Đánh giá tiềm năng điện gió ngoài khơi trong cơ cấu nguồn điện tại Việt Nam và vai trò của chính sách giá khuyến khích “feed-in tariff”

TÓM TẮT:

Nghiên cứu nhằm ước tính tiềm năng kinh tế của nguồn điện gió ngoài khơi tại Việt Nam và các yếu tố tác động. Kết quả của nghiên cứu cho thấy ở giai đoạn hiện tại, nếu chi phí đầu tư, chi phí vận hành và hệ số công suất không được cải thiện, tiềm năng của nguồn điện tái tạo này trước năm 2030 là thấp và chỉ tăng lên cho giai đoạn 2035 - 2040. Cơ chế giá Feed-in-Tariff (FiT) được sử dụng để thúc đẩy sự phát triển của các nguồn điện năng lượng tái tạo bằng cách cung cấp mức giá mua điện ưu đãi - đây là nhân tố quyết định trong việc phát triển điện gió ngoài khơi tại Việt Nam. Ngoài ra, sự khác biệt điều kiện tự nhiên, đặc điểm địa hình dẫn tới sự chênh lệch về chi phí đầu tư và chi phí vận hành giữa các khu vực khác nhau. Do đó, cần áp dụng mức giá và cơ chế hỗ trợ khác biệt đối với khu vực móng nổi và móng cố định. Địa điểm đặt trang trại điện gió cũng cần là một yếu tố cần xem xét khi xây dựng biểu giá để đảm bảo hài hòa lợi ích thu được từ các trang trại điện gió khác nhau.

Từ khóa: điện gió ngoài khơi, chính sách giá FiT, hệ số công suất (CF), quy hoạch điện VIII.

1. Đặt vấn đề

Việt Nam có tiềm năng khá lớn đối với nguồn điện gió ngoài khơi. Theo World Bank [1], điện gió ngoài khơi sẽ đóng vai trò quan trọng trong việc giúp Việt Nam đáp ứng được nhu cầu năng lượng gia tăng nhanh chóng và có thể đóng góp khoảng 12% tổng nhu cầu điện của Việt Nam vào năm 2035. Nhiều chính sách đã được đưa ra để thúc đẩy sự phát triển của nguồn điện gió ngoài khơi, nổi bật là chính sách giá FiT. Theo Quyết định 39/2018/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ [2] về cơ chế hỗ trợ phát triển dự án điện gió tại Việt Nam, giá mua điện áp dụng cho các trang trại điện gió ngoài khơi tại điểm giao nhận là 9.8 Uscent/kWh và áp dụng cho toàn bộ nhà máy điện gió nối lưới có ngày vận hành thương mại trước ngày 01/11/2021, áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

Gần đây, dự thảo mới của Bộ Công Thương sẽ áp dụng mức giá 8.47 Uscent/kWh cho các dự án điện gió ngoài khơi vận hành từ tháng 11/2021 đến hết năm 2022, và mức giá 8.21 Uscent/kWh cho các dự án vận hành từ năm 2023 [3]. Sau năm 2023, chính sách giá FiT sẽ được thay thế bằng cơ chế đấu thầu. Sự thay đổi của chính sách giá FiT và sự xuất hiện của cơ chế đấu giá sẽ tác động tới sự khả thi về kinh tế của các dự án điện gió ngoài khơi nếu không có sự phát triển công nghệ giúp giảm chi phí của nguồn điện này.

Hiện nay, vẫn chưa có nghiên cứu tập trung vào việc đánh giá tiềm năng kinh tế của điện gió ngoài khơi tại Việt Nam. Tiềm năng kinh tế của nguồn có thể biến động theo thời gian do sự phát triển của công nghệ và sự thay đổi chính sách. Mục đích của nghiên cứu là tính toán tiềm năng kinh tế của điện gió ngoài khơi tại các khu vực đã được xác định là có tiềm năng kỹ thuật và sự biến động của tiềm năng kinh tế khi các yếu tố như chi phí đầu tư, vận hành, chính sách giá FiT và hệ số công suất thay đổi. Bên cạnh việc đánh giá tiềm năng, nghiên cứu cũng so sánh kết quả tiềm năng tính toán với công suất đặt được đề ra trong Quy hoạch điện VIII để đưa ra nhận xét và gợi ý chính sách (Bảng 1).

Bảng 1. Công suất đặt điện gió ngoài khơi trong kịch bản chọn

của dự thảo Quy hoạch điện VIII

Giai đoạn nghiên cứu	2020	2025	2030	2035	2040	2045
Công suất đặt điện gió ngoài khơi (GW)	0	0	0.5	6.4	14	19
Tổng công suất đặt (GW)	69.2	97.3	132.8	183.8	227	270
Tỷ trọng điện gió ngoài khơi (%)	0	0	0.38	3.48	6.17	7.04

Nguồn: IEVN (2020)

2. Tổng quan nghiên cứu

Trên thế giới đã có nhiều nghiên cứu được thực hiện để đánh giá tiềm năng kinh tế điện gió ngoài khơi. Hai phương pháp được sử dụng phổ biến trong những nghiên cứu này là phương pháp tính chi phí quy dẫn (LCOE) và phương pháp tính giá trị hiện tại thuần (NPV). Các bước tính toán hoặc việc lựa chọn các yếu tố đầu vào có thể thay đổi giữa các nghiên cứu khác nhau, nhưng phương pháp tính cốt lõi là không đổi. Shin [4] đã nghiên cứu tính khả thi về mặt kinh tế của điện gió ngoài khơi tại Trung Quốc và Hàn Quốc. NPV được sử dụng để đánh giá tính khả thi của các dự án điện gió, có xem xét đến trình độ công nghệ, thị trường và chính sách tại Trung Quốc và Hàn Quốc. Nghiên cứu này đã thể hiện được tác động của chính sách tới sự khả thi của những dự án điện gió.

Diaf và các cộng sự [5] đã sử dụng LCOE để ước tính chi phí sản xuất trên một đơn vị điện năng của hệ thống điện gió. Trong nghiên cứu này, LCOE được mô tả là tỷ số giữa tổng chi phí hàng năm và tổng sản lượng điện hàng năm của hệ thống. Musial [6] đã tính toán 2 chỉ số LCOE và chi phí tránh được quy dẫn (LACE) nhằm ước tính tiềm năng kinh tế của điện gió ngoài khơi tại Maine (Hoa Kỳ). LACE được xác định dựa trên chi phí phát điện cận biên (chi sản xuất phát của tổ máy có chi phí cao nhất được điều động để đáp ứng nhu cầu phụ tải) và công suất, được biểu thị bằng chi phí trung bình (tránh được) trên mỗi MWh điện. Theo EIA [7], LACE rất hữu dụng trong việc đánh giá khả năng cạnh tranh về mặt kinh tế của các nguồn năng lượng phi truyền thống như năng lượng gió hoặc mặt trời. Sự khác biệt giữa LCOE và LACE của mỗi khu vực là giá trị ròng của khu vực đó, nếu giá trị ròng lớn hơn 0 khu vực được đánh giá là có tiềm năng kinh tế.

Phương pháp được sử dụng trong nghiên cứu của Effiom [8] bao gồm phân tích cấu trúc chi phí và LCOE được sử dụng để đánh giá chi phí vòng đời (LCC) trong từng giai đoạn của dự án điện gió ngoài khơi. LCC được sử dụng để xác định tất cả các thành phần quan trọng trong vòng đời dự án từ khi lập kế hoạch đến khi ngừng hoạt động, đồng thời có tính đến các rủi ro trong các giai đoạn của dự án và tác động của của chúng đến chi phí vòng đời khi có xem xét đến giá trị của tiền theo thời gian. Việc kết hợp giữa LCOE và LCC sẽ giúp cho kết quả thu được chính xác hơn. Tuy nhiên, ngay cả khi kết hợp với LACE hoặc LCC thì LCOE vẫn không phù hợp trong việc đánh giá tác động của chính sách. NPV được sử dụng để tính toán giá trị ròng của dự án theo giá trị hiện tại của tiền, việc tính toán NPV cần cả dữ liệu chi phí và doanh thu. NPV liên quan tới việc xác định quỹ đạo của giá trong thị trường tương lai và hậu quả của các chính sách, do vậy phù hợp với mục đích nghiên cứu tác động của chính sách.

3. Phương pháp nghiên cứu và dữ liệu

Nghiên cứu này sẽ tập trung vào việc đánh giá sự khả thi về mặt kinh tế của các dự án điện gió ngoài khơi trên cơ sở các yếu tố đầu vào, chủ yếu là chính sách FiT và sự điều chỉnh của chính sách giá FiT, chi phí đầu tư (CAPEX), chi phí vận hành (OPEX) và CF. Chính sách FiT quyết định kết quả đầu ra, 3 yếu tố còn lại đều được xem là yếu tố đầu vào ảnh hưởng tới tiềm năng trong nhiều nghiên cứu [9]. Do sự tác động của chính sách giá FiT có được xem xét và đánh giá, phương pháp NPV được lựa chọn sử dụng trong nghiên cứu này. Mỗi khu vực có tiềm năng kỹ thuật được coi như một dự án. Nếu dự án có giá trị NPV dương thì khu vực được đánh giá có tiềm năng kinh tế. Tổng tiềm năng kinh tế điện gió ngoài khơi bằng tổng công suất của tất cả các khu vực có giá trị NPV dương.

Nghiên cứu bao gồm 3 bước chính:

Bước 1, tính toán dòng tiền sau thuế (CFAT) cho mỗi dự án. Để xác định dòng tiền sau thuế trong thời gian vận hành, trước tiên cần tính toán vay trả để xác định thu nhập chịu thuế. Trong nghiên cứu này, tỷ trọng vốn chủ sở hữu được đặt ở mức 20%. Như vậy, tỷ trọng vốn vay sẽ là 80%, đem lại mức trả lãi vay cao nhất. Các dữ liệu tính toán được tổng hợp trong Bảng 2.

Bảng 2. Dữ liệu cố định

	Giá trị	Lưu ý
Vốn chủ sở hữu/vốn vay	20/80	Sử dụng phổ biến
Chi phí sử dụng vốn chủ sở hữu	10%	Sử dụng phổ biến
Lãi suất vay	6%	[10]
Thời gian ân hạn	4 năm	Bằng thời gian xây dựng
Thời gian trả gốc	10 năm	Sử dụng phổ biến trong các nghiên cứu khả thi dự án điện gió.

Nguồn: Tổng hợp bởi tác giả

Trả lãi của dự án được xác định thông qua những thông tin trên. Sau khi tính toán trả lãi vay, thu nhập chịu thuế được xác định bởi Công thức (1).

Trong đó: TI_t là thu nhập chịu thuế tại năm t, CFBT_t là dòng tiền trước thuế tại năm t và CFBT_t = Doanh thu_t - OPEX_t, D_t là khấu hao năm t (để thuận thiện cho việc tính toán, nghiên cứu áp dụng phương pháp khấu hao đều trong 20 năm và giá trị còn lại bằng 0), I_t là phần trả lãi vay năm t.

Thuế thu nhập (IT) được xác định bằng cách nhân thu nhập chịu thuế với thuế suất. Thuế suất thuế thu nhập không cố định và được xác định theo nguyên tắc trong Bảng 3.

Bảng 3. Mức thuế suất thuế thu nhập cá nhân

Thuế suất	Giá trị	Thuế suất	Giá trị
4 năm đầu có lãi	0%	2 năm tiếp theo	10%
9 năm tiếp theo	5%	Các năm còn lại	20%

Nguồn: MOIT (2014)

Lợi nhuận sau thuế có thể được tính toán và dòng tiền sau thuế được xác định bởi công thức (2).

Trong đó: r là hệ số chiết khấu (trong nghiên cứu này tính bằng chi phí vốn bình quân gia quyền (WACC)), T là vòng đời dự án (được tính là 20 năm, bằng với thời gian của hợp đồng mua bán điện và tuổi thọ trung bình của tuabin hiện nay).

Bước 3: Đề xuất các kịch bản phân tích: gồm kịch bản cơ sở (BAU), với CAPEX, OPEX, CF và giá FiT được ước tính vào năm 2020. 2 kịch bản tiếp theo (KB2 và KB3) được xây dựng dựa trên đề xuất của Bộ Công Thương về việc gia hạn áp dụng giá FiT đến hết năm 2023. Đây là 2 kịch bản chỉ thay đổi mức giá FiT so với kịch bản cơ sở, kịch bản 2 áp dụng mức giá FiT 2 và kịch bản 3 là mức giá FiT 3. Các kịch bản còn lại (từ KB4 đến KB12) là các kịch bản xây dựng cho các giai đoạn sau, và cả 4 yếu tố đánh giá đều thay đổi. Trong mỗi giai đoạn, có 2 nhóm kịch bản là kịch bản bình thường và kịch bản thấp. Kịch bản bình thường dựa trên dự báo có khả năng nhất về sự thay đổi chi phí và CF. Trong kịch bản thấp, các yếu tố cải thiện ít hơn so với kịch bản bình thường (chi phí giảm ít hơn, CF tăng ít hơn, FiT giảm nhiều hơn). Các kịch bản này được xây dựng từ dự báo của IRENA [9] và sự điều chỉnh theo đánh giá của tác giả. Dự báo của IRENA được thực hiện đến năm 2050, các kịch bản phân tích đến năm 2050 sẽ được xây dựng.

Bảng 4. Các kịch bản phân tích tiềm năng điện gió ngoài khơi

	BAU	KB1_FIT2	KB2_FIT3	KB3_LOW_2030		KB4_ORD_2030		KB5_LOW_2035
				Fixed	Floating	Fixed	Floating	Fixed	Floating
CAPEX (real 2020)	Set value	0%	0%	-15%	-15%	-20%	-20%	-25%	-25%
OPEX (real 2020)	Set value	0%	0%	-10%	-10%	-15%	-15%	-20%	-20%
FiT (Uscent/kWh)	9.8	-13%	-16%	-20%	-20%	-20%	-20%	-22%	-22%
CF (%)	Set value	0%	0%	15%	17%	15%	17%	16%	18%
	BAU	KB6_ORD_2035		KB7_LOW_2040		KB8_ORD_2040		KB9_LOW_2045
		Fixed	Floating	Fixed	Floating	Fixed	Floating	Fixed	Floating
CAPEX (real 2020)	Set value	-30%	-30%	-35%	-35%	-40%	-40%	-40%	-45%
OPEX (real 2020)	Set value	-25%	-25%	-25%	-25%	-30%	-30%	-30%	-35%
FiT (Uscent/kWh)	9.8	-22%	-22%	-16%	-16%	-16%	-16%	-12%	-12%
CF (%)	Set value	16%	18%	17%	19%	17%	19%	20%	22%
	BAU	KB10_ORD_2045		KB11_LOW_2050		KB12_ORD_2050
		Fixed	Floating	Fixed	Floating	Fixed	Floating
CAPEX (real 2020)	Set value	-45%	-50%	-45%	-50%	-50%	-55%
OPEX (real 2020)	Set value	-35%	-40%	-35%	-40%	-40%	-45%
FiT (Uscent/kWh)	Set value	-12%	-12%	-8%	-8%	-8%	-8%
CF (%)	9.8	20%	22%	22%	23%	22%	23%

Nguồn: Tổng hợp và đề xuất bởi tác giả

Nghiên cứu giả định chính sách giá FiT sẽ tiếp tục được áp dụng sau năm 2023 và sự thay đổi của giá FiT được đề xuất dựa trên các phân tích và biện luận của tác giả, tức là giá FiT sẽ tiếp tục giảm cho đến năm 2035. Từ năm 2040 đến năm 2045, những khu vực chưa có tiềm năng kinh tế là khu vực có chi phí đầu tư cao, địa hình phức tạp nên giá FiT sau giai đoạn này sẽ được điều chỉnh tăng nhằm thu hút đầu tư. Tất cả các kịch bản được thể hiện trong Bảng 4, các yếu tố thể hiện ở dạng phần trăm thay đổi so với giá trị trong kịch bản cơ sở.

Các dữ liệu thứ cấp phục vụ tính toán bao gồm công suất của mỗi khu vực, sản lượng điện hàng năm (AEP), CF và các ước tính về chi phí (CAPEX và OPEX) dựa trên báo cáo được thực hiện bởi Cơ quan Năng lượng Đan Mạch (DEA) [11]. Trong khu vực biển cách bờ từ 5 - 100km, có 42 khu vực được đánh giá là phù hợp để xây dựng dự án điện gió, mỗi khu vực có công suất 500MW, bao gồm 25 khu vực móng cố định và 17 khu vực móng nổi.

4. Kết quả và thảo luận

Hình 1 thể hiện sự khác biệt tiềm năng kinh tế tại những thời điểm khác nhau hoặc trong cùng một thời điểm với những điều kiện khác nhau. Một cách trực quan có thể thấy, tiềm năng kinh tế trước năm 2035 tương đối thấp và tăng dần theo thời gian. Tiềm năng tăng nhanh trong giai đoạn 2035 - 2040, và sau năm 2040 tăng chậm lại.

Trong kịch bản BAU, có 2 khu vực móng cố định có giá trị NPV dương, đồng nghĩa với việc tiềm năng kinh tế tại kịch bản này là 1.000MW. Nếu mức giá FiT 2 và FiT 3, mức giá mới thấp hơn nhiều so với mức giá FiT hiện tại, ảnh hưởng tới tâm lý của nhà đầu tư và đầu tư vào các dự án điện gió mới sẽ giảm, thì tiềm năng kinh tế có thể sẽ giảm về 0. Với giai đoạn sau năm 2030, tiềm năng kinh tế điện gió ngoài khơi đạt từ 2.500 MW đến 3.500 MW. Những ước tính này phần nào phản ánh rằng tiềm năng kinh tế điện gió ngoài khơi trước năm 2030 của Việt Nam tương đối thấp. Nhiều khu vực mặc dù có giá trị NPV dương, nhưng giá trị này không hấp dẫn đối với nhà đầu tư khi so sánh với mức công suất 500MW của mỗi khu vực (Bảng 5).

Ngoài ra, tất cả những khu vực có tiềm năng kinh tế đều thuộc khu vực Nam Trung bộ sẽ đẩy đường dây 500kV tại khu vực này quá tải. Vì vậy, việc đẩy mạnh phát triển điện gió ngoài khơi tại Việt Nam trước năm 2030 không phù hợp cả về khía cạnh kinh tế và kỹ thuật. Do đó, chỉ giai đoạn 2035 - 2040 phù hợp hơn cho việc thúc đẩy phát triển điện gió ngoài khơi khi tiềm năng vào giai đoạn này cao, kết hợp với giá trị NPV thể hiện lợi ích thu được từ mỗi dự án lớn và vấn đề quá tải trong truyền tải điện cũng có thời gian khắc phục.

Bảng 5. Giá trị NPV của các khu vực có tiềm năng kinh tế trong kịch bản cơ sở và kịch bản năm 2030

Kịch bản	Khu vực	NPV (USD)	Tiềm năng (MW)	Kịch bản	Khu vực	NPV (USD)	Tiềm năng (MW)
BAU	Site 14	63.770.076	1000	KB4_ORD2030	Site 8	1.058.109	3500
	Site 15	65.238.565			Site 10	69.822.060
KB3_LOW2030	Site 12	60.876.257	2500		Site 12	161.409.336
	Site 13	52.829.531			Site 13	143.148.485
	Site 14	174.234.326			Site 14	275.880.032
	Site 15	168.026.842			Site 15	260.601.143
	Site 16	1.921.424			Site 16	94.391.089

Nguồn: Kết quả của nghiên cứu

Một điểm đáng lưu ý khác là mặc dù tại kịch bản BAU đã chỉ ra khi giá FiT mới có hiệu lực thì tiềm năng kinh tế đã giảm về 0, nhưng trong kịch bản cho năm 2030 và năm 2035 thì tiềm năng trong 2 kịch bản này đều tăng lên. Lý do của kết quả này là chi phí đầu tư, vận hành giảm và hệ số công suất tăng. Trước năm 2035, tiềm năng kinh tế đều đến từ những khu vực móng cố định. Tiềm năng tăng vọt từ giai đoạn 2035 - 2040, một phần do có thêm những khu vực móng cố định đã đạt hiệu quả kinh tế, cùng với đó phần lớn do chi phí và hệ số công suất đã đạt tới ngưỡng hiệu quả tại một số khu vực móng nổi.

Trong kịch bản xây dựng cho năm 2050, chi phí được giả định giảm hơn một nửa và hệ số công suất suất tăng từ 22% - 23%, nhưng chỉ có lần lượt 32/42 và 36/42 khu vực tại kịch bản thấp và cao có tiềm năng kinh tế. Như vậy, Việt Nam khó có thể khai thác nguồn điện gió ngoài khơi nếu như những kỳ vọng về sự cải thiện trong chi phí và hệ số công suất không xảy ra. Các yếu tố trên phụ thuộc lớn vào những tiến bộ công nghệ và điều này không nằm trong tầm kiểm soát của Việt Nam. Tiềm năng thay đổi dựa trên sự thay đổi về công nghệ có thể được xem xét là tiềm năng thô, và những gì Chính phủ Việt Nam có thể làm là điều chỉnh tiềm năng trên phù hợp với quy hoạch thông qua các công cụ chính sách.

Chính sách giá FiT là công cụ phù hợp nhất với Việt Nam đối với mục đích này thay vì cơ chế đấu thầu cạnh tranh. Tuy nhiên, cơ chế đấu thầu không phù hợp với những dự án nhỏ có vốn đầu tư thấp. Thêm vào đó, Việt Nam chưa có kinh nghiệm áp dụng và cũng thiếu nguồn lực nhân sự, kỹ thuật để có thể quản lý và vận hành những chính sách năng lượng tái tạo quá phức tạp, nên cơ chế giá FiT sẽ góp phần giảm bớt gánh nặng cho các nhà đầu tư và nhà quản lý.

Ảnh hưởng cơ chế giá FiT không giống với tác động đến từ chi phí hay hệ số công suất vì tiềm năng thay đổi do sự thay đổi giá FiT nhỏ hơn bởi mức giá không thể biến đổi quá nhiều. Chính sách giá FiT có thể điều chỉnh tiềm năng biên để phù hợp với quy hoạch chứ không phải là yếu tố cốt lõi giúp gia tăng tiềm năng. Mặt khác, tiến bộ công nghệ nhất định giúp thay đổi chi phí và CF thường không thể nhanh, trong khi tác động từ FiT xuất hiện ngay khi chính sách có hiệu lực. Điều này có thể được thể hiện tại kết quả của kịch bản 2 và kịch bản 3 khi tiềm năng kinh tế giảm về 0 sau khi mức giá FiT 2 và FiT 3 có hiệu lực với điều kiện các yếu tố khác không đổi. Tuy vậy, mọi sự điều chỉnh đối với mức giá FiT cần có một lộ trình phù hợp, tránh sự thay đổi đột ngột, áp dụng mức giá phù hợp để không chỉ thúc đẩy sự phát triển điện gió ngoài khơi, mà cần đảm bảo số lượng dự án mới không vượt quá quy hoạch.

Từ kết quả của các kịch bản, trong giai đoạn đến năm 2030, tiềm năng kinh tế của nguồn sẽ đạt khoảng 2500 - 3500 MW trong khi đó, Quy hoạch điện VIII đề xuất 500MW công suất từ nguồn, thấp hơn tương đối so với tiềm năng. Như vậy, mức giá FiT có thể giảm thấp hơn nữa mà vẫn đảm bảo tiềm năng kinh tế lớn hơn công suất yêu cầu. Từ năm 2035 - 2040, tiềm năng kinh tế cao hơn so với công suất mong muốn trong kịch bản cơ sở và tiềm năng trong kịch bản thấp nhỏ hơn công suất này. Từ năm 2040 đến năm 2045, tiềm năng kinh tế tăng chậm trong khi Quy hoạch điện VIII đề xuất tăng thêm 5.000MW công suất điện gió ngoài khơi trong giai đoạn này. Mặc dù mức giá FiT được giả định sẽ tăng từ sau năm 2040, nhưng chưa đủ để đem lại mức công suất mong muốn trong quy hoạch. Như vậy, những nhà hoạch định chính sách nên giữ giá FiT thấp trong thập kỷ tới. Nếu không có sự thay đổi lớn nào từ công nghệ, cần tăng giá FiT sau năm 2035 và giá FiT nên cao hơn mức giá đề xuất trong các kịch bản phân tích.

Sự khác biệt tiềm năng kinh tế đến từ móng cố định và móng nổi cũng là một vấn đề cần quan tâm. Trước năm 2040, tất cả tiềm năng kinh tế đều đến từ những khu vực móng cố định. Tiềm năng tăng chậm từ năm 2040 đến năm 2045 một phần do tất cả những khu vực móng cố định đều đã có hiệu quả kinh tế vào năm 2040, do vậy, tiềm năng tăng thêm chỉ có thể đến từ những khu vực móng nổi. Tuy nhiên, những khu vực này có chi phí lớn hơn nhiều, đặc biệt là những khu vực xa bờ, đòi hỏi mức giá mua điện cao hơn. Việc áp dụng cùng một mức giá FiT cho cả 2 loại móng là không phù hợp khi lợi ích thu được từ 2 loại hình trang trại này khác biệt lớn (Hình 2).

Những khu vực có tiềm năng sớm nhất và đem lại lợi ích cao nhất đối với trang trại điện gió móng cố định và móng nổi đều nằm ở Nam Trung bộ. Nếu nhìn tổng thể, việc tập trung vào việc phát triển những khu vực có chi phí thấp không hẳn là một lựa chọn tốt, khi việc đó có thể dẫn tới một số kết quả ngoài ý muốn. So với khu vực Nam Trung bộ, có nhiều dự án đang phải chịu tình trạng cắt giảm công suất và đường dây truyền tải 500kV không đáp ứng nhu cầu, những khu vực móng cố định có tiềm năng ở miền Bắc và miền Nam nên được chú trọng phát triển thay vì khu vực Nam Trung bộ.

Nghiên cứu cũng đồng quan điểm với Baulch [12], đó là mô hình giá FiT cố định, độc lập với thị trường không có khả năng khuyến khích các nguồn năng lượng tái tạo phát triển. Tran và cộng sự [13] đề xuất nên áp dụng mức giá FiT khác biệt cho điện mặt trời mái nhà và điện mặt trời từ hệ thống pin trên mặt đất. Nguyên tắc tương tự có thể được áp dụng đối với điện gió ngoài khơi, do sự tách biệt trong đặc điểm của 2 loại móng, cũng như khu vực đặt trang trại điện gió.

5. Kết luận và gợi ý chính sách

Phát triển các nguồn điện gió ngoài khơi ở Việt Nam chỉ đang trong giai đoạn đầu của việc nghiên cứu và khai thác. Do đó, đánh giá tiềm năng của nguồn là bước quan trọng trong hoạch định chính sách và định hướng đầu tư. Kết quả của nghiên cứu cho thấy tiềm năng kinh tế trước năm 2030 thấp nhưng phát triển mạnh vào giai đoạn 2040 - 2045 dựa trên sự phát triển công nghệ, giúp giảm chi phí đầu tư và cải thiện hệ số công suất. Chính sách giá FiT giữ vai trò quan trọng trong phát triển điện gió ngoài khơi. Để đảm bảo việc khai thác nguồn điện gió ngoài khơi phù hợp với cơ cấu nguồn trong quy hoạch điện VIII, giá FiT trong thực tế cần thấp hơn mức giá trong kịch bản trước năm 2030 và cao hơn giá FiT trong những kịch bản của giai đoạn 2035 - 2045.

Kết quả cũng thể hiện những điểm hạn chế của cơ chế giá FiT hiện tại và nghiên cứu cũng đưa một số khuyến nghị về chính sách. Thứ nhất, Chính phủ nên xây dựng một lộ trình dài hạn cho giá FiT áp dụng cho điện gió ngoài khơi, khi xem xét một cách kỹ lưỡng các xu thế thay đổi chi phí và hệ số công suất. Thứ hai, cần xây dựng biểu giá FiT phân biệt dựa theo loại móng và vị trí đặt trang trại điện gió, để thúc đẩy sự phát triển đa dạng các loại hình điện gió ngoài khơi.

TÀI LIỆU THAM KHẢO:

[1]	WB.(2019). Going Global: Expanding Offshore Wind to Emerging Markets. Washington DC: World Bank Group.
[2]	Thủ tướng Chính phủ. (2018). Quyết định số 38/2018/QĐ-TTg Sửa đổi, bổ sung một số điều của quyết định số 37/2018/QĐ-TTg ngày 29/06/2011 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam.
[3]	Phan Trang và Đoàn Bắc. (2020). Đề xuất giảm giá FiT điện gió:  Doanh nghiệp dự kiến kéo dài giá hiện tại. Truy cập tại: https://baochinhphu.vn/Doanh-nghiep/De-xuat-giam-gia-FIT-dien-gio-DN-kien-nghi-keo-dai-gia-hien-tai/418355.vgp.
[4]	Shin Y. (2012). Analysis of Economic Feasibility of Offshore Wind Power - Focusing on China and South Korea. Retrieved from: https://eneken.ieej.or.jp/3rd_IAEE_Asia/pdf/abstract/116_ab.pdf
[5]	Diaf S, Notton G và Diaf D. (2013). Technical and Economic Assessment of Wind Farm Power Generation at Adrar in Southern Algeria. Energy Procedia, 42, 53-62.
[6]	Musial M. (2018). Offshore Wind Resource, Cost and Economic Potential in the State of Maine. US: National Renewable Energy Laboratory.
[7]	EIA. (2013). Levelized Cost of Electricity and Levelized Avoided Cost of Electricity Methodology Supplement. US: Energy Information Administration.
[8]	Effiom O.S, Nwankwojike B.N và Abam F.I. (2016). Economic cost evaluation on the viability of offshore wind turbine farms in Nigeria. Energy Reports, 2, 48-53.
[9]	IRENA. (2019). FUTURE OF WIND: Deployment, investment, technology, grid integration and socio-economic aspects (A Global Energy Transformation paper). Abu Dhabi, UAE: International Renewable Energy Agency.
[10]	Thông tin hoạt động ngân hàng trong tuần.
[11]	DEA. (2020). Offshore Wind Resource Potential and Costs in Vietnam. Hanoi, Vietnam: DEA.
[12]	Baulch B, Đỗ Thùy Dương và Lê Thái Hà.(2018). Constraints to the uptake of solar home systems in Ho Chi Minh City and some proposals for improvement. Renewable Energy, 118, 245-256.
[13]	Trần Thị Lan, Techato K và Jirakiattikul S. (2019). The Challenge of Feed-In-Tariff (FIT) Policies Applied to the Development of Electricity from Sustainable Resources - Lessons for Vietnam. International Energy Journal, 19(4), 199-212.

Estimating the economic potential of of offshore wind power in Vietnam’s Power Development Plan VIII and the role of Feed-in-Tariff rate policy

Nguyen Phuong Thao

School of Economics and Management, Hanoi University of Science and Technology

ABSTRACT:

This study estimates the economic potential of offshore wind power in Vietnam and factors affecting it. The study finds out that at the current stage, if the investment, operating cost and power factor are not improved, the economic potential of offshore wind power in Vietnam before 2030 will be low and it will only increase during the period from 2035 to 2040. The Feed-in-Tariff (FiT) rate policy is used to promote the development of renewable energy sources by providing preferential electricity prices. The Fit rate policy plays a decisive role in the development of offshore wind power in Vietnam. In addition, differences in natural conditions and topographical characteristics lead to differences in investment and operating costs. As a result, it is necessary for Vietnam to apply different FiT rate and mechanisms to support floating and fixed foundation offshore wind turbines. The location of offshore wind farms should also be considered as a factor when Vietnam develops the FiT rate policies for different types of wind farms.

Keywords: offshore wind power, Feed-in-Tariff rate policy, capacity factor (CF), Power Development Planning VIII.

[Tạp chí Công Thương - Các kết quả nghiên cứu khoa học và ứng dụng công nghệ, Số 24, tháng 10 năm 2021]