Phát triển điện hạt nhân, Việt Nam cần kế thừa địa điểm và công nghệ đã nghiên cứu

  

- Sau khi Hội nghị Ban Chấp hành Trung ương Đảng (khóa XIII) nhất trí khởi động lại kế hoạch phát triển điện hạt nhân, gần đây trên công luận có nhiều ý kiến bày tỏ các quan điểm khác nhau về địa điểm xây dựng, công nghệ, quy mô và các vấn đề liên quan đến điện hạt nhân. Để có thêm thông tin về các nội dung này, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam tóm tắt những công việc đã thực hiện cho đến thời điểm (cuối năm 2016) về quá trình nghiên cứu, tìm kiếm, lựa chọn, đánh giá công nghệ và địa điểm xây dựng nhà máy điện hạt nhân ở Việt Nam. Đây là những thông tin có thể giúp các cơ quan chức năng tham khảo, lựa chọn khi quyết định khởi động lại các dự án điện hạt nhân.

Việc phát triển ĐHN cũng đã được Bộ Công Thương báo cáo đề nghị cấp có thẩm quyền chấp nhận chủ trương và cho phép bổ sung sửa đổi các nội dung về ĐHN trong các bộ luật liên quan trình Quốc hội ban hành, đồng thời với việc bổ sung ĐHN vào Quy hoạch VIII, ban hành các cơ chế, chính sách để phát triển nguồn điện này trong thời gian sắp tới.

Địa điểm xây dựng nhà máy điện hạt nhân:

Tìm địa điểm xây dựng nhà máy ĐHN được coi là quan trọng nhất, bảo đảm cho nhà máy vận hành an toàn, hiệu quả kinh tế cao, bảo đảm an ninh cung cấp điện năng, đồng thời góp phần bảo vệ môi trường. Trong quá trình lựa chọn địa điểm, hàng loạt các vấn đề về kinh tế - kỹ thuật; kinh tế - xã hội - môi trường được đặt ra phải giải quyết (xem thêm: “Địa điểm xây dựng nhà máy điện hạt nhân - Một quá trình lâu dài và tốn kém”.

Từ nhiều vị trí nghiên cứu, khảo sát ban đầu được tổng hợp báo cáo, ngày 17/6/2010 Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định số 906/QĐ-TTg phê duyệt định hướng quy hoạch phát triển điện hạt nhân ở Việt Nam giai đoạn đến năm 2030, trong 8 địa điểm xây dựng nhà máy ĐHN, 2 vị trí tại Ninh Thuận được “chốt” là nơi đặt 2 nhà máy ĐHN đầu tiên. Đây là các địa điểm sau khi nghiên cứu được đánh giá là tiềm năng, an toàn nhất so với các địa điểm khác.

Kỳ họp thứ 6 Quốc hội XII đã thông qua chủ trương đầu tư dự án ĐHN Ninh Thuận tại Nghị quyết số 41/2009/QH12 ngày 25 tháng 11 năm 2009. Trên cơ sở đó Thủ tướng Chính phủ đã có văn bản số 460/TTg-KTN ngày 18 tháng 3 năm 2010 về Kế hoạch tổng thể thực hiện dự án ĐHN Ninh Thuận. Trong đó, Thủ tướng Chính phủ đồng ý phân chia dự án thành 7 dự án thành phần và 2 đề án.

Dự án Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 1:

Hiệp định giữa Chính phủ CHXHCN Việt Nam và Chính phủ Liên bang Nga về hợp tác xây dựng nhà máy ĐHN trên lãnh thổ Việt Nam có hiệu lực từ ngày 9/2/2011. Hiệp định tín dụng về hợp tác xây dựng nhà máy ĐHN giữa 2 Chính phủ đã được ký kết ngày 21/11/2011 (kể cả phần viện trợ không hoàn lại dành cho việc lập hồ sơ phê duyệt địa điểm và dự án đầu tư khoảng 765 tỷ đồng).

Thủ tướng Chính phủ phê duyệt kết quả chỉ định thầu gói thầu: Dịch vụ tư vấn lập hồ sơ phê duyệt địa điểm và dự án đầu tư Nhà máy ĐHN Ninh thuận 1 cho Nhà thầu liên danh JSC “E4 Group” (Liên bang Nga) - JSC KIEP (Ukraine) - EPT LLC (Liên bang Nga). Ngày 21/11/2011, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cùng nhà thầu liên danh đã tổ chức ký hợp đồng.

Nhà thầu tư vấn Liên danh E4-KIEP-EPT đã hoàn thành và bàn giao hồ sơ phê duyệt địa điểm và dự án đầu tư (SAD&FS) bản tiếng Anh vào cuối tháng 12 năm 2013.

Các nhà khoa học Việt Nam đã triển khai các đề tài độc lập cấp nhà nước về địa điểm dự kiến xây dựng Nhà máy ĐHN Ninh Thuận 1 và 2 với sự hỗ trợ của Quỹ phát triển khoa học và công nghệ Quốc gia. Các đề tài này nhằm đưa ra những nghiên cứu độc lập của các chuyên gia Việt Nam về các vấn đề đang đặt ra đối với các địa điểm dự kiến xây dựng hai nhà máy ĐHN đầu tiên tại tỉnh Ninh Thuận, đặc biệt là các vấn đề liên quan đến động đất, đứt gãy hoạt động và sóng thần.

Hồ sơ phê duyệt địa điểm (SAD) và Báo cáo nghiên cứu khả thi (FS) của dự án đã được gửi đến các bộ, ngành đề nghị thẩm định theo quy định.

Đầu tháng 9 năm 2015, EVN đã trình Thủ tướng Chính phủ xem xét Hồ sơ phê duyệt địa điểm và Báo cáo nghiên cứu khả thi của dự án với tiến độ dự kiến đưa tổ máy số 1 và số 2 vào vận hành thương mại lần lượt vào năm 2028 và 2029.

Cơ chế đặc thù đầu tư xây dựng các nhà máy ĐHN đã được trình Bộ Chính trị.

Các kết quả chính về an toàn hạt nhân:

1. Về địa điểm: Rút kinh nghiệm từ bài học sự cố Fukushima, để tránh rủi ro về sóng thần, tư vấn E4 đã lựa chọn địa điểm xây dựng nhà máy (tại xã Phước Dinh, huyện Thuận Nam) với cao trình đặt nhà máy chính là 12 m so với mực nước biển và đáp ứng các yêu cầu theo quy định của Việt Nam, Liên bang Nga và IAEA về an toàn địa điểm bao gồm động đất, sóng thần.

2. Về công nghệ: Công nghệ được lựa chọn là AES-2006, thế hệ III+, đáp ứng yêu cầu cao nhất về an toàn, hiện đại nhất theo Nghị quyết Quốc hội. Thiết kế các hệ thống an toàn theo nguyên lý chủ động và thụ động bảo đảm an toàn trong quá trình vận hành nhà máy.

3. Về tiêu chí an toàn cao: Xác suất hư hỏng nặng vùng hoạt không vượt quá 1 phần triệu trên 1 lò phản ứng-năm - 10^-6/lò phản ứng-năm (xác suất hư hỏng vùng hoạt theo khuyến cáo của IAEA là 10^-5/lò phản ứng-năm); xác suất rò rỉ phóng xạ ra môi trường không vượt quá 10^-7/lò phản ứng-năm. (Xác suất rò rỉ phóng xạ ra môi trường theo khuyến cáo của IAEA là 10^-6/lò phản ứng-năm).

Dự án nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 2:

Thỏa thuận giữa Chính phủ CHXHCN Việt Nam và Chính phủ Nhật Bản về hợp tác xây dựng nhà máy ĐHN Ninh Thuận 2 đã được Thủ tướng Nguyễn Tấn Dũng và Thủ tướng Y.Nô-đa ký tại Tokyo (Nhật Bản) ngày 31/10/2011.

EVN đã ký hợp đồng dịch vụ tư vấn lập Hồ sơ phê duyệt địa điểm và dự án đầu tư với Công ty Điện hạt nhân Nhật Bản (JAPC) ngày 28/9/2011. Chi phí lập Hồ sơ phê duyệt địa điểm và dự án đầu tư do Chính phủ Nhật Bản hỗ trợ (khoảng 600 tỷ đồng), thông qua Bộ Kinh tế Thương mại và Công nghiệp Nhật Bản (METI) trả trực tiếp cho JAPC.

Về hồ sơ phê duyệt địa điểm và báo cáo nghiên cứu khả thi dự án nhà máy ĐHN Ninh Thuận 2: Trên cơ sở tiếp thu ý kiến của các bên liên quan và yêu cầu của EVN, JAPC đã thực hiện khảo sát bổ sung lần 2 để làm rõ điều kiện địa chất, tính toán địa chấn tại địa điểm. EVN đã trao đổi với JAPC về an toàn địa điểm, lựa chọn công nghệ thế hệ III+... để hoàn thiện hồ sơ và tổ chức thẩm tra, trình duyệt.

Các kết quả chính về an toàn hạt nhân:

1. Về địa điểm: Trên cơ sở số liệu khảo sát địa điểm và bài học kinh nghiệm rút ra sau sự cố NMĐHN Fukushima, tư vấn JAPC đã lựa chọn địa điểm (tại xã Ninh Phước, huyện Ninh Hải) với cao trình khu vực nhà máy chính là 15 m so với mực nước biển để đảm bảo an toàn về sóng thần.

2. Về công nghệ: Có 2 công nghệ được xem xét:

- Công nghệ AP1000: Là công nghệ mới, hiện đại, thế hệ III+, đảm bảo an toàn ở mức độ cao, đáp ứng các yêu cầu an toàn hậu Fukushima, đáp ứng các yêu cầu nghiêm ngặt về an toàn của Cơ quan Pháp quy Hoa Kỳ và IAEA. Trong trường hợp xảy ra sự cố cực đoan, lò phản ứng được thiết kế để lưu giữ nhiên liệu nóng chảy ở đáy thùng lò và được làm mát bởi các hệ thống cấp nước thụ động. Chỉ số an toàn của công nghệ AP1000 theo số liệu của tư vấn JAPC: Xác suất hư hỏng nặng vùng hoạt không vượt quá 2.10^-7/lò phản ứng-năm; xác suất rò rỉ phóng xạ ra môi trường không vượt quá 1,1.10^-10/lò phản ứng-năm.

- Công nghệ ATMEA1: Là công nghệ mới thế hệ III+, hiện đại, có các hệ thống an toàn để đối phó với sự cố nghiêm trọng, với sự cố kiểu Fukushima, đảm bảo an toàn trong trường hợp xảy ra sự cố trong và ngoài thiết kế. Công nghệ này còn được trang bị hệ thống bẫy vùng hoạt (core-catcher) để không xảy ra phát tán phóng xạ môi trường trong trường hợp nghiêm trọng nhất. Chỉ số an toàn của công nghệ ATMEA1 theo số liệu của tư vấn JAPC: Xác suất hư hỏng nặng vùng hoạt không vượt quá 6,7.10^-8/lò phản ứng-năm; xác suất rò rỉ phóng xạ ra môi trường không vượt quá 9,9.10^-9/lò phản ứng-năm.

Một vài quan điểm trên công luận:

1. “Bây giờ nếu nói trở lại điện hạt nhân, ý kiến dứt khoát của tôi là không dùng điện hạt nhân như trước đây đã từng dự định làm ở Phan Rang theo mô hình các nhà máy thế hệ 3+, dùng công nghệ của Nga và của Nhật, rất là tốn kém, giải pháp về an toàn thì rất tốt, nhưng không cần thiết’’.

2. “Nhiều quốc gia như Nga cũng bắt đầu chuyển từ điện hạt nhân quy mô lớn sang làm điện hạt nhân quy mô, công suất nhỏ có giá thành thấp hơn. Việt Nam khôi phục điện hạt nhân nhưng cần phát triển điện hạt nhân kiểu mới, phù hợp với điều kiện của đất nước’’.

3. “Điện hạt nhân hiện nay phải quan niệm khác xưa. Năm 2016, dự án nhà máy điện hạt nhân ở Ninh Thuận áp dụng công nghệ của Nga và Nhật Bản - hai quốc gia hàng đầu về công nghệ điện hạt nhân, nhưng hiện nay, thế giới không còn áp dụng’’…

Các lập luận trên là chưa chính xác, thiếu thông tin và thiếu căn cứ khoa học:

1. Về Hồ sơ phê duyệt địa điểm và dự án đầu tư của các dự án ĐHN đã được các liên danh tư vấn đánh giá kỹ lưỡng, đồng thời các nhà khoa học Việt Nam đã triển khai các đề tài độc lập cấp nhà nước về địa điểm dự kiến xây dựng Nhà máy ĐHN Ninh Thuận 1 và 2 để khẳng định thêm tính an toàn liên quan đến động đất, đứt gãy hoạt động và sóng thần. Nếu chúng ta không tận dụng thì sẽ lãng phí về tiền của, thời gian (khoảng 4-5 năm) cho tìm kiếm, lập hồ sơ phê duyệt được địa điểm mới, sẽ ảnh hưởng đến cơ hội và an ninh năng lượng.

2. Về vấn đề công nghệ ĐHN (theo số liệu của IAEA): Tính đến tháng 10/2024 trên thế giới có 63 lò ứng hạt nhân đang xây dựng, tổng công suất 66.100 MWe. Phân theo loại công nghệ, thì PWR có 55 tổ máy/60.133MWe; PHWR có 2 tổ máy/1.260 MWe; FBR có 4 lò phản ứng/2.054 MWe và BWR có 2 lò phản ứng/2.653 MWe.

Trong 3 năm 2022 đến 10/2024 trên thế giới khởi công xây dựng các tổ máy ĐHN tương ứng là 8 tổ máy/9.313 MWe; 6 tổ máy/6.858 MWe và 8 tổ máy/9.048 MWe.

Một số quốc gia mới xây dựng và đang vận hành nhà máy ĐHN đầu tiên (đều sử dụng công nghệ PWR thế hệ III+), cụ thể là:

- Các Tiểu vương quốc Ả rập Thống Nhất với 4 tổ máy APR 1400 của Hàn Quốc, đã vận hành thương mại vào các tháng 8/ 2020, tháng 9/2021, tháng 10/ 2022 và ngày 23/3/2024. Sản lượng điện hạt nhân năm 2023 chiếm 19,7 %.

- Belarus với 2 tổ máy AES-2006 (V-491) của Nga đã vận hành thương mại vào tháng 11/2020 và tháng 5/2023, sản lượng điện hạt nhân năm 2023 chiếm 28,6%.

- Bangladesh với 2 tổ máy AES-2006 (V-392M) của Nga bắt đầu khởi công xây dựng tháng 12/2017 và tháng 7/2018.

- Thổ Nhĩ Kỳ với 4 tổ máy VVER (V-509) của Nga, bắt đầu khởi công xây dựng các tổ máy vào tháng 4/2018, tháng 4/2020, tháng 3/2021 và tháng 4/2022.

- Ai Cập với 4 tổ máy VVER 1200 của Nga, bắt đầu khởi công xây dựng các tổ máy vào tháng 7/2022, tháng 11/2022, tháng 5/2023 và tháng 1/2024.

Qua thống kê trên đã khẳng định lập luận: “Năm 2016, dự án nhà máy điện hạt nhân ở Ninh Thuận áp dụng công nghệ của Nga và Nhật Bản - hai quốc gia hàng đầu về công nghệ điện hạt nhân, nhưng hiện nay, thế giới không còn áp dụng” là hoàn toàn không chính xác.

Mặc dù suất đầu tư ban đầu với ĐHN cao, nhưng xét về hiệu quả tổng thể (các tổ máy xây dựng tiếp theo sẽ tối ưu hiệu quả và có giá rẻ hơn), kéo theo các lợi ích kép về phát triển kinh tế, xã hội. Do đó, chúng ta có thể khởi động lại dự án ĐHN Ninh Thuận để tận dụng những thành quả đã nghiên cứu. Nếu đưa về cùng mặt bằng, theo lời chuyên gia “ĐHN công suất nhỏ (chưa được thương mại hóa) giá thành rẻ hơn ĐHN công suất lớn (đã được thương mại hóa)” là không có căn cứ.

Tóm lại, có thể thấy thiết kế của công nghệ ĐHN dự kiến sử dụng cho nhà máy ĐHN Ninh Thuận 1 và 2 là các thiết kế tiên tiến, hiện đại, thế hệ III+ đến thời điểm này đã được kiểm chứng theo tiêu chí của Quốc hội, hoàn toàn đáp ứng các tiêu chuẩn an toàn cao nhất hiện nay. Các tai nạn như kiểu Chernobyl và Fukushima đã được tính đến để không thể xảy ra. Đối với vấn đề phòng chống khủng bố, nhà máy ĐHN là công trình được thiết kế vững chắc nhất trong việc chống lại các loại khủng bố, kể cả máy bay đâm.

Các lập luận của các chuyên gia nêu trên có ý đi ngược tiêu chí của Quốc hội. Có ý nêu ra không có cơ sở, thiếu thông tin và không chính xác. Với các ý trên sẽ gây khó khăn trong công tác tuyên truyền sự đồng thuận của công chúng khi Quốc hội cho chủ trương tái khởi động các dự án điện hạt nhân./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Read More

Điện mặt trời tự sản, tự tiêu được mua với giá nào?

 Với giá mua điện mặt trời mái nhà dư phát lên lưới điện quốc gia trên 1.000 đồng/kWh, dự báo nguồn điện này có thể sẽ "bùng nổ" trong thời gian tới.

Giá mua trên 1.000 đồng/kWh?

Theo Nghị định 135/2024 ngày 22.10 của Chính phủ quy định cơ chế, chính sách khuyến khích phát triển điện mặt trời mái nhà (ĐMTMN) tự sản xuất, tự tiêu thụ, nguồn điện có đấu nối với hệ thống điện quốc gia thuộc hộ gia đình, nhà ở riêng lẻ có công suất dưới 100 kW nếu không dùng hết, được bán điện dư lên hệ thống điện quốc gia nhưng không quá 20% công suất lắp đặt thực tế. Giá mua bán điện dư phát lên hệ thống điện quốc gia sẽ bằng "giá điện năng thị trường điện bình quân trong năm trước liền kề do đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện công bố".

Điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu nếu dư, bán lên lưới với giá khoảng 1.000 đồng/kWh trong năm nay

ẢNH: H.HY

Một lãnh đạo ngành điện nhận xét quy định giá mua ĐMTMN dư thừa năm sau bằng mức giá mua điện dư hiện tại theo số liệu năm trước, nhằm tạo thuận lợi cho cả bên bán và bên mua điện. Năm 2023, giá điện năng thị trường bình quân theo báo cáo của Tập đoàn Điện lực VN (EVN) là 1.091,9 đồng/kWh. Như vậy, mức giá mua nguồn ĐMT tự sản xuất, tự tiêu thụ thừa năm 2024 khoảng trên mức 1.000 đồng/kWh.

So với giá mua các hệ thống ĐMTMN có thời điểm đưa vào vận hành phát điện và xác nhận chỉ số công tơ trong giai đoạn từ tháng 6.2017 - 6.2019 trong năm 2024 là 2.231 đồng/kWh, tương đương 9,35 US cent/kWh (chưa bao gồm thuế GTGT); đối với các hệ thống ĐMTMN có thời điểm vào vận hành phát điện và xác nhận chỉ số công tơ trong giai đoạn từ tháng 7.2019 - 12.2020, giá mua điện (chưa bao gồm thuế GTGT) là 1.999 đồng/kWh, tương đương 8,38 US cent/kWh thì giá mua điện dư thừa từ nguồn ĐMT tự sản xuất, tự tiêu thụ chỉ bằng 1/2 giá mua ĐMT theo giá FIT ưu đãi trước đây.

Tuy nhiên, trao đổi với PV Thanh Niên, nhiều nhà đầu tư bày tỏ sự "tạm hài lòng" với mức giá mua mới. Ông Nguyễn Quốc Việt, Tổng giám đốc Công ty CP Vinasol, nhận xét mức giá trên 1.000 đồng/kWh là "quá tốt" và có thể nói là phù hợp với mục tiêu đề ra ban đầu của Nghị định là khuyến khích phát triển ĐMTMN để sử dụng. "Trước đây, khi Bộ Công thương đề xuất mức giá mua lại ĐMTMN tự sản xuất, tự tiêu thụ của người dân chỉ từ 600 - 700 đồng/kWh, tôi nói rõ đó là giá mua khiến nhà đầu tư lỗ, chứ chưa hẳn là vừa đủ vốn. Như vậy, tính chất khuyến khích sẽ không có. Năm nay, với mức giá 1.000 đồng/kWh, so với chi phí đầu tư pin mặt trời hiện nay là tương đối phù hợp", ông Việt nhận xét.

Trước đó, Bộ Công thương cũng từng đề xuất tạm áp dụng giá mua ĐMT dư thừa phát lên lưới điện quốc gia từ 600 - 700 đồng/kWh. Tuy nhiên, sau đó Phó thủ tướng Trần Hồng Hà đã yêu cầu bộ này nghiên cứu cơ chế bù - trừ hoặc theo giá chào bán thấp nhất trên thị trường điện cạnh tranh tại thời điểm mua. Theo một lãnh đạo ngành công thương, các yếu tố cấu hình nên giá ĐMT áp mái thường rất khác nhau, tùy vào từng nơi lắp đặt và không phải trường hợp nào cũng thực hiện tính toán được. Thế nên, khó có một biểu giá chung nhằm đảm bảo mục tiêu phải tính đúng, tính đủ cho mọi thành phần tham gia mua bán điện. Do đó, việc áp giá mua theo giá thị trường điện bình quân là khoa học. Qua đó, vẫn bảo đảm được mục tiêu cơ chế khuyến khích việc lắp đặt các hệ thống ĐMT áp mái tự sản xuất, tự tiêu thụ.

Sẽ bùng nổ nguồn điện mặt trời, nếu…

TS Trần Đình Bá (Hội Khoa học kinh tế VN) nhận xét mức giá mua ĐMTMN tự sản xuất, tự tiêu thụ dư thừa phát lên lưới quốc gia trên 1.000 đồng/kWh theo giá bình quân thị trường là "chấp nhận được". "Chúng ta đã quá chậm để ban hành các chính sách liên quan ĐMT, gây lãng phí thời gian quá dài nguồn điện tái tạo này. Cơ chế mới khuyến khích phát triển ĐMT, trong đó giá mua đưa ra bằng giá bình quân thị trường năm sẽ sớm thu hút nguồn điện sạch này tăng trở lại. Thậm chí sẽ có sự bùng nổ, tăng mạnh nguồn ĐMTMN trong tương lai. Trong thực tế, vẫn có thể khuyến khích người dân đầu tư và mua sản lượng cao hơn mức 20% tại nơi thiếu điện như khu vực miền Bắc, vì nguy cơ thiếu điện ở khu vực này vẫn còn cao. Nên nhớ, mức giá ĐMT chúng ta đang mua theo giá FIT là trên dưới 2.000 đồng/kWh, trong khi giá mua mới chỉ bằng một nửa, khoảng 1.000 đồng/kWh. Nếu mở rộng được cơ chế khuyến khích này tại các vùng, khu vực đang "khát" nguồn năng lượng tái tạo, sẽ khắc phục phần nào nguy cơ thiếu điện. Mặt khác, quan trọng không kém là giúp giá thành điện EVN mua thấp hơn, giảm lỗ cho cho ngành và kìm đà tăng giá điện. Đó là chưa nói nguồn điện sạch cần được ưu tiên phát triển trong bối cảnh biến đổi khí hậu, trái đất đang nóng lên, cần ưu tiên dùng điện sạch", TS Trần Đình Bá phân tích.

Tuy nhiên, chuyên gia năng lượng, TS Ngô Đức Lâm lưu ý cơ chế khuyến khích phát triển ĐMTMN tự sản xuất, tự tiêu thụ có thể giúp nguồn ĐMT "bùng nổ" chỉ khi Quy hoạch điện 8 được sửa đổi. Bởi theo quy định, nguồn ĐMTMN có nối lưới điện quốc gia mới được phép bán không quá 20% tổng sản lượng lắp đặt. Còn lại, nguồn không nối lưới sẽ được phát triển không giới hạn công suất, nhưng không phát lên lưới, EVN không mua nguồn đó. Hơn nữa, công suất giới hạn đối với nguồn ĐMT tự sản xuất, tự tiêu thụ theo quy định tại Tổng sơ đồ 8 (Quy hoạch điện 8 - NV) được Thủ tướng phê duyệt, quy mô phát triển đến năm 2030 là hơn 12.836 MW, trong đó bao gồm 10.236 MW nguồn ĐMT tập trung và chỉ phê duyệt phát triển 2.600 MW ĐMT tự sản tự tiêu.

"Khi chúng ta chưa sửa đổi Quy hoạch điện 8, việc đánh giá hiệu quả, tác động cơ chế khuyến khích phát triển ĐMT mới hầu như không có kết quả trung thực. Bên cạnh đó, không bán lên lưới, nhưng các công trình ĐMT có thể bán qua lại cho nhà xưởng trong khu vực sẽ được triển khai theo hướng tinh gọn thủ tục, sẽ cụ thể thế nào… cũng cần có hướng dẫn cụ thể hơn", TS Ngô Đức Lâm nhấn mạnh.

Đề xuất áp dụng giá điện 2 thành phần từ đầu năm tới

Tập đoàn Điện lực VN (EVN) vừa có báo cáo gửi Bộ Công thương đề xuất về cơ chế giá điện hai thành phần (giá công suất, giá điện năng) cho các nhóm khách hàng sản xuất và kinh doanh. Trên cơ sở tính toán của đơn vị tư vấn, EVN đề xuất phương án cơ sở - là hệ thống giá thuần túy phản ánh chi phí cung cấp điện và có xét tới đặc điểm tiêu dùng điện của các nhóm khách hàng. Theo đó, sẽ phân loại theo nhóm khách hàng gồm khách hàng ngoài sinh hoạt; khách hàng sinh hoạt có sản lượng tới 2.000 kWh/tháng; khách hàng có sản lượng trên 2.000 kWh/tháng; phân loại theo cấp điện áp gồm 4 cấp là siêu cao áp, cao áp, trung áp và hạ áp.

Lộ trình áp dụng giá điện hai thành phần sẽ triển khai qua hai giai đoạn: thử nghiệm và chuyển đổi (áp dụng chính thức thí điểm với khách hàng được lựa chọn). Trong đó, giai đoạn thử nghiệm sẽ thực hiện trên dữ liệu thời gian thực song song với áp dụng biểu giá bán lẻ điện hiện hành để tính hóa đơn tiền điện đến hết năm 2024 đối với khách hàng sản xuất bình thường. Kết thúc giai đoạn thử nghiệm, sẽ hoàn thiện biểu giá 2 thành phần với đầy đủ các hành lang pháp lý. Phương án lý tưởng mà EVN đề xuất là từ 1.1.2025 sẽ triển khai cho toàn bộ khách hàng, nếu như giai đoạn thử nghiệm đề xuất trên được triển khai và kết thúc như dự kiến.

TheoThanhnien

Read More

Yếu tố quan trọng để Việt Nam phát thải ròng bằng 0

 TPO - Việt Nam đã cam kết phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 và điều chỉnh chiến lược, chính sách để phù hợp với cam kết. Trong đó, có 2 yếu tố quan trọng mà chúng ta cần chú trọng cho mục tiêu Net Zero là nhân lực xanh và hạ tầng xanh. 

Ngày 1/11, phát biểu tại hội thảo chuyên đề “Vai trò của lãnh đạo báo chí và doanh nghiệp với phát triển bền vững”, PGS. TS Nguyễn Đình Thọ - Viện trưởng Viện Chiến lược Chính sách Tài nguyên và Môi trường, Bộ Tài nguyên và Môi trường - nhấn mạnh, Việt Nam đã cam kết phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 và điều chỉnh chiến lược, chính sách để phù hợp với cam kết phát thải ròng bằng 0. Việt Nam nằm trong số 5 quốc gia tại khu vực châu Á - Thái Bình Dương đạt mục tiêu đóng góp do quốc gia tự quyết định (NDC) về biến đổi khí hậu.

PGS.TS Nguyễn Đình Thọ cho rằng, có 2 yếu tố quan trọng mà Việt Nam cần chú trọng cho mục tiêu Net Zero là nhân lực xanh và hạ tầng xanh. Do đó, phải giải quyết được các thách thức lớn, đặc biệt là tài chính để thực hiện và cần tập trung giải quyết vấn đề huy động nguồn vốn đủ lớn để đào tạo nguồn nhân lực xanh và triển khai các dự án hạ tầng xanh trên quy mô toàn quốc.

Theo ông Thọ, cơ hội huy động tài chính khí hậu và tài chính xanh từ các tổ chức quốc tế, quỹ đầu tư, hệ thống tài chính, các công ty đa quốc gia và các đối tác phát triển cho chuyển đổi xanh, chuyển đổi số và quản lý tài nguyên nước đang mở ra tiềm năng lớn nhằm thúc đẩy sự phát triển bền vững và đạt được các mục tiêu về giảm thiểu phát thải.

“Các nguồn vốn này được dành riêng cho các dự án có mục tiêu rõ ràng về giảm thiểu tác động của biến đổi khí hậu, nâng cao hiệu quả sử dụng năng lượng và nước, đồng thời thúc đẩy các giải pháp công nghệ số trong quản lý tài nguyên”, ông Thọ nói.

PGS.TS Nguyễn Đình Thọ cho rằng, có 2 yếu tố quan trọng mà Việt Nam cần chú trọng cho mục tiêu Net Zero là nhân lực xanh và hạ tầng xanh.

Ông Thọ gợi ý, các doanh nghiệp ở lĩnh vực năng lượng, công nghệ và hạ tầng, có thể tiếp cận nguồn vốn này bằng cách đáp ứng các tiêu chuẩn về phát triển bền vững và minh bạch môi trường… Tích hợp tài chính xanh vào chiến lược phát triển kinh tế sẽ tạo động lực mạnh mẽ cho nhiều ngành nghề.

Về vĩ mô, ông Thọ đề nghị Chính phủ cần xây dựng danh mục phân loại xanh, đóng vai trò quan trọng trong việc thúc đẩy khung pháp lý và tạo điều kiện cho sự phát triển của thị trường tài chính xanh, bao gồm việc phát triển hạ tầng tài chính kỹ thuật số, hệ thống giám sát và đánh giá môi trường, nhằm nâng cao sự minh bạch và trách nhiệm xã hội trong việc sử dụng tài chính khí hậu.

Vị chuyên gia này nhận định, chiến lược phát triển cơ chế tài chính và thị trường carbon sẽ khuyến khích chuyển dịch đầu tư vào các hoạt động kinh tế phát thải thấp, tạo điều kiện cho các doanh nghiệp và cá nhân tham gia tích cực vào công cuộc bảo vệ khí hậu.

Trong khi đó, ông Erick Contreras - đồng Chủ tịch Tiểu ban Tăng trưởng xanh thuộc EuroCham, Tổng Giám đốc BASF Việt Nam - nhận định, quá trình chuyển đổi xanh để phát triển bền vững đang là thách thức với nhiều doanh nghiệp Việt Nam.

Ông Contreras cho biết các công ty Việt Nam đang phải đối mặt với nhiều thách thức khác nhau, trong đó có vấn đề về nhận thức và hiểu rõ về chủ đề bền vững, tiếp cận công nghệ và tài chính xanh, nâng cao kỹ năng cho đội ngũ nhân sự, khung chính sách và biện pháp thực thi rõ ràng.

Theo phân tích của ông Contreras, phát triển bền vững không đơn thuần chỉ là một xu hướng mà là một lộ trình dài hơi và phức tạp, đòi hỏi các doanh nghiệp phải có sự hiểu biết rõ ràng và cam kết lâu dài. Đối với nhiều doanh nghiệp Việt Nam, khái niệm bền vững hay các yếu tố môi trường, xã hội và quản trị - gọi là ESG - vẫn còn mới mẻ và đôi khi khó tiếp cận. Những câu hỏi như bắt đầu từ đâu, làm thế nào để tích hợp bền vững vào quy trình sản xuất hàng ngày, tuyển dụng đội ngũ nhân sự với bộ kỹ năng mới ra sao, công nghệ nào là cần thiết… vẫn còn là những thắc mắc chưa có lời giải rõ ràng.

TheoTienPhong

Read More

Tập đoàn điện gió hàng đầu của Đức triển khai dự án 4,6 tỷ USD ở Hòn Trâu/Bình Định

 Tập đoàn PNE của Đức, một trong những nhà phát triển dự án năng lượng tái tạo hàng đầu thế giới, đã đăng ký đầu tư dự án điện gió ngoài khơi trị giá 4,6 tỷ USD tại tỉnh Bình Định, Việt Nam. 

Dự án có công suất dự kiến 2.000MW, được chia thành 3 giai đoạn, mỗi giai đoạn có vốn đầu tư khoảng 1,5 tỷ USD. Khi hoàn thành, dự án sẽ cung cấp khoảng 7,1 tỷ kWh điện mỗi năm cho lưới điện quốc gia, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng và thúc đẩy phát triển kinh tế cho khu vực Bình Định và các vùng lân cận. Dự án dự kiến đóng góp khoảng 1.600 tỷ đồng/năm cho ngân sách của tỉnh Bình Định.  Tỉnh Bình Định có tiềm năng lớn để phát triển điện gió ngoài khơi với bờ biển dài 134km. Trong 9 tháng đầu năm 2024, tỉnh Bình Định ghi nhận tăng trưởng GRDP 7,53% so với cùng kỳ, đứng đầu nhóm tỉnh kinh tế trọng điểm miền Trung. Tổng vốn đầu tư phát triển trên địa bàn tỉnh tăng 8% so với cùng kỳ, trong đó vốn ngoài Nhà nước tăng 15,4%. Tuy nhiên, một số ngành vẫn gặp khó khăn về thị trường và tài chính.

🔗ên quan

Bình Định tiếp tục kêu gọi mở rộng đầu tư từ Đức

Tỉnh Bình Định tiếp tục kêu gọi mở rộng đầu tư từ Đức với các nội dung chính sau: Bình Định có tiềm năng rất lớn để phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo, đặc biệt với bờ biển dài 134km rất thuận lợi để phát triển điện gió ngoài khơi. Tỉnh đang tích cực xúc tiến các thủ tục liên quan để Tập đoàn PNE (Đức) sớm triển khai dự án điện gió ngoài khơi với công suất dự kiến 2.000MW, tổng vốn đầu tư 4,6 tỷ USD.  Bí thư Tỉnh ủy Bình Định Hồ Quốc Dũng mong muốn Đại sứ Cộng hòa Liên bang Đức tại Việt Nam bà Helga Margarete Barth tiếp tục cùng tỉnh thúc đẩy dự án điện gió ngoài khơi đi đến thành công, đồng thời kêu gọi thêm các nhà đầu tư Đức đến với Bình Định.  Đại sứ Helga Margarete Barth và Trưởng đại diện Phòng Công nghiệp và Thương mại Đức tại Việt Nam Peter Kompalla đều cam kết sẽ làm cầu nối, giới thiệu các nhà đầu tư Đức đến tìm kiếm cơ hội và đầu tư tại Bình Định, đồng thời ủng hộ tối đa để Tập đoàn PNE triển khai dự án điện gió ngoài khơi.  Hiện Bình Định đã thu hút 4 dự án đầu tư từ các doanh nghiệp Đức với tổng vốn đăng ký đầu tư gần 60,5 triệu USD, trong đó có dự án nhà máy sản xuất nhũ và màng mỏng công nghệ cao của Tập đoàn Kurz với vốn đầu tư 45,39 triệu USD. 

🔗 Link: Theoaihay.vn

Read More

INNOVATION SUMMIT VIETNAM 2024 HIGHLIGHTS

 

Schneider Electric VietNam

Read More

Nội địa hóa chuỗi cung ứng năng lượng tái tạo Bước đi chiến lược trên con đường chuyển dịch xanh

 Trong bối cảnh biến đổi khí hậu và nhu cầu chuyển dịch năng lượng bền vững, Việt Nam đang nỗ lực khẳng định vị thế của mình trên bản đồ năng lượng tái tạo toàn cầu. Với mục tiêu trở thành quốc gia trung hòa carbon vào năm 2050, Việt Nam không chỉ cần phát triển các nguồn năng lượng tái tạo mà còn cần một lực lượng lao động chất lượng cao và một chuỗi cung ứng nội địa vững mạnh. Đào tạo nhân lực và hỗ trợ doanh nghiệp trong nước được xem là hai yếu tố then chốt trong việc nội địa hóa chuỗi cung ứng năng lượng tái tạo, từ đó thúc đẩy quá trình chuyển dịch năng lượng công bằng và bền vững.

TheoNhandan

Read More