣờng hỗ trợ phù hợp.

Thuận lợi tiếp theo cho phát triển điện gió tại Việt Nam đó là sự xuất hiện

của các nhà máy sản xuất linh kiện turbine gió của nƣớc ngoài. Các công ty này

không những chỉ sản xuất phục vụ nhu cầu trong nƣớc mà còn sản xuất phục vụ

cho thị trƣờng quốc tế. Điều này giúp tạo ra một số lƣợng việc làm nhất định

cho các địa phƣơng, tăng thu nhập cho ngƣời lao động.

Môi trƣờng chính sách tại Việt Nam, mặc dù còn nhiều hạn chế nhƣng đã

có những ƣu đãi nhất định đối với phát triển NLTT nói chung và điện gió nói

riêng. Các ƣu đãi về tài chính, thuế, phí, giải phóng mặt bằng đã đƣợc ban hành

giúp tạo môi trƣờng đầu tƣ thuận lợi cho nhà đầu tƣ. Điều này cho thấy Chính

Bảng 2.4 Các ưu đãi cho đầu tư điện gió theo Quyết định 37/QĐ-TTg ngày 26/6/2011

phủ đã có sự quan tâm, ƣu tiên cho phát triển điện gió tại Việt Nam

STT Các ƣu đãi đầu tƣ

1 Huy động vốn đầu tƣ: nhà đầu tƣ đƣợc huy vốn dƣới các hình thức pháp luật cho phép từ các tổ chức, cá nhân trong và ngoài nƣớc; ƣu đãi theo quy định hiện hành về tín dụng đầu tƣ của Nhà nƣớc

2 Thuế nhập khẩu: đƣợc miễn thuế nhập khẩu đối với hàng hoá nhập khẩu để tạo tài sản cố định của dự án, hàng hoá nhập khẩu là nguyên liệu, vật tƣ, bán thành phẩm trong nƣớc chƣa sản xuất đƣợc nhập khẩu để phục vụ sản xuất của dự án theo quy định tại Luật Thuế xuất khẩu, Thuế nhập khẩu và các quy định của pháp luật hiện hành về thuế xuất khẩu, thuế nhập khẩu.

3 Thuế thu nhập doanh nghiệp: thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp, việc miễn, giảm thuế thu nhập doanh nghiệp đối với dự án điện gió đƣợc thực hiện nhƣ đối với dự án thuộc lĩnh vực đặc biệt ƣu đãi đầu tƣ quy định tại Luật Đầu tƣ, Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp và các văn bản hƣớng dẫn thi hành Luật Đầu tƣ, Luật Thuế thu nhập doanh nghiệp.

4 Các dự án điện gió và công trình đƣờng dây và trạm biến áp để đấu nối với lƣới điện quốc gia đƣợc miễn, giảm tiền sử dụng đất, tiền thuê đất theo quy định của pháp luật hiện hành áp dụng đối với dự án thuộc lĩnh vực đặc biệt ƣu đãi đầu tƣ.

5 Căn cứ vào quy hoạch đƣợc cấp có thẩm quyền phê duyệt, Uỷ ban nhân dân cấp tỉnh có trách nhiệm giao đất để chủ đầu tƣ thực hiện các dự án điện gió. Việc bồi thƣờng, hỗ trợ giải phóng mặt bằng đƣợc thực hiện theo quy định của pháp luật hiện hành về đất đai.

2.4.2 Thách thức

Tuy nhiên khó khăn, thách thức đối với phát triển điện gió cũng rất nhiều.

Khó khăn đầu tiên trong phát triển điện gió đã đƣợc nêu trong rất nhiều các

nghiên cứu đƣợc thực hiện trong thời gian qua chính là giá mua điện gió. Với

giá mua điện nhƣ hiện nay, mặc dù có nhiều dự án điện gió đã đăng ký với chính

quyền các cấp nhƣng chủ đầu tƣ dự án vẫn đang chờ đợi những chủ trƣơng,

chính sách mới có khả năng nâng cao giá mua điện gió hơn so với giá mua hiện

nay. So sánh với giá mua điện gió tại các nƣớc khác trên thế giới có thể thấy giá

mua điện gió tại Việt Nam rất thấp (so với cả các nƣớc đang phát triển khác nhƣ

Trung Quốc, Thái Lan, Philippine). Chƣa kể đến là tại các nƣớc phát triển, thuế

môi trƣờng, phí ô nhiễm và các loại thuế, phí khác đối với các nguồn năng lƣợng

hóa thạch rất cao dẫn đến đầu tƣ điện gió ở các nƣớc này có chi phí bằng hoặc

thấp hơn đầu tƣ cho phát điện bằng các nguồn năng lƣợng hóa thạch. Vì vậy đầu

Bảng 2.5 Biểu giá điện gió tại một số nước trên thế giới năm 2011

tƣ cho điện gió tại các nƣớc này hấp dẫn các nhà đầu tƣ hơn là tại Việt Nam.

Điện gió trên đất liền

Điện gió ngoài biển

Quốc gia

STT

Năm

US cent/kWh

Năm

US cent/kWh

20 20 15

1 2 3 4 5

20 20 15 15

20 20

6 7 8 9

20 20 10 12

8,9 12,2 12,1 11,1 10 11,8 11,6 24,6

Trung Quốc Tây Ban Nha Đức Pháp Bồ Đào Nha

7,8

23,9 20,2 17,5 11,2 13,1

Đan Mạch Hy Lạp Thái Lan Phi-líp-pin (đề xuất năm 2011) 10 Việt Nam

Nguồn: Paul Gipe, 2011, Snapshot of Feed-in Tariffs around the World in 2011

Số liệu về gió có độ tin cậy chƣa cao, chƣa đồng bộ và liên tục trên cả

nƣớc cũng đƣợc coi là một rào cản đối vói sự phát triển của điện gió. Các hoạt

động đo đạc đƣợc thực hiện rời rạc khiến cho việc xác định tiềm năng gió còn

hạn chế.

Khó khăn tiếp theo là vấn đề về nhân lực và hạ tầng kỹ thuật tại Việt Nam

hiện nay vẫn còn thiếu cả chất lƣợng và số lƣợng. Nguồn nhân lực trong lĩnh

vực NLTT trong nƣớc còn rất yếu do thiếu chƣơng trình đào tạo chuyên sâu và

cả các giảng viên cho các chƣơng trình này. Trong khi đó hệ thống cơ sở hạ tầng

của Việt Nam còn rất lạc hậu khiến việc tiếp cận các điểm có tiềm năng gió cao

rất khó khăn nên việc phát triển dự án là gần nhƣ không thể hoặc chủ đầu tƣ phải

mất thêm chi phí để nâng cấp hạ tầng khiến cho tổng chi phí đầu tƣ tăng lên.

Ngoài ra do tỉ lệ nội địa hóa trong các thiết bị điện gió hầu nhƣ bằng không và

các dịch vụ cung cấp thiết bị, thay thế, sửa chữa, vận hành và bảo dƣỡng tại chỗ

còn thiếu khiến cho chi phí đầu tƣ của dự án tăng cao.

Các vấn đề về tài chính của điện gió cũng là cản trở lớn vì vốn đầu tƣ cho

một dự án điện gió rất cao (với công suất 50-100 MW thì cần một khoản tín

dụng dao động 80-160 triệuUSD) nên ngay cả với các tổ chức tài chính quốc tế

cũng hạn chế cho vay do tính khả thi của dự án (dự án phải đòi hỏi chứng minh

đƣợc khả năng hoàn vốn) và cần phải có sự bảo lãnh của Chính phủ. Trong khi

đó các ngân hàng thƣơng mại cổ phần trong nƣớc lại có vốn điều lệ thấp nên

việc vay vốn đầu tƣ từ các ngân hàng này có tính khả thi không cao nên chỉ còn

ngân hàng nhà nƣớc là có khả năng cung cấp tín dụng cho các dự án điện gió.

Ngoài ra các vấn đề về thủ tục đầu tƣ, quy hoạch phát triển chồng lấn

cũng đang gẩy trở ngại cho phát triển điện gió. Một ví dụ điển hình, hiện nay

hàng loạt dự án điện gió ở tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận đang vƣớng vào

vùng quy hoạch tài nguyên khoáng sản titan dƣới lòng đất nằm trong khu vực

quy hoạch điện gió. Theo quy định của Bộ TN&MT, khai thác khoáng sản là ƣu

tiên quốc gia. Nghĩa là, sau khi titan đƣợc khai thác (khai thác titan thông

thƣờng mất khoảng 30-50 năm) thì các dự án trên khu vực này mới đƣợc triển

khai.

Nhƣ vậy có thể thấy là mặc dù đã đƣợc xác định là một lĩnh vực đƣợc

Chính phủ ƣu tiên phát triển và đã có chính sách hỗ trợ, nhƣng thực tế là khó

khăn, thách thức trong phát triển điện gió vẫn còn rất nhiều và cần có các giải

pháp tháo gỡ nếu muốn đạt đƣợc các mục tiêu đã đề ra.

2.5 Cơ sở xây dựng NAMA điện gió

NAMA điện gió đƣợc xây dựng dựa trên các hành động chính sách nhằm

tạo môi trƣờng phù hợp hỗ trợ việc phát triển điện gió tại Việt Nam. Các hoạt

động chính sách có thể đề xuất trong NAMA điện gió bao gồm các chính sách

về mức giá mua điện đƣợc sản xuất từ các dự án điện gió, các chính sách hỗ trợ

cho nhà đầu tƣ về thuế, phí trong quá trình xây dựng và sản xuất, v.v. Tuy nhiên

nghiên cứu này chỉ tập trung vào chính sách liên quan đến mức giá bán điện

năng sản xuất ra từ nguồn NLTT đƣợc cung cấp vào hoặc bán cho lƣới điện –

còn gọi là Feed-in Tariff cùng với khả năng tham gia vào thị trƣờng kinh doanh

tín chỉ các-bon nội địa đang đƣợc hình thành tại Việt Nam. Để đảm bảo cho

NAMA đƣợc giám sát một cách hiệu quả, các chỉ số giám sát cho NAMA điện

gió cũng đƣợc nghiên cứu và thảo luận.

2.5.1 Chính sách Feed-in Tariff

Khái niệm về Feed-in Tariff

Chính sách Feed-in Tariff (FIT) đã đƣợc áp dụng tại rất nhiều nơi trên thế

giới nhằm hỗ trợ việc phát triển NLTT trong phạm vi một quốc gia hoặc một

khu vực. Báo cáo của NRELnăm 2009 cho biết tại thời điểm đó đã có hơn 40

nƣớc áp dụng các chính sách FIT [25]. Báo cáo này cũng cho rằng chính sách

FIT là nguyên nhân chính cho sự thành công của thị trƣờng NLTT tại các nƣớc

nhƣ Đức và Tây Ban Nha. Đức là nƣớc đầu tiên áp dụng giá FIT trên thế giới

vào năm 1990 và FIT đã giúp nƣớc Đức đạt đƣợc mục tiêu 12,5% NLTT trên

tổng sản lƣợng điện năm 2010 vào năm 2007.

FIT, đôi khi đƣợc gọi là một khoản chi phí cho NLTT, là một giải pháp

chính sách đƣợc sử dụng nhằm phát triển nhanh chóng các công nghệ NLTT

bằng việc đặt ra một mức giá cố định trong một khoảng thời gian xác định (10-

20 năm) cho mỗi một đơn vị NLTT nhằm đảm bảo một tỉ lệ hoàn vốn hợp lý cho

các nhà đầu tƣ. Mức giá này nhằm kích thích các nhà đầu tƣ ở một mức độ nào

đó đạt đƣợc hiệu quả kinh tế của nguồn đầu tƣ và giúp giảm đƣợc chi phí đầu tƣ

tới một mức có thể áp dụng công nghệ rộng rãi. FIT, theo NREL, bao gồm 3

thành phần:

 Giá mua theo kWh mà các đơn vị buôn bán điện trả cho nhà sản xuất

điện từ NLTT (thƣờng cao hơn giá thị trƣờng). Mức giá này thƣờng đảm bảo

mức độ hoàn vốn cho nhà đầu tƣ.

 Một thỏa thuận mua điện dài hạn giữa bên bán và mua, thông thƣờng là

15,20 hoặc 25 năm và

 Một thỏa thuận đảm bảo việc nối lƣới điện đối với các nguồn điện sản

xuất từ NLTT [25].

FIT giúp cho các dự án NLTT dễ dàng đƣợc triển khai hơn vì các nhà đầu

tƣ không phải lo tính toán và thƣơng lƣợng về giá mua điện đối với bên mua. Nó

cũng cho phép các hộ gia đình và các cơ sở kinh doanh nhỏ lắp đặt và sử dụng

công nghệ NLTT. Hơn nữa, FIT có đặc tính là linh hoạt nên có thể đƣợc thiết kế

thành những mức riêng cho từng loại công nghệ khác nhau nếu có những cơ sở

tính toán chi phí hợp lý.

Theo CCAP, FIT có thể đƣợc thiết kế theo hai hình thức: một mức giá cố

định hay FIT cố định (fixed-price tariff) hoặc một mức giá ƣu đãi hay FIT ƣu đãi

(premium-price tariff) [11]. Mỗi loại đều có những ƣu điểm và nhƣợc điểm

riêng, đồng thời mỗi loại sẽ có những tác động khác nhau đối với sức hút của thị

trƣờng NLTT.

FIT cố định là một mức giá mua cố định đối với một đơn vị NLTT (trong

nghiên cứu này mặc nhiên coi là 1 kWh đƣợc sản xuất bằng NLTT) trong suốt

thời gian hợp đồng mua bán có hiệu lực (nhƣ đã nói ở trên, thông thƣờng là

khoảng 15 - 25 năm). FIT cố định đảm bảo tính ổn định doanh thu cho các dự

án NLTT và vì thế làm giảm nguy cơ rủi ro đối với nhà đầu tƣ và cũng làm giảm

chi phí đầu tƣ của dự án. Tuy nhiên, FIT cố định nếu đƣợc đặt ở mức thấp thì

không hiệu quả trong việc khuyến khích đầu tƣ, còn nếu quá cao thì sẽ phản tác

dụng (tạo ra sức ép quá lớn lên bên mua và có khả năng gây ra quá tải đối với thị

trƣờng).

FIT ƣu đãi đƣợc xác định bằng cách lấy mức giá bán điện cơ bản của thị

trƣờng cộng thêm với một mức ƣu đãi. Mức ƣu đãi này có hai dạng: cố định và

linh hoạt. Với mức ƣu đãi cố định, FIT đơn giản chỉ là tổng của giá điện tức thời

và mức ƣu đãi cố định. Tuy nhiên, nó lại có nhƣợc điểm là nếu thị trƣờng biến

động mạnh thì nó sẽ gây ra những thay đổi lớn trong doanh thu của dự án. Điều

này là tƣơng đối rủi ro với những dự án NLTT vốn cần sự ổn định để có thể

nhân rộng. Với mức ƣu đãi linh hoạt, FIT cung cấp một mức hỗ trợ lớn hơn khi

giá của thị trƣờng xuống thấp, và giảm bớt đƣợc mức hỗ trợ khi giá thị trƣờng

lên cao, Mặc dù rất phức tạp để tính toán, mức ƣu đãi linh hoạt tạo ra một điều

Hình 2.2 Mô tả sơ lƣợc các loại hình FIT theo CCAP

kiện đầu tƣ ổn định khi đảm bảo các dự án NLTT sẽ có lãi.

Nếu nhìn sơ lƣợc hình trên thì FIT cố định và FIT ƣu đãi linh hoạt dƣờng

nhƣ là giống nhau, nhƣng thực ra không phải nhƣ vậy. FIT cố định xem nhƣ đã

xác định đƣợc doanh thu của dự án (chỉ phụ thuộc vào sản lƣợng thực tế) thì FIT

ƣu đãi linh hoạt lại khác. Với FIT ƣu đãi linh hoạt, giá mua điện từ NLTT đến từ

2 nguồn: giá ƣu đãi và giá thị trƣờng. Nếu mức giá FIT cao hơn giá thị trƣờng

thì sẽ giống nhƣ FIT cố định, nhƣng nếu giá FIT thấp hơn giá thị trƣờng thì lúc

đấy giá mua thực tế sẽ theo giá thị trƣờng. Vì vậy FIT ƣu đãi linh hoạt tạo cho

nhà đầu tƣ cơ hội đạt doanh thu cao hơn nếu giá thị trƣờng ngày càng cao.

Kinh nghiệm từ các nước về xây dựng Feed-in Tariff

CCAP đã thực hiện nghiên cứu 2 trƣờng hợp áp dụng thành công các loại

FIT nêu trên là Đức và Thái Lan [11]. Trong khi Đức áp dụng FIT cố định và

lấy FIT làm giải pháp trung tâm để đạt đƣợc mục tiêu 35% sản lƣợng điện là từ

NLTT vào năm 2020 thì Thái Lan áp dụng FIT với mức ƣu đãi cố định nhằm

khuyến khích các dự án NLTT nhỏ.

a) Nƣớc Đức bắt đầu áp dụng chính sách FIT đầu tiên ở Châu Âu vào năm

1991 khi cho phép những dự án NLTT bán điện theo một giá bán lẻ nhất định.

Hệ thống này có hiệu quả với điện gió và thủy điện nhƣng không khuyến khích

đƣợc đầu tƣ vào các loại công nghệ NLTT tiên tiến khác (và đắt hơn) nhƣ năng

lƣợng mặt trời, địa nhiệt, v.v. Để giải quyết vấn đề này, Chính phủ Đức chuyển

sang sử dụng mô hình mới dựa nhiều hơn vào chi phí sản xuất điện hơn là dựa

vào giá điện thị trƣờng. Trong hệ thống của ngƣời Đức, hợp đồng bán điện theo FIT3 đƣợc ký trong 20 năm, và giá bán điện đảm bảo chi phí đầu tƣ sản xuất

cộng với một khoản lợi nhuận từ 5-7% cho nhà đầu tƣ. Mặc dù các đơn vị mua

bán điện trả tiền trực tiếp cho chủ đầu tƣ dự án, nhƣng họ lại chuyển phần chênh

chi phí của FIT cho khách hàng của họ thông qua một khoản phụ phí trên hóa

đơn điện. Vì thế chƣơng trình này hoàn toàn độc lập với ngân sách chính phủ

cũng nhƣ các loại hỗ trợ khác. Kết quả là FIT đã giúp nƣớc Đức tăng tỉ lệ NLTT

trong sản lƣợng điện từ 3% năm 1990 lên 20% vào nửa đầu năm 2011. Từ năm

2004 – 2008 số ngƣời làm việc trong ngành này tăng 75% từ 160.000 lên

280.000. Ngoài ra, chƣơng trình FIT còn giúp nƣớc Đức giảm phát thải khoảng

70 triệu tấn CO2 vào năm 2011.

FIT đã giúp nƣớc Đức giải quyết rất nhiều những trở ngại thách thức khi

phát triển NLTT nhƣ: 1) Một thị trƣờng không công bằng do cơ sở hạ tầng và

các hỗ trợ hƣớng tới các nguồn năng lƣợng truyền thống, 2) Chi phí đầu tƣ ban

3Mức giá FIT năm 2012 của Đức cho điện gió là 0.05 – 0.20 USD/kWh, năng lượng mặt trời là 0.17 – 0.24 USD/kWh, năng lượng sinh khối là 0.08 – 0.19 USD/kWh. Mức giá FIT thay đổi theo quy mô công suất của dự án.

đầu cao của các nguồn NLTT, 3) thiếu khung pháp lý cho các nhà sản xuất điện

tƣ nhân cũng khó khăn trong việc tiếp cận lƣới điện và 4) mức độ rủi ro và hiệu

suất của các loại công nghệ.

Do sự bùng nổ của các dự án NLTT, chi phí cho chính sách FIT đã tăng

từ dƣới 5 tỷ USD năm 2004 lên xấp xỉ 20 tỷ USD năm 2011. Năm 2008, trung

bình một hộ dân ở Đức phải trả thêm khoản phụ phí chiếm khoảng 5% hóa đơn

điện. Tuy nhiên khoản phụ phí này đƣợc dự báo là sẽ giảm dần trong 2 thập kỷ

tới do chi phí đầu tƣ NLTT giảm và giá nhiên liệu truyền thống tăng lên. Đồng

thời do giá đầu tƣ đang giảm nên Chính phủ Đức hiện đang thực hiện giảm giá

FIT cho các hợp đồng mới dựa theo một kế hoạch đã tính đến việc giảm chi phí

và tăng tính cạnh tranh. Nƣớc Đức cũng đã đƣa ra thêm một phƣơng án cho các

chủ đầu tƣ bán điện theo mức giá FIT ƣu đãi linh hoạt thúc đẩy sự tham gia của

các nhà đầu tƣ vào thị trƣờng điện chung.

b) Thái Lan áp dụng chiến lƣợc hỗ trợ các dự án NLTT nhỏ (dƣới 90 MW) thông qua giá FIT4 ƣu đãi cố định. Các dự án siêu nhỏ (dƣới 10 MW) nhận

đƣợc mức ƣu đãi cao hơn, trong khi các dự án nhỏ (từ 10 đến 90 MW) đƣợc hỗ

trợ bằng một hợp đồng mua điện kéo dài từ 5 – 25 năm với Chinh phủ Thái.

Trong hợp đồng này, Chính phủ sẽ gánh các rủi ro từ thị trƣờng còn nhà đầu tƣ

sẽ gánh rủi ro từ việc vận hành và cung cấp nhiên liệu. Giống nhƣ chính sách

FIT của Đức, chi phí chủ yếu đƣợc trả bởi ngƣời sử dụng điện thông qua khoản

phụ phí trên hóa đơn sử dụng điện hàng tháng. Mức giá FIT đƣợc xác định chủ

yếu dựa trên mối tƣơng quan với chi phí tránh đƣợc (tức là chi phí biên mà nhà

cung cấp điện quốc gia sản xuất hoặc mua theo giá thị trƣờng). Dự án còn nhận

đƣợc mức ƣu đãi cao hơn nếu dự án có những yếu tố khác nhƣ thay thế dầu

diesel và đƣợc đặt trong một tỉnh cụ thể (mức tăng thêm này phản ánh mức độ

rủi ro cho việc đầu tƣ vào tỉnh này). Cùng với FIT, Chính phủ cũng cung cấp các

loại hỗ trợ nhƣ vay với lãi suất thấp, trợ giá với một số loại hình công nghệ và

4Mức giá FIT ưu đãi năm 2012 của Thái Lan cho điện gió là 0.11 – 0.15 USD/kWh, năng lượng mặt trời là 0.21USD/kWh, năng lượng sinh khối là 0.01 – 0.02 USD/kWh. Mức giá mua thực tế phải cộng thêm với giá bán điện thị trường tại thời điểm đó Mức giá FIT thay đổi theo quy mô công suất của dự án.

hỗ trợ kỹ thuật.

Tính đến tháng 12 năm 2011, 67 dự án NLTT nhỏ đã đƣợc triển khai tại

Thái Lan với tổng công suất dự kiến là 2,5 GW và 1890 dự án siêu nhỏ (ở các

giai đoạn khác nhau của dƣ án) với tổng công suất dự kiến khoảng 6 GW. Dự

báo đến năm 2020, các dự án nhỏ và siêu nhỏ sẽ đạt công suất tăng thêm khoảng

9,5 GW trong đó bao gồm 5GW từ đồng phát nhiệt - điện và 4,5 GW từ NLTT.

Nỗ lực của Chính phủ Thái Lan với chính sách FIT phản ánh xu hƣớng chung

của các nƣớc trong khu vực nhƣ Trung Quốc, Malaysia và Philippines, những

nƣớc cũng đã ban hành hoặc đang trong quá trình triển khai FIT cho NLTT.

Nhƣ vậy, qua hai ví dụ về giá FIT tại một nƣớc phát triển (Đức) và một

nƣớc đang phát triển (Thái Lan), có thể thấy là chính sách FIT đóng vai trò trọng

tâm trong việc phát triển các nguồn NLTT. Mặc dù mô hình xây dựng giá FIT

khác nhau nhƣng có thể thấy chúng có 2 điểm chung rất lớn là chi phí tăng thêm đƣợc tính vào khoản phụ phí trong hóa đơn điện của ngƣời sử dụng5và giá FIT

cho điện gió tại 2 nƣớc này đều cao hơn giá mua điện gió tại Việt Nam theo

Quyết định 37/QĐ-TTg 2011.

Xây dựng chính sách cơ chế giá FIT không đơn giản chỉ là tính toán mức

trợ giá nhằm khuyến khích các nguồn NLTT để đạt đƣợc các mục tiêu phát triển

năng lƣợng mà còn bao hàm cả các vấn đề về dự báo xu hƣớng thị trƣờng giá

năng lƣợng trên thế giới và trong nƣớc. Ngoài ra, việc xây dựng giá FIT còn phụ

thuộc rất nhiều vào các chính sách trợ giá năng lƣợng của từng nƣớc (thông qua

giảm các mức thuế, phí môi trƣờng), vì vậy xây dựng FIT cần đƣợc tiến hành

song song với xây dựng lộ trình gỡ bỏ các chính sách trợ giá năng lƣợng hóa

thạch này. Chƣơng 3 sẽ trình bày kết quả phân tích các phƣơng án xây dựng giá

FIT, kinh nghiệm và kết quả áp dụng chính sách FIT tại một số nƣớc và đề xuất

lộ trình xây dựng chính sách FIT tại Việt Nam.

2.5.2 Công cụ thị trƣờng

Việt Nam đang rất cần có những công cụ chính sách, kỹ thuật chính xác và

5Tuy nhiên cần phải lưu ý là GDP bình quân đầu người của Đức (45,085 USD năm 2013) và Thái Lan (5,779 USD năm 2013) cao hơn nhiều so với Việt Nam (1911 USD năm 2013). (Nguồn: http://data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.PCAP.CD) Vì thế điều kiện để 2 nước này thức hiện chính sách chia giá FIT cho người sử dụng hợp lý hơn so với Việt Nam tại thời điểm này.

hợp lý để tăng cƣờng, hỗ trợ việc thực hiện NAMA. Các đề xuất NAMA đang đƣợc

các nhà tài trợ quốc tế giúp đỡ xây dựng dựa trên những kinh nghiệm (và cả bao gồm

những ƣu thế, ƣu tiên và mục đích) của họ. Gần đây, các nhà tài trợ và tƣ vấn quốc tế có

xu hƣớng đƣa các công cụ điều chỉnh thị trƣờng (market based instrument - MBI) vào

xây dựng các đề xuất NAMA cho Việt Nam. Các công cụ này đƣợc xây dựng để phục

vụ quản lý (và đòi hỏi phải có) thị trƣờng các-bon nội địa (thị trƣờng này có thể và nên

có khả năng liên kết với thị trƣờng các-bon thế giới).

Khái niệm về công cụ thị trường

Các công cụ thị trƣờng, phục vụ các mục tiêu bảo vệ môi trƣờng nói

chung, đã đƣợc các nƣớc phát triển trên thế giới nghiên cứu và thực hiện từ lâu.

Các công cụ đó có thể đƣợc nhóm thành các nhóm chính nhƣ sau [28]:

Pollution charge system (hệ thống tính phí ô nhiễm) dùng thuế hoặc phí

áp dụng cho lƣợng ô nhiễm đƣợc tạo ra. Thách thức đối với hệ thống này là đòi

hỏi cơ quan quản lý phải xác định đƣợc mức áp thuế thích hợp (appropriate tax

rate). Mức này, trên lý thuyết, là để cân bằng chi phí sản xuất giữa công nghệ

sạch và công nghệ cũ. Tuy nhiên, các nhà hoạch định chính sách thƣờng có xu

hƣớng đẩy mức thuế này nhằm đạt đƣợc mức độ sạch mong muốn mà không

nắm đƣợc tác động của nó đến thị trƣờng [28].

Tradable permits system (hệ thống trao đổi giấy phép) mà hiện nay trong

bối cảnh giảm nhẹ phát thải KNK thƣờng đƣợc gọi là carbon credit trading

system (hệ thống trao đổi tín chỉ các-bon). Một mức độ ô nhiễm cho phép chung

(allowable overall level of pollution) đƣợc các nhà quản lý môi trƣờng đƣa ra và

phân phối dƣới dạng giấy phép hoặc tín chỉ. Các cơ sở giữ đƣợc mức độ xả thải

thấp hơn mức cho phép có thể bán khoảng chênh lệch cho phép cho các cơ sở

khác hoặc sử dụng cho các các cơ sở thành phần vƣợt quá định mức xả thải

Government subsidy reductions (Giảm trợ giá chính phủ). Trợ giá của

chính phủ có thể đƣợc sử dụng nhằm khuyến khích các cơ sở giải quyết các vấn

đề môi trƣờng, tuy nhiên trong thực tế, trợ giá lại có tác dụng tiêu cực đến nền

kinh tế và ảnh hƣởng xấu đến môi trƣờng theo các cách khác nhau.

Trong các nhóm này, đối với giảm nhẹ phát thải KNK, thì tradable

permits system đang đƣợc khuyến khích và đƣợc sử dụng nhiều hơn. Ngoài các

nƣớc phát triển, cũng có một số các nƣớc NAI đang xây dựng và chuẩn bị đƣa

vào thực hiện nhƣ Ấn Độ, Thái Lan… Tại Việt Nam, các nhà tài trợ quốc tế

(Worldbank, UNDP, UNEP, JICA,…) khi xây dựng các đề xuất NAMA cho

Việt Nam cũng gợi ý đƣa hệ thống tạo và trao đổi tín chỉ thành một giải pháp

chính cho NAMA đề xuất.

Hệ thống trao đổi tín chỉ bao gồm 2 dạng chính: chƣơng trình tín chỉ và hệ

thống cap-and-trade. Đối với Chƣơng trình tín chỉ, tín chỉ đƣợc tạo ra khi một

nguồn phát thải giảm đƣợc mức phát thải thấp hơn giới hạn cho phép (hoặc thấp

hơn mục tiêu phát thải) và tín chỉ có thể đƣợc sử dụng để các cơ sở khác có thể

đạt đƣợc định mức phát thải. Với hệ thống cap-and-trade, một mức ô nhiễm

chung đƣợc đặt ra cho toàn ngành/lĩnh vực và đƣợc phân phối cho các cơ sở

dƣới dạng tín chỉ/giấy phép có thể đƣợc trao đổi buôn bán tự do. Trên lí thuyết

thì việc phân phối có thể thực hiện thông qua phân phối miễn phí (free

distribution) hoặc đƣợc chính phủ rao bán (có thể bằng cách đấu giá tín chỉ) cho

các đơn vị cần mua.

Cơ sở xây dựng thị trường các-bon nội địa

Trên thế giới tồn tại nhiều loại thị trƣờng các-bon bao gồm thị trƣờng

quốc tế (thị trƣờng trong và ngoài Nghị định thƣ Kyoto) và thị trƣờng nội địa tại

một số nƣớc. Hiện nay một số nƣớc đang phát triển đã bắt đầu xây dựng thị

trƣờng các-bon nội địa nhƣ Thái Lan, Indonesia, Ấn Độ nhƣng những thị trƣờng

này chƣa thực sự đi vào vận hành và chƣa có nhiều thông tin để thực hiện

nghiên cứu. Sau khi điểm qua một số thị trƣờng các-bon nội địa tiêu biểu,

nghiên cứu quyết định chọn một thị trƣờng các-bon nội tại một nƣớc phát triển

(thuộc phụ lục I của UNFCCC) đã đƣợc xây dựng và vận hành là hệ thống trao

đổi phát thải tự nguyện JVETS của Nhật Bản để tìm hiểu về cách thức xây dựng,

vận hành và kết quả của thị trƣờng này nhằm làm cơ sở xây dựng một thị trƣờng

các-bon tại Việt Nam.

Mô hình thị trường các-bon nội địa tại Nhật Bản

Nhật Bản là nền kinh tế lớn thứ ba trên thế giới và là quốc gia đứng thứ

năm trong số những quốc gia phát thải nhiều KNK nhất năm 2010 với 1208 triệu

tấn CO2tđ. Năm 2008, Nhật Bản cam kết giảm phát thải KNK xuống dƣới 25%

so với năm 1990 vào năm 2020. Mục tiêu vào năm 2030 là giảm phát thải KNK

từ năng lƣợng hóa thạch 30% dƣới mức năm1990. Vào tháng 12 năm 2010,

Nhật Bản cam kết giảm phát thải KNK tới 80% so với mức năm 1990 vào năm

2050. Trong giai đoạn thứ nhất của Nghị định thƣ Kyoto, Nhật Bản cam kết mức

giảm phát thải KNK trung bình hàng năm là 6% so với mức năm 1990 trong giai

đoạn 2008-2012. Tuy nhiên Nhật Bản phát thải 313 triệu tấn CO2tđ, nhiều hơn

so với mục tiêu hàng năm đã đƣa ra và phải mua thêm các tín chỉ giảm phát thải

để bù đắp lại lƣợng phát thải thêm này. Tại COP năm 2010 ở Cancun, Nhật Bản

Bảng 2.6 Một số hệ thống trao đổi tín chỉ phát thải tại Nhật Bản

đã từ chối tiếp tục tham gia Nghị định thƣ Kyoto giai đoạn 2.

Chính sách

Phạm vi

Chi tiết

Nhật Bản

Hệ thống trao đổi phát thải (Emission Trading System)

Tháng 3,2010, Nhật Bản giới thiệu ETS nằm trong khung chính sách BĐKH

Nhật Bản

Giá bán điện lên lưới - Feed in Tariffs (FIT)

Fit cho tất cả các nguồn NLTT với mục tiêu tăng cường nguồn NLTT lên 10% trên tổng năng lượng vào năm 2020

Nhật Bản

Thuế này được áp dụng cho các loại nhiên liệu hóa thạch với tỉ lệ theo tỉ lệ phát thải CO2

Thuế chống ấm lên toàn cầu (Anti-Global Warming Measure Tax)

thử nghiệm

tổ

715 chức

Tích hợp tự nguyện ETS – Voluntary Experimental Integrated ETS

715 tổ chức tham gia, trong đó có 521 tổ chức đưa ra các mục tiêu cắt giảm (2009). Hệ thống này bao gồm các chương trình bù trừ tín chỉ nội địa và hệ thống JVETS

Tokyo

Hệ thống trao đổi phát thải Tokyo - Tokyo emission trading system (cap and trade)

Thành phố Tokyo đưa ra hệ thống cap-and-trade vào năm 2010,hướng tới các văn phòng, tòa nhà và các nhà máy

Tỉnh Saitama

Hệ thống trao đổi phát thải Saitama - Saitama emission trading system (cap and trade)

Năm 2011, Tỉnh Saitama trở thành tỉnh thứ hai ở Nhật áp dụng hệ thống cap-and-trade. Hệ thống này có liên kết với hệ thống ở Tokyo.

Nguồn: EDF, 2013, Japan, The World’s Carbon Trading Markets: A Case study guide to Emission trading,

Hệ thống trao đổi phát thải tự nguyện của Nhật Bản (JVETS):

Tháng 9 năm 2005, Bộ Môi trƣờng Nhật Bản xây dựng hệ thống trao đổi

phát thải tự nguyện (Japanese Voluntary Emissions Trading System - JVETS)

nhằm cung cấp các hỗ trợ của chính phủ cho các công ty Nhật Bản thực hiện

giảm phát thải thông qua các hoạt động không đƣợc hỗ trợ trong Kế hoạch hành

động tự nguyện (Volutary Action Plan – VAP). Hệ thống này đƣợc vận hành

dƣới sự quản lý của một Ủy ban thuộc Bộ Môi trƣờng Nhật Bản. Ủy ban này

chịu trách nhiệm xây dựng các hƣớng dẫn, thông qua các kế hoạch đo đạc, giám

sát và đánh giá các kết quả đƣợc thẩm định [31].

Các đơn vị tham gia JVETS với các mục tiêu giảm phát thải sẽ phải nộp

một khoản phí phát thải bắt buộc (JPA) tƣơng ứng với mỗi tấn khí phát thải ra.

Những đơn vị phát thải dƣới trần đƣợc phép bán lƣợng tín chỉ thu đƣợc cho các

đơn vị phát thải vƣợt trần. Tuy nhiên lƣợng tín chỉ giảm phát thải mua đƣợc

không đƣợc phép là nguồn giảm phát thải chính của cơ sở. Để khuyến khích sự

tham gia của các cơ sở, chính phủ hỗ trợ một phần ba chi phí giảm phát thải đến

năm 2009. Trong trƣờng hợp không tuân thủ các quy định, các cơ sở sẽ bị buộc

phải trả lại khoản hỗ trợ này.

Từ năm 2006 đến năm 2009, 303 công ty đã tham gia JVETS và lƣợng

giảm phát thải trong thời kỳ này đạt đƣợc vào khoảng 2 triệu tấn CO2tđ, vƣợt

hơn cả lƣợng cam kết giảm phát thải của các doanh nghiệp này (0.961 triệu tấn

CO2tđ) [31]. Mặc dù chỉ chiếm dƣới 1% lƣợng phát thải CO2của lĩnh vực công

nghiệp, hệ thống này đã giúp cho các nhà hoạch định chính sách nhận ra sự cần

thiết của một hệ thống bắt buộc giảm phát thải phạm vi toàn quốc đồng thời

Bảng 2.7 Kết quả hoạt động của JVETS giai đoạn 2006-2009

JVETS cũng đem lại nhiều kinh nghiệm quý cho quá trình xây dựng ETS.

2006 2007 2008 2009 Giai đoạn cam kết

1289 1123 1661 3369

Tổng lƣợng phát thải cơ sở (kt- CO2tđ)

383 (23%) 950 (28%) 280 (25%) 377 (29%) Lƣợng giảm phát thải đạt đƣợc (kt- CO2tđ)

136 (8%) 335 (10%) 217 (19%) 273 (21%) Lƣợng giảm phát thải cam kết (kt- CO2td)

Số giao dịch 23 24 51 24

12 US$ 8 US$ 7.5 US$

12.5 US$ Giá JPA trung bình cho một tấn CO2

55 82 34 58

Tổng lƣợng phát thải trao đổi (kt- CO2tđ)

Nguồn:Yasushi Ninomiya, Institute of Energy Economics Japan, 2014

Qua phân tích bảng kết quả hoạt động trên, có thể thấy hiệu quả của

JVETs là tƣơng đối cao khi tất cả các giai đoạn đều vƣợt mức giảm phát thải

cam kết, đặc biệt là năm 2009 khi tổng lƣợng giảm phát thải cam kết là 335

nghìn tấn nhƣng kết thúc giai đoạn đã cắt giảm đƣợc 950 nghìn tấn, đạt tỉ lệ

280% so với cam kết đƣa ra. Sau năm 2009 JVETs đã đƣợc thay thế bằng một

chƣơng trình khác, tuy nhiên những kinh nghiệm và bài học thu đƣợc từ quá

trình xây dựng và vận hành JVETS rất có giá trị không chỉ với Nhật Bản mà cả

với những nƣớc có tham vọng xây dựng thị trƣờng các-bon nội địa nhƣ Thái

Lan, Hàn Quốc và cả Việt Nam.

Một số kinh nghiệm thu đƣợc từ xây dựng và triển khai JVETS của Nhật

Bản, bên cạnh lƣợng cắt giảm phát thải KNK đạt đƣợc thông qua JVETS đƣợc

Tiến sỹ Yasushi Ninomiya thuộc Viện Kinh tế năng lƣợng Nhật Bản tổng hợp

bao gồm [31]: 1) JVETS cho phép Chính phủ Nhật Bản tìm hiểu cách thức vận

hành một hệ thống trao đổi/buôn bán phát thải, 2) xây dựng một Hƣớng dẫn

giám sát và báo cáo (MRG – Monitoring Reporting Guideline) và các hƣớng dẫn

cần thiết khác cho xây dựng và vận hành hệ thống MRV, 3) khởi động các hoạt

động cấp tín chỉ của các cơ quan thẩm định KNK theo ISO 14065 (đƣợc xây

dựng bởi Japan Accreditation board) và 4) tạo cơ hội cho các doanh nghiệp tƣ

nhân lần đầu tiên có cơ hội đƣợc học và thực hiện cách tính mức độ phát thải

KNK của doanh nghiệp cùng với sự thẩm định từ bên thứ ba theo các tiêu chuẩn

ISO (ISO 14064-1, 14064-3 và 14065).Hệ thống trao đổi tín chỉ các-bon và các

hoạt động trao đổi tín chỉ các-bon nằm trong phạm vi một quốc gia và chịu sự

điều chỉnh của quốc gia đó tạo nên thị trƣờng các-bon nội địa. Đối với các nƣớc

phát triển trên thế giới nhƣ Nhật Bản, EU và một số nền kinh tế mới nổi nhƣ Ấn

Độ, Hàn Quốc, xây dựng và vận hành thị trƣờng các-bon nội địa đã đƣợc chứng

minh là có hiệu quả rõ rệt trong việc đạt đƣợc các mục tiêu giảm phát thải KNK

tại các quốc gia này. Một số nƣớc đang phát triển hiện tại cũng đang xây dựng

thị trƣờng các-bon tự nguyện riêng nhằm tăng cƣờng các hoạt động giảm nhẹ

phát thải KNK cho các nguồn phát thải chính (chủ yếu là công nghiệp, xây dựng

và các hoạt động năng lƣợng). Có thể coi trong tƣơng lai gần, việc xây dựng thị

trƣờng các-bon nội địa là cần thiết không chỉ với các nƣớc phát triển mà cả các

nƣớc đang phát triển, trong đó có Việt Nam, trong bối cảnh việc xây dựng iNDC

của các nƣớc sắp sửa phải hoàn thành và đệ trình lên UNFCCC.

2.5.3 Bộ chỉ số MRV cho NAMA

Trong khái niệm về NAMA đã đƣợc nêu ở trên, một hệ thống MRV đƣợc

xây dựng và triển khai cho NAMA là yêu cầu bắt buộc nhằm đảm bảo khả năng

giám sát và thẩm định tính hiệu quả của NAMA. Trong đó hoạt động đầu tiên là

giám sát (Monitoring) cần phải dựa trên các chỉ số giám sát đƣợc đề xuất bởi

bên xây dựng NAMA và đƣợc chấp nhận bởi bên phê duyệt.

Khái niệm Bộ chỉ số cho hoạt động MRV của NAMA

Thiết lập hệ thống MRV dù ở bất kỳ cấp nào cũng cần xác định các chỉ số

cụ thể để thực hiện giám sát. Mức độ chi tiết của hoạt động MRV phụ thuộc chủ

yếu và mức độ chi tiết của bộ chỉ số. Nhƣ đã nêu ở trên, các NAMA đƣợc thực

hiện trong bối cảnh phát triển bền vững nên ngoài các chỉ số giám sát phát thải

KNK (GHG indicator) còn cần các chỉ số phát triển bền vững hay còn gọi là các

chỉ số phi KNK (non-GHG indicator).

Bộ chỉ số KNK sử dụng cho MRV bao gồm các chỉ số về tổng lƣợng phát

thải KNK, mức tham chiếu, và mức giảm phát thải KNK. Số liệu cƣờng độ phát

thải KNK đặc biệt hữu ích trong bối cảnh nền kinh tế phát triển nhanh, bao gồm

số liệu cho cả nền kinh tế (phát thải KNK/GDP) và các số liệu ngành: điện (phát

thải KNK/MWh), thép (phát thải KNK/tấn), giao thông vận tải (phát thải KNK

cho vận tải/đầu ngƣời).

Đối với bộ chỉ số phi KNK, tùy thuộc vào loại hình NAMA, bộ chỉ số phi

KNK sẽ rất khác nhau. Qua tham khảo kinh nghiệm từ một số nghiên cứu, đề

xuất trên thế giới, nghiên cứu tạm nhóm các chỉ số phi KNK này thành các loại

 Nhóm chỉ số kinh tế: lợi ích kinh tế của NAMA và các hoạt động kèm

theo NAMA cùng với tính ổn định của các hoạt động này

 Nhóm chỉ số xã hội: cơ hội việc làm, giáo dục, tăng cƣờng năng lực,

nâng cao nhận thức, bảo vệ sức khỏe và các dịch vụ xã hội

 Nhóm chỉ số môi trƣờng: bao gồm các tiêu chuẩn môi trƣờng liên quan

đến khu vực thực hiện NAMA, các chỉ số về bảo vệ môi trƣờng, hệ sinh thái và

đa dạng sinh học trong khu vực

Hiện nay, đa số các nghiên cứu, đề xuất về NAMA chỉ tập trung vào các

chỉ số đánh giá lƣợng giảm phát thải KNK, tiềm năng giảm phát thải KNK và

chi phí cho mỗi tấn KNK giảm đƣợc. Tuy nhiên theo nghiên cứu này, các chỉ số

phi KNK cũng có vai trò tƣơng đƣơng quyết định đối với sự bền vững và hiệu

quả của NAMA, không phân biệt là đối với loại NAMA nào. Lí do vì các chỉ số

này đại diện cho các đồng lợi ích có đƣợc từ hoạt động NAMA bên cạnh lợi ích

từ giảm phát thải KNK, đảm bảo việc thực hiện NAMA không những không làm

chậm mà còn thúc đẩy quá trình phát triển kinh tế - xã hộicủa khu vực thực hiện.

Một khó khăn trong việc xây dựng các chỉ số phi KNK là cách thức thực

hiện giám sát, báo cáo và thẩm định vì các chỉ số này còn chịu tác động của các

hoạt động kinh tế - xã hội khác nên sẽ khó khăn để tách biệt đƣợc tác động của

NAMA. Lấy ví dụ nhƣ các chỉ số về sức khỏe cộng đồng, an ninh xã hội, chỉ số

về bình đẳng giới v.v. Với những chỉ số khó có thể theo dõi đánh giá riêng cho

từng hoạt động thì nên đặt vào trong một phạm vi giám sát rộng hơn (ở cấp độ

quốc gia). Ví dụ nhƣ xây dựng nhà máy điện gió không làm giảm nồng độ ô

nhiễm không khí tại khu vực nhà máy và xung quanh nhƣng giúp hạn chế xây

dựng thêm nhà máy nhiệt điện mới hoặc tăng công suất hoạt động của nhà máy

nhiệt điện cũ tại các vùng khác trên cả nƣớc. Vì thế khi đánh giá chỉ số nồng độ

ô nhiễm không khí thì cần phải đặt trong phạm vi giám sát các vùng có nhà máy

nhiệt điện.

Đã có một vài nghiên cứu quốc tế về các chỉ số này cho NAMA và một

bộ chỉ số do Trung tâm chính sách không khí sạch (CCAP - Center for Clean Air

Policy) đề xuất đƣợc giới thiệu trong bảng sau [12]:

Bảng 2.8 Bộ chỉ số phi KNK tham khảo cho NAMA

Lĩnh vực Chỉ số

 Giảm lƣợng phát thải các chất ô nhiễm trong không khí  Nồng độ các chất ô nhiễm trong không khí  Tỉ lệ các hộ gia đình đốt rác  Khai thác tài nguyên thiên nhiên  Mức độ ô nhiễm nƣớc mặt và nƣớc dƣới đất

 Tỉ lệ hộ dân/ dân số tiếp cận và sử dụng các nguồn năng lƣợng hiện

đại

Môi trƣờng

 Tỉ lệ ngƣời dân sử dụng phƣơng tiện giao thông phát thải các-bon thấp  Tỉ lệ ngƣời dâ đƣợc tiếp cận các dịch vụ xử lý rác thải tiên tiến  Chi phí cho mỗi đơn vị năng lƣợng  Tỉ lệ chi phí cho nhiên liệu và điện trên thu nhập của hộ dân  Tỉ lệ chi phí cho đi lại trên thu nhập của ngƣời dân  Chi phí trung bình cho vận chuyển hành khách  Tỉ lệ nhiễm bệnh  Ca/Tỉ lệ nhiễm trùng đƣờng hô hấp  Các loại vốn kiến thức  Thu nhập trung bình của hộ dân  Trình độ kỹ năng của ngƣời lao động

 An ninh năng lƣợng  Giá trị sản xuất tăng thêm (MVA) trên đơn vị năng lƣợng tiêu

thụ($/MWh)

 MVA trên giá trị năng lƣợng tiêu thụ  Chi phí cho nhiên liệu hóa thạch nhập khẩu đƣợc thay thế bằng các

nguồn NLTT

Xã hội

 Giảm cƣờng độ tiêu thụ năng lƣợng trên 1 đơn vị GDP  Tăng sản lƣợng điện  Giảm lƣợng nhiên liệu nhập khẩu  Tăng tỉ lệ NLTT trên tổng năng lƣợng sơ cấp  Giảm tiêu thụ nhiên liệu trung bình cho 1 hành khách/km  Cơ hội việc làm  Vốn đầu tƣ mới  Giảm chi phí cơ sở hạ tầng  Tăng nguồn thu từ thuế  Tăng lƣợng vốn đầu tƣ cho các công nghệ ứng phó với BĐKH  Chi phí rác/sản phẩm  Tuổi thọ trung bình của công nghệ ứng dụng

Kinh tế

Nguồn: CCAP, Guidance for selecting sustainable development indicators

Xây dựng bộ chỉ số phi KNK buộc phải xây dựng kèm theo kịch bản phát

triển thông thƣờng, hƣớng dẫn thực hiện MRV cho các chỉ số này. Nghiên cứu

đã thực hiện tham khảo 5 bộ công cụ đang đƣợc các chuyên gia quốc tế gợi ý sử

dụng nhằm đánh giá tác động đối với phát triển bền vững của các phƣơng án

giảm nhẹ phát thải bao gồm: 1) NAMA SD evaluation tool, 2) Indian Co-

benefits Approach, 3) Gold Standard, 4) CDM SD tool và 5) Development

Impact Assessment (DIA) visualization tool. Mỗi bộ công cụ có các ƣu điểm và

nhƣợc điểm khác nhau, tùy thuộc vào loại hình hoạt động, mức độ yêu cầu chi

tiết, bối cảnh áp dụng mà có thể lựa chọn áp dụng cho từng trƣờng hợp cụ thể.

Trong Chƣơng 3 nghiên cứu sẽ đề xuất một bộ chỉ số MRV cho NAMA

điện gió dựa trên các công cụ hỗ trợ đƣợc đề xuất là Feed-in Tariff và thị trƣờng

các-bon nội địa.

Kết luận Chƣơng 2

Tiềm năng giảm phát thải từ điện gió

Từ các nghiên cứu đã đƣợc thực hiện trong thời gian quá, nghiên cứu đã

tổng hợp và xác định tiềm năng giảm phát thải từ điện gió tại Việt Nam nhƣ sau:

Dựa trên các chính sách về phát triển năng lƣợng tại Việt Nam cùng với

tiềm năng gió đã đƣợc đo đạc thì tiềm năng phát triển năng lƣợng gió tại Việt

Nam là rất lớn. Từ đó dẫn tới tiềm năng giảm nhẹ phát thải KNK tại Việt Nam

thông qua phát triển điện gió là khả thi. Cùng với chi phí đầu tƣ đang có xu

hƣớng giảm dần thì đây là cơ hội để các nƣớc nhƣ Việt Nam vừa đảm bảo an

ninh năng lƣợng vừa có thể thực hiện các mục tiêu giảm nhẹ phát thải khí nhà

kinh đã đƣợc cam kết trong iNDC cũng nhƣ các chiến lƣợc ứng phó với BĐKH

đã đƣợc để ra.

Tuy nhiên hiện vẫn còn nhiều khó khăn trong việc phát triển điện gió, đặc biệt

là chi phí đầu tƣ vì dù xu hƣớng chi phí đầu tƣ đang giảm nhƣng vẫn cao so với các

loại năng lƣợng truyền thống, cần phải có các chính sách hỗ trợ thị trƣờng NLTT

mạnh mẽ hơn. Do đó cần phải nghiên cứu về các công cụ hỗ trợ NLTT.

Các chính sách hỗ trợ

Các chính sách hỗ trợ điện gió đƣợc nghiên cứu dựa trên kinh nghiệm

thực hiện hỗ trợ NLTT đã đƣợc nhiều nƣớc bao gồm cả các nƣớc phát triển và

các nƣớc đang phát triển thực hiện. Nghiên cứu tập trung vào hai loại hỗ trợ

chính là chính sách hỗ trợ giá Feed-in Tariff (đang đƣợc áp dụng rộng rãi trên

thế giới và cả Việt Nam) và công cụ thị trƣờng.

Chính sách FIT hiện đƣợc áp dụng dƣới 3 loại hình chính bao gồm:

 FIT cố định là chính sách đƣa ra giá mua ƣu đãi cố định trong thời gian

dài (từ 15 đến 20 năm) cho các hoạt động sản xuất NLTT. Giá này không thay

đổi và đảm bảo mức độ hoàn vốn cho nhà đầu tƣ.

 FIT ƣu đãi cố định đƣợc xác định theo sự thay đổi của giá mua bán điện

trên thị trƣờng. Bên mua/sử dụng sẽ phải trả thêm một khoảng tiền cố định cho

một đơn vị điện đƣợc sản xuất bằng công nghệ NLTT. Hệ thống này có thể tạo

ra sự rủi ro đối với các nhà đầu tƣ NLTT khi giá mua trên thị trƣờng thấp.

 FIT ƣu đãi linh hoạt đƣợc xác định bằng một mức giá an toàn nhất định

cho nhà đầu tƣ. Khi giá mua năng lƣợng truyền thống trên thị trƣờng thấp hơn

mức giá an toàn này, bên mua/sử dụng sẽ phải trả thêm khoản tiền để bù vào cho

bằng mức giá an toàn đƣợc đặt ra. Khi giá trên thị trƣờng cao hơn thì giá mua

điện sản xuất bằng NLTT sẽ đƣợc mua bằng giá thị trƣờng.

Công cụ thị trƣờng đã đƣợc áp dụng dƣới một số hình thức sau:

 Hệ thống tính phí ô nhiễm sử dụng thuế hoặc phí áp dụng cho lƣợng ô

nhiễm đƣợc tạo ra

 Hệ thống trao đổi giấy phép/tín chỉ đƣợc các nhà quản lý đƣa ra nhằm

giới hạn mức độ xả thải tại một ngƣỡng cố định. Bên muốn xả thải nhiều hơn

phải mua giấy phép/tín chỉ của bên không dùng hết giấy phép/tín chỉ đƣợc cấp.

Hệ thống này cũng có thể áp dụng hình thức đấu giá.

 Giảm trợ giá của chính phủ đối với một số hoạt động gây ô nhiễm nhƣ

sản xuất điện bằng than. Các hình thức trợ giá của chính phủ nhằm mục đích

thúc đẩy sản xuất tuy nhiên phần lớn lại tạo ra những hệ lụy gây ô nhiễm đến

môi trƣờng. Giảm trợ giá của chính phủ tuy nhiên lại tạo ngay ra những tác

động không nhỏ đến nền kinh tế

Dựa trên kinh nghiệm thực tế của các nƣớc trên thế giới, nghiên cứu đã

tập trung vào đánh giá các thế mạnh cũng nhƣ hạn chế của hai loại hình hoạt

động hỗ trợ này và đề xuất phƣơng thức và lộ trình áp dụng dƣới dạng một

NAMA điện gió cho Việt Nam đƣợc trình bày trong Chƣơng 3.

Bộ chỉ số giám sát MRV cho NAMA

MRV cho NAMA là yêu cầu bắt buộc để các NAMA đƣợc phê duyệt,

trong đó việc đƣa ra bộ chỉ số giám sát là không thể thiếu. Do NAMA đƣợc xây

dựng hƣớng tới sự phát triển bền vững nên bộ chỉ số MRV cho NAMA phải bao

gồm cả chỉ số giám sát KNK và chỉ số giám sát phi KNK Việc lựa chọn bộ chỉ

số phi KNK cần phải đặt trong bối cảnh rộng cụ thể do các chỉ số này khó có thể

giám sát trong phạm vi quy mô của một dự án điện gió. Một bộ chỉ số giám sát

cho hoạt động MRV của NAMA điện gió sẽ đƣợc đề xuất trong Chƣơng 3.

CHƢƠNG 3: KẾT QUẢ ĐỀ XUẤT CÁC GIẢI PHÁP HỖ TRỢ PHÁT

TRIỂN ĐIỆN GIÓ DƢỚI HÌNH THỨC NAMA TẠI VIỆT NAM

3.1 Chính sách Feed-in Tariff

Trƣớc khi đi vào kết quả các phƣơng án xây dựng giá Feed-in Tariff cho

Việt Nam, nghiên cứu sẽ điểm qua một số kết quả đánh giá về việc áp dụng FIT

chung trên thế giới đã đƣợc thu thập và phân tích từ các nguồn nghiên cứu khác

nhau.

Bên cạnh các ƣu điểm chung có thể thấy ngay của FIT nhƣ thúc đẩy phát

triển NLTT và góp phần đảm bảo an ninh năng lƣợng, FIT còn có những ƣu

điểm nhƣ:

1. Bảo đảm mức hoàn vốn an toàn và ổn định cho các nhà đầu tƣ.

2. Kích thích sự tăng trƣởng về kinh tế cho địa phƣơng và có thể định

lƣợng đƣợc.

3. Chi phí chỉ xuất hiện khi dự án thực sự bắt đầu hoạt động.

4. Cung cấp một mức chi phí chuyển giao thấp hơn.

5. Đảm bảo lợi ích của doanh nghiệp thông qua việc hoạt động nhƣ một

hàng rào chống lại biến động giá điện.

6. Phân phối chi phí và lợi ích từ việc phát triển NLTT một cách hợp lý

tới các khu vực khác nhau.

7. Giải quyết những khó khăn, bất ổn trong việc liên kết với các lƣới điện

quốc gia.

8. Thiết kế giá FIT dựa trên nhiều yếu tố khác nhau có thể giúp đạt đƣợc

các mục tiêu của các chính sách khác nhau (chính sách về BĐKH, tăng trƣởng

xanh, sử dụng năng lƣợng hiệu quả, phát triển công nghiệp chế tạo máy móc và

tạo công ăn việc làm…).

9. Khuyến khích việc áp dụng các công nghệ khác nhau để đạt đƣợc hiệu

quả cao nhất.

10. Có thể hỗ trợ các thị trƣờng khác nhau, bao gồm cả thị trƣờng cạnh

tranh và không cạnh tranh.

Tuy nhiên chính sách FIT có thể sẽ tạo ra những điểm bất cập mà các nhà

hoạch định chính sách và thiết kế giá FIT nên lƣu ý khi xây dựng và áp dụng giá

FIT, bao gồm:

1. FIT có thể làm tăng nhanh chóng giá điện trong ngắn hạn, ảnh hƣởng

đến tất cả các ngành kinh tế, đặc biệt là nếu dẫn tới sự tăng trƣởng đầu tƣ nhanh

chóng vào các công nghệ NLTT mới.

2. FIT có thể làm méo mó thị trƣờng bán điện, gây ra các hoạt động cạnh

tranh không lành mạnh.

3. FIT không thực sự làm giảm giá thành các công nghệ NLTT mà tạo ra

một nguồn thu ổn định trong 15 - 20 năm cho các dự án đầu tƣ cho NLTT. Điều

này dẫn tới giảm sự đầu tƣ nghiên cứu và áp dụng công nghệ mới và không thúc

đẩy nghiên cứu sản xuất trong nƣớc.

4. FIT, đặc biệt là loại cố định, không đƣợc xây dựng dựa trên các cơ chế

thị trƣờng mà chủ yếu là tạo ra các quy định bắt buộc độc lập hoàn toàn với sự

biến động của thị trƣờng buôn bán điện, mà tại nhiều nƣớc trong đó có Việt

Nam, đang hƣớng tới xây dựng một thị trƣờng buôn bán điện cạnh tranh.

5. FIT có thể tạo ra sự bất bình đẳng trong xã hội khi tỉ lệ chi trả cho

NLTT trên thu nhập của những ngƣời có thu nhập thấp hoặc đơn vị sản xuất có

doanh thu thấp sẽ cao hơn so với những ngƣời hoặc đơn vị sản xuất có thu nhập

hoặc doanh thu cao hơn. Điều này có thể sẽ dẫn tới những chính sách hỗ trợ bổ

sung cho những ngƣời sử dụng có thu nhập thấp (ví dụ nhƣ đồng bào dân tộc

miền núi, hải đảo, những ngƣời thuộc diện hƣởng chính sách xã hội nhƣ thƣơng

bệnh binh…).

6. FIT không tạo ra sự cạnh tranh hoặc đổi mới về công nghệ giữa các nhà

đầu tƣ/phát triển dự án khi họ đƣợc hƣởng chung một chính sách giá.

7. Ngoài ra việc áp dụng giá FIT có thể sẽ gặp khó khăn để phù hợp với

môi trƣờng pháp lý hiện hành tại nơi áp dụng.

Từ các phân tích nêu trên, có thể nói rằng việc xây dựng chính sách FIT

cần phải đƣợc đánh giá toàn diện các lợi ích cũng nhƣ các tác động tới nền kinh

tế, tới bình đẳng xã hội, tới môi trƣờng cạnh tranh trong sản xuất năng lƣợng

cũng nhƣ khả năng thúc đẩy nghiên cứu áp dụng các công nghệ NLTT trong

nƣớc. Việc xây dựng giá FIT mà không có các nghiên cứu đánh giá khách quan

nhƣ vậy sẽ khiến giá FIT không phát huy hết hiệu quả và đạt đƣợc các mục tiêu

nhƣ mong đợi, đôi khi có thể gây ra những tác động tiêu cực tới nền kinh tế. Tại

phần tiếp theo, nghiên cứu sẽ trình bày những kết quả phân tích các phƣơng án

xây dựng giá FIT bao gồm cả các ƣu điểm và nhƣợc điểm của từng phƣơng án,

nhằm tạo cơ sở đề xuất phƣơng án phù hợp với Việt Nam

Các phương án xây dựng Feed-in Tariff tại Việt Nam

Nhƣ đã trình bày ở trên FIT có thể đƣợc chia làm 2 loại là FIT cố định và

FIT ƣu đãi. Cơ sở thiết kế FIT đƣợc dựa trên một số yếu tố bao gồm cách tính

giá, yếu tố điều chỉnh giá, các yếu tố phụ và một số ƣu đãi riêng và mỗi yếu tố

này lại có những thành phần riêng. Qua nghiên cứu các điển hình FIT trên thế

giới nhƣ đã trình bày tại Chƣơng 2, tổng hợp các yếu tố làm cơ sở xây dựng FIT

Bảng 3.1Tóm tắt cơ sở xây dựng Feed-in Tariff

đƣợc tóm tắt tại bảng sau:

Phƣơng án thiết kế

cố

FIT ƣu đãi

FIT định

Chi phí sản xuất

Giá trị hệ thống

Xác định dựa trên chi phí thật sự để phát triển công nghệ và mục tiêu hoàn vốn Dựa trên hoặc giá trị cho xã hội hoặc cho doanh nghiệp.

Giá đƣợc tính toán theo

Ƣu đãi giá cố định

Giá đấu thầu cạnh tranh

Loại công nghệ và nhiên liệu

Quy mô dự án (kW hoặc MW)

Giá mua dựa trên một số yếu tố về

Hiệu suất dự án

Mức chi trả cụ thể không dựa trên chi phí cho NLTThoặc chi phí tránh đƣợc Đấu thầu giá định kỳ để đặt mức giá cho từng loại công nghệ hoặc quy mô cụ thể Xây dựng giá hƣớng tới một loại công nghệ/nhiên liệu cụ thể. Thanh toán dựa trên khác biệt của chi phí khác từng dự án Xây dựng giá tùy theo quy mô công suất dự án nhằm khuyến khích tất cả các dự án có quy mô khác nhau Giá đƣợc điều chỉnh dựa trên hiệu suất, tránh việc hỗ trợ nhiều hơn cần thiết

Vị trí dự án

Xây dựng lộ trình giảm giá

Giá khác nhau tùy thuộc vị trí thực hiện (điện gió trên đất liền thấp hơn ngoài biển) Điều chỉnh giảm giá đối với các dự án tiếp theo nhằm thúc đẩy việc giảm chi phí công nghệ

Điều chỉnh lộ trình giảm giá

Tính toán tốc độ tăng trƣởng của thị trƣờng công nghệ nhằm xác định mức độ giảm của FIT trong tƣơng lai

Các yếu tố phụ

Ảnh hƣởng do lạm phát

Bảo vệ doanh thu của dự án khỏi những tác động từ những thay đổi của nền kinh tế vĩ mô

Đặt giá theo giai đoạn dự án

Đặt mức giá cao ở giai đoạn đầu của dự án và giảm dần theo thời gian

Giá theo thời gian bán điện

Giá mua đƣợc điều chỉnh theo nhu cầu của thị trƣờng (giờ cao điểm, mùa cao điểm)

Hệ thống có hiệu suất cao; xử lý chất thải riêng; vị trí của hệ thống; tái sản xuất trên hệ thống cũ; một số chủ dự án nhất định; sử dụng công nghệ đƣợc mới

Những khoản khác nhằm khuyến khích phát triển

O: chƣa đƣợc áp dụng trong thực tế

X: đã đƣơc áp dụng trong thực tế

Nghiên cứu quá trình triển khai tại các quốc gia khác nhau, có thể tổng kết

về một số ƣu nhƣợc điểm của từng loại FIT nhƣ sau:

a) FIT cố định

Những ƣu điểm của FIT cố định bao gồm:

Hạn chế rủi ro: Kết quả phân tích, đánh giá chi tiết về mức chi trả trung

bình của một số chính sách FIT tại Châu Âu cho thấy các FIT cố định có hiệu

quả chi phí cao hơn (do ổn định hơn) so với FIT ƣu đãi, dẫn đến là giá thành

mỗi kWh của NLTT rẻ hơn theo FIT cố định rẻ hơn so với FIT ƣu đãi.

Sát với chi phí thực hiện dự án hơn: nếu đƣợc thiết kế hợp lý thì FIT cố

định dƣờng nhƣ là sát với chi phí đầu tƣ thực hiện dự án hơn. Xây dựng FIT dựa

trên chi phí khuyến khích đƣợc nhiều đầu tƣ hơn vào NLTT.

Hạn chế rủi ro từ thị trường: Với việc điện từ dự án đƣợc đảm bảo mua

với một mức giá hợp lý theo chi phí sẽ giúp hạn chế rủi ro vì phƣơng án này tạo

ra sự chắc chắn hơn về doanh thu của dự án

Chống lại biến động giá điện: FIT cố định đƣợc xem nhƣ một hàng rào

chống lại các biến động về giá năng lƣợng và giá điện bằng cách cung cấp một

mức giá cố định trong cơ cấu giá điện. Điều này sẽ giúp ngƣời sử dụng chịu ít

ảnh hƣởng hơn với sự thay đổi thất thƣờng của giá điện (đặc biệt với những

quốc gia sử dụng khí đốt là nguồn phát điện chính)

Khuyến khích phát triển NLTT:FIT cố định dƣờng nhƣ có tác dụng

khuyến khích nhiều hơn đối với các dự án NLTT nhỏ. Các hộ gia đình, các tổ

chức cộng đồng có xu hƣớng nghiêng về những chính sách giá điện ổn định và

hợp lý vì chúng cung cấp một nguồn thu minh bạch cho sản lƣợng điện mà họ

sản xuất ra. Thông qua việc hỗ trợ ngƣời dân địa phƣơng đầu tƣ vào NLTT, các

lợi ích kinh tế sẽ ở lại trong phạm vi cộng đồng nên có thể tạo ra nhiều tác động

tích cực đến nền kinh tế địa phƣơng

Hỗ trợ các công nghệ mới: Thông qua việc đảm bảo một mức giá mua tối

thiểu cố định, FIT tạo ra sự ổn định cho các công nghệ mới và hấp dẫn các nhà

đầu tƣ triển khai và thƣơng mại hóa các công nghệ này.

Tuy nhiên FIT cố định có những vấn đề bất lợi sau:

Không phản ứng trước biến động giá: Vì giá FIT cố định đƣợc áp dụng

trong một thời gian dài (thƣờng là 10 – 20 năm), nên FIT cố định không khuyến

khích đƣợc nhà đầu tƣ điều chỉnh sản lƣợng theo nhu cầu. Một số nƣớc vì thế đã

xây dựng FIT đƣợc điều chỉnh theo giờ haymùa (tức là theo nhu cầu sử dụng

điện cao hay thấp).

Tạo ra sự bất hợp lý trong thị trường điện: Có ý kiến cho rằng việc sử

dụng giá FIT cố định trong thời gian dài sẽ làm méo mó thị trƣờng điện bán

buôn và bán lẻ và ảnh hƣởng tiêu cực đến một thị trƣờng điện cạnh tranh công

bằng.

Gánh nặng chi phí cho người sử dụng: FIT cố định tại mức caođƣợc thực

hiện trong khoảng trung bình 10 – 20 năm sẽ tạo ra một gánh nặng lớn về chi

phí lên ngƣời sử dụng và lên nền kinh tế.

Tối ưu hóa dự án thấp: Nếu FIT cố định không đƣợc xây dựng theo

những phƣơng án riêng cho từng loại dự án thì nó có thể kìm hãm việc phát triển

dự án NLTT tại những nơi mà giá điện có xu hƣớng cao hơn những nơi khác.

b) FIT ƣu đãi

Những ƣu điểm của FIT ƣu đãi bao gồm:

Tối ưu hóa khả năng tham gia thị trường: Vì FIT ƣu đãi đƣợc xây dựng

dựa trên giá thị trƣờng. Vì thế cơ chế này có thể tạo ra những ƣu đãi nhằm phát

triển NLTT tại thời gian mà nhu cầu sử dụng điện cao và tại địa điểm mà thị

trƣờng có giá bán điện trung bình cao hơn.

Giảm bớt sức ép lên lưới điện: cơ chế FIT này giúp giảm bớt sức ép của

nhu cầu cung cấp điện lên hệ thống truyền tải, và vì thế giúp quản lý lƣới điện

hiệu quả hơn, đồng thời cung cấp các dịch vụ phụ trợ tốt hơn.

Phù hợp hơn với thị trường tự do: FIT ƣu đãi đƣợc chứng minh là có tính

tƣơng thích cao hơn với thị trƣờng điện tự do (cạnh tranh) vì nó cho phép cả

NLTT và năng lƣợng truyền thống đƣợc mua bán cạnh tranh trực tiếp trên thị

trƣờng.

Tăng tính cạnh tranh giữa các công nghệ mới: Vì giá FIT ƣu đãi đƣợc

dựa trên giá thị trƣờng nên nó tạo ra sự cạnh tranh về giá giữa các nguồn NLTT

và cả với các nguồn năng lƣợng truyền thống trên một thị trƣờng phát điện cạnh

tranh.

Tuy nhiên, FIT ƣu đãi tồn tại những khiếm khuyết sau:

Hiệu quả đầu tư thấp hơn so với FIT cố định: FIT ƣu đãi đã đƣợc chứng minh

là có hiệu quả đầu tƣ thấp hơn so với FIT cố định dẫn vì nó chứa đựng nhiều rủi ro

về giá hơn so với FIT cố định. Rủi ro cao sẽ khiến lợi nhuận phải cao hơn và khiến

chi phí trên mỗi kWh tăng cao hơn tạo nên sức ép về chi phí cho ngƣời tiêu thụ.

Thiếu sự đảm bảo: FIT ƣu đãi thƣờng không đảm bảo rằng điện sản xuất

ra sẽ đƣợc mua. Những dự án tham gia FIT ƣu đãi bán điện trên thị trƣờng giao

ngay và nhận đƣợc doanh thu từ việc bán điện theo giá thị trƣờng cộng thêm một

khoản ƣu đãi. Tuy nhiên nhà đầu tƣ thƣờng lo lắng vì không có một đảm bảo

điện sản xuất ra sẽ đƣợc mua và coi đây là một dạng rủi ro. Vì thế họ có xu

hƣớng đặt thêm áp lực đối với doanh thu.

Bất lợi về giá đối với năng lượng gió và năng lượng mặt trời: Đơn giản vì

năng lƣợng gió và mặt trời không có khả năng điều chỉnh đƣợc thời gian tăng

công suất theo nhu cầu và giá điện. Trong khi đó các công nghệ khác nhƣ biogas

có thể điều chỉnh sản lƣợng theo các khung giờ có lợi hơn về giá. Vì thế năng

lƣợng gió hay mặt trời khó có thể thích ứng đƣợc với các tín hiệu thay đổi giá

của thị trƣờng.

Không có hàng rào bảo vệ NLTT: Trong các kịch bản giá thị trƣờng giảm,

các dự án NLTT sẽ không đƣợc bảo vệ nhƣ FIT cố định vì FIT ƣu đãi đƣợc thiết

lập dựa trên giá thị trƣờng. Trƣờng hợp của FIT ƣu đãi linh hoạt giúp hạn chế

nguy cơ này nhƣng lại hạn chế khả năng tăng doanh thu khi giá điện tăng.

Việc lựa chọn sử dụng cơ chế FIT nào tủy thuộc vào bối cảnh quốc gia và

ƣu tiên cũng nhƣ định hƣớng của mỗi nƣớc về vấn đề quy hoạch phát triển năng

lƣợng. Vấn đề tiếp theo đối với các nhà hoạch định chính sách là nghiên cứu các

phƣơng án áp dụng FIT cho cơ chế FIT mà họ dự kiến sử dụng. Bảng sau cung

Bảng 3.2 Các lựa chọn triển khai FIT đề xuất

cấp một số các thông tin tổng quan về các lựa chọn triển khai FIT.

Các phƣơng án áp dụng

FIT ƣu đãi

FIT cố định

Tƣ cách tham gia

Nghĩa vụ mua điện

Tùy chọn

Điều chỉnh chính sách FIT

Tùy chọn

Chủ dự án: giới hạn các hình thức đầu tƣ và chủ đầu tƣ Công nghệ: Bao gồm tất cả các công nghệ hoặc chỉ một số nhất định Quy mô: giới hạn quy mô nhàm tập trung một loại hình dự án nhất định tùy thuộc vào tiềm năng Địa điểm: giới hạn dự án tại những vùng cụ thể tùy thuộc vào lƣới điện Có: yêu cầu bên truyền tải/mua điện phải mua tất cả sản lƣợng điện của dự án Không: Dự án bán điện cho thị trƣờng cạnh tranh Điều chỉnh thanh toán FIT: điều chỉnh theo thời gian (có thể là hàng năm) Điều chỉnh chƣơng trình FIT: điều chỉnh nội dung chƣơng trình (có thể từ 2 -4 năm)

Tùy chọn

Trần

Áp dụng giới hạn tổng công suất cho toàn chƣơng trình (VD: áp dụng theo công nghệ) Quy mô dự án riêng biệt (theo công suất dự án và phụ thuộc vào công nghệ) Tổng chi phí của chƣơng trình hàng năm hoặc theo giai đoạn

Tùy chọn Tùy chọn

Bắt buộc nối lƣới điện hoặc ƣu tiên giải quyết nối lƣới Bắt buộc dự án phải cung cấp dự báo công suất

Tùy chọn

Truyền tải/ đấu nối

Phƣơng án chi trả

Phải chọn một hoặc nhiều hơn các phƣơng án chi trả cho FIT

Tùy chọn

Thấp: Chỉ bao gồm chi phí kết nối với điểm mua điện gần nhất, không bao gồm chi phí nâng cấp Cao: bao gồm cả chi phí cần thiết cho việc nối lƣới và nâng cấp hệ thống Kết hợp:Bao gồm chi phí nối lƣới và chia sẻ chi phí nâng cấp hệ thống Thu phụ phí từ ngƣời sử dụng dựa trên mức độ tiêu thụ Thông qua ngân sách quốc gia Các phƣơng án khác (nguồn thu giảm phát thải các-bon, thuế môi trƣờng, v.v) Các chi phí biên gia tăng đƣợc chia sẻ giữa các bên truyền tải/mua điện

Chia sẻ chi phí giữa các bên truyền tải / mua điện

Tính khả thi của việc áp dụng cơ chế Feed-in Tariff tại Việt Nam

Giá mua điện gió tại Việt Nam hiện nay, đƣợc quy định cụ thể trong

Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió

tại Việt Nam, có thể coi nhƣ là một loại FIT cố định. Tuy nhiên nghiên cứu chƣa

tìm hiểu đƣợc việc xây dựng giá FIT này đƣợc dựa trên cơ sở nào. Nếu tính toán

dựa trên cơ sở chi phí và khả năng hoàn vốn của dự án thì giá này theo một số

chuyên gia là chƣa hợp lý (vẫn thấp hơn cả mức giá hoàn vốn với công nghệ từ

Trung Quốc) vì thế chƣa hấp dẫn đƣợc các nhà đầu tƣ. Đƣơng nhiên là mức giá

này cũng không phải là mức giá đấu thầu vì tại thời điểm đó, chƣa có một dự án

nào đi vào hoạt động.

Để tính toán mức giá FIT đủ hấp dẫn các nhà đầu tƣ, cần phải tính toán

dựa trên nhiều thông số giả định hoặc mang tính dự báo. Mức giá FIT đƣa ra cần

đảm bảo cho nhà đầu tƣ hoàn vốn tức là phải có các thông số về chi phí vận

hành và bảo trì, mức lãi suất cho khoản vay đầu tƣ của dự án. Đối với phƣơng án

FIT ƣu đãi linh hoạt, cần có dự báo về giá điện trong một giai đoạn nhất định

(theo thời gian áp dụng giá FIT từ 10 – 20 năm) để xác định hợp lý mức giá FIT

không gây khó khăn cho nhà đầu tƣ cũng nhƣ không tạo ra gánh nặng quá lớn

cho xã hội.

Lấy ví dụ với FIT cố định, giả định với turbin có công suất 1MW, mức

chi phí đầu tƣ công nghệ ban đầu vảo khoảng 2,100,000 USD (theo mức giá

công nghệ của Châu Âu) [23], công suất thực tế khoảng 20%, thời gian áp dụng

FIT để hoàn vốn khoảng 15 năm thì mức giá hoàn vốn cho mỗi kW bán lên lƣới

sẽ xấp xỉ 0,08 USD tƣơng đƣơng với 8 UScent/kWh. Nếu tính thêm mức giá chi

phí vận hành và bảo trì trung bình cho mỗi kWh là 0,013 – 0,025 UScent thì

mức giá FIT lên tới 9,3 – 10,5 UScent/kWh. Mức giá này chƣa tính đến lãi suất

cho khoản vay đầu tƣ trong 15 năm. Nếu giả định khoản vay này có lãi suất là

5%/năm trong toàn bộ thời gian thì giá mua sẽ tăng lên khoảng 16 US cent/kWh

(nếu lãi suất tính theo khoản vay còn lại thì giá FIT sẽ thấp dần). So với mức giá

này thì giá mua hiện nay tại Việt Nam là 7,8 cent/kWh thấp hơn tƣơng đối nhiều

Vấn đề thứ hai là cách thức thanh toán giá FIT này tại Việt Nam. Việc

mua điện gió đƣợc giao cho EVN nhƣng nhà nƣớc lại hỗ trợ EVN 1cent/kWh

thông qua Quỹ Bảo vệ môi trƣờng. Quy mô của Quỹ không thể đảm bảo việc

thanh toán cho EVN (hiện mới chỉ có 2 dự án hoạt động, nếu có nhiều hơn thì

chắc chắn Quỹ không đủ nguồn lực tài chính để thực hiện thanh toán). Theo

kinh nghiệm của nhiều nƣớc nhƣ đã trình bày ở trên thì giá FIT nên đƣợc độc

lập với ngân sách của nhà nƣớc và nên đƣợc phân bổ vào ngƣời tiêu thụ năng

lƣợng. Nhƣ vậy cách xác định giá FIT và cách thức thanh toán giá FIT tại Việt

Nam cần phải đƣợc tính toán lại để phù hợp với yêu cầu thị trƣờng. Tuy nhiên

việc xây dựng cơ chế FIT có khả thi hay không lại phụ thuộc vào mức độ hợp

tác của nhà đầu tƣ, Chính phủ và đơn vị phân phối điện.

3.2 Công cụ thị trƣờng hỗ trợ phát triển điện gió

Tiềm năng tham gia thị trường các-bon nội địa của điện gió tại Việt Nam

Xây dựng và vận hành thị trƣờng các-bon nội địa là một quá trình cần có

nhiều nỗ lực từ cả hai phía: các cơ quan quản lý nhà nƣớc và các cơ sở sản xuất

kinh doanh. Vấn đề cơ bản của thị trƣờng là tạo ra đƣợc nhu cầu và nguồn cung.

Nhu cầu về tín chỉ các-bon tại Việt Nam chỉ đƣợc tạo ra khi có những mục tiêu

giảm phát thải (bắt buộc hoặc tự nguyện) cho các đối tƣợng tham gia (bắt buộc

hoặc tự nguyện) vào thị trƣờng. Do Việt Nam là một nƣớc không thuộc nhóm các

nƣớc phải thực hiện các cam kết bắt buộc giảm phát thải KNK nên sẽ là không đơn

giản để Chính phủ đƣa ra các mức trần bắt buộc cắt giảm phát thải KNK. Ngay cả

đối với những quốc gia thuộc phụ lục I nhƣ Nhật Bản cũng đã phải xây dựng

những hệ thống trao đổi tự nguyện nhƣ JVETS trong đó các cơ sở tham gia đƣa ra

những mức giảm tự nguyện hợp lý, nên Việt Nam có thể tham khảo để xây dựng

một hệ thống tƣơng tự. Dựa trên những kinh nghiệm của JVETS, nghiên cứu đề

xuất mô hình xây dựng hệ thống trao đổi tự nguyện nhƣ sau:

1. Thu thập dữ liệu phát thải KNK hoặc sử dụng năng lƣợng tại các cơ sở

theo chuỗi thời gian (khoảng 5-10 năm). Số liệu thu thập dƣới dạng tự nguyện

và đƣợc trình bày theo biểu mẫu

2. Phân loại các cơ sở thành các nhóm (loại hình hoạt động, quy mô hoạt

động, v.v.).

3. Thông qua dữ liệu thu thập và kết quả phân loại, xây dựng định mức,

hạn ngạch sử dụng năng lƣợng hoặc phát thải KNK cho từng nhóm và đƣa vào

chính sách bắt buộc cùng với một lộ trình áp dụng chính sách phù hợp.

4. Xây dựng thị trƣờng trao đổi tín chỉ giảm phát thải giữa các nhóm, cho

phép những cơ sở phát thải ít hơn có thể nhận đƣợc tín chỉ giảm phát thải và trao

đổi tín chỉ đó với những cơ sở chƣa đáp ứng đƣợc với định mức đề ra.

5. Cơ quan quản lý nhà nƣớc xây dựng công cụ nhằm thực hiện hiệu quả

việc giám sát phát thải, thủ tục cấp phát tín chỉ sử dụng cho các cơ sở đảm bảo

tính minh bạch của các hoạt động trao đổi.

6. Thực hiện đánh giá kết quả thực hiện và điều chỉnh chính sách giảm

phát thải cho các cơ sở theo lộ trình (và điều chỉnh lộ trình nếu cần thiết)

Việc tạo tín chỉ các-bon trong sản xuất điện từ năng lƣợng gió và tham gia

thị trƣờng các-bon nội địa có khả năng sẽ phải đảm bảo những vấn đề sau:

1. Xác định tƣ cách tham gia thị trƣờng các-bon nội địa

Đối với các dự án điện gió muốn tham gia thị trƣờng các-bon nội địa phải

chắc chắn rằng các dự án này không tham gia bất kỳ một cơ chế tạo tín chỉ các-

bon nào khác tại thời điểm đăng ký với thị trƣờng các-bon nội địa (ví dụ nhƣ Cơ

chế phát triển sạch) để đảm bảo lƣợng giảm phát thải mà dự án điện gió tạo ra

không bị tính lại nhiều lần. Các dự án sau khi kết thúc giai đoạn tín chỉ ở một thị

trƣờng (co chế) khác mới có thể tham gia lại với thị trƣờng các-bon nội địa.

Để đảm bảo tính cạnh tranh của thị trƣờng, các bên tham gia cần phải có

môi trƣờng cạnh tranh công bằng. Hiện nay điện gió đang nhận đƣợc hỗ trợ của

chính phủ thông qua trợ giá cho mỗi kWh điện sản xuất đƣợc (giá mua là 7,8

UScent/kWh và bên mua đƣợc hỗ trợ 1 UScent/kWh thông qua Quỹ Bảo vệ môi

trƣờng Việt Nam) và trong tƣơng lai có thể sẽ áp dụng giá Feed-in-tariff mới

chƣa kể một loạt các ƣu đãi về đầu tƣ, thuế, phí đã đã nêu trong Quyết định

37/2011/QĐ-TTg của Thủ tƣớng Chính phủ về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự

án điện gió tại Việt Nam, nên các dự án điện gió có thể sẽ bị đặt câu hỏi về mức

độ ƣu tiên trong thị trƣờng dẫn đến không đảm bảo tính cạnh tranh và không

khuyến khích đƣợc các hoạt động giảm nhẹ khác. Ngoài ra, chính sách FIT mới

đƣợc coi là chi phí mà xã hội chi trả cho lƣợng phát thải KNK giảm đƣợc thông

qua điện gió, vì thế nếu tín chỉ đƣợc bán trong thời kỳ áp dụng giá FIT có thể

đƣợc coi là phải trả chi phí lần thứ 2 cho cùng một lƣợng giảm phát thải. Vì vậy

cần phải có các tính toán về khả năng tham gia thị trƣờng nội địa đối với các dự

án điện gió.

2. Xác định rõ đƣợc bên nào đƣợc nhận tín chỉ các-bon từ sản xuất điện

gió

Cần xác định bên đƣợc nhận tín chỉ các-bon từ sản xuất điện gió là đơn vị

sản xuất điện hay đơn vị mua điện. Điều này phụ thuộc vào điện đƣợc sản xuất

ra có đƣợc nối lƣới điện quốc gia hay chỉ sử dụng tại chỗ. Nếu đƣợc nối lƣới

quốc gia thì có khả năng là bên mua sẽ đƣợc nhận tín chỉ các-bon (ở Việt Nam

là EVN) vì đơn vị này phải mua điện với giá cao (theo chính sách hỗ trợ NLTT

hiện có). Nếu điện không nối lƣới quốc gia thì bên sản xuất điện có thể sẽ nhận

đƣợc tín chỉ các-bon vì khi đó điện sẽ đƣợc bán trực tiếp cho địa phƣơng và giá

bán điện là do bên mua và bán thƣơng lƣợng.

3. Xác định giai đoạn tín chỉ nếu dự án điện gió đƣợc cấp tín chỉ

Cần có các nghiên cứu tính toán giai đoạn tín chỉ của một dự án điện gió.

Giai đoạn đấy có thể nằm trong giai đoạn dự án đƣợc nhận mức giá mua điện hỗ

trợ feed-in tariff nhƣ đã đề xuất ở trên (khoảng 15-20 năm tùy thuộc vào các

kịch bản về giá điện). Thông thƣờng một dự án theo Cơ chế phát triển sạch

CDM có giai đoạn tín chỉ khoảng 5 – 7 năm, tuy nhiên với mức độ đầu tƣ lớn

cho một dự án điện gió, có thể chia thành nhiều giai đoạn với giai đoạn đầu

khoảng 10 năm. Các giai đoạn tiếp theo nếu có cần phải thực hiện tính toán lại

mức độ giảm phát thải của dự án.

3.3 Lộ trình áp dụng các giải pháp hỗ trợ

Lộ trình áp dụng cơ chế Feed-in Tariff

Lộ trình áp dụng cơ chế Feed-in Tariff cho điện gió tại Việt Nam đƣợc

xây dựng dựa trên những phỏng đoán về thời gian cần thiết cho từng hoạt động

trong lộ trình này, bao gồm:

 Xây dựng đề xuất chính sách FIT cho điện gió: thông thƣờng sẽ đƣợc

gói gọn trong khoảng 1 năm bao gồm các tính toán về chi phí xây dựng, dự báo

xu hƣớng chi phí, dự báo xu hƣớng giá năng lƣợng, và đề xuất phƣơng án FIT

phù hợp. Nếu lấy năm bắt đầu là 2015 thì đến cuối năm 2015, đầu 2016 sẽ có

một báo cáo đề xuất cơ chế FIT để Chính phủ lấy ý kiến và ban hành.

 Ban hành cơ chế FIT cho điện gió: Quy trình lấy ý kiến và ban hành

chính sách phụ thuộc khá nhiều vào các yếu tố không chắc chắn, tuy nhiên

nghiên cứu giả định là quy trình này sẽ mất khoảng 1 năm, bằng với thời gian

ban hành giá mua điện gió theo Quyết định 37 dựa trên một nghiên cứu và đề

xuất của Bộ Công Thƣơng. Nhƣ vậy, giả định là trong năm 2016, chính sách về

cơ chế giá FIT cho điện gió sẽ đƣợc ban hành.

 Giám sát và đánh giá hiệu quả hiệu quả do chính sách mang lại: Sau khi

ban hành, hiệu quả của chính sách sẽ đƣợc giám sát và đánh giá liên tục hàng

năm theo các chỉ số đánh giá đƣợc lựa chọn.

 Bổ sung lựa chọn áp dụng cơ chế FIT mới: Đến năm 2020, tức là 5 năm

sau khi chính sách về cơ chế giá FIT đƣợc ban hành, dựa trên các đánh giá hàng

năm về hiệu quả của chính sách, việc điều chỉnh chính sách sẽ đƣợc thực hiện

nhằm đạt hiệu quả cao nhất. Nếu cần thiết, sẽ áp dụng bổ sung lựa chọn cơ chế giá

FIT mới.

 Tiếp tục thực hiện giám sát và đánh giá: Sau đó sẽ tiếp tục quay lại quy

trình giám sát và đánh giá đối với chính sách FIT đƣợc điều chỉnh (hoặc bổ sung

mới).

Lộ trình này mặc dù chỉ là giả định, nhƣng đảm bảo đƣợc yếu tố quan

trọng nhất là thời gian cho mục tiêu phát triển điện gió đến năm 2020. Đối với

mục tiêu 2030, cần xác định lại lộ trình dựa trên kết quả đánh giá tác động của

chính sách đối với sự phát triển của điện gió trên thực tế.

Lộ trình tham gia thị trường các-bon nội địa của các dự án điện gió

Lộ trình xây dựng thị trƣờng các-bon nội địa là chƣa chắc chắn. Tuy

nhiên, nghiên cứu vẫn đề xuất một lộ trình dựa trên kinh nghiệm xây dựng thị

trƣờng của Nhật Bản đã nêu ở trên. Đối với các dự án điện gió, nếu muốn tham

gia vào thị trƣờng này phải đảm bảo là đã hết hoặc đang ở cuối thời kỳ đƣợc

Hình 3.1 Đề xuất lộ trình áp dụng các giải pháp hỗ trợ phát triển điện gió tại Việt Nam

hƣởng lợi từ chính sách FIT.

Các phương án kết hợp giữa hai giải pháp này bao gồm:

Nếu cơ chế giá FIT đƣợc thực hiện theo phƣơng án FIT cố định và không

giảm dần, tức là đảm bảo hoàn vốn và có một mức lãi suất tối thiểu cho nhà đầu

tƣ vào dự án điện gió thì dự án điện gió tham gia theo cơ chế này sẽ không có đủ

điều kiện tham gia thị trƣờng các-bon nội địa do mức chi phí chênh lệch giữa

điện gió và điện từ các nguồn năng lƣợng hóa thạch khác đã đƣợc bù đắp thông

qua mức ƣu đãi từ cơ chế giá FIT. Nếu giá FIT có lộ trình giảm dần và chỉ đảm

bảo mức hoàn vốn mà chƣa có lãi hoặc lãi thấp hơn so với mức lãi suất huy

động vốn từ ngân hàng thì mới cho phép tham gia thị trƣờng các-bon nội địa.

Thời hạn tính tín chỉ các-bon sẽ phụ thuộc vào mức giá FIT ở thời điểm đó và

mức giá mua tín chỉ các-bon của thị trƣờng

Nếu cơ chế giá FIT đƣợc áp dụng dựa trên phƣơng án FIT ƣu đãi cố định,

tức là không đảm bảo về sự hoàn vốn và có lãi đối với nhà đầu tƣ thì việc tham

gia thị trƣờng các-bon là cần thiết để khuyến khích các nhà đầu tƣ. Thời điểm

tham gia thị trƣờng các-bon cho dự án điện gió theo cơ chế này có thể bắt đầu

ngay khi dự án đi vào sản xuất và bán điện. Tuy nhiên thời hạn tham gia thị

trƣờng sẽ phải đƣợc tính toán dựa trên công suất sản xuất, giá mua điện tại thời

điểm tham gia thị trƣờng và giá trao đổi tín chỉ các-bon tại thời điểm đó.

Đối với cơ chế giá FIT ƣu đãi linh hoạt, thời điểm tham gia thị trƣờng

các-bon phụ thuộc khá nhiều vào mức giá mà cơ chế FIT đề ra. Tuy nhiên chắc

chắn là nếu giá mua điện thị trƣờng cao hơn giá FIT (tức là khi đó giá FIT

không còn đƣợc áp dụng nữa) trong thời gian áp dụng giá FIT thì dự án đó sẽ

không đƣợc tham gia thị trƣờng các-bon. Ngƣợc lại nếu giá FIT cao hơn giá mua

điện thị trƣờng thì dự án sẽ đƣợc tham gia thị trƣờng các-bon nhằm giảm tải

mức chi phí mà ngƣời sử dụng điện phải chi trả.

Tóm lại, việc tính toán điều kiện, thời điểm và thời hạn tham gia thị

trƣờng các-bon nội địa của dự án điện gió sẽ phụ thuộc rất nhiều vào cơ chế giá

FIT đƣợc đƣa ra và giá mua điện của thị trƣờng tại thời điểm dự án muốn đăng

ký tham gia thị trƣờng các-bon nội địa. Ngoài ra, nếu giá mua điện gió tại thời

điểm thị trƣờng các-bon nội địa hoạt động không có gì thay đổi so với hiện nay

(tức là với mức giá theo Quyết định 37 hiện đang đƣợc đánh giá là chƣa thỏa

đáng) thì dự án điện gió đƣợc phép tham gia thị trƣờng các-bon nội địa và có thể

kéo dài thời hạn tín chỉ hơn so với các trƣờng hợp nêu trên để đảm bảo các dự

án đi vào hoạt động đã lâu có khả năng hoàn vốn và có lãi cao hơn.

3.4 Các chỉ số giám sát thực hiện NAMA điện gió

Đề xuất Bộ chỉ số giám sát cho NAMA điện gió (NLTT)

Sau khi thực hiện tham khảo một số chỉ số phi KNK cho NAMA NLTT

từ báo cáo của CCAP, nghiên cứu đề xuất một bộ chỉ số giám sát cho NAMA

điện gió (có thể sử dụng cho một số NAMA NLTT khác) đƣợc trình bày tại

Bảng 3.3 Bộ chỉ số giám sát đề xuất cho NAMA điện gió (và NLTT)

bảng sau:

vực Chỉ số giám sát

 Lƣợng điện đƣợc sản xuất từ các dự án điện gió đƣợc hƣởng lợi từ

các giải pháp hỗ trợ của NAMA điện gió

Lĩnh giám sát

 Lƣợng phát thải KNK giảm đƣợc từ các dự án này

KNK

 Giảm lƣợng phát thải các chất ô nhiễm trong không khí  Nồng độ các chất ô nhiễm trong không khí  Khai thác tài nguyên thiên nhiên

Môi trƣờng

 Khả năng tỉếp cận nguồn năng lƣợng mới  Khả năng chi trả cho sử dụng điện  Sức khỏe cộng đồng

Xã hội

 An ninh năng lƣợng  Việc làm  Chuyển giao công nghệ

Kinh tế

Trong các chỉ số giám sát đƣợc đề xuất cho hoạt động MRV của NAMA

điện gió, chỉ số giám sát KNK có thể dễ dàng đƣợc định lƣợng thông qua đo đạc

sản lƣợng điện sản xuất từ các dự án điện gió đƣợc hƣởng lợi từ các chính sách

hỗ trợ đề xuất trong NAMA điện gió. Cách tính toán lƣợng giảm phát thải dựa

trên sản lƣợng điện gió nhân với hệ số phát thải trên lƣới của các nguồn năng

lƣợng truyền thống nhƣ than đá, dầu mỏ. Các hệ số này có thể thay đổi tùy theo

tình hình công nghệ của các nhà máy sản xuất điện sử dụng nguyên liệu hóa

thạch. Việc đo đạc và báo cáo có thể đƣợc thực hiện bởi đơn vị chủ dự án điện

gió (có thể thông qua các tƣ vấn) và đƣợc thẩm định bởi cơ quan chuyên ngành

về giảm nhẹ phát thải KNK nằm trong Bộ Tài nguyên và Môi trƣờng.

Các chỉ số về môi trƣờng sẽ tƣơng đối phức tạp để có thể đo đạc cụ thể do

nhiều yếu tố khách quan độc lập với sự phát triển của các dự án điện gió. Tuy

nhiên các chỉ số này có thể đƣợc tham khảo thông qua các đánh giá trong các

báo cáo môi trƣờng quốc gia cho ngành năng lƣợng hoặc cho toàn quốc.

Các chỉ số về kinh tế có thể đƣợc thu thập và đánh giá thông qua quá trình

chuẩn bị, xây dựng và vận hành dự án. Tuy nhiên các chỉ số này cần phải đƣợc

thực hiện đo đạc và báo cáo bởi cơ quan có quản lý chuyên ngành do các đơn vị

thực hiện dự án khó có đủ năng lực thực hiện. Các đơn vị đầu tƣ, thực hiện dự

án chỉ có thể báo cáo về số lƣợng công việc đƣợc tạo ra trong phạm vi của dự

án. Tại Việt Nam, cơ quan quản lý thực hiện đo đạc, báo cáo các chỉ số kinh tế

của NAMA điện gió sẽ là Bộ Công Thƣơng do Bộ này là cơ quan quản lý nhà

nƣớc của ngành năng lƣợng. các số liệu về an ninh năng lƣợng và chuyển giao

công nghệ liên quan đều nằm trong phạm vi quản lý của Bộ này.

Bộ chỉ số về xã hội là tƣơng đối khó khăn do liên quan đến nhiều lĩnh vực

khác nhau, từ y tế, lao động đến khai thác và sử dụng năng lƣợng. Các số liệu

này cũng phải tập hợp từ nhiều nguồn và nằm ngoài phạm vi của dự án điện gió

cụ thể, do đó cần đƣợc đo đạc và báo cáo bởi một cơ quan liên ngành thuộc

chính phủ hoặc một bên thứ ba có năng lực đã đƣợc chấp nhận bởi chính phủ.

Việc thực hiện thẩm định các kết quả của NAMA điện gió dựa trên các bộ

chỉ số nêu trên cần đƣợc kết thúc tại một cơ quan của chính phủ có chức năng

thực hiện đo đạc báo cáo với quốc tế về các hoạt động giảm nhẹ phát thải KNK

tại Việt Nam. Theo chức năng nhiệm vụ thì Ủy ban quốc gia về BĐKH sẽ thực

hiện việc thẩm định các báo cáo về NAMA điện gió, có thể dựa trên sự tham

vấn của cơ quan chuyên môn là đơn vị quản lý nhà nƣớc về BĐKH đƣợc đặt tại

Bộ Tài nguyên và Môi trƣờng.

Kết luận chƣơng 3

Nghiên cứu đã thực hiện đánh giá các ƣu nhƣợc điểm của các phƣơng án

hỗ trợ phát triển điện gió dƣới hình thức NAMA thông qua xây dựng lộ trình áp

dụng chính sách Feed-in Tariff và áp dụng công cụ thị trƣờng (mà ở đây là

hƣớng tới tham gia vào một thị trƣờng các-bon nội địa).

Kết quả đánh giá cho thấy Việt Nam mặc dù hiện đã đang sử dụng

phƣơng án FIT cố định nhƣng cách tính toán giá FIT chƣa có cơ sở rõ ràng dẫn

đến không thu hút đƣợc nhà đầu tƣ, trong khi nguồn hỗ trợ lại đến từ ngân sách

nên không đáp ứng đủ nhu cầu. Trong nghiên cứu không đề xuất phƣơng án cụ

thể cho Việt Nam mà chỉ đánh giá từng ƣu nhƣợc điểm của từng loại FIT và đề

xuất phải có chính sách FIT mới thay thế giá FIT cũ. Mức giá tạm tính cho

trƣờng hợp áp dụng FIT cố định để hoàn vốn cho nhà đầu tƣ trong 15 năm đƣợc

đƣa ra dựa trên các chi phí đƣợc tham khảo là vào khoảng 9,3 – 10,5 cent/kWh,

tuy nhiên mức giá này chƣa tính đến lãi suất phải trả cho khoản vay đầu tƣ của

dự án. Bên cạnh đó, nghiên cứu về thị trƣờng các-bon nội địa cho thấy khả năng

các dự án điện gió đƣợc tham gia thị trƣờng là có cơ sở. Thời điểm tham gia thị

trƣờng sẽ phụ thuộc vào thời điểm kết thúc áp dụng giá FIT của dự án điện gió.

Để có thể xây dựng một NAMA cho điện gió cần phải có một hệ thống

MRV hoàn chỉnh. Tuy nhiên hệ thống này phải nằm trong một hệ thống MRV

quốc gia hoặc MRV ngành. Vì vậy, nghiên cứu không đề xuất hệ thống MRV

cho NAMA điện gió mà tập trung vào xây dựng bộ chỉ số giám sát cho hoạt

động MRV. Bộ chỉ số này bao gồm hai loại là chỉ số KNK và chỉ số phi KNK.

Trong đó các chỉ số phi KNK là các chỉ số nhằm đảm bảo tính bền vững của dự

án cũng nhƣ các đóng góp của dự án cho phát triển kinh tế xã hội và bảo vệ môi

trƣờng. Tuy nhiên các chỉ số này khó có thể áp dụng tại quy mô dự án mà cần áp

dụng để giám sát trên quy mô toàn quốc/khu vực hoặc quy mô cấp ngành.

KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ

Kết luận

Điện gió trên thế giới đã phát triển mạnh mẽ chủ yếu là do sự phát triển

nhanh về công nghệ điện gió dẫn đến chi phí đầu tƣ cho điện gió ngày càng

giảm dần. Tại một số nƣớc suất đầu tƣ cho điện gió đã tiếp cận hoặc thậm chí

thấp hơn mức chi phí đầu tƣ cho NLTT. Không chỉ tại các nƣớc phát triển, các

nƣớc đang phát triển hiện cũng đang tích cực phát triển điện gió dƣới hình thức

NAMA điện gió hoặc nằm trong NAMA NLTT, nhằm đóng gớp vào việc giảm

phát thải KNK cũng nhƣ đảm bảo an ninh năng lƣợng. Tuy nhiên hƣớng dẫn về

việc thực hiện các hoạt động MRV cho NAMA trên thế giới còn thiếu, dẫn đến

việc xây dựng NAMA tại Việt Nam gặp nhiều khó khăn.

Các chính sách trong nƣớc liên quan đến ứng phó với BĐKH cho thấy

Việt Nam cần có những giải pháp chính sách hỗ trợ phát triển NLTT hiệu quả

nhằm thực hiện những mục tiêu giảm nhẹ phát thải khí nhà đã đƣợc đƣa ra trong

iNDC (giảm phát thải tự nguyện 8% vào năm 2030 so với BAU của năm 2010

và tăng lên 25% nếu có hỗ trợ quốc tế). Tổng quan các nghiên cứu về tiềm năng

gió tại Việt Nam cho thấy nƣớc ta có tiềm năng gió tốt, phù hợp với phát triển

điện gió, hoàn toàn có thể đáp ứng đƣợc các mục tiêu phát triển đã đƣợc đƣa ra

trong các kế hoạch phát triển năng lƣợng. Do cơ sở khoa học về xây dựng hoạt

động NAMA và hệ thống MRV cho phát triển NLTT dƣới hình thức NAMA nói

chung là còn thiếu, việc thực hiện NAMA điện gió tại Việt Nam cần phải có các

nghiên cứu sâu về các vấn đề này.

Qua phân tích các kết quả đƣợc đƣa ra từ các hoạt động nghiên cứu trƣớc

đó, có thể thấy tiềm năng giảm nhẹ phát thải KNK tại Việt Nam thông qua phát

triển điện gió là khả thi. Tuy nhiên hiện vẫn còn nhiều khó khăn trong việc phát

triển điện gió, đặc biệt là chi phí đầu tƣ vì dù xu hƣớng chi phí đầu tƣ đang giảm

nhƣng vẫn cao so với các loại năng lƣợng truyền thống, cần phải có các chính

sách hỗ trợ thị trƣờng NLTT mạnh mẽ hơn. Dựa trên các hoạt động và nghiên

cứu đã có trên thế giới, các hoạt động hỗ trợ có thể đề xuất cho NAMA điện gió

bao gồm chính sách hỗ trợ giá Feed-in Tariff (đang đƣợc áp dụng rộng rãi trên

thế giới và cả Việt Nam) và công cụ thị trƣờng.

Chính sách FIT có 3 hình thức chính là 1)FIT cố định là chính sách đƣa ra

giá mua ƣu đãi cố định trong thời gian dài (từ 15 đến 20 năm) cho các hoạt động

sản xuất NLTT,2)FIT ƣu đãi cố định đƣợc xác định theo sự thay đổi của giá mua

bán điện trên thị trƣờng. Bên mua/sử dụng sẽ phải trả thêm một khoảng tiền cố

định cho một đơn vị điện đƣợc sản xuất bằng công nghệ NLTTvà 3) FIT ƣu đãi

linh hoạt đƣợc xác định bằng một mức giá an toàn nhất định cho nhà đầu tƣ. Khi

giá mua năng lƣợng truyền thống trên thị trƣờng thấp hơn mức giá an toàn này,

bên mua/sử dụng sẽ phải trả thêm khoản tiền để bù vào cho bằng mức giá an

toàn đƣợc đặt ra. Khi giá trên thị trƣờng cao hơn thì giá mua điện sản xuất bằng

NLTT sẽ đƣợc mua bằng giá thị trƣờng.

Công cụ thị trƣờng đã đƣợc áp dụng dƣới một số hình thức sau:1)Hệ

thống tính phí ô nhiễm sử dụng thuế hoặc phí áp dụng cho lƣợng ô nhiễm đƣợc

tạo ra, 2) Hệ thống trao đổi giấy phép/tín chỉ (có thể coi nhƣ một thị trƣờng các-

bon nội địa) đƣợc các nhà quản lý đƣa ra nhằm giới hạn mức độ xả thải tại một

ngƣỡng cố định và 3) Giảm trợ giá của chính phủ đối với một số hoạt động gây

ô nhiễm nhƣ sản xuất điện bằng than.

Thông qua đánh giá các phƣơng án giá FIT và tính khả thi của việc các dự

án điện gió tham gia thị trƣờng các-bon nội địa tại Việt Nam, nghiên cứu đã đề

xuất một lộ trình thực hiện các hoạt động hỗ trợ phát triển điện gió có thể sử

dụng cho NAMA điện gió từ năm 2015 cho đến giai đoạn sau 2020, hƣớng tới

đạt đƣợc các mục tiêu đề ra trong iNDC của Việt Nam vào năm 2030.

Nghiên cứu đã không đề xuất hệ thống MRV cho NAMA điện gió mà tập

trung vào xây dựng bộ chỉ số giám sát cho hoạt động MRV. Bộ chỉ số này bao

gồm hai loại là chỉ số KNK và chỉ số phi KNK. Trong đó các chỉ số phi KNK là

các chỉ số nhằm đảm bảo tính bền vững của dự án cũng nhƣ các đóng góp của

dự án cho phát triển kinh tế xã hội và bảo vệ môi trƣờng. Tuy nhiên các chỉ số

này khó có thể áp dụng tại quy mô dự án mà cần áp dụng để giám sát trên quy

mô toàn quốc/khu vực hoặc quy mô cấp ngành.

Kiến nghị

Do thời gian và nguồn lực hạn chế, nghiên cứu đã không thể thực hiện

phân tích chuyên sâu và cần có hƣớng nghiên cứu tiếp theo về các vấn đề sau:

 Cách tính toán giá FIT hiệu quả có thể áp dụng cho Việt Nam cần tính

toán lại và có thể áp dụng dƣới 3 hình thức đã đƣợc phân tích ƣu nhƣợc điểm

trong nghiên cứu này. Tuy nhiên cách thức tính toán cụ thể cần phải dựa trên

tính minh bạch của chi phí đầu tƣ và giá mua điện thực tế trên thị trƣờng.

 Xây dựng thị trƣờng các-bon nội địa cần có nhiều nghiên cứu, đánh giá

cũng nhƣ thử nghiệm. Việc vận hành thị trƣờng cũng cần đƣợc nghiên cứu từ

kinh nghiệm của các nƣớc và tổ chức quốc tế. Mặc dù việc tham gia của dự án

điện gió vào thị trƣờng các-bon nội địa chƣa rõ ràng do việc xây dựng thị trƣờng

tại Việt Nam là không chắc chắn, tuy nhiên đây là một hƣớng đi có tính khả thi

cao và để tạo điều kiện cho các nhà đầu tƣ, cần phải có những hƣớng dẫn cụ thể

và chi tiết để các nhà đầu tƣ xác định đƣợc cơ hội và chuẩn bị tham gia.

 Các NAMA cụ thể cần phải có hệ thống đăng ký NAMA và cơ chế

thực hiện MRV đƣợc hƣớng dẫn từ các cơ quan quản lý nhà nƣớc, tuy nhiên hệ

thống này hiện chƣa hình thành. Đồng thời các bộ chỉ số giám sát để thực hiện

MRV cho NAMA chƣa đƣợc nghiên cứu cụ thể. Các chỉ số này cần phải đƣợc

xây dựng và đề xuất phù hợp với các hƣớng dẫn của quốc tế cũng nhƣ quy định

trong nƣớc.

 Việc nghiên cứu các chính sách hỗ trợ phát triển NLTT nói chung và

điện gió nói riêng cần phải đƣợc xác định trong một kế hoạch, lộ trình cụ thể với

những căn cứ khoa học và tính hình thực tế trong nƣớc. Để NAMA NLTT/điện

gió hoạt động hiệu quả, cần phải có những đánh giá chi tiết và tổng quan hơn

nhằm đảm bảo tính khả thi của NAMA.

T I LIỆU THAM KHẢO

Tài liệu trong nước

[1]. Bộ Kế hoạch và Đầu tƣ và UNDP (2013). Báo cáo “Nghiên cứu, xây dựng

các mục tiêu định lƣợng giảm phát thải khí nhà kính trong lĩnh vực năng lƣợng

Việt Nam, giai đoạn 2011-2030”. Dự án “Tăng cƣờng năng lực lồng ghép phát

triển bền vững và biến đổi khí hậu trong công tác lập kế hoạch”.

[2]. Chiến lƣợc quốc gia về Biến đổi khí hậu (2011), Thủ tƣớng Chính phủ phê

duyệt tại Quyết định số 2139/QĐ-TTg ngày 05/12/2011.

[3]. Chiến lƣợc quốc gia về Tăng trƣởng xanh (2012). Thủ tƣớng Chính phủ

phê duyệt tại Quyết định số 1393/QĐ-TTg ngày 25/9/2012.

[4]. Cục Khí tƣợng thủy văn và Biến đổi khí hậu và UNEP Risoe(2014). Dự án

“Tạo điều kiện thực hiện và sẵn sàng cho các hoạt động giảm nhẹ” – FIRM

(Facilitating implementation and readiness for mitigation).

[5]. Lƣơng Quang Huy (2014), Đề xuất cơ cấu tổ chức cho hệ thống đo đạc,

báo cáo và thẩm định (MRV) cho các hành động giảm nhẹ phát thải khí nhà kính

phù hợp với điều kiện quốc gia (NAMA) cấp quốc gia và cấp ngành.

[6]. Quyết định số 1208/QĐ-TTg về Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia

giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030.

[7]. Quyết định 37/2011/QĐ-TTg về Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện

gió tại Việt Nam.

[8]. Trần Thục (2011), NAMA –Một cơ hội cho chuyển đổi công nghệ tại Việt

Nam.

[9]. Trần Thục (2014), Giới thiệu về Đóng góp dự kiến do quốc gia tự xác

định, intended Nationally Determined Contributions (iNDCs).

[10]. Viện Khoa học Khí tƣợng Thủy văn và Biến đổi khí hậu(2013). Hƣớng dẫn

kỹ thuật xây dựng các hành động giảm nhẹ khí nhà kính phù hợp với điều kiện

quốc gia (NAMA).

Tài liệu nước ngoài

[11]. CCAP, 2013, Accelerating Renewable Energy Deployment with Feed-in

Tariffs: Germany and Thailand

[12]. Center for Clean Air Policy (CCAP), 2012, MRV of NAMAs: Guidance

for selecting sustainable development indicators.

[13]. Ecofys, 2014, Subsidies and cost of EU energy.

[14]. Environmental Defense Fund (EDF) và International Emissions Trading

Association (IETA), 2013, Japan The world’s carbon markets: a case study guide

to emissions trading.

[15]. GIZ, 2012. Nationally Appropriate Mitigation Actions: a Technical

Assistance Source book for Practitioners.

[16]. GIZ/MOIT, 2011, Thông tin về năng lƣợng gió ở Việt Nam

[17]. Global wind energy council (GWEC), 2013, Global wind report: annual

market update 2012.

[18]. IEA, 2013, World Energy Outlook 2013

[19]. IEA,2012, Wind task 26: the past and future cost of wind energy

[20]. IGES, 2013, Measurement, Reporting and Verification (MRV) for low

carbon development: Learning from experience in Asia

[21]. International Partnership on Mitigation and MRV,2014, Global good

practive analysis on LEDs, NAMA and MRV.

[22]. IRENA, 2012, Renewable energy technologies: cost analysis series

[23]. NAMA partnership, 2014. Linkages between LEDs-NAMA-MRV. LEDS

global partnership & International Partnership on Mitigation and MRV.

[24]. National Renewable Energy Laboratory (NREL), 2009, Feed-in Tariffs

Policy: Design, Implementation and RPS Policy Interactions

[25]. National Renewable Energy Laboratory (NREL), 2010, A Policymaker’s

Guide to Feed-in Tariff Policy design

[26]. Paul Gipe (Oct. 06, 2011) Snapshot of Feed-in Tariffs around the World in

2011.

[27]. Robert N. Stavins, 2001, Experience with Market Based Environmental

Policy Instruments

[28]. The Global Commission on the economy and climate, 2014,: Better

Growth Better Climate – The new climate economy report.

[29]. UNEP Risoe Center, 2013. Understanding the concept of Nationally

Appropriate Mitigation Action. UNEP Risoe Centre, Denmark.

[30]. Yasushi Ninomiya, Institute of Energy Economics Japan, 2014, GHG

market mechanism: Development and practical experiences in Japan

Website

[31]. http://data.worldbank.org/indicator/NY.GDP.PCAP.CD [32]. http://www.imf.org/external/pubs/ft/weo/2014/02/weodata/index.aspx [33]. http://www.nama-database.org [34]. http://www4.unfccc.int/sites/nama/SitePages/Home.aspx [35]. http://www4.unfccc.int/submissions/INDC/Submission%20Pages/submissi ons.aspx