Chi phí điện năng quy dẫn (LCOE) cho năng lượng tái tạo và đề xuất tiêu chí thay thế trong bối cảnh Việt Nam

Trong Báo cáo chuyên đề “Đánh giá tiêu chí Chi phí điện năng quy dẫn (LCOE) cho năng lượng tái tạo và đề xuất các tiêu chí thay thế trong bối cảnh Việt Nam”, chuyên gia Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam sẽ đánh giá một cách nghiêm túc những hạn chế của LCOE khi áp dụng cho các nguồn năng lượng tái tạo (VRE), đặc biệt trong bối cảnh các mục tiêu chuyển đổi năng lượng đầy tham vọng của chúng ta. Sau đó, Báo cáo sẽ đề xuất sơ bộ và phân tích các chỉ số thay thế toàn diện hơn, có tính đến chi phí, cũng như giá trị cấp hệ thống của VRE, từ đó đưa ra một khuôn khổ mạnh mẽ hơn cho các quyết định quy hoạch năng lượng và đầu tư tại Việt Nam. Trong phần 1 của Báo cáo là những nội dung bị ‘bỏ qua’ khi sử dụng LCOE cho năng lượng tái tạo ở nước ta.

I. Bối cảnh chung và đặt vấn đề về LCOE của năng lượng tái tạo

Bối cảnh năng lượng toàn cầu đang trải qua một sự chuyển đổi sâu sắc, được thúc đẩy bởi yêu cầu cấp bách về sản xuất điện bền vững và hiệu quả về chi phí. Xu hướng thay thế các công nghệ nhiên liệu hóa thạch bằng năng lượng tái tạo là không thể đảo ngược. Sự chuyển dịch này diễn ra trong bối cảnh nhu cầu điện toàn cầu ngày càng tăng, dự kiến sẽ lên tới khoảng 7.000 TWh vào năm 2030.

Trong bối cảnh này, Chi phí điện năng quy dẫn (LCOE – Levelized Cost of Electricity) đã nổi lên như một chỉ số quan trọng và được sử dụng rộng rãi để đánh giá và so sánh các phương pháp sản xuất điện khác nhau. LCOE đại diện cho chi phí trung bình hiện tại ròng của việc sản xuất điện trong suốt vòng đời của một nhà máy, hoặc mức giá tối thiểu mà điện phải được bán để hòa vốn.

Tuy nhiên, thách thức cốt lõi nằm ở tính biến thiên vốn có của các nguồn năng lượng tái tạo (VRE) như điện mặt trời và điện gió. Các nguồn này chỉ sản xuất điện khi điều kiện tự nhiên cho phép, khiến sản lượng của chúng không ổn định và khó dự đoán. Sự biến thiên này dẫn đến các giai đoạn sản lượng dư thừa khi không cần thiết và thiếu hụt khi nhu cầu cao, một vấn đề nghiêm trọng mà LCOE, ở dạng truyền thống, không thể nắm bắt đầy đủ.

II. Hiểu về Chi phí diện năng quy dẫn (LCOE) – Định nghĩa và ứng dụng truyền thống

LCOE là một thước đo được sử dụng để đánh giá chi phí trung bình hiện tại ròng của việc sản xuất điện cho một nhà máy trong suốt vòng đời của nó. LCOE được sử dụng để lập quy hoạch và kế hoạch đầu tư và so sánh các phương pháp sản xuất điện khác nhau một cách nhất quán. Về cơ bản, LCOE là giá tối thiểu mà năng lượng phải được bán để một dự án năng lượng hòa vốn.

LCOE truyền thống hữu ích nhất để so sánh các hệ thống tương tự trong các bối cảnh tương tự, chẳng hạn như một nhà máy điện khí tự nhiên với một nhà máy điện khí khác. Nó đóng vai trò là một công cụ sàng lọc mạnh mẽ cho các nghiên cứu khả thi ban đầu và các quyết định chiến lược đầu tư. Các nhà hoạch định chính sách cũng sử dụng LCOE để đánh giá khả năng cạnh tranh kinh tế của các nguồn và công nghệ năng lượng khác nhau, từ đó đưa ra các quyết định về trợ cấp và ưu đãi.

Bảng dưới đây là các thành phần chính của LCOE:

(Nguồn: Tác giả)

Bảng này tóm tắt các yếu tố cơ bản cấu thành LCOE, cung cấp nền tảng rõ ràng và dễ tiếp cận để hiểu về chỉ số này trước khi đi sâu vào các phức tạp và hạn chế của nó.

III. Hạn chế của LCOE đối với năng lượng tái tạo biến thiên (VRE)

Mặc dù LCOE là một công cụ hữu ích, nhưng nó bộc lộ những hạn chế đáng kể khi áp dụng cho các nguồn năng lượng tái tạo biến thiên (VRE) như điện mặt trời và điện gió. Những hạn chế này xuất phát từ bản chất không liên tục của VRE và chi phí hệ thống bổ sung mà chúng tạo ra.

1. Tính không liên tục và biến thiên:

Các nguồn VRE vốn dĩ không thể điều độ được (chỉ sản xuất điện khi có ánh nắng mặt trời, hoặc gió thổi), khiến sản lượng của chúng thay đổi và khó dự đoán. Sự biến thiên này là một đặc tính nội tại gắn liền với khả năng phát điện của chúng.

Sự dao động liên tục này tác động trực tiếp đến sự ổn định của lưới điện. Nó dẫn đến tình trạng “sản lượng dư thừa” trong những giờ thấp điểm, đặc biệt là vào cuối tuần và các ngày lễ, do tỷ lệ năng lượng tái tạo thâm nhập cao, gây ra tình trạng cắt giảm sản lượng và thiệt hại tài chính đáng kể.

Ví dụ, vào năm 2020, Việt Nam đã phải cắt giảm khoảng 364 GWh điện mặt trời. Ngược lại, VRE không thể đáp ứng nhu cầu trong những khoảng thời gian không có nắng, hoặc gió, đòi hỏi phải có nguồn điện dự phòng để đảm bảo sự ổn định và tin cậy của lưới điện. Điều này đặc biệt quan trọng cho hệ thống điện Việt Nam – nơi thủy điện, vốn là xương sống truyền thống, dễ bị tổn thương bởi các tác động của biến đổi khí hậu như hạn hán, dẫn đến thiếu điện.

LCOE truyền thống dựa vào một hệ số công suất trung bình, điều này không tính đến giá trị thay đổi theo thời gian của điện năng. Điện có giá trị hơn trong các giai đoạn nhu cầu cao điểm. Điện mặt trời chẳng hạn, thường đạt đỉnh vào giữa trưa khi nhu cầu có thể thấp hơn, làm giảm giá trị kinh tế thực của nó đối với hệ thống, thậm chí dẫn đến giá âm.

2. Chi phí tích hợp lưới điện:

Sự thâm nhập cao của VRE làm tăng nhu cầu về các dịch vụ phụ trợ để duy trì tần số và ổn định điện áp của lưới điện. Đây là những chi phí bổ sung thường không được tính trong LCOE. Lưới điện hiện tại không được thiết kế cho các nguồn VRE quy mô lớn, phân tán và không liên tục. Việc tích hợp VRE đòi hỏi nâng cấp đáng kể mạng lưới điện quốc gia. Điều này bao gồm việc xây dựng các đường dây và trạm biến áp mới và có thể là các đường dây truyền tải điện một chiều cao áp (HVDC) để kết nối các địa điểm năng lượng tái tạo xa xôi với các trung tâm tiêu thụ.

Các giải pháp lưu trữ năng lượng, như hệ thống lưu trữ năng lượng pin (BESS) và thủy điện tích năng (PSH) là rất quan trọng để ổn định nguồn cung bằng cách lưu trữ năng lượng dư thừa và giải phóng khi cần, từ đó giảm thiểu tính không liên tục của VRE. Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII của Việt Nam đã đặt ra các mục tiêu đáng kể cho việc triển khai pin lưu trữ cho các dự án điện mặt trời tập trung và tăng cường đáng kể tổng công suất pin lưu trữ.

Cơ chế khuyến khích hiện tại cho các dịch vụ phụ trợ ở Việt Nam chưa đủ hấp dẫn, dẫn đến thiếu công suất dự phòng để đáp ứng sự không chắc chắn của năng lượng tái tạo. Phát triển một thị trường dịch vụ phụ trợ mạnh mẽ là rất quan trọng để tích hợp VRE một cách hiệu quả.

3. Sự khác biệt giữa CHI PHÍ và GIÁ TRỊ:

LCOE chủ yếu tập trung vào chi phí sản xuất điện tại nhà máy. Nó không tính đến giá trị mà điện năng cung cấp cho lưới điện, vốn thay đổi theo thời gian, địa điểm và độ tin cậy. Cùng một lượng điện có giá trị hơn trong thời gian nhu cầu cao điểm. Mặt khác, điện năng lượng tái tạo sản xuất ra vào thời điểm dư thừa công suất và điện năng là không có giá trị, gây ra hiện tượng giá Âm.

Ngoài ra, LCOE thường không tính đến các chi phí, hoặc lợi ích phi tài chính. Chẳng hạn như tác động môi trường (giảm phát thải CO2 từ năng lượng tái tạo), hoặc chi phí xã hội (tác động sức khỏe từ điện than). Mặc dù VRE mang lại những lợi ích môi trường đáng kể, những lợi ích này không được định lượng bằng tiền trong khuôn khổ LCOE.

Những quan sát quan trọng về LCOE và VRE:

Một quan sát quan trọng là sự đơn giản của LCOE – vốn là một điểm mạnh cho các so sánh ban đầu, lại trở thành một điểm yếu nghiêm trọng đối với VRE. Điều này là do LCOE làm mất đi giá trị và chi phí phụ thuộc vào thời gian, dẫn đến một bức tranh kinh tế sai lệch. VRE có bản chất không liên tục và không thể dự đoán được, phụ thuộc vào các quy trình tự nhiên. Các tính toán LCOE thường dựa vào một hệ số công suất trung bình trong suốt cả năm, làm trung bình hóa hồ sơ phát điện thực tế. Tuy nhiên, giá trị của điện năng không cố định; nó biến động đáng kể dựa trên nhu cầu (cao điểm so với thấp điểm) và điều kiện lưới điện. VRE thường tạo ra nhiều điện nhất khi giá điện thấp hơn (ví dụ như điện mặt trời vào giữa trưa), làm giảm giá trị kinh tế thực của nó đối với hệ thống.

Do đó, bằng cách sử dụng hệ số công suất trung bình và bỏ qua giá trị thay đổi theo thời gian, LCOE đơn giản hóa quá mức “bối cảnh dự án” và “bỏ qua tính linh hoạt so với tính không linh hoạt”. Điều này có nghĩa là mặc dù một dự án VRE có thể có LCOE thấp trên giấy tờ, nhưng chi phí kinh tế thực tế của nó vào lưới điện, khi xem xét thời điểm có điện và tác động của nó đến hoạt động hệ thống, LCOE sẽ cao hơn đáng kể, do đó đưa ra một bức tranh sai lệch về hiệu quả chi phí thực sự của nó trong một hệ thống điện luôn “động”.

Một điểm cần lưu ý khác là các “chi phí ẩn” của VRE, không được LCOE nắm bắt, là các yếu tố ngoại sinh được chuyển sang hệ thống lưới điện và cuối cùng là người tiêu dùng, hoặc người đóng thuế. Điều này tạo ra sự mất kết nối giữa chi phí dự án tính toán và chi phí hệ thống thực tế. LCOE tập trung vào các chi phí trực tiếp của việc xây dựng và vận hành một nhà máy điện duy nhất. Nó thường “không tính đến toàn bộ chi phí hệ thống điện cần thiết để triển khai một hệ thống điện ở quy mô lớn”. Tính không liên tục của VRE đòi hỏi các chi phí bổ sung cho hệ thống điện tổng thể – được gọi là “chi phí tích hợp”. Chúng bao gồm:

1. Phát điện dự phòng/lưu trữ để đảm bảo cung cấp liên tục khi VRE không khả dụng.

2. Tăng cường lưới điện thông qua nâng cấp cơ sở hạ tầng truyền tải và phân phối để xử lý các nguồn điện biến thiên và kết nối các địa điểm năng lượng tái tạo từ xa.

3. Các dịch vụ phụ trợ để cân bằng lưới điện (điều khiển tần số, điện áp).

Những chi phí tích hợp này “không được ghi nhận trong các thỏa thuận mua bán điện tái tạo và do đó được gánh chịu bởi cơ cấu giá điện”. Điều này có nghĩa là chúng được trả bởi công ty điện lực, và cuối cùng, bởi tất cả người tiêu dùng điện, hoặc thông qua các khoản trợ cấp của chính phủ (người đóng thuế). Điều này tạo ra một “khoảng cách hiệu quả năng lượng” đáng kể – nơi LCOE thấp rõ ràng của một dự án VRE không phản ánh chi phí thực sự của nó đối với toàn bộ hệ thống. Các nhà hoạch định chính sách chỉ dựa vào LCOE có thể đánh giá thấp tổng gánh nặng kinh tế của một cơ cấu năng lượng có tỷ lệ VRE cao, dẫn đến phân bổ nguồn lực không hiệu quả và có khả năng làm tăng tổng chi phí điện cho xã hội (ngay cả khi “chi phí sản xuất” của bản thân VRE thấp).

Một điểm đáng chú ý khác là mặc dù LCOE của VRE đã giảm đáng kể, khiến nó “cạnh tranh về chi phí” với sản xuất điện thông thường, nhưng khả năng cạnh tranh này thường chỉ là bề ngoài, vì nó bỏ qua các chi phí tích hợp cấp hệ thống. Điều này tạo ra sự căng thẳng giữa kinh tế cấp dự án và độ tin cậy/hiệu quả chi phí cấp hệ thống.

LCOE của năng lượng mặt trời và gió đã giảm đáng kể trong thập kỷ qua, khiến chúng có vẻ “cạnh tranh về chi phí” với sản xuất điện thông thường. Sự sụt giảm này là động lực chính của quá trình chuyển đổi năng lượng toàn cầu. Tuy nhiên, nhiều báo cáo đã chỉ rõ rằng: Các tính toán LCOE “bỏ qua các yếu tố chi phí đáng kể, đặc biệt là những chi phí liên quan đến ‘tính không liên tục’ của gió và mặt trời”.

Các nguồn khác cũng xác nhận: LCOE “bỏ qua tính linh hoạt so với tính không linh hoạt” và “không nắm bắt được tính biến thiên của các nguồn năng lượng tái tạo”.

Khi tỷ lệ VRE thâm nhập tăng lên, “các chi phí bổ sung áp đặt lên hệ thống do tính biến thiên” trở nên phi tuyến tính và đáng kể. Chúng bao gồm chi phí công suất dự phòng, cân bằng và nâng cấp lưới điện. Điều này tạo ra một sự căng thẳng nghiêm trọng.

Từ góc độ của nhà phát triển dự án, LCOE thấp làm cho các dự án VRE trở nên hấp dẫn. Tuy nhiên, từ góc độ của nhà điều hành hệ thống, hoặc nhà hoạch định chính sách, tổng chi phí hệ thống cần thiết để tích hợp VRE một cách đáng tin cậy có thể cao hơn nhiều so với những gì LCOE hệ thống đưa ra trong các quy hoạch. Điều này có nghĩa là câu chuyện về “khả năng cạnh tranh về chi phí”, mặc dù đúng ở cấp độ nhà máy riêng lẻ, có thể “không đầy đủ và gây hiểu lầm” khi xem xét nhu cầu tổng thể của lưới điện và mục tiêu khử carbon đáng tin cậy. Điều này nhấn mạnh sự cần thiết phải thay đổi các chỉ số đánh giá để tránh phân bổ nguồn lực sai, hoặc đưa ra các quyết định chính sách không tối ưu.

TS Nguyễn Anh Tuấn (B) – Hội đồng khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam