I. ĐẶT VẤN ĐỀ:
Hiện nay, tại Việt Nam, biến đổi khí hậu kèm theo chu kỳ El Nino tiếp tục tiếp diễn đã khiến cho nắng nóng kéo dài tại hầu hết các tỉnh, thành phố, nhu cầu về điện tăng cao đột ngột. Theo báo cáo của EVN năm 2023, nhu cầu về điện trong thời gian 5 năm tới dự báo vẫn tăng ở mức 8,5%/năm. Điều này đặt ra thách thức lớn trong việc đảm bảo đủ sản lượng điện thương phẩm. Thực tế cho thấy, Thủy điện hiện nay đã phải vận hành dưới mức nước chết, nhiệt điện suy giảm công suất do huy động tối đa trong thời gian dài, khả năng truyền tải điện từ miền Trung ra miền Bắc luôn ở ngưỡng giới hạn cao. Những giải pháp trong ngắn hạn như ngắt điện luân phiên đã phải áp dụng. Chính vì vậy, các giải pháp về phát triển ngành điện bền vững, tìm kiếm và đưa vào khai thác các nguồn năng lượng mới, năng lượng tái tạo cần được chú trọng. Đặc biệt trong bối cảnh Chính phủ Việt Nam cam kết mạnh mẽ trong việc giảm mức phát thải ròng bằng không vào năm 2050, hướng tới nền kinh tế xanh.
Đề tài “Tính hiệu quả kinh tế của điện gió và phương hướng phát triển điện gió tại Việt Nam” được thực hiện nhằm đánh giá tính hiệu quả kinh tế của điện gió so với các nguồn năng lượng khác, đặc biệt đối với các nguồn năng lượng tái tạo và đánh giá hiện trạng phát triển điện gió tại Việt Nam, đề xuất giải pháp giải quyết các thách thức đối với ngành điện gió hiện nay.
2. PHƯƠNG PHÁP NGHIÊN CỨU
Hiện nay, việc đánh giá tính hiệu quả kinh tế của một nguồn năng lượng đã được nghiên cứu rộng rãi, ở cả mức độ tổng quát và thực tế tại quốc gia. Phương pháp đánh giá tính hiệu quả kinh tế của một nguồn năng lượng được sử dụng phổ biến nhất là chi phí điện quy dẫn (LCOE). Tại Việt Nam, tình hình nghiên cứu tính hiệu quả kinh tế của năng lượng nói chung và điện gió nói riêng không phổ biến. Hầu hết các bài nghiên cứu thường tập trung vào tiềm năng gió tại Việt Nam và phương hướng, lộ trình phát triển dựa trên tiềm năng phát triển này.
Để thực hiện bài viết, nhóm tác giả đã sử dụng các phương pháp nghiên cứu tổng hợp bao gồm tính toán và phân tích các báo cáo về phát triển điện gió của Chính phủ Việt Nam và một số chính phủ khác trên thế giới; rà soát các tài liệu thứ cấp có liên quan của các tổ chức nghiên cứu quốc tế cũng như các học giả trên toàn cầu để tìm hiểu về hiện trạng và tiềm năng phát triển điện gió và các hàm ý chính sách cho Việt Nam. Cụ thể:
Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII) năm 2023 của Chính phủ Việt Nam; Quyết định 500/QĐ-TTg quy định về phương hướng, lộ trình phát triển điện lực quốc gia.
Bài nghiên cứu “Làm sáng tỏ chi phí của các công nghệ sản xuất điện” (Demystifying the Costs of Electricity Generation Technologies) năm 2020 của Ngân hàng thế giới (WB) cung cấp, cập nhật chi tiết về chi phí và các nhân tố ảnh hưởng tới chi phí sản xuất một đơn vị điện.
Báo cáo “Chi phí sản xuất điện tái tạo năm 2022” (Renewable power generation costs in 2022” năm 2022 của Cơ quan Năng lượng Tái tạo Quốc tế (IRENA) cung cấp, cập nhật chi tiết về đặc điểm, xu hướng phát triển của điện năng lượng tái tạo.
Báo cáo “Tính kinh tế của năng lượng gió” (The Economics of Wind Energy) năm 2009 của Hiệp hội Năng lượng Gió châu Âu (EWEA) tìm hiểu về đặc điểm, các yếu tố ảnh hưởng tới giá và một số khó khăn khi phát triển điện gió.
Bài viết “Cơ hội và thách thức trong phát triển điện gió ở Việt Nam” năm 2019 của TS Đinh Văn Nguyên, ThS Nguyễn Xuân Hòa, ThS Nguyễn Thị Thu Hương tìm hiểu về cơ hội, thách thức và chính sách nhằm phát triển điện gió tại Việt Nam.
3. CƠ SỞ LÝ LUẬN VỀ CHI PHÍ ĐIỆN NĂNG QUY DẪN
3.1. Khái niệm chi phí điện năng quy dẫn
Chi phí điện năng quy dẫn (Levelized Cost of Electricity - LCOE) là chỉ số phổ biến nhất để so sánh và đánh giá chi phí sản xuất điện từ các nguồn khác nhau. Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) định nghĩa LCOE là "chi phí trên mỗi đơn vị (ví dụ: trên mỗi megawatt giờ hoặc trên gigajoule) của việc xây dựng và vận hành một nhà máy phát điện trong một chu kỳ hoạt động và vòng đời tài chính giả định.
Về bản chất, LCOE thể hiện tổng chi phí xây dựng, vận hành và bảo trì một nhà máy phát điện trong suốt vòng đời dự kiến của nó, chia cho tổng lượng điện được tạo ra trong suốt vòng đời đó. Tuy nhiên, LCOE chưa bao gồm bất kỳ khoản chuyển nhượng nào, chẳng hạn như trợ cấp và thuế, hoặc bất kỳ ưu đãi tài chính nào khác (như các khoản tài trợ hoặc khoản vay ưu đãi do chính phủ và các đối tác phát triển song phương hoặc đa phương cung cấp) và chi phí môi trường (chi phí ngoại tác tiêu cực) của các công nghệ dựa trên nhiên liệu hóa thạch.
3.2. Đặc điểm về chi phí điện năng quy dẫn
LCOE được tính như sau:
LCOE = ACC + VOMC + FC + FOMC
Trong đó: ACC, VOMC, FOMC và FC lần lượt là chi phí vốn hàng năm, chi phí vận hành thay đổi, chi phí vận hành cố định và chi phí nhiên liệu. Tất cả các chi phí này được thể hiện dưới dạng năng lượng ($/MWh).
ACC và FOMC được tính như sau:
ACC = 
FOMC = 
Trong đó OC là chi phí xây dựng qua đêm (hoặc đầu tư trọn gói) được biểu thị dưới dạng công suất ($/kW) và FXC là chi phí cố định hàng năm cũng được biểu thị dưới dạng công suất ($/kW). CRF là hệ số thu hồi công suất, chuyển đổi chi phí thể hiện dưới dạng công suất thành chi phí tương ứng về mặt năng lượng. CAF là hệ số khả dụng của công suất.
Chi phí nhiên liệu được xác định dựa trên giá nhiên liệu (FP), hàm lượng nhiệt của nhiên liệu (HC) và tốc độ nhiệt của công nghệ phát điện (HR). Giá nhiên liệu thường được tính theo số lượng vật lý, chẳng hạn như USD cho mỗi tấn than. Tốc độ nhiệt là nghịch đảo của hiệu suất nhiệt của nhà máy điện; nó đề cập đến lượng nhiệt cần thiết để tạo ra một đơn vị năng lượng điện (MJ/kWh). Như vậy, chi phí nhiên liệu (FC) được tính như sau:
FC = FP * HR
Cuối cùng, CRF được tính bằng cách sử dụng tỷ lệ chiết khấu (r) và tuổi thọ kinh tế (n) của nhà máy như sau:
3.3. Ý nghĩa của chi phí điện năng quy dẫn
LCOE ngày càng được sử dụng để so sánh chi phí và đánh giá hiệu quả kinh tế của việc sản xuất điện từ các nguồn năng lượng tái tạo với sản xuất điện điện dựa trên nhiên liệu hóa thạch. Nếu năng lượng tái tạo được tính toán là rẻ hơn so với sản xuất điện dựa trên nhiên liệu hóa thạch dựa trên LCOE, thì điều đó có thể báo hiệu khả năng mở rộng thị trường cho sản xuất điện từ các nguồn năng lượng tái tạo. Nếu LCOE của năng lượng tái tạo cao hơn giá của nhiên liệu hóa thạch hoặc cao hơn giá điện lưới hiện hành, thì các nhà hoạch định chính sách có thể sử dụng sự khác biệt làm cơ sở để thiết kế các khoản trợ cấp nhằm thúc đẩy năng lượng tái. Nếu thuế carbon được áp dụng đối với nhiên liệu hóa thạch, quy mô của thuế carbon so với sự khác biệt giữa LCOE của công nghệ dựa trên nhiên liệu tái tạo và nhiên liệu hóa thạch sẽ cung cấp một số dấu hiệu về mức độ mà năng lượng tái tạo có thể cạnh tranh với thế hệ đốt nhiên liệu hóa thạch một khi thuế được áp đặt.
4. SO SÁNH CHI PHÍ ĐIỆN NĂNG QUY DẪN CỦA ĐIỆN GIÓ SO VỚI CÁC NGUỒN ĐIỆN KHÁC TẠI VIỆT NAM
4.1. Dữ liệu và giả định
Bảng 1 trình bày các thông số tính toán LCOE cho nhiệt điện than, điện khí, thủy điện và điện gió tại Việt Nam. Các thông số của nhiệt điện than và điện khí được tổng hợp dựa trên: (1) Báo cáo Quy hoạch điện VIII, của Viện Năng lượng; (2) Cẩm nang công nghệ Việt Nam - CNVN, được lập với sự hợp tác của Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo (Bộ Công Thương) và Cục Năng lượng Đan Mạch (DEA)..
Đối với điện than, các nhà máy nhiệt điện than của Việt Nam hiện đang sử dụng hai công nghệ cơ bản là đốt than phun (Pulverized Coal - PC) và đốt tầng sôi tuần hoàn (Circulating Fluidized Bed - CFB). Trong đó, chủ yếu là công nghệ dưới, hoặc cận tới hạn (Subcritical) và một số siêu tới hạn (SC) như Vĩnh Tân 1, Vĩnh Tân 4. Ngoài ra, có nhà máy nhiệt điện than sử dụng công nghệ đồng phát nhiệt - điện (Co-Generation) như Formosa Hà Tĩnh (6x150 MW). Tuy nhiên, phần lớn các nhà máy điện than hiện nay sử dụng công nghệ siêu tới hạn nên để thuận lợi cho việc tính toán LCOE, ta sử dụng các yếu tố chi phí của công nghệ này.
Đối với điện khí, trong giai đoạn từ nay đến năm 2030 và 2035, đối với các nhà máy điện khí, theo Quy hoạch điện VIII, Việt Nam sẽ tập trung phát triển các công nghệ tua bin khí chu trình hỗn hợp (TBKHH), phù hợp với quy mô hệ thống điện ngày càng lớn. Cỡ công suất nhà máy được xem xét là từ 750 MW như phổ biến hiện nay, đến quy mô 1.050 MW. Công nghệ nhiệt điện khí được đưa vào tính toán LCOE là loại TBKHH điển hình công suất 750 MW.
Đối với thủy điện, Tính đến cuối năm 2020 đã đưa vào vận hành 94 công trình thủy điện với quy mô công suất từ 30 MW đến 2.400 MW (tổng 17.544 MW) và 365 nhà máy thủy điện nhỏ có công suất dưới 30 MW (với tổng công suất 3.887 MW), khoảng 170 nhà máy nhỏ sẽ tiếp tục được xây dựng (1).
Đối với điện gió, tính đến ngày 29/10/2021, Các số liệu trong bảng 1 dựa trên sự kết hợp chi phí của dự án điện gió Phú Lạc (Bình Thuận) và số liệu từ “Cẩm nang Công nghệ của Indonesia năm 2020”. Ngoài ra, như có thể thấy trong Bảng 1, chi phí vận hành và biến đổi (O&M) của Indonesia cao hơn so với nguồn khác nên được thay bằng số liệu trong “Cẩm nang Công nghệ của Đan Mạch”; một số dữ liệu không có sẵn (-) do thủy điện và điện gió không cần mua năng lượng đầu vào.
Giá trị của LCOE của các nguồn điện được trình bày trong Hình 1,2,3. Để thấy tác động của việc huy động vận hành các nhà máy điện than và điện khí, các hệ số khả dụng công suất (CF) được lấy với 2 mức là 70% và 80%.
Qua hình 1 cho thấy: Nếu nhà máy điện than sử dụng than trong nước 4 $/GJ, vận hành với CF là 80% và 70%, LCOE sẽ là 6,697, hay 7,079 US cent/kWh tương ứng; với giá than nhập 5 $/GJ, con số tương ứng là 7,699 và 8,081 US Cent/kWh. Tại mức giá 6 $/GJ, LCOE lần lượt là 8,701 (CF = 80%); 9,083 US Cent/kWh (CF = 70%). Tại mức giá 7 $/GJ, LCOE tương ứng lần lượt là 9,703 và 10,085 US Cent/kWh.
Trong cơ cấu LCOE, với giá than 4 USD/GJ, chi phí nhiên liệu than chiếm từ 56,6% - 59,0% giá thành. Với giá than 5 USD/GJ, chi phí nhiên liệu chiếm 62% - 65,1% cơ cấu LCOE. Còn với giá cao (6 USD/GJ hay 7 USD/GJ), chi phí nhiên liệu chiếm tới 66,2% - 72,3% cơ cấu LCOE.
Qua hình 2 cho thấy: Nếu nhà máy điện khí mua khí với giá 5 $/GJ vận hành với CF là 80%, hay 70%, LCOE sẽ là 5,202, hay 5,429 US cent/kWh tương ứng; với giá than nhập 6 $/GJ, con số tương ứng là 5,917 và 6,143 US Cent/kWh. Với mức giá trung bình khoảng 7 $/GJ, LCOE lần lượt là 6,632 và 6,858 US Cent/kWh (CF lần lượt là 80%, 70%). Với giá khí thế giới tăng cao, tại mức giá 8 $/GJ, LCOE tương ứng lần lượt là 7,346 (CF = 80%); 7,572 US Cent/kWh (CF = 70%); tại mức giá 7 $/GJ, LCOE tương ứng lần lượt là 8,061 và 8,287 US Cent/kWh (CF lần lượt là 80%, 70%).
Trong cơ cấu LCOE, với giá than 5 USD/GJ, chi phí nhiên liệu than chiếm từ 65,8 - 68,7% giá thành. Với giá than 6 USD/GJ, chi phí nhiên liệu chiếm 69,8 - 72,5% cơ cấu LCOE. Với giá than trung bình 7 USD/GJ, chi phí nhiên liệu chiếm 72,9 - 75,4% cơ cấu LCOE. Còn với giá cao (8 USD/GJ hay 9 USD/GJ), chi phí nhiên liệu chiếm tới 75,5 - 79,8% cơ cấu LCOE.
Qua hình 3 cho thấy: Với những yếu tố chi phí như Bảng 1, LCOE của thủy điện (nhỏ và lớn) được tính ra lần lượt là 5,036; 4,380 US Cent/kWh, Trong khi đó, LCOE của điện gió trên bờ và ngoài khơi lần lượt là 7,889 và 8,094 US Cent/kWh.
5.2. Mở rộng số lượng dự án và nâng cao công nghệ điện gió giai đoạn 2026 - 2030
Xây dựng hạ tầng điện gió và mạng truyền tải để đảm bảo cung cấp ổn định:
Theo đó, việc đầu tiên là đầu tư xây dựng các trạm biến áp lớn, đường dây 500kV, 220kV để truyền tải điện gió từ các nhà máy. Tiếp nối thành công về việc ban hành khuôn khổ pháp lý và xây dựng quy chuẩn kỹ thuật về lưới điện thông minh của giai đoạn năm 2023 - 2025, phải tiến hành xây dựng các trung tâm điều khiển lưới điện thông minh để kiểm soát nguồn điện gió biến đổi.
Tiếp đó là khuyến khích đầu tư công nghệ lưu trữ năng lượng như pin, thủy điện tích năng để ổn định hệ thống.
Đồng thời, cần đẩy mạnh nghiên cứu, ứng dụng công nghệ tiên tiến trong dự báo gió nhằm dự phòng thiếu hụt công suất để có phương án dự trữ và phân bổ năng lượng phù hợp. Một số công nghệ tiên tiến có thể được ứng dụng để dự báo gió chính xác là hệ thống SODAR, hệ thống mạng nơ-ron nhân tạo.
Bên cạnh đó, các dự án điện gió trong giai đoạn thời kỳ bắt đầu trước năm 2026 phải được đánh giá hiệu suất. Từ đó tiến hành đánh giá lại hiệu quả của các cơ chế chính sách hỗ trợ, tiến hành điều chỉnh linh hoạt để thúc đẩy tối đa sự phát triển điện gió
Đầu tư vào nghiên cứu và phát triển công nghệ để nâng cao hiệu suất và giảm chi phí. Để thực hiện được điều này, chính sách ưu đãi, hỗ trợ các doanh nghiệp đầu tư nghiên cứu phát triển phải được ban hành. Song, các công nghệ có thể tập trung là:
Công nghệ chế tạo tuabin gió tiên tiến: Nghiên cứu áp dụng vật liệu mới, thiết kế cánh quạt lớn hơn, tối ưu hóa hiệu suất turbine.
Công nghệ truyền tải và lưu trữ năng lượng: Nghiên cứu ứng dụng pin lưu trữ, siêu tụ điện, thủy điện tích năng để lưu trữ điện gió.
Công nghệ giám sát và bảo trì: Áp dụng IoT, dữ liệu lớn, trí tuệ nhân tạo để giám sát chất lượng, tối ưu hoá bảo trì.
Công nghệ nâng công suất của tuabin gió: Nghiên cứu nâng công suất đến mức 5-7 MW/turbine để tăng hiệu quả đầu tư.
Công nghệ sản xuất linh kiện trong nước: Nghiên cứu sản xuất một số linh kiện điện gió tại Việt Nam để giảm chi phí nhập khẩu. Một số công nghệ sản xuất có thể chú ý tới là công nghệ sản xuất cánh quạt bằng composite hoặc kim loại nhẹ ngay tại Việt Nam; Công nghệ sản xuất một số linh kiện điện, điện tử như mạch điện tử, bộ biến tần,…; Công nghệ sản xuất bộ phận kiểm soát điện gió như các board mạch điện tử, vi điều khiển phức tạp.
Nghiên cứu cơ chế trợ giá điện gió sau 2030:
Sau khi đạt được phê chuẩn về cơ chế điều chỉnh giá FIT phù hợp với chi phí đầu tư thực tế, Nhà nước cần thực hiện đánh giá lại chi phí đầu tư thực tế trung bình của các dự án điện gió để đưa ra mức giá bán điện có lợi cho cả doanh nghiệp và người tiêu dùng điện từ sau năm 2030. Tiến trình tương tự phải được áp dụng với các dự án điện gió hưởng cơ chế giá chuyển tiếp (các doanh nghiệp vận hành thương mại sau thời gian quy định được hưởng cơ chế giá FIT 31/12/2021). Một phần cơ chế quan trọng nữa là đưa ra quy định về lộ trình, giai đoạn hồi tố giá cho các doanh nghiệp điện gió trong nước. Lộ trình này có thể diễn ra khoảng ba năm một lần.
5.3. Kế hoạch đạt các mục tiêu quy mô lớn về điện gió giai đoạn 2031 - 2040
Đặt ra mục tiêu cài đặt một tổng công suất cố định năng lượng điện gió (ví dụ: 9-12 GW) vào năm 2040. Để đạt được mục tiêu này cần quy hoạch phát triển điện gió cấp quốc gia, xác định rõ công suất mục tiêu hàng năm để đảm bảo sự phát triển bền vững. Sau đó tiến hành cải thiện, nâng cấp, thêm mới kết cấu hạ tầng truyền tải điện đồng bộ với phát triển dự án điện gió. Hơn nữa, Chính Phủ và các doanh nghiệp cần chú trọng nghiên cứu, chuyển giao công nghệ và nâng cao chất lượng nguồn nhân lực điện gió hiện đại và đào tạo và phát triển nguồn nhân lực với kiến thức về năng lượng điện gió bằng nhiều phương thức như hợp tác quốc tế hay liên doanh, liên kết với các nhà đầu tư nước ngoài có kinh nghiệm trong điện gió.
Xây dựng lộ trình giảm dần ưu đãi, trợ giá sau 2040.
Việc giảm dần ưu đãi về thuế, trợ giá luỹ kế theo lộ trình sẽ giúp các doanh nghiệp ổn định thu nhập và tránh bị sốc về giá sau thời gian được hưởng cơ chế giá FIT hay cơ chế giá chuyển tiếp. Do đó, các Bộ, ban ngành liên quan và các nhà hoạch định chính sách cần nghiên cứu để đưa ra chính xác các mức ưu đãi giảm dần theo lộ trình. Ví dụ về lộ trình này có thể là từ năm thứ 14 đến năm thứ 30 kể từ ngày doanh nghiệp chính thức vận hành thương mại, doanh nghiệp sẽ được hưởng mức ưu đãi giảm 35% thuế thu nhập doanh nghiệp và luỹ kế giảm dần mức ưu đãi này tiếp cho các giai đoạn sau đến khi doanh nghiệp phải trả toàn bộ thuế thu nhập doanh nghiệp theo quy định hiện hành.
5.4. Xây dựng cơ sở quy mô lớn và đảm bảo bền vững ngành điện gió giai đoạn 2041 - 2050
Tiếp tục đạt mục tiêu cài đặt tổng công suất cố định năng lượng điện gió lớn hơn (ví dụ: 18-22 GW) vào năm 2050. Theo đó, Nhà nước cần xem xét việc tăng tỷ lệ năng lượng tái tạo trong tổng cung cấp năng lượng của Việt Nam. Để nhanh chóng và thành công với mục tiêu trung hòa Carbon vào năm 2050 của Chính Phủ, việc thúc đẩy tỷ trọng năng lượng điện gió và giảm tỷ lệ năng lượng hóa thạch là vô cùng cấp thiết. Do đó, trong giai đoạn này các nhà hoạch định chính sách phải chia được và đưa ra mức tỷ trọng cụ thể về tăng năng lượng tái tạo nói chung và năng lượng điện gió nói riêng.
Điện gió cạnh tranh công bằng trên thị trường: Chính phủ cần bắt đầu tiến hành áp dụng cơ chế đấu giá điện linh hoạt với tất cả các dự án điện gió để tạo môi trường cạnh tranh hơn cho thị trường điện gió Việt Nam, đồng thời giúp giảm giá điện cho người tiêu dùng. Đồng thời, việc giám sát và đánh giá phải được diễn ra liên tục để đảm bảo hiệu suất và tuân thủ quy định môi trường như các tiêu chuẩn về tiếng ồn, độ rung, cách ly khoảng cách để đảm bảo môi trường xung quanh nhà máy điện gió. Từ đó, tiêu chí bền vững của việc phát triển ngành điện gió tại Việt Nam sẽ được bảo toàn.
Nâng cao chất lượng toàn ngành thông qua hợp tác trong nước và quốc tế:
Bên cạnh thúc đẩy sự hợp tác quốc tế để học hỏi, cần khuyến khích hợp tác các vùng miền để tối ưu hóa tài nguyên gió và chia sẻ kinh nghiệm. Việc hợp tác có thể được triển khai điển hình như:
Thứ nhất, hợp tác về quy hoạch phát triển điện gió giữa các tỉnh, vùng miền có tiềm năng gió khác nhau để đảm bảo sử dụng tổng hợp, hiệu quả tiềm năng gió cả nước.
Thứ hai, liên kết, chia sẻ cơ sở dữ liệu, kết quả quan trắc gió giữa các địa phương để đánh giá chính xác nhất tiềm năng năng lượng gió để làm cơ sở cho việc lập quy hoạch phát triển điện gió quốc gia và lựa chọn địa điểm xây dựng nhà máy điện gió một cách khoa học và hiệu quả nhất.
Thứ ba, hợp tác xây dựng, kết nối các trạm điện gió giữa các vùng miền thông qua hệ thống lưới điện quốc gia để cung cấp điện ổn định nhất.
Thứ tư, hỗ trợ, hợp tác về đào tạo nguồn nhân lực, chuyển giao công nghệ giữa các địa phương có nhu cầu và tiềm lực khác nhau.
Thứ năm, kết hợp giữa các doanh nghiệp điện gió của các vùng miền thông qua liên doanh, đấu thầu dự án,...
6. KẾT LUẬN
Dựa vào chỉ số chi phí điện năng quy dẫn (LCOE), có thể khẳng định tính hiệu quả kinh tế của điện gió so với các nguồn năng lượng khác, đặc biệt so với nguồn năng lượng hóa thạch. Ngoài hiệu quả kinh tế, điện gió còn là giải pháp năng lượng sạch, bền vững. Tại Việt Nam, tiềm năng phát triển điện gió là rất lớn nhờ có vị trí địa lý chiến lược và lượng gió trung bình cao. Thêm vào đó, Chính phủ Việt Nam với những cam kết mạnh mẽ trong việc giảm mức phát thải ròng về không vào năm 2050 cũng có chủ trương tốt đối với ngành điện gió.
Tuy nhiên, thực tế phát triển ngành điện gió tại Việt Nam hiện nay chưa đạt được như kỳ vọng, còn nhiều khó khăn chưa được tháo gỡ. Điển hình như những vấn đề về thủ tục pháp lý, thiếu tính liên kết giữa các cơ quan có thẩm quyền, trình độ kỹ thuật còn hạn chế và đặc biệt là vấn đề về việc thu hút đầu tư. Trong thời gian tới, các vướng mắc cần được giải quyết triệt để, tận dụng các cơ hội từ bên ngoài và tập trung phát triển công nghệ, kỹ thuật xây dựng các dự án điện gió./.
TÀI LIỆU THAM KHẢO
1. Bộ Chính trị (2020). Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045.
2. TS Đinh Văn Nguyên, ThS Nguyễn Xuân Hòa, ThS Nguyễn Thị Thu Hương (2019). Cơ hội và thách thức trong phát triển điện gió ở Việt Nam. Diễn đàn Khoa học - Công nghệ.
3. Nguyễn Quốc Khánh (2011). Thông tin về Năng lượng Gió tại Việt Nam. Dự án Năng lượng Gió GIZ/MoIT. Hà Nội, Việt Nam.
4. Hoàng Thị Xuân. (2021). Điện gió tại Việt Nam: Nhận diện thách thức và đề xuất giải pháp. Tạp Chí Công Thương. https://tapchicongthuong.vn/bai-viet/dien-gio-tai-viet-nam-nhan-dien-thach-thuc-va-de-xuat-giai-phap-phat-trien-86192.htm
5. Thu Trang (2022). Việt Nam có tiềm năng điện gió lớn nhất Đông Nam Á, bằng 200 thủy điện Sơn La. Trang Thông Tin Điện Tử - Hội Đồng Lý Luận TW. https://hdll.vn/vi/tin-tuc/viet-nam-co-tiem-nang-dien-gio-lon-nhat-dong-nam-a-bang-200-thuy-dien-son-la.html
6. Govinda R. Timilsina (2020). Demystifying the Costs of Electricity Generation Technologies. World Bank Policy Research Working Paper, WPS 9303, World Bank, Washington, DC.
7. Debra Justus (2005). International Energy Technology Collaboration and Climate Change Mitigation - Case Study 3: Appliance Energy Efficiency. OECD/IEA Information Paper, Paris.
8. Søren Krohn, Dr. Shimon Awerbuch, Professor Poul Erik Morthorst (2009). The Economics of Wind Energy, European Wind Energy Association.
9. IRENA (2023). Renewable power generation costs in 2022. International Renewable Energy Agency, Abu Dhabi.
