Public Disclosure Authorized LỘ TRÌNH ĐIỆN GIÓ NGOÀI …

Báo cáo cuối cùng

LỘ TRÌNH ĐIỆN GIÓ NGOÀI KHƠI CHO VIỆT NAM

76331_ESMAP_Tech Report VM Wind_Vietnamese-CVR.indd 376331_ESMAP_Tech Report VM Wind_Vietnamese-CVR.indd 3 6/1/21 7:21 AM6/1/21 7:21 AM

Pub

lic D

iscl

osur

e A

utho

rized

Pub

lic D

iscl

osur

e A

utho

rized

Pub

lic D

iscl

osur

e A

utho

rized

Pub

lic D

iscl

osur

e A

utho

rized

© 2021 June | International Bank for Reconstruction and Development / The World Bank 1818 H Street NW, Washington, DC 20433 Telephone: 202-473-1000; Internet: www.worldbank.org Some rights reserved

This work is a product of the World Bank with contributions given by the staff and consultants listed in the Acknowledgments. The findings, interpretations, and conclusions expressed in this work do not necessarily reflect the views of the World Bank, its Board of Executive Directors, or the governments they represent. The World Bank does not guarantee the accuracy of the data included in this work. The boundaries, colors, denominations, and other information shown on any map in this work do not imply any judgment on the part of the World Bank concerning the legal status of any territory or the endorsement or acceptance of such boundaries. Nothing herein shall constitute or be considered to be a limitation upon or waiver of the privileges and immunities of The World Bank, all of which are specifically reserved.

RIGHTS AND PERMISSIONS

This work is available under the Creative Commons Attribution 3.0 IGO license (CC BY 3.0 IGO) http:// creativecommons.org/licenses/by/3.0/igo. Under the Creative Commons Attribution license, you are free to copy, distribute, transmit, and adapt this work, including for commercial purposes, under the following conditions:

Attribution—Please cite the work as follows: World Bank. 2021. Offshore Wind Roadmap for Vietnam. World Bank, Washington, DC. License: Creative Commons Attribution CC BY 3.0 IGO

Translations—If you create a translation of this work, please add the following disclaimer along with the attribution: This translation was not created by The World Bank and should not be considered an official World Bank translation. The World Bank shall not be liable for any content or error in this translation.

Adaptations—If you create an adaptation of this work, please add the following disclaimer along with the attribution: This is an adaptation of an original work by The World Bank. Views and opinions expressed in the adaptation are the sole responsibility of the author or authors of the adaptation and are not endorsed by The World Bank.

Third-party content—The World Bank does not necessarily own each component of the content contained within the work. The World Bank therefore does not warrant that the use of any third party-owned individual component or part contained in the work will not infringe on the rights of those third parties. The risk of claims resulting from such infringement rests solely with you. If you wish to re-use a component of the work, it is your responsibility to determine whether permission is needed for that re-use and to obtain permission from the copyright owner. Examples of components can include, but are not limited to, tables, figures, or images.

All queries on rights and licenses should be addressed to World Bank Publications, The World Bank Group, 1818 H Street NW, Washington, DC 20433, USA; e-mail: [email protected].

PRODUCTION CREDITS

Production Editor | Heather Austin, The World Bank Designer | Shepherd, Inc. Images | Front Cover: Nobelwind offshore wind farm/© Vestas; p. 26: Aberdeen Bay offshore wind farm/© Vestas; Back Cover: Burbo Bank Extension offshore wind farm/© Vestas.

All images remain the sole property of their source and may not be used for any purpose without written permission from the source.


http://www.worldbank.org

mailto:[email protected]

Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam

76331_ESMAP_Tech Report VM Wind-Vietnamese.indd 176331_ESMAP_Tech Report VM Wind-Vietnamese.indd 1 6/3/21 8:54 AM6/3/21 8:54 AM


iii

Mục lục

Phụ lục A: Chú thích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xiChú thích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xi

Tên tổ chức và công ty viết tắt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xiv

Lời cảm ơn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .xvii

Báo cáo tóm tắt . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xviiiLộ trình phát triển . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xviii

Các phát hiện chính . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xviii

Chủ đề ưu tiên . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .xx

Các hành động khuyến nghị . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .xx

1 . Giới thiệu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11.1 Cấu trúc báo cáo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1

2 . Hai kịch bản cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .22.1 Các loại dự án điện gió ngoài khơi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

3 . Kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .63.1 Các khu vực phát triển . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

3.2 Cơ cấu nguồn cung cấp điện . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

3.3 Chi phí điện quy dẫn (LCOE) và lợi ích ròng đối với khách hàng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

3.4 Chuỗi cung ứng và tác động kinh tế . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

3.5 Cơ sở hạ tầng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

3.6 Tác động môi trường và xã hội . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

3.7 Tài chính và mua sắm . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

3.8 Các hành động để thực hiện kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

3.9 Phân tích SWOT cho Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

4 . Kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .134.1 Các khu vực phát triển . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

4.2 Cơ cấu nguồn cung cấp điện . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

4.3 Chi phí điện và lợi ích ròng đối với người tiêu dùng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14


iv Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam

4.4 Chuỗi cung ứng và tác động kinh tế . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15

4.5 Cơ sở hạ tầng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

4.6 Tác động môi trường và xã hội . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17

4.7 Tài chính và mua sắm . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

4.8 Các hành động để thực hiện kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

4.9 Phân tích SWOT cho Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

5 . Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam: những khuyến nghị của chúng tôi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20

5.1 Tầm nhìn và mục tiêu quy mô . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

5.2 Cho thuê, cấp phép và mua bán điện . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

5.3 Tài chính dự án . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22

5.4 Cơ sở hạ tầng truyền tải và cảng biển . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

5.5 Phát triển chuỗi cung ứng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

5.6 Tiêu chuẩn và quy định . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

Thông tin hỗ trợ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .27

6 . Các thành phần chính để ngành điện gió ngoài khơi thành công . . . . . . . . . . . . .286.1 Chính sách ổn định và danh mục rõ ràng các dự án tiềm năng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

6.2 Một chiến lược ngành chặt chẽ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

6.3 Các cơ quan phải được phân bổ nguồn lực . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

6.4 Môi trường cạnh tranh . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

6.5 Sự quan tâm và ủng hộ của công chúng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

6.6 Cam kết an toàn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

6.7 Sử dụng các vị trí tốt nhất . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

7 . Lợi ích và thách thức của điện gió ngoài khơi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .377.1 Lợi ích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37

7.2 Thách thức . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

8 . Quy mô thị trường ở Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .438.1 Câu chuyện đến nay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

8.2 Tầm nhìn điện gió ngoài khơi đến năm 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

8.3 Trong bối cảnh quốc gia của Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

8.4 Ở Đông và Đông Nam Á . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

8.5 Trên thế giới . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45

8.6 Số liệu về chi phí và sản lượng điện gió ngoài khơi của Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46


Mục lục v

9 . Giảm chi phí điện . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .499.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

9.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

9.3 Kết quả . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

9.4 Các yếu tố giảm chi phí chính . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

9.5 Thông tin chung: chi tiết phương pháp luận . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58

10 . Phân tích chuỗi cung ứng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6510.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

10.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

10.3 Kết quả . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

11 . Việc làm và lợi ích kinh tế . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8111.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

11.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81

11.3 Kết quả . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

11.4 Thông tin chung: Chi tiết phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 92

12 . Các cân nhắc về môi trường và xã hội . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .9512.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95

12.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 95

12.3 Kết quả . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 97

13 . Cho thuê khu vực biển và cấp phép . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10813.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108

13.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 108

13.3 Kết quả . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 109

13.4 Thảo luận . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114

13.5 Thông tin chung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 116

14 . Mua sắm của Chính phủ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12714.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 127

14.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128

14.3 Các phương án được cân nhắc . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 128

14.4 Kết quả . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132

14.5 Thảo luận . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132


vi Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam

15 . Khả năng được ngân hàng bảo lãnh của PPA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13515.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135

15.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 135

15.3 Kết quả . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 136

15.4 Thảo luận . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138

16 . An toàn lao động . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14316.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143

16.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143

16.3 Phản hồi từ đơn vị phát triển . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143

16.4 Kết quả . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 144

16.5 Thảo luận . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 147

16.6 Khuyến nghị . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 148

17 . Cơ sở hạ tầng truyền tải . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14917.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149

17.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149

17.3 Mạng lưới truyền tải hiện nay . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 149

17.4 Các vấn đề tiềm tàng khi tăng cường triển khai điện gió . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150

17.5 Yêu cầu đối với lưới điện trong tương lai . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 153

17.6 Quy trình đấu nối lưới điện . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 155

18 . Cơ sở hạ tầng cảng biển . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15718.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157

18.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 157

18.3 Tổng quan về cảng biển . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 158

18.4 Tiêu chí đánh giá cảng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 159

18.5 Kết quả . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161

19 . Tài chính công . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16919.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169

19.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169

19.3 Tổng quan về các công cụ tiềm năng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 169

20 . Dữ liệu không gian . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17420.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174

20.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 174

20.3 Kết quả và thảo luận . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 178

20.4 Thảo luận . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 185


Mục lục vii

21 . Các nghiên cứu tiếp theo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18721.1 Mục đích . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187

21.2 Phương pháp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187

21.3 Kết quả . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187

22 . Các bên liên quan chính . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190

Danh sách ghi chú . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 193

Danh mục hộpHộp 7 .1: Giải thích Hình 3.3 và Hình 4.2: LCOE và chi phí ròng lũy kế của điện gió ngoài khơi . 38

Danh mục hìnhHình ES .1: Tác động của điện gió ngoài khơi ở Việt Nam trong các kịch bản thấp và kịch bản cao, giai đoạn 2020–2035. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . xixHình ES .2: Các chủ đề ưu tiên để phát triển ngành điện gió ngoài khơi thành công . . . . . . . . . . .xxHình 2 .1: Công suất đặt hàng năm và công suất vận hành lũy kế trong hai kịch bản . . . . . . . . . . . 2Hình 2 .2: Tham vọng dài hạn trong kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3Hình 2 .3: Tham vọng dài hạn trong kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3Hình 3 .1: Các khu vực phát triển điện gió ngoài khơi tiềm năng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6Hình 3 .2: Điện từ năng lượng gió ngoài khơi và các nguồn khác đến năm 2050 theo kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7Hình 3 .3: LCOE (chi phí điện quy dẫn) và chi phí ròng lũy kế của điện gió ngoài khơi so với công nghệ truyền thống trong kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8Hình 3 .4: Việc làm được tạo ra trong kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9Hình 3 .5: GVA trong nước trong kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9Hình 4 .1: Điện cung cấp hàng năm từ năng lượng gió ngoài khơi và các nguồn khác đến năm 2050 trong kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13Hình 4 .2: LCOE và chi phí ròng lũy kế của điện gió ngoài khơi so với công nghệ truyền thống trong kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14Hình 4 .3: Việc làm được tạo ra trong kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16Hình 4 .4: GVA trong nước trong kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16Hình 5 .1: Lộ trình kịch bản tăng trưởng thấp cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam . . . . . . . . . . . . 25Hình 5 .2: Lộ trình kịch bản tăng trưởng cao cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam . . . . . . . . . . . . . 26Hình 6 .1: Tốc độ hàng năm đáp ứng các mốc điện gió ngoài khơi khác nhau cần thiết để thực hiện kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29Hình 6 .2: Tác động tương đối của số lượng đơn vị cung cấp tuabin đến chi phí điện ở thị trường châu Âu, với tốc độ triển khai trung bình hàng năm từ 3,5 GW (2015). . . . . . . . . . . . . . . . . 32Hình 6 .3: Bản đồ các ràng buộc và cơ sở hạ tầng liên quan. [Xem Phần 20 về Dữ Liệu Không gian để biết thêm thông tin] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36Hình 7 .1: Cung cấp điện ở Việt Nam phân loại theo nhiên liệu phát điện . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38Hình 8 .1: Vị trí của Việt Nam trong 12 quốc gia hàng đầu về điện gió ngoài khơi trên toàn cầu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43


viii Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam

Hình 8 .2: Dự báo tương đối về công suất điện gió ngoài khơi lũy kế trong kịch bản tăng trưởng cao ở Việt Nam và phần còn lại của Đông và Đông Nam Á vào cuối năm 2030, 2040 và 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 45Hình 8 .3: Dự báo tương đối về công suất vận hành lũy kế điện gió ngoài khơi vào cuối năm 2050 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46Hình 9 .1: LCOE tương đối cho một dự án tham khảo ở vùng biển Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . 50Hình 9 .2: Xu hướng LCOE cho các địa điểm dự án ở Việt Nam, so với xu hướng thị trường đã được thiết lập . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52Hình 9 .3: Phân tích LCOE cho các trang trại gió ngoài khơi móng cố định truyền thống trong kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54Hình 9 .4: Nguồn giảm LCOE theo theo yếu tố chi phí cho các địa điểm điện gió ngoài khơi móng cố định trong kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55Hình 9 .5: Nguồn giảm LCOE theo địa lý cho các địa điểm điện gió ngoài khơi móng cố địnhtrong kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 55Hình 9 .6: Phân tích LCOE cho các địa điểm điện gió ngoài khơi trong kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56Hình 9 .7: Nguồn giảm LCOE theo yếu tố chi phí cho các địa điểm điện gió ngoài khơi móng cố địnhtrong kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57Hình 9 .8: Nguồn giảm LCOE theo địa lý cho các địa điểm điện gió ngoài khơi móng cố định trong kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57Hình 10 .1: Đánh giá chuỗi cung ứng cho phát triển và cấp phép . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 69Hình 10 .2: Đánh giá chuỗi cung ứng cho hộp vỏ, trục tuabin và lắp ráp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71Hình 10 .3: Đánh giá chuỗi cung cấp tuabin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71Hình 10 .4: Đánh giá chuỗi cung ứng cột . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 72Hình 10 .5: Đánh giá chuỗi cung ứng móng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 73Hình 10 .6: Đánh giá chuỗi cung ứng cáp liên kết hệ thống và cáp xuất điện . . . . . . . . . . . . . . . . . 74Hình 10 .7: Đánh giá chuỗi cung ứng cho các trạm biến áp ngoài khơi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75Hình 10 .8: Đánh giá chuỗi cung ứng cho cơ sở hạ tầng trên bờ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 75Hình 10 .9: Đánh giá chuỗi cung ứng cho lắp đặt tuabin và móng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 76Hình 10 .10: Đánh giá chuỗi cung ứng cho lắp đặt cáp liên kết hệ thống và cáp xuất điện . . . . . 77Hình 10 .11: Đánh giá chuỗi cung ứng cho vận hành trang trại gió . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78Hình 10 .12: Đánh giá chuỗi cung ứng cho bảo trì và dịch vụ tuabin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 79Hình 10 .13: Đánh giá chuỗi cung ứng cho dịch vụ và bảo trì phần còn lại của nhà máy . . . . . . . 80Hình 10 .14: Đánh giá chuỗi cung ứng cho kết thúc hoạt động . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 80Hình 11 .1: Tổng việc làm năm FTE hàng năm cho một dự án 500 MW lắp đặt năm 2023, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83Hình 11 .2: Tổng GVA cho một dự án 500 MW lắp đặt vào năm 2023, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84Hình 11 .3: Tổng việc làm năm FTE hàng năm do các dự án của Việt Nam tạo ra trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84Hình 11 .4: Tổng GVA do tất cả các dự án của Việt Nam tạo ra trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85


Mục lục ix

Hình 11 .5: Tổng việc làm năm FTE hàng năm được tạo bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 85Hình 11 .6: Tổng GVA được tạo bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86Hình 11 .7: Tổng việc làm năm FTE hàng năm của người Việt Nam được tạo ra bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . 87Hình 11 .8: GVA hàng năm của Việt Nam được tạo ra bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 87Hình 11 .9: Tổng việc làm năm FTE hàng năm của Việt Nam được tạo ra bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . 88Hình 11 .10: GVA hàng năm của Việt Nam được tạo bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 88Hình 11 .11: Tổng việc làm năm FTE hàng năm của Việt Nam được tạo ra bởi các dự án của Việt Nam và toàn cầu trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . 89Hình 11 .12: GVA hàng năm của Việt Nam được tạo bởi các dự án của Việt Nam và toàn cầu trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 89Hình 11 .13: Tổng việc làm năm FTE hàng năm của Việt Nam được tạo ra bởi các dự án của Việt Nam và toàn cầu trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân chia theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90Hình 11 .14: GVA hàng năm của Việt Nam được tạo bởi các dự án của Việt Nam và toàn cầu trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân theo yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 90Hình 12 .1: Hoạt động của tuyến hàng, đối với các tàu có Hệ thống nhận dạng tự động (AIS), ở các vùng biển xung quanh Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 102Hình 13 .1: Quy trình phê duyệt cho thuê đáy biển . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 110Hình 13 .2: Các giai đoạn phát triển dự án . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 112Hình 14 .1: Tổng quan về các cách tiếp cận tập trung và phân cấp đối với cho thuê và mua sắm PPA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 129Hình 17 .1: Các nhà máy điện tại Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150Hình 17 .2: Các khu vực tắc nghẽn truyền tải . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 150Hình 17 .3: Các phương án nâng cấp truyền tải để mở rộng điện gió ngoài khơi ở Việt Nam . . . 155Hình 18 .1: Cảng sản xuất và cảng xây dựng điện gió ngoài khơi tại Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . 162Hình 20 .1: Tiềm năng kỹ thuật của điện gió ngoài khơi móng cố định và móng nổi tại Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 179Hình 20 .2: Bản đồ các ràng buộc và cơ sở hạ tầng liên quan . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 180Hình 20 .3: Bản đồ các ràng buộc của khu vực phía Bắc gần Hà Nội . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 181Hình 20 .4: Bản đồ các hạn chế của miền Nam Việt Nam gần với Thành phố Hồ Chí Minh . . . . 182Hình 20 .5: Tốc độ gió duy trì tối đa tại Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 183Hình 20 .6: Hoạt động vận chuyển trên các vùng biển Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 184Hình 20 .7: LCOE tương đối cho một dự án tham chiếu trong vùng biển Việt Nam . . . . . . . . . . . 186


x Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam

Danh mục bảngBảng 2 .1: Đặc điểm của hai kịch bản phát triển thị trường được khảo sát cho Việt Nam . . . . . . . . 4Bảng 3 .1: Phân tích SWOT cho Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12Bảng 4 .1: Phân tích SWOT cho Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19Bảng 8 .1: Điện từ nguồn điện gió ngoài khơi đến năm 2050 trong kịch bản tăng trưởng cao . . 44Bảng 8 .2: Sản lượng điện và chi phí cho kịch bản tăng trưởng thấp . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47Bảng 8 .3: Sản lượng điện và chi phí cho kịch bản tăng trưởng cao . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 48Bảng 9 .1: Các tham số chính cho dự án móng cố định được mô hình hóa theo năm lắp đặt . . . 50Bảng 9 .2: LCOEs chỉ báo cho các khu vực dự án điển hình của Việt Nam đã được lập mô hình . . 51Bảng 9 .3: Định nghĩa các yếu tố chi phí . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60Bảng 10 .1: Phân loại chuỗi cung ứng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66Bảng 10 .2: Tiêu chí đánh giá năng lực hiện tại và tương lai của Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67Bảng 10 .3: Tóm tắt phân tích chuỗi cung ứng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68Bảng 10 .4: Thay đổi chuỗi cung ứng của Việt Nam trong các kịch bản tăng trưởng thấp và cao . . . 69Bảng 11 .1: Tóm tắt chuỗi cung ứng tiềm năng của Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82Bảng 11 .2: Tỷ lệ nội địa hóa của Việt Nam trong các dự án điện gió ngoài khơi ở Việt Nam hoàn thành vào năm 2023, 2030 và 2025 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 86Bảng 11 .3: Đầu tư chuỗi cung ứng trong nước để tạo điều kiện cho điện gió ngoài khơi của Việt Nam với thời điểm để đạt được các tác động cho một dự án được lắp đặt vào năm 2030 . . . 91Bảng 12 .1: Tóm tắt các hạn chế về môi trường và xã hội . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 98Bảng 13 .1: Các khía cạnh chính của các chế độ cấp phép khác . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113Bảng 13 .2: Phân tích hoạt động cấp phép theo các giai đoạn phát triển dự án . . . . . . . . . . . . . 117Bảng 13 .3: So sánh chế độ cho phép và cho thuê ở các quốc gia ví dụ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 123Bảng 14 .1: So sánh giữa cách tiếp cận tập trung một giai đoạn và phân cấp hai giai đoạn để cho thuê và PPA . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132Bảng 15 .1: Rủi ro đầu tư . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137Bảng 16 .1: Các tài liệu hướng dẫn và pháp luật về an toàn lao động có liên quan (ở Anh/trên thế giới) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 145Bảng 18 .1: Tiêu chí đánh giá năng lực cảng Việt Nam . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161Bảng 18 .2: Chấm điểm theo các tiêu chí cảng. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 161Bảng 18 .3: Tóm tắt các cảng sản xuất và cảng xây dựng cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam . . . 162Bảng 18 .4: Kết quả đánh giá cảng . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168Bảng 20 .1: Nguồn của các lớp dữ liệu không gian . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 176Bảng 20 .2: Các đặc điểm giả định của dự án trang trại gió tham chiếu được sử dụng trong mô hình . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 177Bảng 21 .1: Tóm tắt chi phí cho các hoạt động hạ nguồn theo kịch bản tăng trưởng cao . . . . . 188Bảng 22 .1: Các bên liên quan chính . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 190


xi

Phụ lục A: Chú thích

Chú thích

AEP Sản lượng điện hàng năm

AIS Hệ thống nhận diện tự động

APAC Châu Á Thái Bình Dương

BOOT Xây dựng—sở hữu—vận hành—chuyển giao

CAPEX Chi tiêu vốn

CDM Xây dựng, thiết kế và quản lý

CfD Hợp đồng sai khác

CIT Thuế thu nhập doanh nghiệp

CO2 Cạc-bon đi-ô-xít

CP Giấy phép xây dựng

COP Kế hoạch xây dựng và vận hành

CTV Tàu chở người

DCO Chỉ thị chấp thuận phát triển

DEVEX Chi phí phát triển

DSA Đánh giá an ninh động

DTS Cảm biến nhiệt độ phân tán

EEZ Vùng đặc quyền kinh tế

EL Giấy phép hoạt động điện lực

EP Giấy phép thành lập

ESIA Đánh giá tác động môi trường và xã hội (ĐTMX)

ESS Tiêu chuẩn môi trường và xã hội


xii Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam

FACTS Hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt

FEED Thiết kế kỹ thuật tổng thể

FID Quyết định đầu tư cuối cùng

FIT Biểu giá điện ưu đãi cho năng lượng tái tạo hòa lưới

FS Nghiên cứu khả thi

FTE Tương đương toàn thời gian

GIS Hệ thống thông tin địa lý

GMW Tổ chức rừng ngập mặn toàn cầu

GVA Tổng giá trị gia tăng

GW and GWh Gigawatt và Gigawatt giờ

HRA Đánh giá quy định môi trường sống

HVDC Cao áp một chiều

H&S Sưc khỏe và an toan

IMMAs Khu vực động vật biển có vú quan trọng

IP Giấy phép cá nhân

JV Liên doanh

KBA Các khu vực đa dạng sinh học chính

LCOE Chi phí điện quy dẫn

MLAs Cơ quan cho vay đa phương

MPA Khu bảo tồn biển

MSP Quy hoạch không gian biển

MW and MWh Megawatt và Megawatt giờ

NGO Tổ chức phi chính phủ

NOx Oxit nitơ

NP Công viên Quốc gia

NSIP Dự án cơ sở hạ tầng quan trọng trên toàn quốc

NWP Giấy phép toàn quốc


Phụ lục A: Chú thích xiii

OMS Vận hành, bảo trì và dịch vụ

OPEX Chi phí hoạt động

PDP Quy hoạch phát triển điện lực

PM Thủ tướng

PPAs Hợp đồng mua bán điện

PPP Quan hệ đối tác công tư

PSSAs Khu vực biển đặc biệt nhạy cảm

PWPDP Quy hoạch phát triển điện gió tỉnh

RD&D Nghiên cứu, thiết kế và phát triển

RoCoF Tốc độ thay đổi tần số

R&D Nghiên cứu và phát triển

SAP Kế hoạch đánh giá địa điểm

SCADA Điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu

SEs Yếu tố phạm vi

SOLAS Quy định về an toàn cuộc sống ở biển

SOV Tàu vận hành dịch vụ

SO2 Lưu huỳnh đi-ô-xít

SPMT Vận chuyển mô-đun tự hành

SSSI Địa điểm được quan tâm đặc biệt về khoa học

SVC Tụ bù tĩnh có dung lượng thay đổi

TW and TWh Terawatt và Terawatt giờ

US$ Đô la Mỹ

UXO Vật liệu chưa nổ

VND Đồng Việt Nam

VPP Nhà máy điện ảo

WACC Chi phí vốn bình quân gia quyền

WAMS Hệ thống quản lý diện rộng


xiv Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam

WCD Dữ liệu hoàn thành công trình

WDPA Cơ sở dữ liệu của thế giới về các khu vực được bảo vệ

WHS Di sản thế giới

Tên tổ chức và công ty viết tắt

ADB Ngân hàng Phát triển châu Á

BOE Cục năng lượng

BOEM Cục Quản lý Năng lượng Đại dương

BVGA BVG Associates

CES Crown Estate Scotland

COP Copenhagen Offshore Partners

DEA Cục Năng lượng Đan Mạch

DoD Bộ Quốc phòng của Mỹ

DoF Tổng cục Thủy sản

DOIT Sở Công Thương

DPI Sở Kế hoạch và Đầu tư

EIB Ngân hàng Đầu tư châu Âu

EPA Cục Bảo vệ Môi trường

EPTC Công ty Mua bán điện

ERAV Cục Điều tiết điện lực Việt Nam

EREA Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo

ESMAP Chương trình hỗ trợ quản lý ngành năng lượng

EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam

GDE Tổng cục Năng lượng

GWO Tổ chức gió toàn cầu

GWEC Hội đồng năng lượng gió toàn cầu

HICT Cảng container quốc tế Hải Phòng


Phụ lục A: Chú thích xv

IFC Công ty Tài chính Quốc tế

IRENA Cơ quan năng lượng tái tạo quốc tế

MARD Bộ Nông nghiệp và Phát triển nông thôn

MCST Bộ Văn hóa, Thể thao và Du lịch

MIC Bộ Thông tin và Truyền thông

MIGA Cơ quan bảo lãnh đầu tư đa phương

MMO Tổ chức Quản lý Biển

MOEA Bộ Kinh tế

MOF Bộ Tài chính

MOIT Bộ Công Thương

MONRE Bộ Tài nguyên và Môi trường

MOT Bộ Giao thông Vận tải

MPI Bộ Kế hoạch và Đầu tư

MS Marine Scotland

NLDC Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia

NMFA Dịch vụ thủy sản quốc gia

NPA Cục Quản lý tài sản quốc gia

NPTC Tổng công ty truyền tải điện quốc gia

NRW Tài nguyên thiên nhiên Wales

OFTO Chủ tuyến truyền tải ngoài khơi

PPC Ủy ban nhân dân tỉnh (UBND Tỉnh)

PVN PetroVietnam

RPC Tổng công ty điện lực miền

SHPO Văn phòng bảo tồn lịch sử nhà nước

TCE The Crown Estate

USACE Công binh Lục quân Hoa Kỳ


xvi Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam

USCG Lực lượng Phòng vệ bờ biển Hoa Kỳ

USFWS Cục Cá và Động vật hoang dã Hoa Kỳ

VASI Tổng cục Biển và Hải đảo Việt Nam

VASEP Hiệp hội Chế biến và Xuất khẩu Thủy sản Việt Nam

VIET Tổ chức sáng kiến về chuyển đổi năng lượng Việt Nam

VIFEP Viện Kinh tế và Quy hoạch Thủy sản Việt Nam

VISI Viện nghiên cứu biển và hải đảo Việt Nam

WBG Nhóm Ngân hàng Thế giới


xvii

Lời cảm ơn

Theo hợp đồng với Ngân Hàng Thế Giới, lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam được thực hiện bởi BVG Associates cùng với Atkins, Frontier Economics, Sterling Technical Services (Việt Nam) và ông Dư Văn Toán.

Lộ trình này được ủy thác và giám sát bởi ông Trần Hồng Kỳ (Chuyên gia năng lượng cấp cao, Ngân hàng Thế giới), ông Rahul Kitchlu (Chuyên gia năng lượng cấp cao, Ngân hàng Thế giới) và ông Chu Bá Thi (Chuyên gia năng lượng cao cấp, Ngân hàng Thế giới). Định hướng cho lộ trình này được cung cấp bởi nhóm Phát triển điện gió ngoài khơi của Ngân hàng Thế giới, dẫn đầu bởi Mark Leybourne (Chuyên gia năng lượng cấp cao, ESMAP/Ngân hàng Thế giới) và Sean Whittaker (Chuyên gia các ngành công nghiệp, IFC), và được hỗ trợ bởi Oliver Knight (Chuyên gia năng lượng cấp cao , Ngân hàng Thế giới) và Alastair Dutton (Tư vấn, ESMAP/Ngân hàng Thế giới). Phân tích và lập bản đồ GIS được thực hiện bởi Clara Ivanescu (Nhà địa lý, Ngân hàng Thế giới) và Rachel Fox (Tư vấn, ESMAP/Ngân hàng Thế giới).

Báo cáo được bình duyệt bởi Peter Johansen (Chuyên gia năng lượng cấp cao, Ngân hàng Thế giới), Manuel Berlengiero (Chuyên gia năng lượng cấp cao, Ngân hàng Thế giới) và Lazeena Rahman (Giám đốc đầu tư, IFC)—chúng tôi rất cảm ơn họ đã dành thời gian và phản hồi cho báo cáo.

Báo cáo này là một trong chuỗi các nghiên cứu về lộ trình gió ngoài khơi do Ngân hàng Thế giới ủy quyền trong Chương trình Phát triển Gió Ngoài khơi. Nghiên cứu này do Chương trình Hỗ trợ Quản lý Ngành Năng lượng (ESMAP) tài trợ.

Chúng tôi đặc biệt biết ơn nhiều bên liên quan đã cung cấp thông tin phản hồi trong quá trình tham vấn báo cáo, và đặc biệt là tất cả các thông tin đầu vào do Bộ Công Thương (MOIT) cung cấp.

Chúng tôi đặc biệt cảm ơn Neil Douglas và Bruce Valpy của BVG Associates vì đã lãnh đạo nhóm tư vấn cũng như sự nhiệt tình và cống hiến của họ đối với chủ đề này. Chúng tôi cũng cảm ơn Liming Qiao từ Hội đồng Năng lượng Gió Toàn cầu (GWEC) vì những quan điểm và phản hồi của cô ấy về lộ trình này.

Cuối cùng, chúng tôi cảm ơn Cơ quan Năng lượng Đan Mạch (DEA) vì sự hợp tác liên tục của họ và vui lòng cung cấp kết quả từ các nghiên cứu do DEA chủ trì, làm đầu vào để tăng cường chất lượng của nghiên cứu.


xviii

Báo cáo tóm tắt

Lộ trình phát triểnBáo cáo này trình bày phân tích chiến lược về tiềm năng phát triển điện gió ngoài khơi ở Việt Nam, xem xét cả cơ hội và thách thức theo các kịch bản tăng trưởng khác nhau. Lộ trình này được thực hiện nhằm cung cấp thông tin để hỗ trợ Chính phủ Việt Nam trong việc thiết lập chính sách, quy định, quy trình và cơ sở hạ tầng để thúc đẩy sự thành công của ngành điện gió ngoài khơi.

Báo cáo được hình thành trong khuôn khổ Chương trình phát triển điện gió ngoài khơi của Nhóm Ngân Hàng Thế Giới1 nhằm mục đích thúc đẩy phát triển điện gió ngoài khơi ở các thị trường mới nổi và được tài trợ bởi Chương trình Hỗ trợ Quản lý Ngành Năng lượng (ESMAP).

Các phát hiện chínhViệt Nam có một nguồn tài nguyên điện gió ngoài khơi dồi dào, nằm gần các trung tâm đông dân cư và trong khu vực biển tương đối nông—mặc dù lộ trình này tập trung vào các khu vực biển xa hơn, có tốc độ gió và sản lượng điện cao hơn.

Điện gió ngoài khơi có thể đóng một vai trò quan trọng trong việc đáp ứng bền vững nhu cầu điện đang gia tăng nhanh chóng của Việt Nam và có tiềm năng cung cấp 12% điện năng của Việt Nam vào năm 2035. Việc thay thế các nhà máy nhiệt điện chạy bằng than có thể giúp tránh phát thải hơn 200 triệu tấn CO2 và thêm ít nhất 50 tỷ đô la Mỹ cho nền kinh tế Việt Nam bằng cách kích thích sự phát triển của chuỗi cung ứng địa phương, tạo ra hàng nghìn việc làm có tay nghề cao và xuất khẩu sang các thị trường điện gió ngoài khơi khác trên toàn cầu.

Báo cáo dựa trên hai kịch bản tiềm năng để phát triển điện gió ngoài khơi,2 đó là:

■ Kịch bản tăng trưởng thấp, mở rộng phát triển điện gió ngoài khơi ở mức vừa phải, nhờ đó cung cấp 5% nhu cầu điện của Việt Nam vào năm 2035, và

■ Kịch bản tăng trưởng cao, mở rộng phát triển điện gió ngoài khơi ở mức cao, nhờ đó cung cấp 12% nhu cầu điện của Việt Nam vào năm 2035.

Cả kịch bản tăng trưởng thấp và cao đều yêu cầu các điều kiện hỗ trợ tương tự nhau, nhưng trong kịch bản tăng trưởng cao, một tầm nhìn tham vọng hơn được thiết lập với yêu cầu hành động sớm hơn. Các số liệu chính của hai kịch bản tăng trưởng này ví dụ như các chỉ số chính về phát điện, chi phí, kinh tế và phát thải, được tóm tắt trong hình dưới đây.

Cả hai kịch bản tăng trưởng đều có thể mang lại lợi ích đáng kể cho Việt Nam, tuy nhiên, kết quả chỉ ra rằng kịch bản tăng trưởng cao có thể mang lại lợi ích kinh tế lớn hơn nhiều với chi phí tổng thể thấp hơn. So với kịch bản tăng trưởng thấp, tăng trưởng cao sẽ dẫn đến:


Báo cáo tóm tắt xix

■ Giảm chi phí nhanh hơn—giảm 20% chi phí năng lượng quy đổi (LCOE) vào năm 2035. ■ Tăng gần bốn lần số lượng việc làm địa phương và giá trị gia tăng cho nền kinh tế. ■ Giảm hơn một nửa chi phí ròng cho người tiêu dùng.

Một thị trường gió ngoài khơi lớn hơn của Việt Nam, theo kịch bản tăng trưởng cao, sẽ cho phép đầu tư và tối ưu hóa chuỗi cung ứng địa phương nhiều hơn, dẫn đến xuất khẩu sang thị trường khu vực và toàn cầu. Một chuỗi cung ứng của Việt Nam lớn hơn, có năng lực hơn sẽ làm tăng hàm lượng nội địa trong các dự án, do đó giảm nhập khẩu và thúc đẩy phát triển kinh tế. Một chuỗi cung ứng địa phương lớn hơn cũng có thể làm tăng cạnh tranh và chi phí năng lượng.

Theo một kịch bản tăng trưởng cao, chi phí sản xuất gió ngoài khơi có thể ngang bằng với chi phí sản xuất nhiên liệu hóa thạch sớm hơn, có chi phí ròng tích lũy thấp hơn 60% cho người tiêu dùng cho đến năm 2035 và mang lại lợi ích ròng cho người tiêu dùng từ năm 2036—sớm hơn ba năm so với mức đạt được theo kịch bản tăng trưởng thấp.

Kinh nghiệm tại các thị trường điện gió ngoài khơi đi trước cho thấy rằng các mục tiêu dài hạn, đầy tham vọng có thể là nền tảng cho sự phát triển của ngành. Kết quả của lộ trình này cho thấy mục tiêu 10 GW vào năm 2030 và 25 GW vào năm 2035 có thể sẽ hoàn thành mục tiêu này. Đồng thời, hệ quả của việc tăng trưởng cao hơn là nguy cơ tác động xấu đến môi trường và xã hội cao hơn. Điều này càng đặt ra tầm quan trọng lớn hơn đối với nhu cầu xây dựng quy hoạch không gian biển và khung pháp lý về môi trường trước khi ban hành hợp đồng thuê biển.

Lộ trình này đề xuất rằng các quy định, pháp luật, quy trình và cơ sở hạ tầng hiện có cần được cải thiện hoặc phát triển để đạt được tầm nhìn mà Chính phủ Việt Nam đã đề ra. Lộ trình này cung cấp một loạt các bước tiếp theo được khuyến nghị để giúp tạo điều kiện để thành lập và phát triển điện gió ngoài khơi thành một ngành công nghiệp.

Hình ES .1: Tác động của điện gió ngoài khơi ở Việt Nam trong các kịch bản thấp và kịch bản cao, giai đoạn 2020–2035 .3

Tỷ lệ cung cấp điện của điện gió ngoài khơi Kịch bản thấp 5%Kịch bảo cao 12% (cao hơn 2.4 lần)

11 GW25 GW (cao hơn 2.3 lần)

203 TWh433 TWh (cao hơn 2.1 lần)

4.8 tỷ USD1.9 tỷ USD (thấp hơn 60%)

190 nghìn năm FTE700 nghìn năm FTE (cao hơn 3.7 lần)

13 tỷ USD50 tỷ USD (cao hơn 3.8 lần)

102 triệu tấn217 triệu tấn (cao hơn 2.1 lần)

Công suất vận hành của điện gió ngoài khơi

Lượng điện sản xuất (đo bằng Twh)

Chi phí ròng cho người sử dụng

Lượng công việc tương đương trong nước được tạo ra

Tổng lượng giá trị gia tăng trong nước

Số lượng CO2 giảm thiểu

Nguồn: BVG Associates.


xx Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam

Chủ đề ưu tiênChính phủ Việt Nam sẽ cần phải thực hiện các hành động để phát triển một ngành công nghiệp thành công và tối đa hóa lợi ích kinh tế mà điện gió ngoài khơi có thể mang lại. Để giúp tập trung các nỗ lực, lộ trình nhóm các hành động thành các chủ đề ưu tiên, tương ứng với các hành động khuyến nghị trước mắt, ngắn hạn và dài hạn thành các nhóm để Chính phủ Việt Nam xem xét (xem Hình ES.2). Điều này bắt đầu bằng việc thiết lập tầm nhìn trong Kế hoạch phát triển điện thứ tám (PDP-8) và sau đó phát triển các quy trình và cơ sở hạ tầng để có thể hiện thực hóa tầm nhìn.

Các hành động khuyến nghịTừ phân tích và kết quả của nghiên cứu lộ trình này, chúng tôi đề xuất 20 hành động để giải quyết ba chủ đề ưu tiên này. Mỗi khuyến nghị này được mô tả chi tiết hơn trong Phần 5 của báo cáo này và bằng chứng được cung cấp trong Thông tin hỗ trợ được tìm thấy trong Phần 6–22.

20 hành động được đề xuất của lộ trình này như sau:

Tầm nhìn và mục tiêu quy mô1 . Công bố tầm nhìn cho điện gió ngoài khơi đến năm 20502 . Đặt mục tiêu khả năng lắp đặt điện gió ngoài khơi hàng năm đến năm 2030

Cho thuê, cấp phép và mua bán điện3 . Thiết lập các khu vực phát triển điện gió ngoài khơi thông qua quy hoạch không gian biển,

tính đến các hạn chế về môi trường và xã hội4 . Thành lập các cơ quan cho thuê và cấp phép, một quy trình cấp phép minh bạch và thủ tục

ĐTMX (đánh giá tác động môi trường xã hội) rõ ràng theo chuẩn quốc tế, để khuyến khích sự tham gia từ sớm của các bên liên quan, giúp thu thập dữ liệu nền cơ sở đầy đủ và giúp dự án có thể được ngân hàng bảo lãnh

Hình ES .2: Các chủ đề ưu tiên để phát triển ngành điện gió ngoài khơi thành công

2020–2021:Xác định tầm nhìn– Tầm nhìn 2050– Mục tiêu 2030 và 2035

2021–2022:Tạo các quy trình– Quy hoạch không gian biển– Cho thuê biển– Cấp phép– Mua bán điện– Phát triển chuỗi cung ứng

2022–2035:Phát triển cơ sở hạ tầng– Truyền tải điện– Hệ thống cảng– Chuỗi cung ứng

Công nghiệpđiện gió

ngoài khơithành công



Báo cáo tóm tắt xxi

5 . Xác định cách tiếp cận ưu tiên về việc cho thuê đáy biển và mua bán điện6 . Chuyển sang hệ thống cạnh tranh trong việc cho thuê phát triển điện gió ngoài khơi và ký kết

hợp đồng điện PPA trước năm 20267 . Lập kế hoạch thời gian cụ thể để thực hiện đấu thầu cạnh tranh và đảm bảo sự phối hợp giữa

các cơ quan của Chính phủ để thực hiện8 . Sửa đổi các điều khoản và điều kiện của FIT hiện tại, bao gồm việc kết hợp các yêu cầu về

môi trường và xã hội để các dự án điện gió ngoài khơi có thể được ngân hàng bảo lãnh; gia hạn giá FIT cho đến năm 2025

Tài chính dự án9 . Giữ EVN là đối tác mua điện (PPA), và điều chỉnh điều khoản của hợp đồng mua điện để dự

án có thể được ngân hàng bảo lãnh10 . Khuyến khích các cơ chế tài chính để giảm chi phí vốn

Cơ sở hạ tầng cảng và truyền tải điện 11 . Cần tiến hành nâng cấp đáng kể về khả năng truyền tải12 . Xác định cách tiếp cận ưu tiên để đầu tư vào truyền tải13 . Cân nhắc đưa điện gió ngoài khơi vào quy hoạch tổng thể cảng biển và tạo điều kiện cho đầu

tư vào cơ sở hạ tầng của các cảng

Phát triển chuỗi cung ứng14 . Lập kế hoạch chuỗi cung ứng và hướng dẫn về tỷ lệ nội địa hóa15 . Tạo điều kiện cho nâng cao năng lực và đầu tư vào các doanh nghiệp trong chuỗi cung ứng

trong nước16 . Thực hiện đánh giá về kỹ năng và đào tạo17 . Gỡ bỏ các rào cản đối với đầu tư từ nước ngoài

Tiêu chuẩn và quy định18 . Xây dựng khung đánh giá tác động môi trường và xã hội cho điện gió ngoài khơi phù hợp với

tiêu chuẩn quốc tế19 . Xây dựng khung quy định về an toàn sức khỏe lao động cho điện gió ngoài khơi, và20 . Xây dựng khung tiêu chuẩn và quy định kỹ thuật cho điện gió ngoài khơi, áp dụng tiêu chuẩn

quốc tế nếu có thể



1

1 . Giới thiệu

Báo cáo này là kết quả của nghiên cứu được Nhóm Ngân hàng Thế giới (WBG) giao cho công ty tư vấn chiến lược năng lượng tái tạo BVG Associates (BVGA), liên danh với Atkins, Frontier Economics, Sterling Technical Services (Vietnam) và ông Dư Văn Toán thực hiện.

Đây là nghiên cứu đầu tiên trong một loạt các nghiên cứu về lộ trình do Nhóm Ngân hàng Thế giới hỗ trợ (một phần của chương trình phát triển điện gió ngoài khơi của Ngân Hàng4) với mục tiêu đẩy nhanh việc mở rộng điện gió ngoài khơi ở các thị trường mới nổi và hỗ trợ kỹ thuật cho các quốc gia này, từ đó các quốc gia có thể đánh giá tiềm năng gió ngoài khơi của mình và phát triển danh mục các dự án tiềm năng và sẵn sàng cho đầu tư.

Báo cáo được thực hiện theo lời mời của Chính phủ Việt Nam yêu cầu Nhóm Ngân hàng Thế giới đề nghị hỗ trợ. Nghiên cứu được thực hiện trong thời gian từ tháng 2 đến tháng 10 năm 2020.

Nghiên cứu này nhằm hỗ trợ sự cộng tác giữa Chính phủ Việt Nam và ngành công nghiệp điện gió. Nó không phản ánh quan điểm của Chính phủ Việt Nam.

1 .1 Cấu trúc báo cáoBáo cáo có cấu trúc như sau:

■ Phần 2: Mô tả hai kịch bản đối với điện gió ngoài khơi ở Việt Nam được sử dụng trong nghiên cứu

■ Phần 3 và 4: Tóm tắt ngắn gọn về kết quả của hai kịch bản này, sử dụng kết quả của các phần sau trong báo cáo

■ Phần 5: Khuyến nghị của chúng tôi và lộ trình phát triển điện gió ngoài khơi ở Việt Nam. ■ Thông tin bổ sung ■ Phần 6 đến 8: Các thành phần chính của một ngành điện gió thành công, lợi ích và thách

thức của điện gió ngoài khơi và bối cảnh quy mô thị trường ở Việt Nam ■ Phần 9 đến 22: Phân tích bao gồm tất cả các khía cạnh chính về tương lai của điện gió ngoài

khơi ở Việt Nam


2

2 . Hai kịch bản cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam

Việt Nam có nguồn năng lượng gió ngoài khơi tương đối lớn so với thế giới, nằm gần bờ, gần các trung tâm đông dân cư, và ở trong các khu vực biển tương đối nông.

Việt Nam có cơ hội sử dụng nguồn tài nguyên này để đáp ứng gần 30% nhu cầu điện vào năm 2050, và ngành công nghiệp điện gió sẽ vẫn tiếp tục phát triển trong những năm sau đó.

Báo cáo này đã khảo sát tác động của hai kịch bản tăng trưởng khác nhau có thể xảy ra, được lựa chọn để khái quát các con đường khả thi đối với Việt Nam trong bối cảnh nhu cầu điện trong tương lai, như được thảo luận trong Phần 8. Các kịch bản này không được lựa chọn để phù hợp với các tuyên bố hiện hành của Chính phủ. Hai kịch bản đó là:

■ Tăng trưởng thấp, và ■ Tăng trưởng cao—đủ để thúc đẩy các mức độ thực tế về cạnh tranh , đầu tư vào chuỗi cung

ứng trong nước và các sáng kiến đặc thù cho Việt Nam

Sự khác biệt giữa hai kịch bản được thảo luận dưới đây. Lưu ý rằng mặc dù cả hai kịch bản có vẻ như đều thể hiện là một đường liền mạch như trong Hình 2.1 nhưng tốc độ lắp đặt thực tế hàng năm dự kiến có thể thay đổi do quy mô và thời điểm dự án cụ thể.

Hình 2 .1: Công suất đặt hàng năm và công suất vận hành lũy kế trong hai kịch bản

0

20

40

60

80

0

1

2

3

4

Côn

g su

ất v

ận à

nh lũ

y kế

(GW

)

Côn

g su

ất lắ

p đặ

t hàn

g nă

m (

GW

)

Năm lắp đặtEarlie

r2020

20212022

20232024

20252026

20272028

20292030

20312032

20332034

20352036

20372038

20392040

20412042

20432044

20452046

20472048

20492050

Kịch bản tăng trưởng thấp Kịch bản tăng trưởng cao



2. Hai kịch bản cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam 3

Hình 2.1 thể hiện công suất lắp đặt hàng năm và lũy kế trong hai kịch bản. Trong kịch bản tăng trưởng thấp, tốc độ lắp đặt hàng năm đạt đỉnh vào năm 2036. Trong kịch bản tăng trưởng cao, mức tối đa đạt được sớm hơn, vào năm 2033 với quy mô gấp đôi. Phân chia giữa các loại hình tuabin gió gần bờ, tuabin gió với móng cố định truyền thống và tuabin gió với móng nổi5 được trình bày trong Hình 2.2 và Hình 2.3. Đặc điểm của các kịch bản, ngoài quy mô phát triển được tóm tắt trong Bảng 2.1.Chi tiết về cách thức thực hiện các kịch bản này được đưa ra trong Phần 5.

Hình 2 .2: Tham vọng dài hạn trong kịch bản tăng trưởng thấp

0

20

40

60

80

0

1

2

3

4

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Côn

g su

ất v

ận à

nh lũ

y kế

(GW

)

Côn

g su

ất lắ

p đặ

t hàn

g nă

m (G

W)

Năm lắp đặt

Vùng bãi triều ven bờ Móng cố định Móng nổi Tổng


Hình 2 .3: Tham vọng dài hạn trong kịch bản tăng trưởng cao

0

20

40

60

80

0

1

2

3

4

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Côn

g su

ất v

ận à

nh lũ

y kế

(GW

)

Côn

g su

ất lắ

p đặ

t hàn

g nă

m (G

W)

Năm lắp đặt

Vùng bãi triều ven bờ Móng cố định Móng nổi Tổng



4 Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam

Bảng 2 .1: Đặc điểm của hai kịch bản phát triển thị trường được khảo sát cho Việt Nam


Công suất vận hành lũy kế năm 2030 2035 2050

5 GW11 GW35 GW

10 GW25 GW70 GW

Tốc độ lắp đặt tối đa hàng năm

1,6 GW 3 GW

Môi trường chính sách • Thể hiện rõ mục tiêu lắp đặt đến năm 2030, gắn với mục tiêu giảm chi phí

• Giới thiệu đấu thầu cạnh tranh• Không có yêu cầu chính thức về nội

địa hóa, nhưng trong quy trình đấu giá, các công ty phát triển điện gió ngoài khơi phải nộp kế hoạch cho chính phủ để tạo ra và duy trì lợi ích cho địa phương

• Khuyến khích chú trọng phát triển địa phương

• Như kịch bản tăng trưởng thấp, nhưng tầm nhìn tốt hơn và độ tin tưởng cao hơn

• Như kịch bản tăng trưởng thấp• Như kịch bản tăng trưởng thấp

• Khuyến khích hợp tác với các công ty nước ngoài và xuất khẩu thông qua các chương trình của chính phủ

Môi trường pháp lý • Có quy trình cho thuê, ĐTMX và cấp phép minh bạch và kịp thời với một quy trình rõ rang, chỉ cần chấp thuận của một số ít cơ quan bộ ngành

• Quy hoạch không gian biển được xem xét ngay từ đầu, với điện gió ngoài khơi là một phần chính của quy hoạch này; các dự án đã trong giai đoaạn phát triển phải được giải quyêt hài hòa để xây dựng được niềm tin và danh mục dự án tiềm năng sớm

• Hợp đồng mua bán điện hợp lý, giúp dự án có thể được ngân hàng bảo lãnh

• Như kịch bản tăng trưởng thấp, nhưng tiến độ nhanh hơn và gia tăng lòng tin. Cần sự hợp tác và phối hợp giữa các bộ ngành và chính quyền địa phương.

• Như kịch bản tăng trưởng thấp


Chuỗi cung ứng • Chủ yếu sử dụng tuabin từ các đơn vị cung cấp trên thế giới, mặc dù rất có khả năng sẽ chịu sự cạnh tranh mạnh mẽ của các nhà thầu Trung Quốc

• Có tương đối tỷ lệ nội địa hóa, nhưng thiếu sự hiệu quả và sự tăng trưởng của một thị trường tăng trưởng cao, và thiếu mối quan hệ với các tập đoàn sản xuất toàn cầu, nên chi phí cao hơn và xuất khẩu ít hơn


• Liên doanh và đầu tư từ nước ngoài giúp nâng cao tỷ lệ nội địa hóa, giảm chi phí tạo điều kiện để xuất khẩu thuận lợi và kịp thời

Các điều kiện tiên quyết khác cho kịch bản

• Một số hạn chế về đầu tư và sở hữu nước ngoài

• Giảm rủi ro đầu tư bằng cách chứng minh dòng doanh thu đều đặn

• Mở rộng đầu tư hoặc sở hữu nước ngoài, bao gồm cho phép chuyển lợi nhuận về nước đấu tư




2. Hai kịch bản cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam 5

Bối cảnh cho những kịch bản này trong bức tranh điện lực tương lai của Việt Nam được trình bày trong Phần 8.

Các kịch bản này được so sánh với kịch bản khi mà chính phủ không có bất kỳ hành động nào, với những đặc điểm sau: tầm nhìn thị trường dài hạn bị hạn chế, thiếu những quy trình cho thuê và cấp phép minh bạch và kịp thời, thiếu tin tưởng vào các hợp đồng mua bán điện, vốn là những nét điển hình của một quốc gia ở giai đoạn đầu phát triển điện gió ngoài khơi. Trong kịch bản như vậy, việc thiếu quy hoạch không gian biển cũng làm tăng nguy cơ các dự án tìm sai vị trí, có tác động lớn đối với môi trường và xã hội, và làm giảm khả năng vay ngân hàng của các dự án này.

Trong một môi trường như vậy, chúng tôi dự báo rằng các đơn vị phát triển trong và ngoài nước sẽ tiếp tục phát triển, tài trợ và xây dựng một số lượng ít các dự án móng cố định ngoài khơi và dự án điện gió gần bờ. Các rủi ro liên quan tới việc đầu tư, phát triển và mua bán điện sẽ cao và các dự án sẽ tốn kém. Sẽ không có một danh mục dự án lớn tiềm năng một cách rõ ràng, đủ để giúp cho giảm chi phí năng lượng hoặc giúp đầu tư chuỗi cung ứng trong nước.

2 .1 Các loại dự án điện gió ngoài khơiTrong báo cáo này, chúng tôi tập trung hai loại dự án điện gió ngoài khơi:

■ Dự án ngoài khơi móng cố định truyền thống (Conventional Fixed Offshore) . Các dự án này thường ở độ sâu từ 10 đến 35 m, sử dụng móng cố định, phương pháp lắp đặt và tua-bin lớn tương tự như được sử dụng trong nhiều dự án ở châu Âu và một vài nơi khác ở châu Á. Chúng tôi dự kiến là các dự án này sẽ chiếm phần lớn thị trường điện gió ngoài khơi ở Việt Nam.

■ Dự án móng nổi . (Floating) . Các dự án ở vùng nước sâu hơn (thường lớn hơn 50 m) sẽ sử dụng móng nổi. Các dự án có quy mô thương mại có thể được lắp đặt vào cuối những năm 2020, nhưng có khả năng chiếm một nửa công suất lắp đặt mới vào năm 2050.

Ngoài ra, chúng tôi cũng thảo luận một cách định tính về các dự án điện gió gần bờ. Các dự án điện gió gần bờ là dự án mà trang trại gió rất gần bờ (cách bờ 3 hải lý ~ 5.5 km) và có thể tiếp cận trực tiếp từ đất liền. Móng của tuabin gió trong các dự án này thường là cọc có nắp bằng bê tông, tuabin được sử dụng là tuabin gió vốn dùng trên bờ nhưng với thay đổi nhỏ. Việc lắp đặt tuabin thường sử dụng xà lan đơn giản và tiến hành ở những vùng nước nông, lặng sóng. Những dự án như vậy được coi là bước đệm giữa điện gió trên bờ và ngoài khơi. Việt Nam đã sớm thiết lập một danh sách các dự án như vậy, đặc biệt ở khu vực Đồng Bằng sông Cửu Long, phía nam Thành Phố Hồ Chí Minh.

Tuy nhiên, việc phát triển điện gió ở các khu vực gần bờ này có nguy cơ cao gây ra các tác động xấu đến môi trường và xã hội vì một số lý do bao gồm; sự hiện diện của các loài động vật nằm trong Sách Đỏ ở các vùng ven biển; việc các khu vực này gần với các môi trường sống được bảo vệ hoặc nhạy cảm; tác động tiềm tàng đến động lực trầm tích ven biển; và tác động tiềm tàng đến các cộng đồng ven biển, đặc biệt là đối với sinh kế của những người đánh bắt tận thu. Các dự án điện gió gần bờ nằm gần các Khu Vực Đa Dạng Sinh Học Trọng Điểm (Key Biodiversity Areas), khu vực môi trường sống quan trọng hoặc nhạy cảm của động vật hoang dã, sẽ khó đáp ứng các tiêu chuẩn của các quỹ quốc tế, thường tuân theo tiêu chuẩn môi trường và xã hội của Nhóm Ngân hàng Thế giới. Do đó, báo cáo này đưa ra các khuyến nghị nhằm giải quyết các rủi ro liên quan đến việc phát triển rộng rãi các dự án điện gió gần bờ. Chúng tôi dự đoán rằng sau khi các dự án điện gió gần bờ đầu tiên được hoàn thành, hầu hết các dự án khác sẽ sử dụng móng cố định truyền thống.


6

3 . Kịch bản tăng trưởng thấp

3 .1 Các khu vực phát triểnKịch bản tăng trưởng thấp bao gồm chủ yếu các trang trại gió móng cố định ngoài khơi sử dụng móng cọc đơn. Đến năm 2035, sẽ có 7 GW dự án điện gió ngoài khơi móng cố định (Fixed), chủ yếu sử dụng móng cọc đơn. Ngoài ra, sẽ có thêm 3,3 GW dự án điện gió gần bờ (Nearshore/ Intertidal) và 400 MW dự án móng nổi (Floating).

Nhìn chung, dự án móng cố định và dự án móng nổi sẽ chiếm khoảng 2,4% diện tích ở những khu vực phát triển tiềm năng được xác định trong Hình 3.1—xem chương 20 về dữ liệu không gian để có thêm thông tin.

Hình 3 .1: Các khu vực phát triển điện gió ngoài khơi tiềm năng (theo định nghĩa của WBG6)

Nguồn: ESMAP. 2021. Going Global: Expanding Offshore Wind to Emerging Markets (Vol. 50): Technical Potential for Offshore Wind in Vietnam—Map (English). Washington, DC: World Bank Group. http://documents.worldbank.org/curated/en/340451572465613444/Technical-Potential-for-Offshore-Wind-in-Vietnam-Map


3. Kịch bản tăng trưởng thấp 7

3 .2 Cơ cấu nguồn cung cấp điệnHình 3.2 thể hiện nguồn cung từ điện gió ngoài khơi so với nhu cầu điện ở Việt Nam trong giai đoạn từ 2020 đến 2050. Đến năm 2035, điện gió ngoài khơi sẽ chiếm 5% nguồn cung cấp điện của Việt Nam, và các dự án sẽ có tổng khả năng sản xuất 200 Twh tính từ 2020. Đến năm 2050, điện gió ngoài khơi sẽ sản xuất 14% nhu cầu năng lượng của Việt Nam. Chúng tôi không đánh giá phần còn lại trong cơ cấu tương lai của nguồn năng lượng (thảo luận trong Phần 7.1).

Hình 3 .2: Điện từ năng lượng gió ngoài khơi và các nguồn khác đến năm 2050 theo kịch bản tăng trưởng thấp

0

10

20

30

40

0

400

800

1,200

1,600

2020 2025 2035 20452030 2040 2050

Tỷ lệ

từ đ

iện

gió

ngoà

i khơ

i

Lượn

g đi

ện c

ung

cấp

(TW

h)

Các nguồn khác (TWh)Điện gió ngoài khơi (TWh)Tỷ lệ từ điện gió ngoài khơi


3 .3 Chi phí điện quy dẫn (LCOE) và lợi ích ròng đối với khách hàngChi phí năng lượng của các dự án gió ngoài khơi đầu tiên sẽ cao do rủi ro liên quan đến thị trường mới và sự thiếu năng lực chuỗi cung ứng địa phương. Chi phí cho các dự án này có thể nằm trong khoảng 150–200 USD/MWh. Công suất của các dự án đầu tiên này sẽ nhỏ (< 500 MW), do đó tác động tổng thể của chi phí cao sẽ được giảm thiểu.

Kinh nghiệm từ các thị trường khác cho thấy chi phí năng lượng giảm nhanh chóng khi nhiều dự án được xây dựng hơn, rủi ro giảm và năng lực địa phương tăng lên. Trong kịch bản này, chi phí năng lượng của các dự án có thể giảm xuống khoảng 80–90 USD/MWh vào năm 2030 và 60–70 USD/MWh vào năm 2035. Việc giảm chi phí năng lượng được thảo luận trong Phần 9 và các động lực chính là:

■ Sử dụng các tuabin lớn ngoài khơi với các rôto được thiết kế cho các khu vực gió có tốc độ thấp hơn.

■ Giảm chi phí vốn do giảm rủi ro và có được nguồn tài chính lớn sẵn sàng đầu tư. ■ Tăng trưởng trong nguồn cung trong nước và khu vực, nâng cao năng lực và cạnh tranh, được

thúc đẩy bởi quy mô và độ tin cậy của thị trường.



Chi phí ròng đối với người tiêu dùng vào năm 2035 là 4,8 tỷ US, tuy nhiên, chi phí này được trả hết vào năm 2039. Từ đó trở đi, điện gió ngoài khơi mang lại lợi ích ròng tăng lên ngày càng nhanh cho người tiêu dùng và nền kinh tế của Việt Nam. Giải thích cho Hình 3.3 và cách tính toán chi phí ròng được trình bày trong Phần 7.1.

3 .4 Chuỗi cung ứng và tác động kinh tếĐến năm 2035, Việt Nam sẽ có tỷ lệ nội địa hóa sản xuất là 40% trong các trang trại gió ngoài khơi. Tỷ lệ nội địa hóa chủ yếu trong cung cấp các cột và móng, cộng với các dịch vụ xây dựng và vận hành quy mô nhỏ. Phần lớn tỷ lệ nội địa hóa sản xuất và lợi ích kinh tế có được từ giai đoạn vận hành các dự án. Các cơ quan liên ngành cần phối hợp để tối đa lợi ích và phát triển năng lực cho các địa phương.

Hình 3.4 cho thấy trước năm 2035, sẽ có khoảng 190,000 năm FTE được tạo ra từ lĩnh vực điện gió ngoài khơi.7 40% trong số này là cho xuất khẩu các linh kiện từ Việt Nam, được sản xuất bởi công nhân Việt Nam. Trong những năm 2030, việc làm hàng năm sẽ vào khoảng 20,000 FTE.

Chi tiết về chuỗi cung ứng, lợi ích kinh tế của ngành công nghiệp gió ngoài khơi và nhu cầu đầu tư chuỗi cung ứng được thảo luận trong Phần 10 và 11, trong đó có phân tích chi tiết tỷ lệ nội địa hóa sản xuất 40%.

Hình 3 .3: LCOE (chi phí điện quy dẫn) và chi phí ròng lũy kế của điện gió ngoài khơi so với công nghệ truyền thống trong kịch bản tăng trưởng thấp

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

0

40

80

120

160

200

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Chi

phí

thêm

tron

g cả

tuổi

thọ

của

tuab

in ($

m)

Chi

phí

($/M

Wh)

, Côn

g su

ất (G

W)

Năm lắp đặt

LCOE của điện gió ngoài khơiCông nghệ truyền thốngCông suất vận hành lũy kếChi phí lũy kế




Tổng giá trị gia tăngHình 3.5 cho thấy đến năm 2035, lĩnh vực cung ứng của điện gió ngoài khơi sẽ tăng tổng giá trị sản xuất trong nước thêm 13 tỷ US$, 30% số này là thông qua xuất khẩu. Trong những năm 2030, tổng giá trị gia tăng (GVA) hàng năm sẽ là 1 tỷ US$.

Hình 3 .4: Việc làm được tạo ra trong kịch bản tăng trưởng thấp

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

2020–2024 2025–2029 2030–2035

Năm

FTE

Tháo dỡ và xử lý (Xuất Khẩu) Vận hành và bảo dưỡng (Xuất Khẩu)Lắp đặt và vận hành (Xuất Khẩu) Các bộ phận còn lại (ngoài tuabin)Tuabin (Xuất Khẩu) Phát triển và quản lý dự án (Xuất Khẩu)

Màu đậm—Trong nước Màu nhạt—Xuất khẩu


Hình 3 .5: GVA trong nước trong kịch bản tăng trưởng thấp

0

10

20

30

40

2020–2024 2025–2029 2030–2035

GVA

(tỷ

USD

)






Đầu tư vào chuỗi cung ứngĐầu tư quy mô lớn vào chuỗi cung ứng sẽ liên quan đến cung cấp cột và móng, có thể bao gồm cả tàu đặt cáp. Giá trị từ việc cung cấp này lên tới 40–100 triệu US$ với phần lớn là đầu tư trước năm 2030.

3 .5 Cơ sở hạ tầngTrong kịch bản này, hệ thống truyền tải điện sẽ được hưởng lợi từ chương trình nâng cấp đang thực hiện, ngoài khối lượng đã được quy hoạch ở Việt Nam. Củng cố lưới truyền tải sẽ đặt mục tiêu giải quyết tắc nghẽn lưới điện, bao gồm nâng cấp trục kết nối bắc-nam để truyền tải điện từ các trang trại gió ngoài khơi khu vực bờ biển nam trung bộ (Bình Thuận, Ninh Thuận) tới các khu đô thị lớn ở Miền Bắc. Hệ thống truyền tải được trình bày trong Phần 17.

Với tốc độ lắp đặt hàng năm là 1,6 GW, cần sử dụng từ 2–3 cảng để xây dựng điện gió ngoài khơi cùng một lúc. Các cảng này rất có thể ở xung quanh khu vực Vũng Tàu và Thành phố Hồ Chí Minh, mặc dù đôi khi có thể sử dụng các cảng xa hơn về phía bắc. Một số cảng có thể cần phải nâng cấp, nhưng khối lượng công việc không đáng kể. Các cảng cụ thể sẽ được thảo luận trong Phần 18.

3 .6 Tác động môi trường và xã hộiĐến năm 2035, sẽ có khoảng 450 tuabin gió ngoài khơi cỡ lớn vận hành tại Việt Nam, được lắp đặt trong khoảng 10 trang trại gió ngoài khơi móng cố định và một hoặc hai trang trại gió móng nổi. Bên cạnh đó, dựa trên các kế hoạch hiện tại, sẽ có khoảng 30 trang trại điện gió gần bờ nhỏ sử dụng tua-bin nhỏ hơn. Tuy nhiên, một số dự án gần bờ này có thể không được tiến hành do rủi ro về các tác động xấu đến môi trường và xã hội trong khu vực gần bờ. Khu vực gần bờ (cách bờ < 3 nm). thường có tầm ảnh hưởng quan trọng với đối với sinh kế từ việc đánh bắt cá, và đa dạng sinh học. Các dự án điện gió gần bờ nằm gần các Khu Vực Đa Dạng Sinh Học Trọng Điểm (Key Biodiversity Areas), khu vực môi trường sống quan trọng hoặc nhạy cảm của động vật hoang dã khả năng cao sẽ có tác động lớn tới môi trường, và khó có khả năng đáp ứng các tiêu chuẩn về môi trường và xã hội của Nhóm Ngân hàng Thế giới.

Điện gió ngoài khơi có những các tác động tiêu cực nhất định về môi trường sống, đa dạng hóa sinh học, tới những ngư dân và người dân địa phương. Những tác động này có thể lên tới tầm cỡ quốc tế khi cân nhắc đến tác động lũy kế, và rất khó có thể quản lý.

Điện gió ngoài khơi cũng sẽ có những tác động tiềm tàng đối với các khu vực được quy định là môi trường nhạy cảm về sinh thái, những sinh vật ở trong sách đỏ, các khu vực có giá trị về cảnh quan, và có tác động đối với những đối tượng sử dụng biển khác bao gồm các ngành công nghiệp dầu khí và đánh bắt cá. Để tránh và/hoặc quản lý những tác động này, chúng ta cần phải hoàn thành quy hoạch không gian biển hiệu quả ngay từ đầu. Các đánh giá tác động môi trường và xã hội (ESIA) cụ thể cho từng dự án sẽ được yêu cầu để thu thập dữ liệu cơ bản và xác định các biện pháp thích hợp để tránh, giảm thiểu và bù đắp cho các tác động liên quan đến dự án Các cân nhắc chính về môi trường và xã hội được thảo luận trong Phần 12.

Người dân Việt Nam sẽ được hưởng lợi từ giảm ô nhiễm cục bộ do các nhà máy than gây ra và môi trường toàn cầu sẽ được hưởng lợi vì chúng ta tránh phát thải tổng cộng 102 triệu tấn CO2



(tính đến trước năm 2035). Việt Nam đã ký kết Thỏa thuận UNPCC Paris8 và đã phê chuẩn mục tiêu giảm phát thải khí nhà kính không điều kiện.9 Các quốc gia vẫn phụ thuộc nhiều vào nhiên liệu hóa thạch để sản xuất điện có khả năng phải chịu áp lực ngày càng tăng của quốc tế trong việc giảm thiểu khí thải cacbon, cũng như phải trả nhiều tiền hơn để sản xuất điện. Các số liệu môi trường được thảo luận trong Phần 7.1.

Các cộng đồng dân cư ven biển sẽ được hưởng lợi từ hoạt động kinh tế và việc làm kiến tạo từ dự án điện gió ngoài khơi (thảo luận trong Phần 3.4). Mọi người sẽ nhận thức được sự hiện diện của các trang trại gió ngoài khơi và cơ sở hạ tầng ở trên bờ.

Những người làm việc trong các hoạt động xây dựng và vận hành trang trại gió ngoài khơi sẽ được bảo vệ khỏi các nguy hiểm thông qua cách tiếp cận toàn diện về an toàn lao động và bảo vệ công trình. Chúng tôi sẽ thảo luận về điều này trong Phần 16.

3 .7 Tài chính và mua sắm10

Trong kịch bản này, điện gió ngoài khơi ở Việt Nam sẽ được hỗ trợ từ biểu giá điện ưu đãi cho năng lượng tái tạo (feed-in-tariff) cho đến năm 2025 (thêm các yêu cầu về môi trường và xã hội), và từ cơ chế đấu giá cạnh tranh từ năm 2026. Hệ thống biểu giá này sẽ mang lại giá trị tốt nhất cho nền kinh tế Việt Nam đồng thời giúp lĩnh vực này và chuỗi cung ứng có thời gian để phát triển. Các quyết định về đấu giá cần được bàn bạc, bao gồm các bước chuyển tiếp để khi ban hành thay đổi cấu trúc hỗ trợ thì các các dự án đã triển khai sớm trước đó không gặp khó khăn. Các phương án được thảo luận trong Phần 14.

Các dự án sẽ được phát triển bởi nhiều tổ chức khác nhau: các công ty phát triển tư nhân quốc tế và trong nước. và các doanh nghiệp nhà nước.

Để đạt được kịch bản này, khung chính sách và quy định về cho thuê, ĐMTX, cấp phép và PPA cần phải vững chắc, minh bạch và kịp thời, như vậy mới có được các nguồn tài chính cạnh tranh về giá từ các tổ chức cho vay quốc tế. Các khía cạnh này được thảo luận trong Phần 1 và 15.

Cần tiếp cận các nguồn tài chính công để tài trợ cho các cơ sở hạ tầng dự án quan trọng bao gồm nâng cấp cảng biển và lưới điện truyền tải. Các công cụ tài chính như cho vay đa phương, tăng cường tín dụng và áp dụng các tiêu chuẩn xanh có thể được sử dụng để thu hút nguồn tài chính quốc tế và giảm chi phí cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam. Nội dung này được thảo luận trong Phần 18 và 19.

3 .8 Các hành động để thực hiện kịch bản tăng trưởng thấpKhuyến nghị của chúng tôi đối với các hành động của chính phủ được liệt kê trong Phần 5. Các khuyến nghị này được đưa ra thông qua phân tích các thành phần chính của một ngành điện gió ngoài khơi thành công, như được thảo luận trong Phần 6.

3 .9 Phân tích SWOT cho Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấpPhân tích các điểm mạnh, điểm yếu, cơ hội và nguy cơ (SWOT) đối với Việt Nam khi áp dụng kịch bản thấp (so với kịch bản cao) được trình bày trong Bảng 3.1.



Bảng 3 .1: Phân tích SWOT cho Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp

Điểm mạnh Điểm yếu

• Cung cấp nguồn cung điện sạch tại chỗ quy mô lớn, chi phí thấp, cùng với việc làm dài hạn và lợi ích kinh tế

• Triển khai chậm hơn giúp có nhiều thời gian hơn để phản ứng khi ngành và công nghệ thay đổi

• Quy mô thị trường sẽ không thu hút được nhiều quan tâm của các đơn vị phát triển quốc tế

• Quy mô thị trường sẽ không duy trì được sự cạnh tranh trong nước đủ để có thể cạnh tranh xuất khẩu về cung ứng cũng như sản xuất móng

• Chi phí năng lượng cao hơn 23% so với kịch bản tăng trưởng cao và chi phí ròng lũy kế cao hơn 2,5 lần cho 47% điện năng vào năm 2035

• Chính phủ phải làm cùng một khối lượng công việc để tạo ra 27% khối lượng việc làm và GVA so với kịch bản tăng trưởng cao vào năm 2035

• Phụ thuộc quá nhiều vào các dự án điện gió gần bờ có tác động môi trường và xã hội cao

Cơ hội Thách thức

• Có thể tăng tốc lên kịch bản tăng trưởng cao hơn bất cứ lúc nào

• Chuỗi cung ứng trong khu vực chắc chắn được thiết lập nhiều hơn ở các thị trường Đông/Đông Nam Á khác, dẫn tới nhập khẩu nhiều hơn

• Các đơn vị cung cấp tuabin gió toàn cầu sẽ ít khả năng phát triển loại tuabin gió tốc độ thấp phù hợp với thị trường Việt Nam, vốn là nhân tố chính để giảm chi phí năng lượng

• Trong trường hợp không có hướng dẫn và tiêu chuẩn rõ ràng của Chính phủ đối với ĐTMX, lựa chọn địa điểm và phát triển các dự án ban đầu không tốt, bao gồm các dự án điện gió gần bờ, có thể dẫn đến các tác động bất lợi về môi trường và xã hội và làm tổn hại đến uy tín của ngành, làm chậm các cơ hội đầu tư từ nước ngoài và triển vọng tăng trưởng trong tương lai



13

4 . Kịch bản tăng trưởng cao

Kịch bản tăng trưởng cao mang lại nhiều công suất sản xuất điện hơn, nhiều việc làm hơn, chi phí lũy kế ròng thấp hơn, hoàn vốn nhanh hơn và tránh được nhiều phát thải CO2 hơn so với kịch bản tăng trưởng thấp. Tất cả các chỉ số đều được cải thiện do giảm chi phí nhiều hơn nhờ thị trường lớn hơn. Để đạt được quy mô và tốc độ tang trường này, chính phủ phải thực hiện cam kết lớn hơn và có hành động khẩn cấp hơn, tuy nhiên nổ lực của chính phủ chỉ khó hơn một chút so với kịch bản phát triển thấp.

4 .1 Các khu vực phát triểnGiống như kịch bản phát triển thấp, kịch bản tăng trưởng cao cũng chủ yếu bao gồm các trang trại gió móng cố định ngoài khơi sử dụng móng cọc đơn. Đến năm 2035, sẽ có 17,5 GW dự án với móng cố định, chủ yếu sử dụng móng cọc đơn. Ngoài ra, sẽ có 4,1 GW dự án điện gió gần bờ và 2,9 GW dự án móng nổi. Nhìn chung, các dự án móng cố định và móng nổi này sẽ chiếm khoảng 6,6% diện tích các khu vực phát triển tiềm năng được xác định trong Hình 3.1, gấp 2,8 lần số lượng diện tích đáy biển so với kịch bản tăng trưởng thấp.

4 .2 Cơ cấu nguồn cung cấp điệnHình 4.1 thể hiện nguồn cung từ điện gió ngoài khơi so với nhu cầu điện ở Việt Nam trong giai đoạn từ 2020 đến 2050. Năm 2035, điện gió ngoài khơi sẽ chiếm 12% nguồn cung cấp điện

Hình 4 .1: Điện cung cấp hàng năm từ năng lượng gió ngoài khơi và các nguồn khác đến năm 2050 trong kịch bản tăng trưởng cao

0

10

20

30

40

0

400

800

1,200

1,600

2020 2025 2035 20452030 2040 2050

Tỷ lệ

từ đ

iện

gió

ngoà

i khơ

i

Lượn

g đi

ện c

ung

cấp

(TW

h)

Các nguồn khác (TWh)Điện gió ngoài khơi (TWh)Tỷ lệ từ điện gió ngoài khơi




của Việt Nam, và các dự án sẽ cung cấp tổng số trên 430 Twh điện tính từ 2020. Đến năm 2050, điện gió ngoài khơi sẽ cung cấp 27% tổng lượng điện, gấp đôi so với kịch bản tăng trưởng thấp. Chúng tôi không đánh giá phần còn lại trong cơ cấu tương lai của hệ thống cung cấp điện, phát triển từ những thay đổi trước đó, như được thảo luận trong Phần 7.1.

4 .3 Chi phí điện và lợi ích ròng đối với người tiêu dùngHình 4.2 cho thấy xu hướng của LCOE và chi phí ròng tích lũy của điện gió ngoài khơi trong điều kiện tăng trưởng cao (xem Hộp 7.1 trong Phần 7.1 để giải thích về giả định đằng sau hình vẽ). Tương tự với kịch bản tăng trưởng thấp, Hình 4.2 cho thấy chi phí năng lượng của các dự án gió ngoài khơi đầu tiên được ước tính là cao và trong nửa đầu những năm 2020 sẽ cung cấp một lượng nhỏ công suất gió ngoài khơi với chi phí tương đối nhỏ cho người tiêu dùng. (Lưu ý: LCOE của các dự án đầu tiên của Việt Nam sẽ phụ thuộc vào nhiều yếu tố ảnh hưởng và như Phần 9 mô tả, có những cách để giảm chi phí). Khi tốc độ phát triển tăng nhanh trong nửa sau của thập kỷ này, việc giảm chi phí nhanh hơn xảy ra so với kịch bản tăng trưởng thấp. Điều này làm giảm đáng kể chi phí ròng tổng thể cho người tiêu dùng và mang lại lợi ích kinh tế lớn hơn nhiều.

Hình 4 .2: LCOE và chi phí ròng lũy kế của điện gió ngoài khơi so với công nghệ truyền thống trong kịch bản tăng trưởng cao

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

0

40

80

120

160

200

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Chi

phí

thêm

tron

g cả

tuổi

thọ

của

tuab

in ($

m)

Chi

phí

($/M

Wh)

, Côn

g su

ất (G

W)

Năm lắp đặt

LCOE của điện gió ngoài khơiCông nghệ truyền thốngCông suất vận hành lũy kếChi phí lũy kế



4. Kịch bản tăng trưởng cao 15

Trong kịch bản này, chi phí năng lượng được dự tính sẽ giảm tới giá khoảng 70–80 US$/MWh trước năm 2030 và 51 US$/MWh trước năm 2035. Chi phí năng lượng này thấp hơn 20% so với kịch bản tăng trưởng thấp, và là nhờ vào:

■ Giảm chi phí vốn (CAPEX) do tỷ lệ đầu tư vào chuỗi cung ứng cao hơn, tối ưu hóa cho quy mô lớn hơn và gia tăng cạnh tranh.

■ Chi phí vốn bình quân gia quyền (WACC) thấp hơn do khả năng huy động vốn đầu tư nước ngoài nhiều hơn và giảm rủi ro theo kịch bản tăng trưởng cao.

Nội dung này được thảo luận trong Phần 6.4 và Phần 9.

Chi phí ròng đối với người tiêu dùng vào năm 2035 là 1,9 tỷ US$, bằng 40% chi phí trong kịch bản tăng trưởng thấp.

Chi phí ròng của điện gió ngoài khơi được trả hết vào năm 2036, sớm hơn ba năm so với kịch bản tăng trưởng thấp—taị thời điểm đó, ngành điện gió ngoài khơi đã có tác động tích cực đến nền kinh tế Việt Nam và người tiêu dùng. Chi tiết về nguồn gốc của các số liệu này được nêu trong Phần 7.1.

4 .4 Chuỗi cung ứng và tác động kinh tếĐến năm 2035, Việt Nam sẽ có tỷ lệ nội địa hóa sản xuất là 60% trong các trang trại gió ngoài khơi. Việt Nam sẽ sản xuất cánh quạt, cột, móng và cáp ngầm, cộng với các dịch vụ xây dựng và vận hành quy mô lớn. Quy mô thị trường lớn có tác động đáng kể đến lợi ích kinh tế trong nước, như được thảo luận trong Phần 6.4.

Chi tiết về chuỗi cung ứng, lợi ích kinh tế của điện gió ngoài khơi và nhu cầu đầu tư chuỗi cung ứng được thảo luận trong Phần 10 và 11, trong đó có phân tích chi tiết tỷ lệ nội địa hóa 60%.

Việc làmHình 4.3 cho thấy vào năm 2035, 700.000 năm FTE11 sẽ được tạo ra trong lĩnh vực điện gió ngoài khơi. 40% trong số này là cho xuất khẩu các linh kiện từ Việt Nam, được sản xuất bởi công nhân Việt Nam. Trong những năm 2030, việc làm hàng năm sẽ là khoảng 80.000 FTE, cao hơn khoảng bốn lần so với kịch bản tăng trưởng thấp. Điều này là do khối lượng được lắp đặt gấp 2,3 lần và số lượng việc làm được tạo ra cho mỗi MW lắp đặt gấp 1,6 lần (nhờ tỷ lệ nội địa hóa lớn hơn).



Tổng giá trị gia tăngHình 4.4 cho thấy đến năm 2035, lĩnh vực điện gió ngoài khơi sẽ tăng tổng giá trị trong nước thêm 50 tỷ US$. Cũng như kịch bản thấp, 40% trong số này sẽ thông qua xuất khẩu. Trong những năm 2030, GVA hàng năm sẽ vượt quá 5 tỷ US$, cao hơn khoảng bốn lần so với kịch bản tăng trưởng thấp.

Hình 4 .4: GVA trong nước trong kịch bản tăng trưởng cao


0

10

20

30

40

2020–2024 2025–2029 2030–2035

GVA

(tỷ

USD

)



Hình 4 .3: Việc làm được tạo ra trong kịch bản tăng trưởng cao

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

2020–2024 2025–2029 2030–2035

Năm

FTE






Đầu tư vào chuỗi cung ứngĐầu tư vào chuỗi cung ứng sẽ liên quan đến cánh quạt, cột, móng và cáp ngầm dưới biển, cũng có thể bao gồm cả tuabin và tàu lắp đặt móng. Các hạng mục này có thể lên tới 500 triệu US$, với phần lớn là đầu tư trước năm 2030.

4 .5 Cơ sở hạ tầngTrong kịch bản này, hệ thống truyền tải điện cần được củng cố nhiều hơn nữa. Củng cố lưới truyền tải với mục đích giải quyết các tắc nghẽn lưới điện, bao gồm nâng cấp trục kết nối từ nam ra bắc để truyền tải điện từ các trang trại gió ngoài khơi bờ biển Nam Trung Bộ đến các đô thị lớn của Miền Bắc. Với chiều dài của mạng lưới truyền tải, có thể áp dụng công nghệ HVDC. Việc nâng cấp lưới điện có thể mất khá nhiều thời gian nên điều quan trọng là phải làm từ sớm. Hệ thống truyền được thảo luận trong Phần 16.

Với tốc độ lắp đặt hàng năm là 3 GW, cần sử dụng từ 4 đến 6 cảng biển để xây dựng điện gió ngoài khơi cùng một lúc. Các cảng này rất có thể xung quanh khu vực Vũng Tàu, Thành phố Hồ Chí Minh và Nha Trang, bao gồm cả cảng cho các dự án móng nổi. Các cảng được thảo luận trong Phần 18.

4 .6 Tác động môi trường và xã hộiĐến năm 2035, ở Việt Nam sẽ có khoảng 1.200 tuabin gió ngoài khơi cỡ lớn được lắp đặt trong khoảng 30 trang trại gió móng cố định ngoài khơi và khoảng năm trang trại gió nổi. Ngoài ra, sẽ có khoảng 40 dự án điện gió gần bờ nhỏ hơn sử dụng các tuabin nhỏ.

Các khu vực gần bờ thường có tầm ảnh hưởng quan trọng với đối với sinh kế từ việc đánh bắt cá, và đa dạng sinh học. Các dự án điện gió gần bờ nằm gần các Khu Vực Đa Dạng Sinh Học Trọng Điểm (Key Biodiversity Areas), khu vực môi trường sống quan trọng hoặc nhạy cảm của động vật hoang dã khả năng cao sẽ có tác động lớn tới môi trường, và khó có khả năng đáp ứng các tiêu chuẩn về môi trường và xã hội của Nhóm Ngân hàng Thế giới. Mặc dù một số lượng lớn hơn các dự án điện gió gần bờ đã được đưa vào kịch bản tăng trưởng cao, sẽ tốt hơn nếu các dự án này sẽ được thay thế bằng các dự án điện gió xa bờ.

Cũng giống như các công trình cơ sở hạ tầng khác, điện gió ngoài khơi có những các tác động tiêu cực nhất định về môi trường sống, tới những ngư dân và người dân địa phương. Những tác động này có thể lên tới tầm cỡ quốc tế khi cân nhắc đến tác động lũy kế, và rất khó có thể quản lý.

Điện gió ngoài khơi cũng sẽ có những tác động tiềm tàng đối với các khu vực được quy định là môi trường nhạy cảm về sinh thái, những sinh vật ở trong sách đỏ, các khu vực có giá trị về cảnh quan, và có tác động đối với những đối tượng sử dụng biển khác bao gồm các ngành công nghiệp dầu khí và đánh bắt cá. Theo kịch bản tăng trưởng cao này, sẽ xảy ra nhiều tác động tích lũy hơn. Tác động môi trường và xã hội sẽ lan rộng và đòi hỏi đánh giá và quản lý ở mức độ cao hơn. Những tác động này có thể được giảm thiểu hoặc tránh nếu quy hoạch không gian biển cân nhắc đầy đủ các vấn đề về môi trường và xã hội. Các đánh giá tác động môi trường và xã hội (ESIA) cụ thể cho từng dự án sẽ được yêu cầu để thu thập dữ liệu cơ bản và xác định các biện pháp thích hợp để tránh, giảm thiểu và bù đắp cho các tác động liên quan đến dự án Các cân nhắc chính về môi trường và xã hội được thảo luận trong Phần 12.



Người dân Việt Nam sẽ được hưởng lợi từ giảm ô nhiễm cục bộ do các nhà máy than gây ra và môi trường toàn cầu sẽ được hưởng lợi từ 217 triệu tấn CO2 tránh được vào năm 2035. Điều này và các số liệu môi trường khác được thảo luận trong Phần 7.1.

Các cộng đồng dân cư ven biển sẽ được hưởng lợi nhiều hơn so với kịch bản tăng trưởng thấp từ các dự án hoạt động kinh tế và việc làm, như được thảo luận trong Phần 4.4. Mọi người sẽ nhận thức được sự hiện diện của các trang trại gió ngoài khơi và cơ sở hạ tầng ở trên bờ.

Những người làm việc trong các hoạt động xây dựng và vận hành trang trại gió ngoài khơi sẽ được bảo vệ khỏi các nguy hiểm thông qua cách tiếp cận toàn diện về an toàn lao động và bảo vệ công trình. Chúng tôi sẽ thảo luận về điều này trong Phần 16.

4 .7 Tài chính và mua sắm Như trong kịch bản tăng trưởng thấp, điện gió ngoài khơi ở Việt Nam sẽ được hỗ trợ từ biểu giá điện ưu đãi cho năng lượng tái tạo (feed-in-tariff) sửa đổi đến năm 2025 và cơ chế đấu giá cạnh tranh từ năm 2026. Hệ thống biểu giá này sẽ mang lại giá trị tốt nhất cho nền kinh tế Việt Nam đồng thời giúp lĩnh vực này và chuỗi cung ứng có thời gian để phát triển theo tốc độ cần thiết để đáp ứng được tốc độ lắp đặt tăng nhanh. Cần sớm có các quyết định về đấu giá để đảm bảo tính liên tục và tạo được niềm tin trong chuỗi cung cấp. Các phương án được thảo luận trong Phần 14.

Để đạt được kịch bản này, khung chính sách và quy định về cho thuê, ĐTMX, cấp phép và PPA cần phải vững chắc, minh bạch và kịp thời, như vậy mới có được các nguồn tài chính cạnh tranh về giá từ các tổ chức cho vay quốc tế. Các tiêu chuẩn và quy trình mà không đáp ứng được thông lệ quốc tế tốt của ngành sẽ làm hạn chế nguồn tài chính quốc tế cho các dự án. Cần thực hiện các công việc này khẩn trương hơn so với kịch bản tăng trưởng thấp. Các khía cạnh này được thảo luận trong Phần 1 và 15.

Như trong kịch bản tăng trưởng thấp, cần tiếp cận các nguồn tài chính công để tài trợ cho các cơ sở hạ tầng dự án quan trọng bao gồm nâng cấp cảng biển và lưới điện truyền tải. Nội dung này được thảo luận trong Phần 19.

4 .8 Các hành động để thực hiện kịch bản tăng trưởng caoKhuyến nghị của chúng tôi đối với các hành động của chính phủ được liệt kê trong Phần 5. Các khuyến nghị này được đưa ra thông qua phân tích các thành phần chính của một ngành điện gió ngoài khơi thành công, như được thảo luận trong Phần 6. Do quy mô của ngành lớn hơn và tốc độ tăng trưởng nhanh hơn trong kịch bản này so với kịch bản tăng trưởng thấp, cần có cam kết nhiều hơn và hành động cấp bách hơn của Chính phủ.

4 .9 Phân tích SWOT cho Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng caoPhân tích các điểm mạnh, điểm yếu, cơ hội và nguy cơ (SWOT) đối với Việt Nam khi áp dụng kịch bản này (so với kịch bản tăng trưởng thấp) được trình bày trong Bảng 4.1.



Bảng 4 .1: Phân tích SWOT cho Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng cao

Điểm mạnh Điểm yếu

• Nguồn cung cấp điện sạch tại chỗ, quy mô lớn, chi phí thấp, với việc làm và lợi ích kinh tế dài hạn

• Quy mô thị trường lớn hơn sẽ duy trì mối quan tâm lớn của các đơn vị phát triển quốc tế, giúp thúc đẩy đổi mới và LCOE thấp hơn 18% so với kịch bản tăng trưởng thấp trước năm 2035

• Quy mô thị trường lớn hơn sẽ duy trì cạnh tranh trong nước và hỗ trợ xuất khẩu, tạo ra việc làm và GVA gấp 3,7 lần so với kịch bản tăng trưởng thấp, vào năm 2035

• Chi phí năng lượng thấp hơn 18% và chi phí ròng lũy kế thấp hơn 40% so với kịch bản tăng trưởng thấp trong khi lượng điện gấp 2,1 lần vào năm 2035

• Trong những năm đầu, chi phí năng lượng cao hơn so với công nghệ truyền thống

• Một vài dự án điện gió gần bờ với khả năng có tác động môi trường xã hội cao

Cơ hội Thách thức

• Tiềm năng xuất khẩu cao hơn nhiều—sang khu vực Đông Á/Đông Nam Á và các khu vực khác

• Chi phí ròng lớn nếu ngành không tiến triển sau những năm đầu

• Yêu cầu cấp bách hơn đối với Chính phủ trong việc thực hiện cam kết quy mô lớn cho điện gió ngoài khơi

• Trong trường hợp không có hướng dẫn và tiêu chuẩn rõ ràng của Chính phủ cho ĐTMX, việc lựa chọn địa điểm và phát triển các dự án ban đầu không tốt, có thể dẫn tới các tác động bất lợi về môi trường và xã hội làm tổn hại đến uy tín của ngành, làm chậm tiến độ cơ hội đầu tư và triển vọng tăng trưởng trong tương lai



20

5 . Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam: những khuyến nghị của chúng tôi

Điện gió ngoài khơi đã chứng kiến sự tăng trưởng mạnh mẽ ở một số nơi trên thế giới, đáng chú ý nhất là ở Tây Bắc Âu và Trung Quốc.

Điện gió ngoài khơi đã thành công ở một số nước châu Âu (ví dụ như ở Anh, Đức, Đan Mạch và Hà Lan) là vì các chính phủ của các nước đó đã thực hiện và duy trì được khung chính sách chiến lược khuyến khích sự phát triển các trang trại gió ngoài khơi thông qua các đơn vị phát triển và nhà đầu tư tư nhân, sử dụng các quy trình trong quy hoạch không gian biển để cân bằng nhu cầu của các bên liên quan và các hạn chế về môi trường.

Các chính phủ đã nhận ra rằng nếu họ đưa ra được một khung chính sách và quy định ổn định và hấp dẫn, với tầm nhìn tối thiểu là 10 năm tiếp theo, thì các đơn vị phát triển sẽ xây dựng được các trang trại gió ngoài khơi cung cấp điện năng (chi phí thấp và không phát thải carbon) để tiếp sức cho nền kinh tế.

Các khung chính sách và quy định này đã tạo ra các quy trình vững chắc, minh bạch và kịp thời về cho thuê đáy biển và cấp phép dự án. Đồng thời, họ cũng xem xét cần đầu tư gì vào lưới điện và cơ sở hạ tầng khác để có được một danh mục dự án tiềm năng lâu dài. Cuối cùng, họ đã hiểu được những gì có thể làm để đảm bảo các dự án khả điện gió ngoài khơi có thể thu hút vốn cạnh tranh bằng cách đưa ra một lộ trình ổn định và hấp dẫn cho lượng điện mà các dự án sản xuất ra.

Dựa trên kinh nghiệm ở một loạt quốc gia, Phần 6 tóm tắt những thành phần chính của một ngành điện gió ngoài khơi thành công.

Các bước chính trong lộ trình điện gió ngoài khơi ở Việt Nam sẽ được trình bày trong các mục dưới đây và được tóm tắt trong Hình 5.1 và Hình 5.2.

20 khuyến nghị này là chung cho cả kịch bản tăng trưởng thấp và cao. Nỗ lực của Chính Phủ để thực hiện những khuyến nghĩ này là tương đương trong 2 kịch bản, trừ khuyến nghị 12 và 14.

Tuy nhiên, kịch bản tăng trưởng cao lớn hơn cần được thực hiện nhanh hơn và sẽ có hiệu quả cao hơn rất nhiều.

5 .1 Tầm nhìn và mục tiêu quy môTruyền thông về một tầm nhìn dài hạn, rõ ràng và các mục tiêu về quy mô dành cho điện gió ngoài khơi là một bước quan trọng để thu hút quan tâm và đầu tư từ các công ty và chuỗi cung ứng trên toàn cầu, của các bên liên quan, của các bộ ngành của chính phủ, và của người dân Việt Nam. Chúng tôi khuyến nghị rằng:


5. Lộ trình điện gió ngoài khơi cho Việt Nam: những khuyến nghị của chúng tôi 21

Chính phủ cần công bố và truyền thông về tầm nhìn đối với điện gió ngoài khơi ở Việt Nam trong cơ cấu năng lượng đến năm 2050, và đảm bảo tất cả các chính sách và các quy định sau này đều theo sát tầm nhìn này.

Chính phủ đặt ra các mục tiêu lắp đặt điện gió ngoài khơi cho năm 2030 và 2035 phù hợp với kịch bản tăng trưởng cao và đảm bảo tất cả các chính sách và quy định tiếp theo đều cần nhắc tới các mục tiêu này. Tiếp theo đó, chúng tôi khuyến nghị Chính phủ theo dõi việc giảm chi phí khi dự án được xây dựng và điều chỉnh các mục tiêu lắp đặt theo mức giảm chi phí đạt được.

5 .2 Cho thuê, cấp phép và mua bán điệnĐể phát triển một ngành điện gió ngoài khơi bền vững, Việt Nam cần có các quy trình cho thuê và cấp phép vững chắc, minh bạch và kịp thời.

Báo cáo này đã khẳng định cần phải có đầu tư quốc tế để phát triển tiềm năng điện gió ngoài khơi tại Việt Nam. Để thực hiện được điều này, cần có một lộ trình bán điện ổn định. Chúng tôi khuyến nghị rằng:

Chính phủ cần phát triển một quy hoạch không gian biển toàn diện và có nguồn tài nguyên tốt cho điện gió ngoài khơi để định hướng cho các đơn vị phát triển vào những khu vực Chính phủ muốn thấy các dự án diễn ra. Quy hoạch không gian biển sẽ cân nhắc đầu đủ các vấn đề về môi trường và xã hội, được hướng dẫn bởi các cố vấn chiến lược và cần thu hút sự tham gia của những đối tượng sử dụng biển khác (xem Phần 14).

Chính phủ cần thiết lập các cơ quan cho thuê và cấp phép điện gió ngoài khơi, với các quy trình vững chắc, minh bạch và kịp thời. Các cơ quan này phải đảm bảo các thông lệ quốc tế liên quan tới đánh giá tác động môi trường và xã hội (ĐTMX) được áp dụng và giám sát.

Các cơ quan chức năng đặc thù này cần có nguồn lực, quyền hạn và kiến thức để phối hợp tất cả các ban ngành của chính phủ và giao tiếp với tất cả các bên liên quan. Các cơ quan này có thể là một phần của các cơ quan hiện có nhưng phải rõ ràng để mọi người có thể nhận biết. Cơ quan cấp phép cũng cần phải có trình độ và năng lực cần thiết để đánh giá các cân nhắc về môi trường và xã hội.Các quy trình cho thuê khu vực biển (đáy biển) và cấp phép cần được thiết kế sao cho đơn giản, có hạn định về thời gian và nhất quán; những quy định này cần đưa ra các quyết định trong một khung thời gian đã thống nhất để mang lại sự minh bạch và tự tin cho các đơn vị phát triển và để các đơn vị phát triển duy trì được tiêu chuẩn cao về bảo vệ môi trường và xã hội (xem Phần 12).

Nhiều thông lệ tốt từ các cơ quan chức năng ở các thị trường châu Âu có thể áp dụng được và cần được chia sẻ với các bên liên quan và các tổ chức được tham vấn tại Việt Nam, những tổ chức này cần có đủ nguồn lực để đảm nhận vai trò của mình.

Chính phủ xác định cách tiếp cận ưu tiên của mình trong việc đấu thầu cho thuê biển và hợp đồng mua bán điện (có khả năng được ngân hàng bảo lãnh), thiết lập quy trình tập trung một giai đoạn hoặc quy trình phân cấp hai giai đoạn. Đánh giá về các phương án cho thuê và cấp phép được trình bày trong Phần 14.



Chính phủ chuyển sang cơ chế cạnh tranh để mua năng lượng từ điện gió ngoài khơi, sau khi FIT hiện nay kéo dài đến năm 2025 (trong thời gian này cần thêm các yêu cầu cho các dự án về tác động tới xã hội và môi trường, quản lý các tác động của các dự án điện gió gần bờ) và dựa trên kết quả của Khuyến nghị 6. Điều này sẽ thúc đẩy cạnh tranh giữa các đơn vị phát triển và trong chuỗi cung ứng, đảm bảo cho Việt Nam sẽ được hưởng lợi từ chi phí điện thấp từ nguồn điện gió ngoài khơi mang lại (xem Phần 14 và 15). Mức FIT hiện tại cần phải xem xét LCOE (chi phí điện quy dẫn) của các dự án điện gió ngoài khơi truyền thống trong thời gian đầu.

Chính phủ thiết lập một chương trình cho đấu thầu cho thuê đáy biển để cho thuê với quy mô đủ để thực hiện tầm nhìn cho điện gió ngoài khơi sau năm 2030. Điều này bao gồm xem xét cho thuê theo từng giai đoạn của dự án thử nghiệm hoặc các dự án thương mại trong giai đoạn đầu để Chính phủ, các bên liên quan và chuỗi cung ứng có được tự tin và kinh nghiệm ở quy mô nhỏ và ít rủi ro hơn trước khi thực hiện các dự án lớn hơn. Tốc độ cho thuê hàng năm phải đạt 4 GW mỗi năm trước năm 2025 nếu muốn đạt kịch bản tăng trưởng cao. Cần có sự phối hợp giữa các bộ ngành của Chính phủ và chính quyền địa phương khi thực hiện cả hai kịch bản trên, đặc biệt là trong kịch bản tăng trưởng cao.

Chính phủ cần điều chỉnh lại giá mua điện, các điều khoản và điều kiện của FIT hiện nay để đảm bảo hợp đồng mua bán điện (PPA) có thể được bảo lãnh bởi ngân hàng. Hợp đồng mua bán điện (PPA) cần phải khả thi về mặt tài chính cho các trang trại gió lớn ngoài khơi ở các khu vực nước sâu hơn. Điều này giúp định hình lộ trình bán điện cho các dự án tiên phong về điện gió ngoài khơi, giúp quy trình cấp phép được khẳng định và chuỗi cung ứng được phát triển. Giá FIT, có khả ngày càng giảm, cần duy trì cho các dự án đến năm 2025 để chính phủ có đủ thời gian xây dựng và thực hiện một cơ chế cạnh tranh thay thế (xem Phần 14 và 15).

Các tiêu chí về đủ điều kiện và thời gian hợp lệ áp dụng FIT, và chương trình đấu giá sau đó cần được nêu rõ để thị trường có được tầm nhìn đầu tư, mang lại sự tin tưởng và ổn định.

5 .3 Tài chính dự ánGiảm chi phí vốn cho các dự án điện gió ngoài khơi ở Việt Nam là động lực chính cho việc giảm chi phí điện và khuyến khích đầu tư nước ngoài vào Việt Nam. Chúng tôi khuyến nghị rằng:

Chính phủ cần giữ EVN là một đối tác PPA đáng tin cậy và và giải quyết những quan ngại về khả năng bảo lãnh ngân hàng của các PPA do EVN cung cấp. EVN có xếp hạng tín nhiệm cao nhưng thị trường sẽ yêu cầu các điều khoản PPA chặt chẽ hơn để có thể được ngân hàng bảo lãnh, vì các dự án điện gió ngoài khơi có chi phí vốn và rủi ro cao hơn đáng kể so với phát điện gió trên đất liền. Các điều khoản PPA này rất cần thiết để thu hút các nhà đầu tư và các nhà cung cấp tín dụng quốc tế, để cung cấp đủ khối lượng tài chính và chi phí vốn thấp, điều mà các ngân hàng trong nước không thể tự cung cấp (xem Phần 15).

Chính phủ cần khuyến khích các biện pháp tài chính khác nhau để giảm chi phí vốn cho các dự án điện gió ngoài khơi, trong đó có sự tham gia của những tổ chức cho vay đa phương, triển khai các cơ chế tăng cường tín dụng và áp dụng các tiêu chuẩn xanh (xem Phần 19). Chính phủ cần tham vấn các tổ chức cho vay và các nhà đầu tư quốc tế để lấy ý kiến và xác định các giải pháp.



5 .4 Cơ sở hạ tầng truyền tải và cảng biểnBáo cáo này cho thấy Việt Nam rất cần đầu tư vào chương trình nâng cấp lưới điện và cơ sở hạ tầng để có thể sản xuất một lượng lớn điện gió ngoài khơi. Chúng tôi khuyến nghị rằng:

Chính phủ cần yêu cầu củng cố đáng kể hệ thống truyền tải từ nam ra bắc để có thể truyền tải được lượng điện gió ngoài khơi từ các khu vực tập trung nguồn năng lượng này ở phía nam trung bộ đến các trung tâm dân cư ở miền Bắc. Việc nâng cấp lưới điện thực hiện quá trình đánh giá tác động môi trường xã hội như thế nào, cấp phép, tìm nguồn tài chính và chi trả ra sao cần phải được thể hiện rõ ràng, vì đây là tiền đề quan trọng để thể hiện sự minh bạch cho thị trường (xem Phần 17).

Chính phủ cần xác định cách tiếp cận ưu tiên của mình đối với đầu tư truyền tải để tăng tốc và thực hiện nâng cấp hệ thống truyền tải theo yêu cầu với chi phí tốt nhất đối với Chính phủ và tại thời điểm các đơn vị phát triển dự án cần. Một khối lượng đầu tư lớn sẽ cần cho công việc này nên tìm nguồn vốn cần thiết là một bước vô cùng quan trọng (xem Phần 17).

Chính phủ cần tạo điều kiện đầu tư nâng cấp cảng biển đủ để phục vụ cho sản xuất, xây dựng và vận hành của điện gió ngoài khơi.Điều này cần được gấp rút thực hiện ở những nơi đã đặt mục tiêu khối lượng hoặc nơi mà cơ hội cho chuỗi cung ứng trong nước đang có rủi ro (xem Phần 18). Quy hoạch tổng thể cảng biển hiện đang trong quá trình xây dựng nên cần đưa vào xem xét cụ thể đối với điện gió ngoài khơi.

5 .5 Phát triển chuỗi cung ứng Việt Nam sở hữu hệ thống hạ tầng cảng biển mạnh với đội ngũ công nhân lành nghề; và điện gió ngoài khơi có tiềm năng mang lại lợi ích kinh tế đáng kể cho Việt Nam.

Bằng việc cam kết khối lượng mục tiêu đầy tham vọng đối với điện gió ngoài khơi, thiết lập quy trình toàn diện cho thuê khu vực biển và cấp phép và cung cấp lộ trình bán điện ổn định, Việt Nam sẽ thu hút được sự quan tâm đáng kể từ cộng đồng phát triển điện gió ngoài khơi quốc tế.

Điều này sẽ dẫn đến sự phát triển và tăng trưởng của chuỗi cung ứng cho điện gió ngoài khơi, duy trì những công việc đang cói, tạo thêm việc làm mới và dẫn đến hoạt động kinh tế có giá trị cao tại Việt Nam.

Các cơ quan liên ngành cần phối hợp để tối đa lợi ích và phát triển năng lực cho các địa phương.

Chúng tôi khuyến nghị rằng:

Chính phủ cần yêu cầu các đơn vị phát triển chuẩn bị kế hoạch chuỗi cung ứng trong đó có tính đến sự tham gia của các doanh nghiệp Việt Nam, hỗ trợ phát triển kỹ nẵng của nhân công bản địa, đổi mới sáng tạo và giảm chi phí năng lượng, mà không yêu cầu mức độ cụ thể về nội địa hóa (xem Phần 10).

Chính phủ đào tạo, khuyến khích và tạo điều kiện để đầu tư vào chuỗi cung ứng trong nước để xây dựng năng lực chuỗi cung ứng tại Việt Nam. Các khoản đầu tư lớn cần thiết được thảo



luận trong Phần 10 và 11. Các liên doanh, giáo dục trong nước về điện gió ngoài khơi cũng như sự hợp tác quốc tế trong cung ứng và nghiên cứu về ngành cũng sẽ rất quan trọng trong việc thúc đẩy nâng cao năng lực trong nước. Chính phủ cũng nên đóng vai trò chủ động vai trò trong việc khuyến khích chuỗi cung ứng tuabin sản xuất các tuabin được tối ưu hóa cho tốc độ gió thấp phù hợp với thị trường Việt Nam, vì điều này sẽ đóng vai trò quan trọng trong việc hạ thấp chi phí năng lượng.

Chính phủ cần thực hiện đánh giá kỹ năng cho ngành và tạo điều kiện để thực hiện một chương trình đào tạo và kỹ năng kịp thời cho đội ngũ lao động Việt Nam thông qua hợp tác với các đơn vị phát triển quốc tế và các đơn vị cung cấp.

Chính phủ giải quyết các khía cạnh về môi trường kinh doanh và pháp lý tại Việt Nam hiện đang là các rào cản đối với đầu tư từ nước ngoài.

5 .6 Tiêu chuẩn và quy địnhBảo vệ các lợi ích môi trường và xã hội, thiết kế và lắp đặt các công trình bảo vệ an toàn lao động cho công nhân cần phải coi là ưu tiên hàng đầu ở tất cả các cấp độ của ngành.

Việc có một khung tiêu chuẩn đánh giá tác động môi trường và xã hội được công nhận rộng rãi, quy định kỹ thuật và quy phạm thiết kế là yếu tố quan trọng để thiết lập khả năng được ngân hàng bảo lãnh và thu hút và duy trì quan tâm và đầu tư từ thị trường. Chúng tôi khuyến nghị rằng:

Chính phủ cần xây dựng một khung và quy định về đánh giá tác động môi trường và xã hội đối với điện gió ngoài khơi, đáp ứng yêu cầu của các thông lệ quốc tế (xem Phần 13).

Chính phủ cần xây dựng một khung rõ ràng các tiêu chuẩn và luật pháp về an toàn và sức khỏe lao động, kết hợp với quy tắc tốt trong ngành dầu khí và các quy tắc về an toàn lao động trong lĩnh vực điện gió ngoài khơi ở các nước phát triển khác (xem Phần 16).

Chính phủ cần thiết lập một khung các quy chuẩn và quy định kỹ thuật, bao gồm các tiêu chuẩn thiết kế trang trại gió và các quy chuẩn tuân thủ của lưới điện.



Hìn

h 5 .

1: L

ộ tr

ình

kịch

bản

tăng

trưở

ng th

ấp c

ho đ

iện

gió

ngoà

i khơ

i ở V

iệt N

am

Kịch

bản

tăng

trưở

ng th

ấpG

iai đ

oạn

1: K

hởi đ

ầuG

iai đ

oạn

2: C

ông

nghi

ệp h

óaG

iai đ

oạn

3: Đ

ầy đ

ủ kh

ả nă

ngG

iai đ

oạn

4: X

ây d

ựng

ổn đ

ịnh

Khởi

độn

gTă

ng g

ấp rư

ỡi số

lượn

g lắ

p đặ

t tua

bin/

năm

Tăng

gấp

đôi

số lư

ợng

lắp

đặt t

uabi

n/nă

mD

uy tr

ì tốc

độ

lắp

đặt t

ối đ

aC

ho p

hép

các

dự á

n đầ

u tiê

n ph

át tr

iển

Dự

án m

óng

cố đ

ịnh

lớn

đầu

tiên

bắt đ

ầuTă

ng tố

c xu

ất k

hẩu

Tăng

khố

i lượ

ng m

óng

nổi

Thiế

t lập

khu

ng v

à qu

y đị

nhC

huyể

n từ

FIT

sang

đấu

giá

Dự

án m

óng

nổi l

ớn đ

ầu ti

ênG

iảm

khố

i lượ

ng m

óng

cố đ

ịnh

Giá

o dụ

c cá

c bê

n liê

n qu

anPh

át tr

iển

nền

tảng

kỹ

năng

và

công

ngh

iệp

Các

dự

án v

ùng

bãi t

riều

cuối

cùn

g đư

ợc x

ây d

ựng

Bắt đ

ầu n

âng

cấp

đườn

g tru

yền

điện

Thực

hiệ

n nâ

ng c

ấp đ

ường

truy

ềnBắ

t đầu

nân

g cấ

p cả

ngH

oàn

thàn

h nâ

ng c

ấp c

ảng

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2040

2045

2050

Tỷ lệ

lắp

đặt t

uabi

n gi

ó hà

ng n

ăm (G

W/n

ăm)

0.1

0.4

0.1

0.3

0.4

0.4

0.5

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.3

1.4

1.6

1.6

1.6

Côn

g su

ất h

oạt đ

ộng

cộng

dồn

(cuố

i năm

) (G

W)

0.2

0.7

0.8

1.1

1.5

1.9

2.4

2.9

3.5

4.2

5.0

5.9

6.9

8.0

9.2

1119

2735

Tầm

nhì

n và

mục

tiêu

về

khối

lượn

g1.

Côn

g bố

tầm

nhì

n về

điệ

n gi

ó ng

oài k

hơi đ

ến n

ăm 2

050

2. Đ

ặt m

ục ti

êu lắ

p đặ

t điệ

n gi

ó ng

oài k

hơi đ

ến n

ăm 2

030

và 2

035

Cho

thuê

, cấp

phé

p và

mua

bán

điệ

n3.

Xây

dựn

g qu

y ho

ạch

khôn

g gi

an b

iển

cho

điện

gió

ngo

ài k

hơi

4. T

ạo c

ơ qu

an c

ho th

uê v

à cấ

p ph

ép5.

Xác

địn

h cá

ch ti

ếp c

ận ư

u tiê

n đố

i với

việ

c th

uê đ

áy b

iển

và m

ua đ

iện

6. D

ần c

huyể

n đổ

i san

g cơ

chế

cạn

h tra

nh c

ho đ

iện

gió

ngoà

i khơ

i7.

Xây

dựn

g ch

ương

trìn

h ch

o đấ

u th

ầu đ

áy b

iển

(GW

theo

từng

thời

kỳ)

12

22

22

22

22

22

22

1010

8. S

ửa đ

ổi c

ác đ

iều

khoả

n và

điề

u ki

ện c

ủa F

IT, k

éo d

ài đ

ến n

ăm 2

025

Tài c

hính

dự

án9.

Đảm

bảo

khả

năn

g đư

ợc n

gân

hàng

bảo

lãnh

của

các

thỏa

thuậ

n PP

A tro

ng tư

ơng

lai

10. K

huyế

n kh

ích

các

cơ c

hế tà

i chí

nh đ

ể gi

ảm c

hi p

hí v

ốnC

ơ sở

hạ

tầng

truy

ền tả

i và

cảng

biể

n11

. Củn

g cố

đán

g kể

hệ

thốn

g tru

yền

tải đ

iện

12. X

ác đ

ịnh

cách

tiếp

cận

về

đầu

tư c

ho tr

uyền

tải đ

iện

13. T

ạo đ

iều

kiện

đầu

tư v

ào c

ác c

ông

trình

cản

gPh

át tr

iển

chuỗ

i cun

g ứn

g14

. Chu

ẩn b

ị kế

hoạc

h ch

uỗi c

ung

ứng

và h

ướng

dẫn

tỷ lệ

nội

địa

hóa

15. C

ho p

hép

đầu

tư v

ào c

ác d

oanh

ngh

iệp

của

chuỗ

i cun

g ứn

g đị

a ph

ương

16. T

hực

hiện

đán

h gi

á về

kỹ

năng

và

đào

tạo

17. G

iải q

uyết

các

rào

cản

đối v

ới đ

ầu tư

từ n

ước

ngoà

iTi

êu c

huẩn

và

quy

định

18. T

ạo k

hung

đán

h gi

á tá

c độ

ng m

ôi tr

ường

và

xã h

ội19

. Tạo

khu

ng q

uy đ

ịnh

cho

an to

àn la

o độ

ng c

ho đ

iện

gió

ngoà

i khơ

i20

. Tạo

khu

ng q

uy c

huẩn

và

quy

định

kỹ

thuậ

t

Ngu

ồn: B

VG A

ssoc

iate

s.



Hìn

h 5 .

2: L

ộ tr

ình

kịch

bản

tăng

trưở

ng c

ao c

ho đ

iện

gió

ngoà

i khơ

i ở V

iệt N

am

Kịch

bản

tăng

trưở

ng c

aoG

iai đ

oạn

1: K

hởi đ

ầuG

iai đ

oạn

2: C

ông

nghi

ệp h

óaG

iai đ

oạn

3: Đ

ầy đ

ủ kh

ả nă

ngG

iai đ

oạn

4: X

ây d

ựng

ổn đ

ịnh

Khởi

độn

gTă

ng g

ấp rư

ỡi số

lượn

g lắ

p đặ

t tua

bin/

năm

Tăng

gấp

đôi

số lư

ợng

lắp

đặt t

uabi

n/nă

mD

uy tr

ì tốc

độ

lắp

đặt t

ối đ

aC

ho p

hép

các

dự á

n đầ

u tiê

n ph

át tr

iển

Dự

án m

óng

cố đ

ịnh

lớn

đầu

tiên

bắt đ

ầuTă

ng tố

c xu

ất k

hẩu

Tăng

khố

i lượ

ng m

óng

nổi

Thiế

t lập

khu

ng v

à qu

y đị

nhC

huyể

n từ

FIT

sang

đấu

giá

Dự

án m

óng

nổi l

ớn đ

ầu ti

ênG

iảm

khố

i lượ

ng m

óng

cố đ

ịnh

Giá

o dụ

c cá

c bê

n liê

n qu

anPh

át tr

iển

nền

tảng

kỹ

năng

và

công

ngh

iệp

Các

dự

án v

ùng

bãi t

riều

cuối

cùn

g đư

ợc x

ây d

ựng

Bắt đ

ầu n

âng

cấp

đườn

g tru

yền

điện

Thực

hiệ

n nâ

ng c

ấp đ

ường

truy

ềnBắ

t đầu

nân

g cấ

p cả

ngH

oàn

thàn

h nâ

ng c

ấp c

ảng

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2040

2045

2050

Tỷ lệ

lắp

đặt t

uabi

n gi

ó hà

ng n

ăm (G

W/n

ăm)

0.1

0.4

0.1

0.3

0.5

0.9

1.0

1.2

1.4

1.8

2.2

2.5

2.9

3.0

3.0

3.0

3.0

3.0

3.0

Côn

g su

ất h

oạt đ

ộng

cộng

dồn

(cuố

i năm

) (G

W)

0.2

0.7

0.8

1.1

1.6

2.5

3.5

4.7

6.1

7.9

1013

1519

2225

4055

70Tầ

m n

hìn

và m

ục ti

êu v

ề kh

ối lư

ợng

1. C

ông

bố tầ

m n

hìn

về đ

iện

gió

ngoà

i khơ

i đến

năm

205

02.

Đặt

mục

tiêu

lắp

đặt đ

iện

gió

ngoà

i khơ

i đến

năm

203

0 và

203

5C

ho th

uê, c

ấp p

hép

và m

ua b

án đ

iện

3. X

ây d

ựng

quy

hoạc

h kh

ông

gian

biể

n ch

o đi

ện g

ió n

goài

khơ

i4.

Tạo

cơ

quan

cho

thuê

và

cấp

phép

5. X

ác đ

ịnh

cách

tiếp

cận

ưu

tiên

đối v

ới v

iệc

thuê

đáy

biể

n và

mua

điệ

n6.

Dần

chu

yển

đổi s

ang

cơ c

hế c

ạnh

tranh

cho

điệ

n gi

ó ng

oài k

hơi

7. X

ây d

ựng

chươ

ng tr

ình

cho

đấu

thầu

đáy

biể

n (G

W th

eo từ

ng th

ời k

ỳ)2

34

44

44

44

44

44

420

208.

Sửa

đổi

các

điề

u kh

oản

và đ

iều

kiện

của

FIT

, kéo

dài

đến

năm

202

5Tà

i chí

nh d

ự án

9. Đ

ảm b

ảo k

hả n

ăng

được

ngâ

n hà

ng b

ảo lã

nh c

ủa c

ác th

ỏa th

uận

PPA

trong

tươn

g la

i10

. Khu

yến

khíc

h cá

c cơ

chế

tài c

hính

để

giảm

chi

phí

vốn

Cơ

sở h

ạ tầ

ng tr

uyền

tải v

à cả

ng b

iển

11. C

ủng

cố đ

áng

kể h

ệ th

ống

truyề

n tả

i điệ

n12

. Xác

địn

h cá

ch ti

ếp c

ận v

ề đầ

u tư

cho

truy

ền tả

i điệ

n13

. Tạo

điề

u ki

ện đ

ầu tư

vào

các

côn

g trì

nh c

ảng

Phát

triể

n ch

uỗi c

ung

ứng

14. C

huẩn

bị k

ế ho

ạch

chuỗ

i cun

g ứn

g và

hướ

ng d

ẫn tỷ

lệ n

ội đ

ịa h

óa15

. Cho

phé

p đầ

u tư

vào

các

doa

nh n

ghiệ

p củ

a ch

uỗi c

ung

ứng

địa

phươ

ng16

. Thự

c hi

ện đ

ánh

giá

về k

ỹ nă

ng v

à đà

o tạ

o17

. Giả

i quy

ết c

ác rà

o cả

n đố

i với

đầu

tư từ

nướ

c ng

oài

Tiêu

chu

ẩn v

à qu

y đị

nh18

. Tạo

khu

ng đ

ánh

giá

tác

động

môi

trườ

ng v

à xã

hội

19. T

ạo k

hung

quy

địn

h ch

o an

toàn

lao

động

cho

điệ

n gi

ó ng

oài k

hơi

20. T

ạo k

hung

quy

chu

ẩn v

à qu

y đị

nh k

ỹ th

uật

Ngu

ồn: B

VG A

ssoc

iate

s.


27

Thông tin hỗ trợ


28

6 . Các thành phần chính để ngành điện gió ngoài khơi thành công

Dựa vào kinh nghiệm của nhiều quốc gia, phần này tóm tắt các thành phần chính cho một ngành điện gió ngoài khơi thành công.

6 .1 Chính sách ổn định và danh mục rõ ràng các dự án tiềm năng Các khu vực cho thuê biển đủ nhiều và hấp dẫn để phát triểnCác đơn vị phát triển dự án điện gió ngoài khơi và chuỗi cung ứng cần có niềm tin vào một danh mục dự án tiềm năng đủ lớn và rõ ràng để có thể cam kết vào cho đầu tư, liên tục nâng cao năng lực và cạnh tranh.

Các hợp đồng cho thuê được phân bổ cũng cần phải minh bạch, vững chắc và có khả năng được ngân hàng bảo lãnh, có như vậy các đơn vị phát triển mới có thể tự tin đầu tư ở giai đoạn đầu.

Việt Nam có nguồn năng lượng gió dồi dào, hấp dẫn và đang thiết lập một danh mục dự án tiềm năng khoảng 4 GW mỗi năm được cho thuê vào trước năm 2025 để có thể lắp đặt 3 GW mỗi năm trước năm 2030. Cùng với các cơ hội xuất khẩu, quy mô thị trường này sẽ giúp Việt Nam có vai trò hàng đầu ở thị trường khu vực.

Phân kỳ các hoạt động chính được trình bày trong Hình 6.1. Biểu đồ này đã tính cả mức độ suy hao thực tế, trong đó các dự án bị chậm trễ, thay đổi quy mô hoặc thất bại vì lý do môi trường, kỹ thuật hay thương mại. Con số này có tính chất chỉ báo, không phản ánh đầy đủ danh mục các dự án tiềm năng đã có ở mức độ được cho thuê hoặc chấp thuận. Tuy nhiên, điều này cho thấy đạt được tốc độ cho thuê 4 GW mỗi năm là một hoạt động cấp bách nếu Việt Nam đi theo kịch bản tăng trưởng cao.

Biểu đồ dựa trên các mốc thời gian dự án điển hình như sau:

■ Năm 0: dự án được cho thuê ■ Năm 3: dự án được cấp phép ■ Năm thứ 5: dự án đóng được tài chính, và ■ Năm thứ 8: dự án được lắp đặt.

Chính phủ có khả năng thay đổi một số điểm trong kế hoạch này, và tốc độ chung có thể tăng lên theo thời gian.

Khuyến nghị 1, 2 và 8 của chúng tôi liên quan đến điểm này.


29

Quy trình cấp phép được sắp xếp hợp lýNhiều quốc gia đã rút ra bài học về chìa khóa thành công là phải có một quy trình cấp phép rõ ràng, hiệu quả kết hợp với quy chuẩn tốt cho ĐTMX, được chỉ đạo bởi một tổ chức có trách nhiệm rõ ràng và cơ sở để ra các quyết định.

Khuyến nghị 3, 4 và 18 của chúng tôi liên quan đến điểm này.

Chế độ giảm rủi ro biến động giá điện dài hạn cho các đơn vị phát triểnChủ đầu tư các trang trại gió ngoài khơi phải đối mặt với rủi ro lớn trong phát triển và xây dựng dự án và các rủi ro tiếp diễn liên quan đến tốc độ gió và hiệu suất dự án. Các rủi ro bổ sung do cắt giảm lưới điện và giá bán điện thay đổi phát sinh thêm chi phí tài chính cho các dự án, dẫn tới tăng chi phí đối với người tiêu dùng. Cũng có những rủi ro liên quan đến thay đổi hồi cứu đối với giá điện. Các nước có tốc độ phát triển dự án nhanh đã quản lý rủi ro này thông qua các hợp đồng vững chắc, được chính phủ bảo đảm và chính sách ổn định. Ở một số thị trường, những điều này không có nhiều vai trò đối với giá điện bán buôn biến đổi.

Các khuyến nghị 7, 8, 9 và 10 của chúng tôi liên quan tới điều này.

Môi trường đầu tư ổn định và minh bạchCũng như niềm tin vào các quy trình cho thuê và cấp phép cho trang trại gió, các đơn vị phát triển và nhà đầu tư trang trại gió cần có niềm tin vào các chế độ pháp lý, tài chính và thuế ở bất kỳ thị trường nào để cân nhắc xem các đầu tư của họ có thể được ngân hàng bảo lãnh hay không.

Các khuyến nghị 9 và 16 của chúng tôi liên quan đến điều này.

Hình 6 .1: Tốc độ hàng năm đáp ứng các mốc điện gió ngoài khơi khác nhau cần thiết để thực hiện kịch bản tăng trưởng cao

0

1

2

3

4

5

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050

Tốc

độ lắ

p đặ

t (G

W/n

ăm)

Bắt đầu phát triển lưới điệnCác dự án thuê được biểnCác dự án được cấp phépCác dự án được quyết định cấp vốn cuối cùngCác dự án hoàn thành lắp đặt




6 .2 Một chiến lược ngành chặt chẽChính sách khuyến khích tăng trưởng một cách thực tế nguồn cung trong nước đồng thời chú trọng chặt chẽ vào chi phíĐiện gió ngoài khơi có thể trở thành một phần quan trọng trong tăng trưởng công nghiệp của Việt Nam, với tiềm năng cung cấp cho các dự án trong nước và xuất khẩu sang các quốc gia ở Đông/Đông Nam Á và trên thế giới. CS Wind đã dẫn đầu trong xuất khẩu cột tuabin gió ra ngoài khu vực.

Áp lực giảm chi phí quá lớn mà không quan tâm đến lợi ích của chuỗi cung ứng trong nước sẽ dễ khiến đầu tư trong nước quá ít. Ngược lại, yêu cầu quá cao đối với tỷ lệ nội địa hóa sản xuất sẽ làm tăng chi phí và dẫn đến tăng trưởng thị trường chậm, cản trở việc tạo ra việc làm trong nước.

Một chiến lược ngành tốt là phải cân bằng chi phí đối với người tiêu dùng và tạo ra việc làm. Ngành công nghiệp điện gió ngoài khơi có thể giúp Chính phủ tìm ra những cách tối ưu để đạt được các mục tiêu này.

Điện gió ngoài khơi cần phải đầu tư vào các cơ sở hạ tầng mới để tối đa hóa hiệu quả. Cả ngành và Chính phủ cần làm việc cùng nhau để thỏa thuận về những gì cần phải làm và cách thức tài trợ cho những công việc đó.

Điều kiện cụ thể về địa điểm đặt trang trại gió và năng lực nghiên cứu và phát triển (R&D) tại mỗi quốc gia cũng dẫn tới các cơ hội giảm chi phí năng lượng nhờ đổi mới sáng tạo. Ở khu vực Đông/Đông Nam Á, ngành điện gió ngoài khơi đang phải đối mặt với những thách thức mới do động đất, sóng thần, bão và các điều kiện mặt bằng khác so với ở châu Âu. Khi ngành này phát triển, sẽ tiếp tục có những lĩnh vực mới mà nếu có hỗ trợ R&D của chính phủ, nó sẽ vừa giúp giảm chi phí năng lượng vừa tạo ra giá trị trong nước.

Khuyến nghị 13 và 14 của chúng tôi liên quan đến điểm này.

Đầu tư chiến lược vào cơ sở hạ tầng Các nước khác đã rút ra bài học kinh nghiệm là đầu tư chiến lược vào cảng biển và lưới điện có thể tăng tốc điện gió ngoài khơi và giúp giảm chi phí.

Lưới truyền tảiNếu không có can thiệp chiến lược, điện gió ngoài khơi có thể bị kìm hãm phát triển theo hai cách:

■ Đầu tư ở ngoài khơi có thể không hiệu quả, với mỗi dự án xây dựng phải hệ thống truyền tải riêng kết nối vào bờ, ngay cả khi nằm gần các dự án khác mà lẽ ra có thể chia sẻ cơ sở hạ tầng.

■ Có thể xảy ra chậm trễ trên bờ do việc củng cố lưới truyền tải cho từng dự án cụ thể để truyền tải điện năng trên toàn quốc cần có thời gian xây dựng dài.

Phần 17 cho thấy cần phải đầu tư khá lớn vào hệ thống truyền tải điện. Thiết kế, đầu tư và xây dựng thêm hệ thống truyền tải mới là một dự án dài hạn và cần được bắt đầu như một hạng mục ưu tiên.

Khuyến nghị 11 của chúng tôi liên quan đến điều này.


6. Các thành phần chính để ngành điện gió ngoài khơi thành công 31

Cảng biểnLuôn có cách để lắp đặt một dự án điện gió ngoài khơi bất kỳ từ các cảng biển có sẵn nhưng thường phải thay đổi ngoài kế hoạch và điều này làm tăng chi phí. Đầu tư chiến lược sớm có thể vừa giảm chi phí cho nhiều dự án vừa giúp thiết lập một tập hợp các đơn vị cung cấp trong một khu vực nhất định, mang lại lợi ích về khả năng cộng tác và chia sẻ kinh nghiệm.

Trong hầu hết các trường hợp, các công ty và dự án khác nhau sẽ sử dụng chung một hạ tầng cảng trong nhiều năm. Phần 18 cho thấy Việt Nam có đủ cơ sở hạ tầng cảng biển có thể đáp ứng yêu cầu của các dự án điện gió ngoài khơi hiện tại và tương lai, hầu hết trong số đó chỉ cần đầu tư nâng cấp nhỏ.

Khuyến nghị 12 của chúng tôi liên quan đến điều này.

Tiêu chuẩnCó một khung pháp lý được công nhận rộng rãi về quy định kỹ thuật và quy phạm thiết kế là một yếu tố quan trọng trong việc thiết lập khả năng được ngân hàng bảo lãnh, thu hút và duy trì lợi ích quốc tế trên thị trường, bảo vệ môi trường và giữ an toàn cho người lao động.

Cần tìm cách cân bằng giữa việc điều chỉnh các tiêu chuẩn quốc gia hiện có liên quan đến các ngành công nghiệp khác và áp dụng những thông lệ quốc tế tốt về điện gió ngoài khơi, giúp giảm rủi ro và chi phí cho các công ty quốc tế khi cung cấp cho Việt Nam.

Khuyến nghị 17 và 18 của chúng tôi liên quan đến điều này

6 .3 Các cơ quan phải được phân bổ nguồn lựcPhát triển điện gió ngoài khơi đặt ra những cân nhắc mới về cho thuê, cấp phép và quy định khác.

Việt Nam có thể giải quyết vấn đề này bằng cách đảm bảo cho các cơ quan nhà nước có các kỹ năng và nguồn lực cần thiết để đưa ra các quyết định vững chắc và kịp thời.

Các cơ quan này sẽ tham gia quản lý môi trường, cho thuê địa điểm, cấp phép và cung cấp các cơ chế hỗ trợ thị trường. Khi được cung cấp đầy đủ nguồn lực, các cơ quan này sẽ tạo ra một môi trường mang lại niềm tin cho ngành có thể đưa ra các quyết định kinh doanh; và chính phủ có thể lập kế hoạch chi tiêu và có niềm tin là chính phủ đang đạt được các mục tiêu chính sách của mình.

Không chỉ các tổ chức trực tiếp tham gia hỗ trợ ngành điện gió ngoài khơi mới cần được trang bị nguồn lực. Các trang trại gió ngoài khơi còn có tác động tới các đơn vị quân sự và hàng không và các cơ quan bảo vệ môi trường.

Nhân viên cần được đào tạo để sử dụng kiến thức và thực hiện các thông lệ tốt học được ở những nơi khác trên thế giới trong 20 năm qua của ngành điện gió ngoài khơi.

6 .4 Môi trường cạnh tranhCạnh tranh làm tăng hiệu quả và đổi mới giữa các đơn vị phát triển và trên toàn chuỗi cung ứng. Điều này giúp giảm chi phí điện và giúp Việt Nam thành công ở nước ngoài.



Thị trường điện trên toàn thế giới khác nhau: có thị trường tự do hóa hoàn toàn và cũng có thị trường bị kiểm soát hoàn toàn của nhà nước. Bất kể hệ thống nào thì chúng tôi đều nhận thấy cạnh tranh có tác động đáng kể đến giảm giá điện.

Khi có môi trường cạnh tranh tốt với đủ số lượng địa điểm dự án và hợp đồng mua bán điện (PPA) thì các dự án tốt nhất sẽ được xây dựng và mang lại giá trị tốt nhất. Khuyến nghị 6 và 7 của chúng tôi liên quan đến điểm này.

Khối lượngVới kịch bản thấp, khối lượng hàng năm cuối cùng sẽ đạt 1,6 GW với khoảng 100 tuabin và móng cần lắp đặt. Kịch bản cao đạt gấp đôi mức khối lượng này.

Phân tích trước đây12 với Hình 6.2 từ báo cáo được trình bày lại ở đây cho thấy các cơ sở cần sản xuất khoảng 100 đơn vị mỗi năm để đạt được mức cạnh tranh quốc tế hiệu quả tốt. Sau một thời gian ngành phát triển, khối lượng này sẽ tăng dần lên.

Tương tự, đối với một lĩnh vực cung ứng nhất định cần đầu tư đáng kể, số lượng tối ưu các đơn vị cung cấp thường từ 3 đến 4 đơn vị.

Mặc dù xuất phát từ thị trường khác nhưng nguyên tắc và xu hướng này vẫn được áp dụng.

Hình 6 .2: Tác động tương đối của số lượng đơn vị cung cấp tuabin đến chi phí điện ở thị trường châu Âu, với tốc độ triển khai trung bình hàng năm từ 3,5 GW (2015) .13

–4

–3

–2

–1

0

1

2

1 2 3 4 5 6

Giả

m L

CO

E (%

)

Số lượng nhà cung cấp

Khả năng nhà cung cấp có thể giảm LCOE Tác động của cạnh tranhLợi ích cho khách hàng

Nguồn: Reproduced from Approaches to cost-reduction in offshore wind. BVG Associates for the Committee on Climate Change, June 2015.



Điều này có nghĩa là một thị trường dưới 2 GW mỗi năm khó có thể duy trì hai đơn vị cung cấp trong nước để có thể cạnh tranh quốc tế. Một thị trường 3 GW, như trong kịch bản cao, là đủ để duy trì nhiều hơn một công ty trong nước, nhưng để tạo ra được cạnh tranh tốt trong thị trường khu vực cần ít nhất 7 GW mỗi năm.

Chúng tôi dự báo rằng vào năm 2030, thị trường Đông/ Đông Nam Á có thể sẽ đạt hơn 10 GW mỗi năm.

Việt Nam có thị trường trong nước 3 GW mỗi năm và là một đối tác tham gia tích cực trong thị trường khu vực tạo cơ hội cho các đơn vị cung cấp trong nước cung cấp cho các dự án Việt Nam và xuất khẩu, cũng như thúc đẩy cạnh tranh cần thiết để giảm chi phí điện. Khuyến nghị của 1 và 2 chúng tôi liên quan đến điều này.

6 .5 Sự quan tâm và ủng hộ của công chúngCác trang trại gió ngoài khơi tác động đến cuộc sống và quan tâm của nhiều người. Do điếu, điều quan trọng là tiếng nói của các cá nhân, cộng đồng và tổ chức được lắng nghe và tham gia vào giai đoạn đầu của quá trình phát triển, và rằng họ hiểu được tác động của ngành.

Chính phủ có thể cung cấp một kênh quan trọng cho những tiếng nói này và ngành sẽ lắng nghe. Chính phủ và các tổ chức cấp phép khác cũng có thể nâng cao nhận thức cho người dân về lợi ích của điện gió ngoài khơi, bao gồm các lợi ích môi trường, tạo ra việc làm và phát triển kinh tế địa phương.

Quá trình tham gia của cộng chúng và các bên liên quan, ví dụ với các cộng đồng đánh cá, có thể bắt đầu sớm hơn nhiều so với phát triển dự án và tốt nhất là phù hợp với quy hoạch không gian biển.

Khuyến nghị 14 của chúng tôi giải quyết điều này.

6 .6 Cam kết an toànLàm việc trong lĩnh vực điện gió ngoài khơi ẩn chứa nguy cơ nguy hiểm do vị trí, yêu cầu làm việc ở độ cao, kích thước của các cấu kiện liên quan và sự có mặt của hệ thống điện trung thế và cao thế.

Ngành điện gió ngoài khơi bảo vệ an toàn lao động cho công nhân của mình bằng cách phải “làm đúng ngay từ đầu”—mục đích là dự báo những sai lầm thay vì chỉ rút kinh nghiệm sau khi sai lẩm đã xảy ra.

Việt Nam có nền tảng để phát triển từ kinh nghiệm trong ngành công nghiệp dầu khí ngoài khơi. Điều quan trọng là phải đảm bảo sự giao tiếp và hợp tác mạnh mẽ trong toàn ngành. Tổ chức An toàn và Sức khỏe ngành điện gió ngoài khơi toàn cầu (G+) có một nhóm đầu mối ở châu Á-Thái Bình Dương (APAC). Tổ chức Gió toàn cầu (GWO) đã cung cấp bộ khung về việc đào tạo và chứng nhận an toàn lao động trong ngành điện gió ngoài khơi.

Khuyến nghị 17 của chúng tôi giải quyết vấn đề này.



6 .7 Sử dụng các vị trí tốt nhấtĐể có thể hiện thực hóa được tất cả những lợi ích tích cực do điện gió ngoài khơi mang lại, Việt Nam cần phải đạt được sự cân bằng hợp lý giữa chi phí điện từ các trang trại gió ngoài khơi với tác động đến môi trường tự nhiên, cộng đồng địa phương và những đối tượng sử dụng biển khác.

Việt Nam cần tập trung phát triển một khuôn khổ toàn diện về quy hoạch không gian biển để đạt được sự cân bằng nói trên và đưa ra định hướng rõ ràng cho các đơn vị phát triển dự án và nhà đầu tư, những người phát triển điện gió ngoài khơi một cách có trách nhiệm và tôn trọng sẽ được hoan nghênh và khuyến khích.

Tận dụng tài nguyên thiên nhiên Việt Nam có nguồn năng lượng gió ngoài khơi mang tầm cỡ trên thế giới. Xác định đúng nơi để triển khai các trang trại gió ngoài khơi là một khía cạnh quan trọng để phát triển ngành điện gió bền vững và lâu dài.

Chi phí điện từ các trang trại gió ngoài khơi thay đổi theo vị trí, tùy thuộc vào các yếu tố bao gồm điều kiện gió và đáy biển, độ sâu của nước và khoảng cách từ bờ.

Bằng cách tập trung vào phát triển bền vững các địa điểm có chi phí thấp nhất, Việt Nam có thể đảm bảo rằng điện gió ngoài khơi là một lựa chọn hợp lý cho người dân, doanh nghiệp và các ngành công nghiệp.

Điện gió ngoài khơi là một ngành phát triển nhanh chóng, được đổi mới liên tục dẫn tới giảm chi phí năng lượng một cách đều đặn. Kinh nghiệm ở các thị trường điện gió ngoài khơi khác cho thấy ngành sẽ đạt được mức giảm chi phí tốt nhất trong môi trường cạnh tranh, khi chính phủ đưa ra hướng dẫn rõ ràng về địa điểm nhằm bảo vệ lợi ích của môi trường và cộng đồng.

Việt Nam đã có dự án điện gió gần bờ đang vận hành và một danh sách các dự án tiềm năng. Phát triển nguồn năng lượng này một cách trách nhiệm và bền vững là một điều cần làm do những hạn chế sử dụng đất ở Việt Nam. Quy mô của các dự án này sẽ ở mức khá nhỏ. Thêm vào đó, một số dự án điện gió gần bờ có thể không được thực hiện do rủi ro cao về tác động xấu đối với môi trường và xã hội trong khu vực.

Các trang trại gió ngoài khơi lớn hơn, sử dụng các tuabin ngoài khơi lớn nhất hiện có, rốt cục sẽ trở thành hình thức chủ yếu của điện gió ngoài khơi ở Việt Nam, đầu tiên là loại móng cố định, sau đó đến loại móng nổi, do có quy mô và cuối cùng là chi phí thấp hơn.

Khuyến nghị 3 và 4 của chúng tôi liên quan đến điều này.

Bảo vệ môi trườngMột trong những động lực thúc đẩy phát triển năng lượng gió ngoài khơi là lợi ích môi trường tích cực của nó vì là nguồn điện không phát thải carbon.

Tuy nhiên, điều quan trọng là phải thừa nhận là các trang trại gió ngoài khơi là các dự án công nghiệp lớn; và xây dựng chúng cần thực hiện theo cách giảm thiểu tối đa tác động cục bộ có hại



đến môi trường tự nhiên và con người. Một loạt các cân nhắc về môi trường và xã hội được khảo sát chi tiết trong Phần 12 và 20.

Hình 6.3 cho thấy một số hạn chế về môi trường, xã hội và kỹ thuật cần được xem xét khi lập kế hoạch bố trí và phát triển các dự án gió ngoài khơi. Các tập dữ liệu không gian có trong bản đồ này được tóm tắt trong Phần 20 (Xem Bảng 20.2 trong Phần 20.3) cùng với phương pháp luận được sử dụng.

Chính phủ cần thực hiện một quy trình cấp phép vững chắc trong đó thiết kế, xây dựng và vận hành các trang trại gió ngoài khơi phải được thực hiện theo các tiêu chuẩn và thông lệ quốc tế tốt của ngành, bao gồm cả những tiêu chuẩn và thông lệ đối với ĐTMX.


Tôn trọng cộng đồng Để điện gió ngoài khơi có một tương lai bền vững, quyền của người dân và cộng đồng có cuộc sống và hoạt động tương tác với các trang trại gió ngoài khơi phải được tôn trọng.

Các trang trại gió ngoài khơi ở Việt Nam phải cân nhắc đến sinh kế của người dân, với các sở thích giải trí và di sản văn hóa của họ.


Xác định các khu vực phát triển điện gió Cục Năng lượng Đan Mạch (DEA), làm việc với Bộ Công Thương (MOIT), đã thực hiện một nghiên cứu để xác định các địa điểm hứa hẹn nhất cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam.14

Mặc dù công trình đã xem xét các yếu tố kỹ thuật, kinh tế và môi trường ảnh hưởng đến việc bố trí các trang trại gió ngoài khơi, các tác động tiêu cực đến môi trường và xã hội liên quan đến các dự án điện gió gần bờ vẫn chưa được đề cập đầy đủ.



Hình 6 .3: Bản đồ các ràng buộc và cơ sở hạ tầng liên quan . [Xem Phần 20 về Dữ Liệu Không gian để biết thêm thông tin]

Nguồn: BVG Associates.Ghi chú: Nhìn phần 20 về Dữ Liệu Không Gian để có thêm thông tin.


37

7 . Lợi ích và thách thức của điện gió ngoài khơi

7 .1 Lợi íchNgày càng nhiều quốc gia hiểu được lợi ích của điện gió ngoài khơi, đó là:

■ Trong nước: Sau khi được lắp đặt, quốc gia đó không còn phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu từ các nước khác, do đó tăng cường an ninh năng lượng.

■ Chi phí thấp: Chi phí trên toàn bộ vòng đời vẫn đang giảm xuống nhanh chóng, trong khi đối với các phương án nhiên liệu hóa thạch truyền thống, chi phí lại đang tăng lên. Tài trợ cho các dự án điện gió ngoài khơi trở nên dễ dàng hơn và đồng thời, tài trợ cho sản xuất điện từ nhiên liệu hóa thạch trở nên khó khăn hơn.

■ Quy mô lớn: Các dự án với quy mô GW có thể được xây dựng nhanh chóng. ■ Tạo việc làm dài hạn: Cả trong giai đoạn xây dựng và vận hành, điện gió ngoài khơi tạo ra và

duy trì việc làm trong nước và lợi ích kinh tế địa phương, đặc biệt là ở các vùng ven biển. ■ Sạch: Điện gió ngoài khơi ít phát thải carbon, ít gây ô nhiễm không khí, sử dụng nước và đất

rất thấp.

Trong nướcHiện nay, nguồn cung cấp điện của Việt Nam chủ yếu từ than, khí đốt và thủy điện, như trong Hình 7.1. Theo kế hoạch, nhu cầu trong tương lai được đáp ứng bằng tăng công suất điện than, điện gió và điện mặt trời,15 trong khi tăng thêm nguồn cung từ thủy điện lớn có rất ít cơ hội.

Mặc dù chủ yếu sử dụng tài nguyên thiên nhiên trong nước để sản xuất điện từ khí đốt và thủy điện, Việt Nam ngày càng nhập khẩu nhiều than từ Úc, Trung Quốc và Nga. Nhập khẩu dự kiến sẽ đạt 70% vào năm 2030. Điện gió ngoài khơi, cùng với điện gió trên bờ và điện mặt trời, mang lại sự độc lập hơn về năng lượng, tăng cường an ninh năng lượng cho nguồn cung và cải thiện cán cân thương mại của Việt Nam.

Chi phí thấpỞ châu Âu, điện gió ngoài khơi có chi phí cạnh tranh với các phương án xây mới các nhà máy nhiên liệu hóa thạch. Trong kịch bản tăng trưởng cao xem xét ở đây, Việt Nam sẽ có khả năng tương tự vào trước năm 2030; và xu hướng giảm giá sẽ tiếp tục trong những năm 2030 và 2040, khi công nghệ và chuỗi cung ứng tiếp tục phát triển. Phần 6 cho thấy LCOE của điện gió ngoài khơi sẽ giảm xuống dưới mức các thị trường châu Âu hiện tại trước năm 2035 trong kịch bản tăng trưởng cao.



Hình 7 .1: Cung cấp điện ở Việt Nam phân loại theo nhiên liệu phát điện16

0

10

20

30

1990 1995 2000 2005 2010 2015 2017

Cun

g cấ

p đi

ện h

àng

năm

(GW

)

Dầu mỏ Than đáKhí Thiên Nhiên Nhiên liệu sinh học

Thủy ĐiệnGió

Nguồn: Thông tu quan Năng lượng Quốc tế, https://www.iea.org/country/viet-nam, truy cập lần cuối vào tháng 11 năm 2020.

Giải thích Hình 3 .3 và Hình 4 .2: LCOE và chi phí ròng lũy kế của điện gió ngoài khơiCác cột màu xanh thể hiện chi phí điện quy dẫn (LCOE) của điện gió ngoài khơi được lắp đặt trong một năm cụ thể, giả định là không đổi trong vòng đời trang trại là 25 năm. Các cột màu xám thể hiện chi phí điện bình quân hàng năm của công nghệ truyền thống vận hành trong năm đó, giả định là tăng chậm theo thời gian do lạm phát giá nhiên liệu và các biện pháp giảm phát thải carbon khác. Chi phí của điện gió ngoài khơi trong một năm bất kỳ được tính từ các dự án triển khai sớm có chi phí cao và các dự án sau này có chi phí thấp hơn. Chi phí điện của một dự án điện gió ngoài khơi được tính là không đổi trong suốt vòng đời của nó. Chi phí của công nghệ truyền thống chịu tác động nhiều hơn bởi giá nhiên liệu, do đó chi phí trong một năm nhất định được giả định là giống nhau cho toàn bộ sản lượng.17 Đường màu đen là chi phí ròng lũy kế của điện gió ngoài khơi từ năm 2020.

Trong ví dụ này, chi phí ròng đối với người tiêu dùng vào năm 2035 là 1,9 tỷ USD.18 Chi phí này được trả hết vào năm 2036.19

Lạm phát giá nhiên liệu và các biện pháp giảm phát thải carbon khác được tính gần đúng.20, 21 Nếu lạm phát của các công nghệ truyền thống giảm từ 2% xuống 1%, thì lúc đó trong các kịch bản cao (thấp), chi phí ròng tối đa sẽ là 7,3 tỷ US$ (7,0 tỷ US$), chi phí ròng vào năm 2035 sẽ là 6,6 tỷ US$ (6,9 tỷ US$) và chi phí này sẽ được trả hết vào năm 2039 (2043).

Hô· p 7.1

Quy mô lớnCác dự án điện gió ngoài khơi ở các thị trường trưởng thành thường có công suất từ 0,5 GW đến 1,5 GW. Năm ngoái, các giai đoạn đầu dự án Dogger Bank ở Anh được phát triển đã giành được các hợp đồng mua bán điện với tổng khối lượng 3,6 GW. Tuabin gió ngoài khơi công suất lớn hơn


7. Lợi ích và thách thức của điện gió ngoài khơi 39

tiếp tục được đưa ra thị trường, mức lớn nhất hiện nay là 15 MW, tiếp tục tạo điều kiện các dự án lớn được xây dựng nhanh chóng.

Tạo việc làm dài hạnĐiện gió ngoài khơi mang đến cơ hội việc làm tại chỗ trong giai đoạn phát triển, sản xuất, xây dựng và vận hành các dự án điện gió ngoài khơi, trong vòng đời hơn 30 năm. Phần 11 khảo sát quy mô của các cơ hội này, dựa trên phân tích chuỗi cung ứng trong Phần 10.

SạchĐiện gió ngoài khơi ít phát thải khí carbon và các ô nhiễm khác và sử dụng ít nước và đất hơn so với các nguồn điện từ hạt nhân và nhiên liệu hóa thạch.

Carbon

Nhiên liệu hóa thạch giải phóng trung bình 500 tấn carbon (CO2) trên mỗi GWh điện được sản xuất ra.22, 23 Trong kịch bản tăng trưởng cao, đến năm 2035, điện gió ngoài khơi sẽ sản xuất ra hơn 430 TWh, tiết kiệm được khoảng 220 triệu tấn CO2, lũy kế. Trong kịch bản thấp, con số này chỉ hơn 100 triệu tấn. Một trang trại gió 1 GW điển hình tiết kiệm hơn 2,2 triệu tấn CO2 mỗi năm. Tại Việt Nam, lượng phát thải từ than có thể cao hơn ít nhất 60% so với mức nêu ở trên, với lượng phát thải từ than giảm từ mức hơn 1000 tấn CO2 trên một GWh năm 2010,24 mức tiết kiệm này còn cao hơn.

Phân tích của Siemens Gamesa Renewable Energy cho thấy một trang trại gió ngoài khơi hoàn trả được lượng carbon phát thải trong quá trình xây dựng trong vòng 7,4 tháng kể từ khi bắt đầu vận hành. Tuổi thọ của một trang trại gió ngoài khơi có thể là 25 năm hoặc cao hơn.25

Ô nhiễm

Sulphur dioxide (SO2) và nitrogen oxides (NOx) là những tác nhân gây ô nhiễm được biết đến với việc tạo ra khói bụi và kích hoạt hen suyễn.

Nhiên liệu hóa thạch phát thải bình quân 1,1 tấn SO2 và 0,7 tấn NOx trên mỗi GWh điện sản xuất ra.26 Trong kịch bản tăng trưởng cao, điện gió ngoài khơi tiết kiệm 480.000 tấn SO2 và 300.000 tấn NOx, lũy kế vào năm 2035.

Hiệp hội Năng lượng gió Hoa Kỳ ước tính giảm ô nhiễm không khí sẽ tiết kiệm được 9,4 tỷ US$ cho sức khỏe cộng đồng vào năm 2018 từ 96 GW điện gió trên bờ sản xuất ra trong năm đó.27

Nước

Các nhà máy nhiệt điện cần nước để sản xuất điện và làm mát thiết bị tạo ra năng lượng.

Nhiên liệu hóa thạch tiêu thụ bình quân 15 triệu lít nước cho mỗi GWh.28 Các trang trại gió cần rất ít nước. Trong kịch bản tăng trưởng cao, điện gió ngoài khơi tiết kiệm 6,5 nghìn tỷ lít nước vào năm 2035, với trang trại gió 1 GW tiết kiệm 65 tỷ lít nước mỗi năm.

Đất

Các dự án năng lượng tái tạo trên bờ thường bị hạn chế do mật độ dân số địa phương và cạnh tranh trong sử dụng đất. Dấu ấn trên bờ của điện gió ngoài khơi được giới hạn ở cơ sở hạ tầng



lưới điện và các công trình cảng biển. Điện gió ngoài khơi, nếu được lắp đặt và phát triển đúng cách, thường không có tác động lớn đến những đối tượng sử dụng biển khác.

7 .2 Thách thứcĐiện gió ngoài khơi, giống như bất kỳ công nghệ mới nào, việc đầu tư vào cơ sở hạ tầng có những thách thức đáng kể. Đó là:

■ Tính biến đổi: Không phải lúc nào cũng có gió. ■ Công nghệ: Giảm chi phí năng lượng phụ thuộc vào sự phát triển của công nghệ ở nước

ngoài, vừa đáng tin cậy vừa phù hợp với điều kiện ở Đông Á. ■ Chi phí trong những năm đầu: Ban đầu, chi phí sẽ cao hơn so với các thị trường điện gió

ngoài khơi trưởng thành và cao hơn so với các hình thức phát điện truyền thống. ■ Một ngành non trẻ, đang phát triển nhanh chóng: Điều này hàm chứa cả rủi ro và cơ hội

cần được quản lý. ■ Khối lượng lớn hơn mở ra nhiều lợi ích hơn: Giảm chi phí và đặc biệt là lợi ích kinh tế trong

nước tăng theo khối lượng, cần có cam kết lớn hơn của chính phủ. ■ Các cân nhắc về môi trường và xã hội: Các tác động tiêu cực theo quy mô địa phương, khu

vực, và quốc tế của điện gió ngoài khơi (đặc biệt là các dự án vùng triều ven bờ) cần được ghi nhận và quản lý cẩn thận.

Tính biến đổiTốc độ gió trung bình thay đổi theo mùa được hiểu khá rõ ở các thị trường phát triển khác, nhưng sản lượng điện vẫn có thể chỉ thay đổi tới 10% qua các năm.

Trong các thị trường trưởng thành, dự báo cho vài ngày tới là tương đối chính xác, nhưng dự báo về sản lượng điện vẫn cần các tác động từ phía cung hoặc phía cầu để đảm bảo cung cấp điện được liên tục.

Đầu tư vào quá trình chuyển đổi năng lượng chắc chắn liên quan đến đầu tư vào công nghệ lưới điện thông minh, các nguồn điện linh hoạt và các giải pháp lưu trữ và quản lý năng lượng.

Công nghệViệc tIếp tục giảm chi phí điện từ điện gió ngoài khơi ở Việt Nam phụ thuộc vào sự phát triển và hỗ trợ từ công nghệ mới, cụ thể là:

■ Tuabin ngoài khơi lớn hơn với rôto được thiết kế cho các vị trí có tốc độ gió thấp hơn, cộng với tất cả các công tác hậu cần và thiết bị liên quan đến việc sử dụng chúng. Chúng ta vẫn chưa chắc chắn là những tuabin này sẽ được phát triển hay không.

■ Giải pháp để giải quyết các điều kiện cụ thể của khu vực, trong đó có bão nhiệt đới. ■ Cải tiến liên tục trong sản xuất, lắp đặt, vận hành và độ tin cậy của các trang trại gió ngoài khơi.

Hai ý đầu tiên liên quan cụ thể đến thị trường Đông Á; ý cuối cùng áp dụng cho điện gió ngoài khơi trên toàn cầu.


7. Lợi ích và thách thức của điện gió ngoài khơi 41

Trong 30 năm qua, ngành điện gió đã tiếp tục đổi mới nhanh chóng và chúng tôi dự báo điều này sẽ còn tiếp tục. Tuy nhiên vẫn có một rủi ro là thị trường trong nước không đủ lớn để thúc đẩy đổi mới ở một số lĩnh vực.

Ngoài ra, hiện vẫn còn một rủi ro lỗi về chủng loại gây ra vấn đề đáng kể đối với độ tin cậy, đặc biệt là khi các tuabin gió ngoài khơi kết hợp một loạt công nghệ ở quy mô lớn nhất mà nó sử dụng về khối lượng, trên toàn cầu.

Chi phí trong những năm đầuỞ châu Âu, trước đây điện gió ngoài khơi có chi phí đắt hơn nhiều so với các công nghệ truyền thống. Với sự cạnh tranh, đổi mới và nâng cao năng lực, chi phí này đã giảm xuống ba lần trong thập kỷ qua.

Ở các thị trường mới, không phải tất cả đều giảm được chi phí, vì chuỗi cung ứng và kinh nghiệm cần có thời gian để phát triển và các giải pháp cho các thách thức cụ thể của từng quốc gia cần có thời gian xây dựng.

Điều này có nghĩa là, như thể hiện trong Mục 9.3, chi phí khi bắt đầu sẽ cao hơn nhưng giảm xuống nhanh hơn so với tốc độ giảm ở một thị trường đã được thiết lập.

Phân tích của chúng tôi cho thấy: vượt qua giai đoạn chi phí cao này theo kịch bản thị trường cao có chi phí ròng trên một MWh đối với người tiêu dùng thấp hơn so với kịch bản thị trường thấp, nhưng trong mỗi trường hợp, vẫn có chi phí ròng lũy kế tối đa khoảng 5 tỷ US$. Điều này chuyển thành lợi ích ròng vào những năm 2030 trong cả hai trường hợp nhưng điều quan trọng là phải nhận biết được chi phí này.

Một ngành non trẻ, đang phát triển nhanh chóngNgành điện gió mới chỉ xuất hiện cách đây 30 năm và chưa đầy 20 năm kể từ khi ngành điện gió ngoài khơi bắt đầu lắp đặt một hoặc nhiều dự án mỗi năm. Mặc dù có nhiều doanh nghiệp lớn trên toàn cầu tham gia vào nhưng bất kỳ ngành công nghiệp non trẻ và đang phát triển nhanh chóng nào cũng có những thách thức về việc sáp nhập và mua lại và thay đổi chiến lược với tốc độ nhanh hơn so với các lĩnh vực trưởng thành hơn.

Khối lượng lớn hơn mở ra nhiều lợi ích hơnNhư đã thấy trong so sánh giữa các kịch bản tăng trưởng thấp và tăng trưởng cao, kịch bản tăng trưởng cao mở ra nhiều lợi ích hơn, nhưng điều này đòi hỏi Chính phủ phải thực hiện cấp bách và cam kết hơn, dẫn tới những thách thức về chi phí và nguồn lực. Tiếp cận các nguồn tài trợ công để hỗ trợ thực hiện, bao gồm chi phí cho các nghiên cứu hạ nguồn sẽ rất quan trọng, như được thảo luận trong Phần 19 và 21.

Tác động môi trường và xã hộiNhư với bất kỳ dự án cơ sở hạ tầng lớn nào, các trang trại gió ngoài khơi có các tác động tiêu cục bộ đến môi trường sống, các đối tượng sử dụng biển khác và các cộng đồng ven biển địa phương. Những tác động này có thể ở quy mô quốc tế khi tính tới các tác động tích lũy và rất khó quản lý.



Cụ thể hơn, các khu vực bãi triều ven bờ thường có tầm ảnh hưởng quan trọng với đối với sinh kế từ việc đánh bắt cá, đối với các hoạt động ven biển và đa dạng sinh học do sự tập trung của các loài chim ven bờ. Các dự án điện gió gần bờ nằm gần các Khu Vực Đa Dạng Sinh Học Trọng Điểm (Key Biodiversity Areas), khu vực môi trường sống quan trọng hoặc nhạy cảm của động vật hoang dã, khả năng cao sẽ có tác động lớn tới môi trường và khó đáp ứng các tiêu chuẩn về môi trường và xã hội của Nhóm Ngân hàng Thế giới.

Trong các thị trường điện gió ngoài khơi trưởng thành, quy trình ĐTMX vững chắc và mức độ tham gia cao của các bên liên quan được sử dụng để đảm bảo những tác động này được nhận diện và quản lý. Điều này đòi hỏi phải thu thập khối lượng đáng kể dữ liệu nền cơ sở về môi trường và xã hội mà việc thu thấp một số dữ liệu trong số đó có thể mất hai năm hoặc nhiều hơn. Yêu cầu thu thập dữ liệu này cần được đưa vào trong các bước về cấp phép để có đủ thời gian cho thu thập dữ liệu trước khi xây dựng.


43

8 . Quy mô thị trường ở Việt Nam

8 .1 Câu chuyện đến nayViệt Nam là nước sớm tiếp nhận điện gió ngoài khơi, thông qua các dự án điện gió gần bờ ở miền nam. Như trong Hình 8.1, đến cuối năm 2019, Việt Nam đã có 99 MW đưa vào vận hành, nhiều hơn Nhật Bản, Hàn Quốc và Hoa Kỳ.

Dựa vào học hỏi từ các quốc gia đang tiến xa hơn trong điện gió ngoài khơi, có một số yếu tố chính để tối đa hóa lợi ích. Các yếu tố này được khảo sát dưới đây, bao gồm cả đánh giá của chúng tôi về các cơ hội và điều kiện tiên quyết cụ thể để Việt Nam hiện thực hóa các cơ hội này. Chúng tôi khuyến nghị các hành động chính trong Phần 2.5.

8 .2 Tầm nhìn điện gió ngoài khơi đến năm 2050Phát triển một dự án điện gió ngoài khơi là đầu tư cơ sở hạ tầng dài hạn. Phát triển một chương trình quốc gia gồm nhiều dự án cần được xem xét trong bối cảnh quy hoạch chiến lược năng lượng trong nhiều thập kỷ.

Việt Nam có thể tăng tốc các dự án điện gió ngoài khơi nhanh chóng trong vài năm tới. Thành công của việc tăng tốc này phụ thuộc vào sự rõ ràng trong tham vọng dài hạn của Chính phủ và các hành động mà Chính phủ thực hiện để tạo điều kiện tăng trưởng.

Hình 8 .1: Vị trí của Việt Nam trong 12 quốc gia hàng đầu về điện gió ngoài khơi trên toàn cầu

0.01

UK

Trung Quốc

Đức

Đan Mạch Bi

Hà Lan

Đài Loan

Thụy Điển

Việt Nam

Hàn Quốc

Phần Lan

Nhật Bản

0.10

1.0

10.0

100.00

Côn

g su

ất v

ận h

ành

điện

gió

ngo

ài k

hơi (

GW

)




Kịch bản tăng trưởng cao mà chúng tôi đã lập mô hình vượt qua mốc công suất hoạt động 70 GW vào năm 2050, cung cấp 330 TWh mỗi năm vào năm 2050.

8 .3 Trong bối cảnh quốc gia của Việt Nam70 GW điện gió ngoài khơi vào năm 2050 sẽ chiếm tới gần 30% nguồn cung cấp điện của Việt Nam, như trong Bảng 8.1.

Nhu cầu được thiết lập bằng cách kết hợp dự báo dân số của Ngân hàng Thế giới,dân số Việt Nam sẽ tăng lên 110 triệu vào năm 2050 với số liệu thống kê sử dụng điện bình quân đầu người từ Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), bắt đầu từ 1,9 MWh mỗi năm vào năm 2017 và theo đường cong tăng trưởng lên 10 MWh mỗi năm vào năm 2050.29, 30, 31

Việt đạt đến công suất 70 GW này là thoải mái theo quan điểm công bố trước đây của Ngân hàng Thế giới về tiềm năng kỹ thuật của điện gió ngoài khơi tại Việt Nam: 599 GW, trong đó có 261 GW móng cố định và 338 GW móng nổi.32 Tiềm năng kỹ thuật này không tính đến các hạn chế về môi trường và xã hội và bao gồm tất cả các vị trí có tốc độ gió trên 7 m/giây ở độ cao 100 m, độ sâu nhỏ hơn 1,000 m và quy mô tối thiểu 10 km2 .

70 GW này cũng ít hơn 160 GW tiềm năng kỹ thuật được sàng lọc gần đây theo DEA.33

Dựa vào hiểu biết của chúng tôi về các hạn chế kinh tế và xã hội và nhu cầu trong tương lai, chúng tôi tin rằng đưa ra 70 GW là một tầm nhìn cân bằng và thực tế đối với điện gió ngoài khơi ở Việt Nam vào năm 2050.

Với các nguồn tài nguyên tái tạo khác của Việt Nam, điện gió ngoài khơi có thể giúp Việt Nam tiến một bước lớn trong việc giảm phát thải khí cacbon cho ngành điện, khi Việt Nam tiếp tục phát triển kinh tế và chuyển sang một tương lai không phát thải khí carbon và đáp ứng các nghĩa vụ quốc tế. Sản lượng điện 27% là thấp hơn một chút so với tầm nhìn của Wind Europe đối với toàn bộ châu Âu vào năm 2050.34

Chúng tôi nhận ra rằng chuyển đổi năng lượng sẽ liên quan đến các lĩnh vực khác ngoài điện. Có rất nhiều công việc đang được tiến hành để khảo sát sự phối hợp giữa điện gió ngoài khơi và sản

Bảng 8 .1: Điện từ nguồn điện gió ngoài khơi đến năm 2050 trong kịch bản tăng trưởng cao

2030 2040 2050

Công suất vận hành điện gió ngoài khơi (GW) 10 40 70

Hệ số công suất trung bình của các dự án đang vận hành (%)

43 54 56

Sản lượng điện gió ngoài khơi (TWh/năm) 30 170 330

Nhu cầu trung bình toàn quốc (TWh/năm) 580(65 GW)

980(110 GW)

1,210(140 GW)

Tỷ lệ điện cung cấp từ điện gió ngoài khơi 5% 17% 27%



8. Quy mô thị trường ở Việt Nam 45

xuất hydro xanh để sử dụng trong nước hoặc xuất khẩu. Hydrogen giúp Việt Nam có thêm cơ hội được hưởng lợi từ nguồn điện gió ngoài khơi có giá trị của mình.

8 .4 Ở Đông và Đông Nam ÁỞ khu vực Đông và Đông Nam Á, các thị trường điện gió ngoài khơi quan trọng khác có thể là Trung Quốc, Nhật Bản, Hàn Quốc, Đài Loan và Philippines.

Mặc dù vẫn còn nhiều bất trắc, giả định tăng trưởng của điện gió ngoài khơi theo xu hướng trong Hình 8.2 là hợp lý, khi đó Việt Nam là một trong những thị trường lớn nhất, sau Trung Quốc.

Hình 8 .2: Dự báo tương đối về công suất điện gió ngoài khơi lũy kế trong kịch bản tăng trưởng cao ở Việt Nam và phần còn lại của Đông và Đông Nam Á vào cuối năm 2030, 2040 và 2050

0

100

Trung Quốc

Nhật Bản

Việt Nam

Hàn Quốc

Đài Loan

Philippines

Khác

200

300

Côn

g su

ất v

ận h

ành

điện

gió

ngo

ài k

hơi

(GW

)

2030 2040 2050


8 .5 Trên thế giớiChâu Á có công suất điện gió ngoài khơi gần 600 GW vào năm 2050 phù hợp với tầm nhìn35 1,4 TW của ngành điện gió vào năm 2050 như trong Hình 8.3. Công suất điện gió ngoài khơi 1,4 TW này dự kiến sẽ cung cấp 5.400 TWh mỗi năm, tương đương khoảng 10% nhu cầu điện trên toàn thế giới.



8 .6 Số liệu về chi phí và sản lượng điện gió ngoài khơi của Việt NamBảng 8.2 và Bảng 8.3 trình bày các số liệu chính cho cả hai kịch bản trong giai đoạn 2020–2050, hỗ trợ tính toán cho toàn bộ nghiên cứu. Các giá trị tô đậm được lấy trong Phần 9.

Để đơn giản, dữ liệu được cung cấp giả định tất cả công suất được lắp đặt ở các địa điểm móng cố định, bỏ qua LCOE cũng như sản xuất năng lượng thấp hơn từ các dự án điện gió gần bờ và LCOE cũng như sản xuất năng lượng cao hơn từ các vị trí móng nổi. Chúng tôi giả định không có phát điện từ các dự án được lắp đặt trong năm đó.

LCOE và hệ số công suất cho các dự án được lắp đặt trong năm được tính bằng nội suy tuyến tính giữa các điểm được tính toán vào năm 2023, 2030 và 2035. Đối với LCOE, giảm 2% so với cùng kỳ năm trước được giả định từ sau năm 2035 và một giá trị cố định được giả định trước năm 2023. Đối với hệ số công suất, tăng 0,5% so với cùng kỳ năm trước được giả định từ sau năm 2035 và một giá trị cố định được giả định trước 2023. Điều này có nghĩa rằng các yếu tố công suất tiếp tục tăng từ 57% vào năm 2035 lên trên 60% vào năm 2050. Mặc dù các con số này có vẻ cao hơn so với các dự án hiện tại, căn cứ vào tốc độ phát triển công nghệ trong vòng 30 năm, điều này là thực tế, giả định sử dụng các tuabin rất lớn (lớn hơn các tuabin 20 MW đang được dự trù lắp đặt vào năm 2035) với các rôto được thiết kế cho điều kiện tốc độ gió thấp.

Sản lượng điện hàng năm là tổng tất cả các trang trại gió vận hành trong năm, có tính tới các hệ số công suất khác nhau cho mỗi công suất hàng năm được lắp đặt. Sản lượng điện lũy kế là tổng của các sản lượng này theo thời gian.

Chi phí ròng hàng năm là tổng tất cả sản lượng điện của các trang trại gió vận hành trong năm x LCOE, có tính đến sản lượng điện và LCOE khác nhau cho mỗi công suất được lắp đặt, trừ đi chi phí sản xuất hàng năm từ công nghệ truyền thống trong năm (xem Phần 7.1). Chi phí ròng lũy kế là tổng của các chi phí này theo thời gian.

Hình 8 .3: Dự báo tương đối về công suất vận hành lũy kế điện gió ngoài khơi vào cuối năm 2050

550 GW

450 GW

250 GW

150 GW

Đông Á Châu Âu Châu Mỹ Khác

Tổng Toàn Cầu 2050



8. Quy mô thị trường ở Việt Nam 47

Bảng 8 .2: Sản lượng điện và chi phí cho kịch bản tăng trưởng thấp

Năm

Công suất đặt

hàng năm (GW)

Công suất vận hành

lũy kế vào cuối năm

(GW)

LCOE cho các dự án được lắp đặt trong

năm (US$/MWh)

Hệ số công suất

cho các dự án

được lắp đặt trong năm (%)

Sản lượng điện

hàng năm (GWh)

Sản lượng điện lũy

kế (GWh)

Chi phí ròng hàng năm (triệu

US$)

Chi phí ròng lũy kế (triệu US$)

2020 0,1 0,2 174 32 0,3 0,3 28 28

2021 0,4 0,7 174 32 0,7 0,9 38 66

2022 0,1 0,8 174 32 1,9 2,8 156 222

2023 0,3 1,1 174 32 2,2 5,0 180 402

2024 0,4 1,5 161 35 3,1 8,1 262 664

2025 0,4 1,9 148 38 4,2 12,3 347 1 .010

2026 0,5 2,4 135 41 5,6 18,0 431 1 .441

2027 0,5 2,9 122 44 7,4 25,3 507 1 .948

2028 0,6 3,5 109 47 9,5 34,8 568 2 .516

2029 0,7 4,2 96 50 12,1 46,9 602 3 .118

2030 0,8 5,0 83 53 15,1 62,0 595 3 .713

2031 0,9 5,9 78 54 18,8 80,8 531 4 .245

2032 1,0 6,9 74 55 22,9 103,7 430 4 .675

2033 1,1 8,0 70 55 27,6 131,3 283 4 .958

2034 1,3 9,2 66 56 33,0 164,3 79 5 .037

2035 1,4 10,7 62 57 39,1 203,4 –197 4 .840

2036 1,6 12,2 61 57 46,2 249,6 –561 4 .279

2037 1,6 13,8 60 57 54,0 303,6 –993 3 .286

2038 1,6 15,5 58 57 62,1 365,7 –1.488 1 .799

2039 1,6 17,1 57 58 70,3 435,9 –2.031 –232

2040 1,6 18,7 56 58 78,5 514,4 –2.624 –2.856

2041 1,6 20,3 55 58 86,7 601,2 –3.268 –6.124

2042 1,6 22,0 54 59 95,0 696,2 –3.965 –10.089

2043 1,6 23,6 53 59 103,4 799,6 –4.716 –14.805

2044 1,6 25,2 52 59 111,8 911,4 –5.522 –20.327

2045 1,6 26,8 51 59 120,2 1.031,6 –6.385 –26.712

2046 1,6 28,5 50 60 128,4 1.160,0 –7.326 –34.038

2047 1,6 30,1 49 60 136,5 1.296,5 –8.364 –42.402

2048 1,6 31,7 48 60 143,8 1.440,3 –9.415 –51.817

2049 1,6 33,3 47 61 152,1 1.592,5 –10.555 –62.372

2050 1,6 35,0 46 61 159,9 1.752,4 –11.749 –74.120




Bảng 8 .3: Sản lượng điện và chi phí cho kịch bản tăng trưởng cao

Năm

Công suất đặt

hàng năm (GW)

Công suất vận hành

lũy kế vào cuối năm

(GW)

LCOE cho các dự án được lắp đặt trong

năm (US $/MWh)

Hệ số công suất

cho các dự án

được lắp đặt trong năm (%)

Sản lượng điện

hàng năm (GWh)

Sản lượng điện lũy

kế (GWh)

Chi phí ròng hàng năm (triệu

US$)

Chi phí ròng lũy kế (triệu US$)

2020 0,1 0,2 174 32 0,3 0,3 28 28

2021 0,4 0,7 174 32 0,7 0,9 38 66

2022 0,1 0,8 174 32 1,9 2,8 156 222

2023 0,3 1,1 174 32 2,2 5,0 180 402

2024 0,5 1,6 160 35 3,1 8,1 262 664

2025 0,9 2,5 145 38 4,6 12,7 376 1 .040

2026 1,0 3,5 131 41 7,5 20,3 547 1 .587

2027 1,2 4,7 116 44 11,2 31,5 701 2 .288

2028 1,4 6,1 101 47 15,9 47,5 816 3 .104

2029 1,8 7,9 87 51 21,9 69,4 863 3 .967

2030 2,2 10,0 72 54 29,7 99,1 793 4 .760

2031 2,5 12,6 68 54 39,8 138,9 534 5 .295

2032 2,9 15,5 64 55 52,0 190,9 139 5 .434

2033 3,0 18,5 59 56 65,9 256,8 –416 5 .018

2034 3,0 21,5 55 56 80,7 337,5 –1.120 3 .898

2035 3,0 24,6 51 57 95,6 433,2 –1.958 1 .940

2036 3,0 27,6 50 57 110,8 543,9 –2.933 –993

2037 3,0 30,6 49 58 126,0 669,9 –3.994 –4.987

2038 3,0 33,7 48 58 141,3 811,2 –5.143 –10.130

2039 3,0 36,7 47 58 156,7 967,9 –6.381 –16.512

2040 3,0 39,7 46 58 172,1 1.140,0 –7.712 –24.224

2041 3,0 42,7 45 59 187,6 1.327,6 –9.138 –33.362

2042 3,0 45,8 44 59 203,2 1 .530 .8 –10.661 –44.024

2043 3,0 48,8 43 59 218,9 1 .749 .7 –12.285 –56.309

2044 3,0 51,8 42 60 234,7 1 .984 .4 –14.011 –70.320

2045 3,0 54,9 41 60 250,5 2 .234 .9 –15.843 –86.163

2046 3,0 57,9 41 60 266,1 2 .501 .0 –17.803 –103.967

2047 3,0 60,9 40 61 281,7 2 .782 .7 –19.912 –123.879

2048 3,0 64,0 39 61 296,6 3 .079 .3 –22.088 –145.967

2049 3,0 67,0 38 61 312,4 3 .391 .7 –24.407 –170.374

2050 3,0 70,0 37 61 327,8 3 .719 .5 –26.844 –197.218



49

9 . Giảm chi phí điện

9 .1 Mục đíchTrong phần này, chúng tôi ước tính xu hướng dài hạn của điện gió ngoài khơi ở Việt Nam, có tính tới xu hướng giảm chi phí trên toàn cầu, tiềm năng tài nguyên, đặc điểm quốc gia, phát triển chuỗi cung ứng trong khu vực và các yếu tố chính khác.

Chúng tôi thực hiện việc này theo hai kịch bản khác nhau. Điều này rất quan trọng vì chúng ta cần hiểu trong dài hạn chi phí điện từ điện gió ngoài khơi sẽ ra sao và làm thế nào để tác động đến chi phí đó.

Chúng tôi sẽ tập trung vào điện gió móng cố định. Chúng tôi cũng đề cập một cách định lượng tới các dự án điện gió gần bờ và móng nổi, với một cách tiếp cận đơn giản hơn. Tuy nhiên, lưu ý rằng các tính toán không tính đến các chi phí ngoại lai (ví dụ: tác động tiêu cực đến cộng đồng ngư dân), có thể là đáng kể, đặc biệt là đối với các dự án điện gió gần bờ.

Để cung cấp bối cảnh địa lý, Hình 9.1 trình bày giá trị tương đối của LCOE cho một dự án tham khảo điển hình ở vùng biển Việt Nam. Phân tích đơn giản này chỉ nhằm mục đích đưa ra các hướng dẫn về những khu vực nào có khả năng có các dự án với chi phí năng lượng thấp nhất, tuy nhiên, nó nêu bật hai khu vực lớn có thể thuận lợi cho các dự án móng nổi và móng cố định với chi phí tương đối thấp. Thông tin thêm về bản đồ này và phương pháp luận đằng sau việc tạo ra nó, được cung cấp trong Phần 20 về Dữ Liệu Không gian.

9 .2 Phương phápChúng tôi đã lập mô hình chi phí và LCOE theo hai kịch bản, như đã trình bày ở Phần 2.

Bối cảnh cho các kịch bản này được thảo luận trong Phần 8.

Chúng tôi đã thiết lập chi phí đường cơ sở (để lắp đặt vào năm 2023, nhận ra sự khác biệt chính giữa các dự án ở châu Âu và Việt Nam) và xu hướng (chi phí vào năm 2030 và 2035) dựa trên các tham số chính được xác định trong Bảng 9.1.

Giải thích về phương pháp luận, các định nghĩa và giả định chi tiết được trình bày trong Phần 9.5.



Hình 9 .1: LCOE tương đối cho một dự án tham khảo ở vùng biển Việt Nam


Bảng 9 .1: Các tham số chính cho dự án móng cố định được mô hình hóa theo năm lắp đặt

Tham số 2023 2030 2035

Khoảng cách từ cảng (km) 60 100 100

Độ sâu dưới nước (m) 25 35 35

Tốc độ gió ở 100 m (m/giây) 7 .5 8 .5 8 .5

Kích thước tuabin (MW) 10 16 20

Kích thước rôto (m) 174 250 290

Quy mô dự án (MW) 300 500 1,000



9. Giảm chi phí điện 51

9 .3 Kết quảLCOE cho các dự án móng cố định của Việt Nam theo hai kịch bản được trình bày trong Bảng 9.2 và Hình 9.2, cùng với các xu hướng cho các dự án điện gió móng nổi và gần bờ, và xu hướng thị trường đã được thiết lập.36

■ Khác biệt chính giữa các dự án ở Việt Nam và châu Âu là tốc độ gió thấp hơn và chi phí cao hơn trong những năm đầu. Cơ hội chính để giảm LCOE ngoài xu hướng thị trường đã được thiết lập nằm ở việc sử dụng tuabin lớn với rôtor được thiết kế cho các vị trí có tốc độ gió thấp. Các thị trường điện gió ngoài khơi mới khác cũng sẽ được hưởng lợi từ các loại tuabin như vậy, miễn là các thị trường này được các đơn vị cung cấp tuabin gió công nhận là cơ hội lâu dài, những đơn vị cung cấp này sẽ phát triển các biến thể của tuabin tiêu chuẩn dành cho tốc độ gió thấp. Tốc độ của hoạt động này sẽ tăng lên khi có cạnh tranh từ các đơn vị cung cấp tuabin gió của Trung Quốc, đang bắt đầu xem xét các cơ hội như vậy.

■ LCOE của điện gió móng nổi ngoài khơi vẫn cao hơn điện gió móng cố định nhưng nó có thể mở rộng công suất. Đến năm 2035, điện gió móng nổi ngoài khơi có LCOE chỉ cao hơn 15% so với các vị trí điện gió móng cố định ngoài khơi tốt nhất (và có thể so sánh được với các vị trí điện gió ngoài khơi sẵn có).

Năm 2035, trong kịch bản tăng trưởng cao, điện gió ngoài khơi ở Việt Nam có LCOE thấp hơn mức trung bình toàn cầu vì chi phí cơ bản thấp.

Năm 2030, LCOE trong kịch bản tăng trưởng thấp cao hơn 14% so với kịch bản tăng trưởng cao. Khoảng cách này tăng lên 223% vào năm 2035.

Khoảng một phần ba lợi ích của kịch bản tăng trưởng cao là do giảm chi phí vốn (CAPEX) có được từ tăng đầu tư chuỗi cung ứng, tối ưu hóa cho khối lượng lớn hơn và gia tăng cạnh tranh. Chiếm hầu hết trong hai phần ba còn lại là do chi phí vốn bình quân gia quyền (WACC) thấp hơn do kỳ vọng đầu tư nước ngoài nhiều hơn và giảm rủi ro theo kịch bản tăng trưởng cao.

Chi tiết đằng sau những xu hướng LCOE này sẽ được thảo luận dưới đây.

Bảng 9 .2: LCOEs chỉ báo cho các khu vực dự án điển hình của Việt Nam đã được lập mô hình

Năm lắp đặt

Dự án gần bờ kịch

bản tăng trưởng

thấp (US$/MWh)

Dự án gần bờ kịch bản tăng trưởng

cao (US$/MWh)

Dự án móng cố định kịch

bản tăng trưởng thấp (US$/MWh)

Dự án móng cố định kịch

bản tăng trưởng cao (US$/MWh)

Dự án móng

nổi kịch bản tăng trưởng

thấp (US$/MWh)

Dự án móng

nổi kịch bản tăng

trưởng cao (US$/MWh)

2023 81 81 174 174 N/A N/A

2030 65 61 83 73 101 88

2035 62 57 62 51 71 58




Xu hướng chungGiảm LCOE trên toàn cầu đối với điện gió móng cố định ngoài khơi được thể hiện trong Bảng 9.2 nhờ vào cải tiến công nghệ và quy trình, tăng kích thước tuabin và tăng quy mô trang trại gió.

Tăng kích thước tuabin và quy mô trang trại mang lại hiệu quả kinh tế của quy mô trong sản xuất và công tác hậu cần, bao gồm cả vận hành, bảo trì và dịch vụ (OMS). Ngoài ra, giảm chi phí còn diễn ra vì tính kinh tế của quy mô trong từng phần vì các tuabin lớn đòi hỏi cơ sở hạ tầng ít hơn trên mỗi MW.

Cải tiến công nghệ bao gồm các cải tiến trong thiết kế, sản xuất và sử dụng các thiết bị giám sát công nghệ cao. Điều này dẫn đến tuabin có khí động học tốt hơn và do đó sản xuất năng lượng nhiều hơn, hoặc giảm chi phí của các thành phần. Ngoài ra, các cải tiến trong xử lý các cấu kiện lớn của các đơn vị vận hành tàu và cảng là yếu tố chủ chốt giúp giảm chi phí.

LCOE năm 2023

Ở Việt Nam, LCOE của dự án móng cố định vào năm 2023 cao hơn LCOE móng cố định tại các thị trường đã phát triển (như châu Âu). Điều này là do những trong một thị trường mới, quy mô trang trại ban đầu nhỏ hơn và rủi ro khá lớn ảnh hưởng đến WACC. Sự khác biệt chính nữa là tốc độ gió trung bình ở 2 nơi. Tốc độ gió ở Việt Nam thấp hơn so với ở các thị trường đã thiết lập.37 Điều này dẫn tới sản lượng điện hàng năm thấp hơn, và do đó LCOE cao hơn. Với năm 2023, chúng tôi sử dụng những giả định sau:

■ Chủ yếu là dịch vụ phát triển dự án trong nước ■ Tuabin gió nhập khẩu được thiết kế cho các địa điểm gió có tốc độ cao ở châu Âu từ các đơn

vị cung cấp hàng đầu trên thế giới, với một số linh kiện ở Châu Á được nâng cấp để chịu được các điều kiện bão, một số sử dụng các cột do trong nước cung cấp

Hình 9 .2: Xu hướng LCOE cho các địa điểm dự án ở Việt Nam, so với xu hướng thị trường đã được thiết lập

0

50

100

150

200

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035

LCO

E ($

/MW

h)

Năm lắp đặt

Khu vực bãi triều kịch bản tăng trưởng thấp Khu vực bãi triều kịch bản tăng trưởng caoDự án móng cố địch ở các nước đã phát triểnDự án móng cố định kịch bản tăng trưởng thấpDự án móng cố định kịch bản tăng trưởng cao

Dự án móng nổi ở các nước đã phát triểnDự án móng nổi kịch bản tăng trưởng thấpDự án móng nổi kịch bản tăng trưởng cao




■ Móng cọc đơn do trong nước hoặc khu vực sản suất38

■ Cáp biển do khu vực cung cấp ■ Tàu lắp đặt từ các nước trong khu vực hoặc châu Âu ■ Móng trạm biến áp do trong nước sản xuất, và ■ Lao động trong nước và hỗ trợ cho vận hành, bảo dưỡng và dịch vụ trong nước có giám sát

của nước ngoài39

Xu hướng LCOE trong kịch bản tăng trưởng thấp

Theo thời gian, LCOE tại Việt Nam (ban đầu cao hơn so với thế giới do thị trường mới phát triển) sẽ giảm dần. Một môi trường pháp lý vững chắc với tầm nhìn rõ ràng sẽ tạo điều kiện cho các nhà đầu tư nâng cao công suất và kỹ năng. Nhiều cấu kiện điện gió ngoài khơi được sản xuất trong nước với hiệu quả ngày càng tăng. Cạnh tranh hạn chế thúc đẩy một số đổi mới và giảm chi phí. Chi phí hậu cần giảm xuống và quan trọng hơn, WACC giảm xuống phần nào do sự chắc chắn tăng lên trong tất cả các khía cạnh của vòng đời dự án và doanh thu.

Chúng tôi giả định kịch bàn tăng trường thấp (so với kịch bản nền năm 2023):

■ Tỷ lệ nội địa hóa các dịch vụ phát triển dự án nhiều hơn, ■ Nội địa hóa nhiều hơn một chút trong sản xuất các cấu kiện tuabin, cộng với móng, và ■ Gia tăng sự tham gia của các đơn vị cung cấp trong nước trong quá trình lắp đặt.

Như trình bày trong Bảng 9.1, chúng tôi giả định rằng các dự án điển hình được phát triển ở khu vực nước sâu hơn, xa bờ hơn, nhưng đặc biệt quan trọng ở tốc độ gió cao hơn và sử dụng tua-bin lớn hơn với rôto được thiết kế cho các vị trí gió có tốc độ gió thấp hơn, làm tăng đáng kể hệ số công suất thông thường.

Phân tích LCOE và hệ số công suất cho các dự án điện gió móng cố định ngoài khơi trong kịch bản này được thể hiện trong Hình 9.3. Các nguồn của việc giảm LCOE có thể được phân loại theo yếu tố chi phí, như thể hiện trong Hình 9.4, hoặc phân loại mức giảm là do tác động cục bộ hay toàn cầu, như trong Hình 9.5.

Xu hướng LCOE trong kịch bản tăng trưởng cao

Theo thời gian, LCOE tại Việt Nam (ban đầu cao hơn so với thế giới do thị trường mới phát triển) giảm xuống bằng không. Một môi trường pháp lý vững chắc với tầm nhìn rõ ràng sẽ tạo điều kiện cho các nhà đầu tư nâng cao công suất và kỹ năng. Nhiều cấu kiện điện gió ngoài khơi được sản xuất trong nước với hiệu quả ngày càng tăng. Cạnh tranh hạn chế thúc đẩy một số đổi mới và giảm chi phí. Chi phí hậu cần giảm xuống và quan trọng hơn, WACC giảm xuống phần nào do sự chắc chắn tăng lên trong tất cả các khía cạnh của vòng đời dự án và doanh thu.

So với kịch bản tăng trưởng thấp, chúng tôi đã giả định:

■ Tỷ lệ nội địa hóa tương tự trong dịch vụ phát triển dự án, ■ Nội địa hóa sản xuất các cột tuabin và cánh quạt nhiều hơn, ■ Thiết lập một số nguồn cung cấp cáp ngầm trong nước, ■ Tham gia ngày càng tăng của các đơn vị cung cấp trong nước vào quá trình lắp đặt, và ■ Trong nước cung cấp nhiều hơn các linh kiện thay thế trong quá trình vận hành.

Các điều kiện tại địa điểm dự án giống như đối với kịch bản tăng trưởng thấp.



Các thành phần của LCOE và hệ số công suất đối với điện gió móng cố định ngoài khơi trong kịch bản này được thể hiện trong Hình 9.6.

Cũng giống như trong kịch bản thấp, nguồn giảm LCOE được thể hiện ở đây nhờ vào yếu tố chi phí trong Hình 9.7. Khác biệt lớn nhất so với kịch bản tăng trưởng thấp là giảm WACC lớn hơn do rủi ro thị trường giảm hơn nữa và cạnh tranh gia tăng giữa các tổ chức cho vay. Trong các khía cạnh khác, tiết kiệm là do tăng cường nâng cao năng lực, cạnh tranh và hợp tác quốc tế.

Nguồn giảm LCOE được thể hiện theo địa lý trong Hình 9.8. Trong kịch bản cao, những tác động ở Việt Nam lớn hơn nhiều, phản ánh sự gia tăng trong nước về hiệu quả và giảm thiểu rủi ro.

Điện gió gần bờNăm 2023, các dự án điện gió gần bờ vẫn sẽ dựa vào công nghệ tuabin gió trên bờ. Chúng có chi phí vốn và vận hành thấp so với các trang trại móng cố định ngoài khơi (lắp đặt tại cùng một thời điểm) nhưng được bố trí ở những khu vực có tốc độ gió thấp hơn. Các đơn vị phát triển dự án đã thực hiện các dự án điện gió trên bờ ở Việt Nam chịu trách nhiệm phát triển các dự án này và trước đây đã xây dựng trong các điều kiện tương tự. Mặc dù WACC thấp cho các dự án vùng triều

Hình 9 .3: Phân tích LCOE cho các trang trại gió ngoài khơi móng cố định truyền thống trong kịch bản tăng trưởng thấp

0

10

20

30

40

50

60

0

30

60

90

120

150

180

Kịch bản nền—2023 ($/MWh)

Kịch bản tăng trưởngthấp—2030 ($/MWh)

Kịch bản tăng trưởngthấp—2035 ($/MWh)

Hệ

số c

ông

suất

LCO

E ($

/MW

h)

Phát triển dự án Tuabin MóngCáp liên kết hệ thống Lắp đặt công trình phát điện Trạm biến áp ngoài khơiCáp xuất điện Lắp đặt công trình truyền tải Vận hành và bảo trì theo kế hoạchBảo trì ngoài kế hoạch Chi phí dự phòng Tháo dỡ và xử lỹWACC Hệ số công suất




Hình 9 .4: Nguồn giảm LCOE theo theo yếu tố chi phí cho các địa điểm điện gió ngoài khơi móng cố định trong kịch bản tăng trưởng thấp

0 30 60 90 120 150 180

Cả 2 kịch bản—2023Phát triển dự án

TuabinMóng

Cáp liên kết hệ thốngLắp đặt công trình phát điện

Trạm biến áp ngoài khơiCáp xuất điện

Lắp đặt công trình truyền tảiVận hành và bảo trì theo kế hoạch

Bảo trì ngoài kế hoạchSản lượng điện hàng năm (AEP)

Thời gian tồn tại của dự ánWACC

Kịch bản tăng trưởng thấp—2030Phát triển dự án

TuabinMóng






Kịch bản tăng trưởng thấp—2035

LCOE ($/MWh)


Hình 9 .5: Nguồn giảm LCOE theo địa lý cho các địa điểm điện gió ngoài khơi móng cố địnhtrong kịch bản tăng trưởng thấp

0 30 60 90 120 150 180

Cả 2 kịch bản—2023Tác động từ thế giới

Tác động từ Việt NamKịch bản tăng trưởng thấp—2030

Tác động từ thế giớiTác động từ Việt Nam


LCOE ($/MWh)




đã được đưa vào đánh giá, nhưng khó khăn của các dự án này để đáp ứng các tiêu chuẩn quốc tế về môi trường và xã hội có thể đồng nghĩa với việc sẽ không có nợ lãi suất thấp, có nghĩa là LCOE cho các dự án vùng triều có thể đã không được đánh giá chính xác.

Đối với các dự án điện gió gần bờ vào năm 2030 và 2035, sẽ có sự cắt giảm chi phí do kinh nghiệm cũng như tăng tốc độ tuabin, nhưng không có thay đổi lớn về quy mô trang trại, điện năng hoặc WACC, do đó mức giảm LCOE ít hơn so với điện gió ngoài khơi móng cố định. Đến năm 2035, điện gió ngoài khơi móng cố định có LCOE thấp hơn so với dự án điện gió gần bờ, cho cả hai kịch bản tăng trưởng thấp và cao. Trên thực tế, các tác động môi trường và xã hội ngày càng tăng của các dự án điện gió gần bờ, đặc biệt là các tác động tích lũy, có thể khiến chúng sớm trở nên không khả thi.

Móng nổiChúng tôi giả định sự khác biệt giữa điện gió móng nổi và móng cố định mà chúng tôi quan sát được ở các thị trường khác sẽ tương tự như ở Việt Nam. Gia tăng tương tự về chi phí và rủi ro và khả năng tương tự để xây dựng tại các địa điểm có tốc độ gió cao hơn. Do đó, chúng tôi giả định rằng sự chênh lệch LCOE giữa các công nghệ này trên thị trường thế giới sẽ được phản ánh tại Việt Nam, giảm xuống chỉ còn chênh lệch nhỏ trong đầu những năm 2030.

Hình 9 .6: Phân tích LCOE cho các địa điểm điện gió ngoài khơi trong kịch bản tăng trưởng cao

0

10

20

30

40

50

60

0

30

60

90

120

150

180

Kịch bản nền—2023 ($/MWh)

Kịch bản tăng trưởng thấp—2030 ($/MWh)

Kịch bản tăng trưởng thấp—2035 ($/MWh)

Hệ

số c

ông

suất

LCO

E ($

/MW

h)

Phát triển dự án Tuabin MóngCáp liên kết hệ thống Lắp đặt công trình phát điện Trạm biến áp ngoài khơiCáp xuất điện Lắp đặt công trình truyền tải Vận hành và bảo trì theo kế hoạchBảo trì ngoài kế hoạch Chi phí dự phòng Tháo dỡ và xử lỹWACC Hệ số công suất




Hình 9 .7: Nguồn giảm LCOE theo yếu tố chi phí cho các địa điểm điện gió ngoài khơi móng cố địnhtrong kịch bản tăng trưởng cao

0 30 60 90 120 150 180

Cả 2 kịch bản—2023Phát triển dự án

TuabinMóng






Kịch bản tăng trưởng thấp—2030Phát triển dự án

TuabinMóng







LCOE ($/MWh)


Hình 9 .8: Nguồn giảm LCOE theo địa lý cho các địa điểm điện gió ngoài khơi móng cố định trong kịch bản tăng trưởng cao

0 30 60 90 120 150 180

Cả 2 kịch bản—2023Tác động từ thế giới

Tác động từ Việt NamKịch bản tăng trưởng thấp—2030

Tác động từ thế giớiTác động từ Việt Nam


LCOE ($/MWh)




9 .4 Các yếu tố giảm chi phí chínhCác yếu tố chính để giảm chi phí tại Việt Nam bao gồm:

■ Sử dụng các tuabin ngoài khơi lớn hơn với rôto được thiết kế cho các vị trí có tốc độ gió thấp hơn. Vẫn chưa có gì đảm bảo là những tuabin như vậy sẽ được phát triển. Tín hiệu thị trường rõ ràng từ các quốc gia cần loại tua-bin đó sẽ giúp thực hiện được đầu tư kiểu này. Các nước này bao gồm Việt Nam, Nhật Bản và Hàn Quốc. Đối với các hãng cung cấp tuabin hàng đầu, đầu tư cần thiết để phát triển các tua-bin gió tốc độ thấp có thể lên đến khoảng 1 tỷ US$.

■ Giảm WACC do giảm rủi ro và sẵn có khối lượng tài chính đáng kể. Giảm WACC là một trong những động lực chính trong việc giảm LCOE. WACC là một hàm phụ thuộc vào các vấn đề và rủi ro của thị trường. Để có thể giảm WACC đòi hỏi phải thiết lập một khuôn khổ và quy định ổn định, minh bạch và vững chắc cho điện gió ngoài khơi và niềm tin vào danh mục dự án tiềm năng và tăng trưởng của ngành điện gió ngoài khơi tại Việt Nam.

■ Tăng trưởng trong cung cấp tại chỗ và khu vực, nâng cao năng lực và cạnh tranh, được thúc đẩy bởi khối lượng và niềm tin vào thị trường.

9 .5 Thông tin chung: chi tiết phương pháp luậnĐịnh nghĩa chi phí điện quy dẫnTheo cách đơn giản nhất, chi phí điện quy dẫn (LCOE) là chi phí của dự án chia cho lượng điện năng sản xuất ra. Định nghĩa kỹ thuật là:

∑nt=s

lt + Mt

(1 + r)tLCOE =

∑n

t=s Et

(1 + r)t

trong đó:lt Chi phí đầu tư trong năm tMt Chi phí vận hành, bảo dưỡng và dịch vụ trong năm tEt Sản lượng điện trong năm tr Tỷ lệ chiết khấu s Năm bắt đầu dự án, vàn Số năm tuổi thọ dự án

Chúng tôi sử dụng phương pháp chi phí vốn bình quân gia quyền (WACC) để thiết lập tỷ lệ chiết khấu. Đó là một tỷ lệ dựa vào mức bình quân gia quyền của tỷ lệ nợ và vốn chủ sở hữu, từ khi bắt đầu dự án đến khi kết thúc hoạt động.

Phương pháp phân tích chi phíPhân tích trình bày trong Phần 6 dựa trên khối lượng công việc lớn bao gồm rà soát thông qua nhiều báo cáo và dự án tư nhân được công bố với các khách hàng trong ngành ở châu Âu, Hoa Kỳ và châu Á.

Trong thực tế, ở đây chúng tôi đã thực hiện một nghiên cứu về các nghiên cứu. Chúng tôi tiếp cận các nghiên cứu đã được công bố, nhưng chủ yếu là các nghiên cứu chưa được công bố mà chúng



tôi đã tham gia (hoặc nhận được khi cung cấp dịch vụ tư vấn). Các nghiên cứu này cung cấp bộ dữ liệu tốt hơn nhiều so với nguồn thông tin đã công bố.

Điều này phù hợp ở giai đoạn này vì không có dự án nào đang hoạt động (hoặc thậm chí được thiết kế) ở quy mô này tại Việt Nam.

Điểm mấu chốt để phân tích bao gồm các bước sau:

A. Thiết lập kịch bản cơ sở cho một dự án được lắp đặt vào năm 2023 giả dụ rằng dự án diễn ra ở châu Âu . Chúng tôi đã thực hiện điều này bằng cách sử dụng các mô hình chi phí đã được chứng minh theo thời gian, cho một tuabin quy mô 10 MW.

B . Chuyển đổi nó sang điều kiện chuỗi cung ứng, địa điểm và thị trường của Việt Nam và chuỗi cung ứng, vẫn dành cho một dự án được lắp đặt vào năm 2023. Đối với mỗi yếu tố chi phí được nêu trong Bảng 9.3, chúng tôi đã thiết lập một hệ số tỷ lệ để tính đến sự khác biệt so với Châu Âu. Ví dụ, do việc cấp phép phức tạp hơn, ít kinh nghiệm phát triển dự án ở Việt Nam, chi phí khảo sát thấp hơn và quy mô dự án nhỏ hơn, nhìn chung, phân tích của chúng tôi đã cộng thêm khoảng 35% vào chi phí phát triển. Chúng tôi đã xem xét các yếu tố như tỷ lệ bão, tàu lắp đặt ở Đông Á và nhiều yếu tố liên quan khác. Để làm điều này, chúng tôi đã sử dụng kinh nghiệm của chúng tôi về các thị trường mới và phản hồi về Việt Nam.

C . Sau đó, chúng tôi đã thiết lập các yếu tố ‘toàn cầu’ xem xét sự sẵn có của các tuabin lớn hơn, nhiều đổi mới trong ngành và cắt giảm chi phí từ kinh nghiệm cho các dự án được lắp đặt vào năm 2030, độc lập với những gì xảy ra ở Việt Nam. Để làm điều này, chúng tôi đã sử dụng các mô hình “từ dưới lên” (bottom-up) nắm bắt tác động của các phát kiến với từng yếu tố chi phí. Dữ liệu đằng sau các mô hình này đến từ nhiều dự án trong ngành, đánh giá về giá đấu giá và các rà soát đồng cấp, cả ở mức độ chi tiết và với góc nhìn từ trên xuống.

D. Chúng tôi lặp lại quy trình này để tính đến các thay đổi từ năm 2030 đến 2035. Rõ ràng có sự không chắc chắn về việc trong khoảng thời gian này, công nghệ nào sẽ trở nên phổ biến, và việc chi phí của công nghệ này là bao nhiêu. Nhưng việc thực hiện một loạt các dự án khảo sát khung thời gian này đã cho chúng tôi hiểu biết quan trọng.

E. Chúng tôi áp dụng các hệ số thu được ở bước 3 và 4 như nhau trong cả hai kịch bản ở Việt Nam.

F. Sau đó, chúng tôi cũng đã khảo sát tác động của từng kịch bản đến thay đổi chi phí của Việt Nam trong khoảng thời gian từ 2023 đến 2030, sau đó từ 2030 đến 2035. Một lần nữa, chúng tôi đã áp dụng riêng biệt cho từng yếu tố chi phí. Chúng tôi đã xem xét:• Các tác động nhất thời, chẳng hạn như thiếu kinh nghiệm trong ngành và rủi ro pháp lý

cao. Ví dụ: nếu chúng tôi áp dụng phần chi phí cao hơn ở bước 2, chúng tôi giả định rằng vào năm 2035 trong kịch bản tăng trưởng cao, phần lớn phần chi phí cao hơn đó đã bị loại bỏ bởi tốc độ giảm chi phí từ kinh nghiệm nhanh hơn so với châu Âu trong cùng thời kỳ.

• Tác động lâu dài, chẳng hạn như cần phải thiết kế để chống chịu được các cơn bão. Trong một số trường hợp như vậy, chúng tôi giả định chi phí ban đầu tạm thời lớn hơn sau đó giảm xuống theo thời gian, ví dụ thiết kế cho khả năng chống bão được tối ưu hóa hơn.

• Thay đổi về nguồn cung, khi sử dụng nhiều sản phẩm, dịch vụ của khu vực và Việt Nam hơn.

G . Sau đó, chúng tôi đã kết hợp tất cả các yếu tố toàn cầu và của Việt Nam lại với nhau để tạo ra các xu hướng LCOE như được thể hiện và xem xét các yếu tố này dựa trên cách tiếp cận từ trên xuống về giảm chi phí.



Định nghĩa các yếu tố chi phí

Bảng 9 .3: Định nghĩa các yếu tố chi phí

Loại Thành phần Định nghĩa Đơn vịChi phí phát triển—Development Expenditure (DEVEX)

Phát triển và quản lý dự án

Công việc phát triển, cấp phép và quản lý dự án do đơn vị phát triển chi trả cho đến ngày hoàn thành công trình (WCD—Works Completion Date).Bao gồm:• Các hoạt động bên trong và bên ngoài như khảo sát

môi trường và động vật hoang dã, khảo sát sóng và dòng biển, vận hành cột khí tượng (bao gồm lắp đặt), dịch vụ địa vật lý, địa kỹ thuật và thủy văn (thiết kế kỹ thuật tổng thể (FEED)) và nghiên cứu quy hoạch

• Dịch vụ xin cấp phép• Điều tra và khảo sát địa điểm khác sau khi ra quyết

định đầu tư cuối cùng (FID)• Nghiên cứu FEED• Giám sát môi trường trong quá trình thi công• Quản lý dự án (công việc được thực hiện hoặc được

đơn vị phát triển ký hợp đồng đến khi WCD)• Các dịch vụ hành chính và chuyên ngành khác như kế

toán và tư vấn pháp lý, và• Các thanh toán đặt trước cho các đơn vị cung cấp.Không bao gồm:• Chi phí phát triển hệ thống truyền tải• Bảo hiểm giai đoạn xây dựng• Quản lý dự án của đơn vị cung cấp

US$/MW

Chi phí vốn (CAPEX)

Tuabin (bao gồm cả cột)

Bao gồm:• Thanh toán cho nhà sản xuất tuabin gió để cung cấp:

• Rôto, bao gồm cả cánh quạt, trục cánh quạt và hệ thống bước răng

• Hộp vỏ, bao gồm ổ trục, hộp số, máy phát, hệ thống chỉnh theo hướng gió, hệ thống điện đến cáp liên kết hệ thống, hệ thống điều khiển, v.v.

• Cột (thân tuabin)• Lắp ráp các cấu kiện trên• Giao hàng đến cảng gần nhất đối với đơn vị cung cấp• Bảo hành• Các khía cạnh chi phí vận hành của đơn vị cung cấp

tuabin gióKhông bao gồm:• OPEX cho tuabin• Chi phí nghiên cứu, thiết kế và phát triển (RD&D)

US$/MW

Móng Bao gồm:• Thanh toán cho các đơn vị cung cấp để cung cấp cơ

cấu đỡ bao gồm móng (bao gồm tất cả các cọc chân đế, phần chuyển tiếp và thép thứ cấp như ống J, thang cho người lên xuống, và trạm nghỉ chân)

• Giao hàng đến cảng gần nhất đối với đơn vị cung cấp• Bảo hànhKhông bao gồm:• Cột tuabin• OPEX móng• Chi phí nghiên cứu thiết kế và phát triển (RD&D)

US$/MW



Loại Thành phần Định nghĩa Đơn vịCáp liên kết hệ thống

Bao gồm:• Thanh toán cho nhà sản xuất để cung cấp cáp liên kết

hệ thống trên bờ và ngoài khơi• Giao hàng đến cảng gần nhất đối với đơn vị cung cấp• Bảo hànhKhông bao gồm:• Chi phí OMS (vận hành và bảo trì) • Chi phí RD&D

US$/MW

Lắp đặt công trình phát điện

Bao gồm:• Vận chuyển tất cả các bộ phận từ cảng gần nhất của

mỗi đơn vị cung cấp• Công việc chuẩn bị trước khi lắp ráp mà được hoàn

thành tại cảng xây dựng• Tất cả các công việc lắp đặt cho tuabin và móng• Tất cả các công việc lắp đặt cho cáp liên kết hệ thống

(bao gồm cả lấp cáp khi có yêu cầu)• Vận hành thử nghiệm cho tất cả trừ tuabin (bao gồm cả

các vấn đề xảy ra sau ngày hoàn thành công trình WCD)• Bảo vệ khỏi bào mòn đáy biển (đối với cơ cấu đỡ hoặc

cáp liên kết hệ thống)• Thảm bảo vệ cáp ngầm dưới biển, vv, theo yêu cầu• Hậu cần ngoài khơi như dự báo thời tiết, thêm tàu vận

chuyển lao động và phối hợp hàng hải• Cơ sở hạ tầng trang trại gió dùng chung như phao báo

hiệuKhông bao gồm:• Lắp đặt trạm biến áp và hệ thống truyền tải điện ngoài

khơi

US$/MW

Trạm biến áp ngoài khơi

Bao gồm:• Phát triển hệ thống truyền tải• Thanh toán cho nhà sản xuất để cung cấp các trạm

biến áp ngoài khơi• Lắp ráp tại cảng của nhà máy chế tạo• Bảo hànhKhông bao gồm:• Chi phí OMS• Chi phí RD&D

US$/MW

Cáp xuất điện Bao gồm:• Thanh toán cho nhà sản xuất để cung cấp cáp xuất

điện trên bờ và ngoài khơi• Giao hàng đến cảng gần nhất đối với đơn vị cung cấp• Bảo hànhKhông bao gồm:• Chi phí OMS • Chi phí RD&D

US$/MW

Lắp đặt công trình truyền tải

Bao gồm:• Vận chuyển tất cả từ cảng gần nhất của mỗi đơn vị

cung cấp • Công việc chuẩn bị lắp ráp mà được hoàn thành tại

cảng xây dựng, trước khi các bộ phận được đưa ra ngoài khơi

• Lắp đặt trạm biến áp trên bờ và ngoài khơi và cáp xuất điện trên bờ và ngoài khơi

US$/MW

Bảng 9 .3: Tiếp theo trang trước

(còn tiếp)



Loại Thành phần Định nghĩa Đơn vị• Vận hành thử nghiệm trạm biến áp cho tất cả trừ

tuabin (bao gồm cả xử lý các vấn đề sau ngày hoàn thành WCD)

• Bảo vệ khỏi bào mòn đáy biển (đối với cơ cấu đỡ và cáp)

• Thảm bảo vệ cáp ngầm, vv, theo yêu cầu• Hậu cần ngoài khơi như dự báo thời tiết, thêm tàu vận

chuyển lao động và phối hợp hàng hảiChi phí hoạt động (OPEX)

Vận hành, bảo trì và dịch vụ (công trình phát điện)

Bao gồm vận hành và bảo trì theo kế hoạch (thường xuyên), dịch vụ ngoài kế hoạch (để đối phó với các sự cố; có thể là chủ động hoặc phản ứng), bảo hiểm giai đoạn hoạt động, OPEX khác và OPEX truyền tải.Chi phí này bắt đầu khi tuabin đầu tiên được đưa vào vận hành.Vận hành và bảo trì theo kế hoạch bao gồm:• Chi phí hoạt động liên quan đến việc kiểm soát hàng

ngày của trang trại gió (bao gồm cả CAPEX trong vận hành như một khoản tiền thuê tương đương)

• Giám sát tình hình• Kế hoạch bảo trì phòng ngừa, kiểm tra an toàn lao độngDịch vụ ngoài kế hoạch bao gồm:• Dịch vụ để ứng phó sự cố hệ thống ngoài kế hoạch

trong tuabin hoặc hệ thống điệnBảo hiểm giai đoạn vận hành:• Dưới dạng chính sách “tất cả rủi ro” đối với vận hành

mới và các vấn đề như trạm biến áp ngừng hoạt động. Lỗi thiết kế và rủi ro va chạm trở nên quan trọng hơn vì các thiệt hại có thể dẫn tới trang trại gió ngừng hoạt động. Bảo hiểm trong quá trình hoạt động thường được thương thảo lại trên cơ sở hàng năm

OPEX khác bao gồm các yếu tố chi phí cố định không bị ảnh hưởng bởi các đổi mới công nghệ, bao gồm:• Thuê địa điểm• Đóng góp cho các quỹ cộng đồng• Giám sát tác động môi trường địa phương của trang

trại gió

US$/MW/năm

Vận hành, bảo trì và dịch vụ (công trình truyền tải)

Sử dụng các định nghĩa về thời gian và các định nghĩa khác ở trên, bao gồm:• Bảo trì theo kế hoạch, dịch vụ ngoài kế hoạch, bảo

hiểm giai đoạn vận hành và OPEX khác của công trình truyền tải

• Phí lưới điện

US$/MW/năm

Sản lượng điện hàng năm (AEP)

AEP ròng AEP tính bình quân trong toàn bộ tuổi thọ của trang trại gió tại điểm đo ngoài khơi khi đấu nối vào trạm biến áp ngoài khơi. AEP cần cân nhắc tới những cải thiện trong những năm đầu và giảm dần trong những năm sau đó. Bao gồm:• Điều chỉnh mật độ không khí tại địa điểm từ đường

cong công suất tuabin tiêu chuẩn, do nhiệt độ và độ cao• Tổn thất hệ khí động học• Hệ số che khuất • Tổn thất khi vận chuyển điện từ tuabin đến trạm biến

áp ngoài khơi• Tổn thất do tuabin gió, móng và cáp liên kết hệ thống

ngừng hoạt động• Tổn thất do hiện tượng trễ khi đóng/cắt, suy giảm

đường cong công suất và mất hiệu suất điện

MWh/MW/năm





Định nghĩa chungGiả định toàn cầu

■ Giá thực (2019). ■ Giá hàng hóa cố định ở mức bình quân năm 2019. ■ Tỷ giá hối đoái cố định ở mức bình quân năm 2019 (ví dụ: 1€ = 0,9 US$).

Giả định trang trại gió tiêu chuẩn ■ Tuabin được đặt cách nhau với khoảng cách bằng chín lần đường kính cánh quạt xuôi gió) và

sáu lần đường kính cánh quạt (gió tạt ngang) trong một hình chữ nhật. ■ Điểm thấp nhất của quá trình quét cánh quạt tối thiểu là 22 m so với mực nước triều cường

trung bình. ■ Chi phí phát triển và xây dựng do đơn vị phát triển dự án chi trả toàn bộ.

Chế độ khí tượng ■ Bậc trượt gió 0,12. ■ Phân phối tốc độ gió Rayleigh.

Tuabin ■ Tuabin được chứng nhận Class IA/S theo tiêu chuẩn thiết kế tuabin gió ngoài khơi quốc tế IEC

61400-3 cho năm 2023, Class IIA cho những năm sau đó.

Cơ cấu đỡ ■ Điều kiện mặt đất là tốt đối với điện gió ngoài khơi. Đôi khi chỉ có những vị trí có áp lực chịu

lực thấp hơn, xuất hiện đá tảng hoặc có độ dốc đáng kể.

Cáp liên kết hệ thống ■ Giả định cáp liên kết hệ thống sử dụng dây 66 kV AC ba lõi linh hoạt, để cách ly một tuabin

riêng lẻ.

Lắp đặt ■ Việc lắp đặt được thực hiện tuần tự từ móng, cáp liên kết hệ thống, sau đó là lắp cột (đã được

lắp ráp sẵn) cùng với tuabin. ■ Sử dụng một tàu tự nâng (jack-up) để lắp đặt các cọc đơn và các phần chuyển tiếp. ■ Sử dụng hai tàu tự nâng (jack-up) để lắp đặt giàn chân đế và đóng cọc chân, và vận chuyển

các cấu kiện từ cảng lắp đặt. ■ Cáp liên kết hệ thống được lắp đặt thông qua ống J với các bước đặt, khảo sát và chôn cáp. ■ Một tàu tự nâng thu gom các cấu kiện từ cảng lắp đặt để lắp đặt tuabin.



Truyền tải ■ Chi phí truyền tải sẽ được tính là CAPEX và OPEX khi thích hợp. Việc xử lý chi phí truyền tải

phản ánh chi phí thực tế của việc xây dựng và vận hành, thay vì chi phí phát sinh của chủ sở hữu tài sản.

Vận hành, bảo trì và dịch vụ ■ Việc tiếp cận trang trại gió được thực hiện bằng tàu hoạt động dịch vụ (SOVs) hoặc tàu

chuyên chở nhân sự (CTVs). Sử dụng tàu tự nâng (jack-ups) để thay thế các cấu kiện chính. ■ OPEX truyền tải bao gồm cả chi phí bảo trì và phí lưới điện. ■ Dịch vụ kết thúc hoạt động (tháo dỡ) quá trình lắp đặt đảo ngược, diễn ra trong một năm.

Cọc được cắt ở độ sâu dưới đáy biển, không có khả năng phát hiện ra và dây cáp được tháo dỡ. Giám sát môi trường sẽ được thực hiện cuối cùng. Giá trị còn lại của trang trại và chi phí phế liệu không được cân nhắc tới.


65

10 . Phân tích chuỗi cung ứng

10 .1 Mục đíchTrong gói công việc này, chúng tôi đánh giá chuỗi cung ứng cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam, bao gồm phân tích năng lực hiện tại trong nước và các cơ hội trong tương lai theo hai kịch bản được trình bày trong Phần 2.

Chúng tôi tập trung vào nhu cầu chuỗi cung ứng điện gió móng cố định ngoài khơi, bao gồm cả điện gió gần bờ và móng nổi ở độ sâu nông hơn. Các cảng được đề cập trong Phần 18.

Chúng tôi cũng khảo sát các nút cổ chai tiềm ẩn có thể làm chậm tiến độ của ngành trong từng kịch bản.

Phân tích này rất quan trọng vì nó củng cố những nghiên cứu về giảm chi phí và lợi ích kinh tế trong Phần 6 và 10.

10 .2 Phương phápChúng tôi đã phân loại chuỗi cung ứng và thiết lập các tiêu chí vững chắc để đánh giá năng lực của họ. Nội dung này được trình bày trong Bảng 10.1 và Bảng 10.2. Loại cung ứng cấp 2 cung cấp các gói cho đơn vị cung ứng cấp 1 nếu đơn vị phát triển có nhiều hạng mục hợp đồng.

Tiêu chí đánh giá năng lựcChúng tôi đã xây dựng một bộ tiêu chí để đánh giá năng lực hiện tại và tương lai của chuỗi cung ứng của Việt Nam. Các tiêu chí này liên quan đến khả năng các công ty Việt Nam hiện tại có thể thành công trong ngành và khả năng các công ty mới có thể được thu hút để đầu tư vào Việt Nam. Các tiêu chí này được chấm điểm cho từng loại cấp 2, như trong Bảng 10.2. Khi phân tích, chúng tôi phân biệt giữa các đơn vị cung cấp chính (tương đương với đơn vị cung ứng cấp 1) và đơn vị cung ứng ở cấp thấp hơn. Chúng tôi đã chia sẻ đánh giá này với các bên liên quan chính và thu thập ý kiến phản hồi và dữ liệu bổ sung, cũng như quan điểm về các nút thắt, ghi nhận vị trí của Việt Nam trong thị trường khu vực và toàn cầu.



Bảng 10 .1: Phân loại chuỗi cung ứng

Loại cấp 1 Loại cấp 2 Mô tả



Công việc do đơn vị phát triển và chuỗi cung ứng của đơn vị phát triển thực hiện bao gồm phê duyệt kế hoạch, thiết kế kỹ thuật tổng thể, quản lý dự án và mua sắm

Tuabin Hộp vỏ, trục cánh quạt và lắp ráp

Cung cấp các cấu kiện để sản xuất hộp vỏ và trục cánh quạt tại xưởng và giao hàng đến cảng cuối cùng trước khi lắp đặt

Cánh quạt Cung cấp cánh quạt hoàn thiện và giao đến cảng cuối cùng trước khi lắp đặt

Cột Cung cấp các phần của cột và giao hàng đến cảng cuối cùng trước khi lắp đặt

Các bộ phận còn lại (ngoài tuabin)

Cung cấp móng Cung cấp móng và giao hàng đến cảng cuối cùng trước khi lắp đặt

Cung cấp cáp liên kết hệ thống

Cung cấp cáp liên kết hệ thống và giao hàng đến cảng cuối cùng trước khi lắp đặt

Cung cấp cáp xuất điện

Cung cấp cáp trên bờ và ngoài khơi và giao hàng đến cảng cuối cùng trước khi lắp đặt

Cung cấp trạm biến áp ngoài khơi

Cung cấp bệ và móng trạm biến áp ngoài khơi hoàn thiện và sẵn sàng để lắp đặt

Cơ sở hạ tầng trên bờ Cung cấp cấu kiện và vật liệu cho trạm biến áp trên bờ và cơ sở vận hành

Lắp đặt và vận hành

Lắp đặt tuabin Công việc được thực hiện ở cảng cuối cùng trước khi lắp đặt, và lắp đặt và vận hành tua-bin, bao gồm cả tàu lắp đặt

Lắp đặt móng Công việc được thực hiện ở cảng cuối cùng trước khi lắp đặt và lắp đặt móng, bao gồm cả tàu lắp đặt

Lắp đặt cáp liên kết hệ thống

Lắp đặt cáp, bao gồm dọn dẹp tuyến, khảo sát sau khi đặt và bấm đầu cáp

Lắp đặt cáp xuất điện Lắp đặt cáp, bao gồm giải dọn dẹp tuyến, khảo sát sau khi đặt và bấm đầu cáp

Lắp đặt khác Các công trình trên bờ đi kèm trạm biến áp, cáp và cơ sở vận hành; lắp đặt trạm biến áp ngoài khơi; công tác hậu cần ngoài khơi nói chung

Dịch vụ vận hành và bảo dưỡng

Vận hành trang trại gió

Quản lý trang trại gió và quản lý tài sản, bao gồm cả hậu cần trên bờ và ngoài khơi

Bảo dưỡng và dịch vụ tuabin

Công tác bảo trì và bảo dưỡng tuabin, bao gồm cả phụ tùng và vật tư tiêu hao

Bảo trì móng Kiểm tra và sửa chữa móng

Bảo trì cáp ngầm Kiểm tra và sửa chữa hoặc thay thế cáp

Bảo trì và dịch vụ trạm biến áp

Dịch vụ bảo trì và trạm biến áp trên bờ và ngoài khơi

Tháo dỡ và xử lý Tháo dỡ và xử lý khi kết thức hoạt động

Tháo dỡ tất cả các cơ sở hạ tầng cần thiết và vận chuyển đến cảng; không bao gồm tái chế hoặc tái sử dụng



10. Phân tích chuỗi cung ứng 67

Bảng 10 .2: Tiêu chí đánh giá năng lực hiện tại và tương lai của Việt Nam

Tiêu chí Điểm số Mô tả

Hồ sơ theo dõi và năng lực của Việt Nam trong ngành điện gió ngoài khơi

1 Không có kinh nghiệm

2 Kinh nghiệm cung cấp trang trại gió ≤ 100 MW

3 Một công ty có kinh nghiệm cung cấp trang trại gió > 100 MW

4 Hai hoặc nhiều công ty có kinh nghiệm cung cấp trang trại gió > 100 MW

Năng lực của Việt Nam trong các lĩnh vực tương tự

1 Không có lĩnh vực tương tự liên quan

2 Các lĩnh vực liên quan chỉ với lực lượng lao động liên quan

3 Các công ty ở lĩnh vực tương tự có thể gia nhập thị trường với rào cản lớn về đầu tư

4 Các công ty ở lĩnh vực tương tự có thể gia nhập thị trường với rào cản nhỏ về đầu tư

Lợi ích của việc cung ứng từ Việt Nam cho các dự án của Việt Nam

1 Không có lợi ích trong việc cung cấp cho các dự án ở Việt Nam từ Việt Nam

2 Có một số lợi ích trong việc cung cấp cho các dự án ở Việt Nam từ Việt Nam nhưng không có tác động lớn về chi phí hoặc rủi ro

3 Làm việc cho các dự án Việt Nam có thể được đảm nhận từ bên ngoài Việt Nam nhưng làm tăng đáng kể chi phí và rủi ro

4 Làm việc cho các dự án Việt Nam phải được thực hiện bởi trong nước

Rủi ro đầu tư ở Việt Nam 1 Đầu tư cần sự chắc chắn của thị trường từ điện gió ngoài khơi cho năm năm

hoặc nhiều hơn

2 Đầu tư cần sự chắc chắn của thị trường từ điện gió ngoài khơi cho hai đến năm năm

3 Đầu tư thấp ≤ 50 triệu US$ có thể đáp ứng nhu cầu từ các ngành nhỏ hơn

4 Đầu tư thấp ≤ 50 triệu US$ cũng có thể đáp ứng nhu cầu từ các ngành lớn khách với niềm tin vào thị trường

Quy mô cơ hội 1 < 2% chi tiêu trong toàn bộ vòng đời dự án

2 2% ≤ 3.5%

3 3.5%–5%

4 > 5% chi tiêu trong toàn bộ vòng đời dự ánNguồn: BVG Associates.

10 .3 Kết quảBảng 10.3 tóm tắt phân tích của chúng tôi. Một số loại được xem xét cùng nhau để tránh trùng lặp. Những phần dưới đây thảo luận chi tiết hơn về những phát hiện của chúng tôi.

Phân tích này cho thấy Việt Nam có năng lực liên quan trong hầu hết chuỗi cung ứng. Các cơ hội chính nằm ở chỗ:

■ Có năng lực, ■ Việc cung cấp từ Việt Nam (vốn nhạy cảm với kịch bản tăng trưởng) là hợp lý, và ■ Rủi ro đầu tư là thấp nhất.

Do đó, cơ hội lớn nhất nằm trong trong các loại như sản xuất cột, móng và trạm biến áp.



Bảng 10 .3: Tóm tắt phân tích chuỗi cung ứng

LoạiCác công ty lớn có liên quan ở Việt Nam

Hồ sơ theo dõi và năng

lực của Việt Nam

trong ngành điện gió ngoài

khơi

Năng lực của

Việt Nam trong các

ngành tương tự

Lợi ích của việc cung

cấp từ Việt Nam

Rủi ro đầu tư ở Việt Nam

Quy mô cơ hội

Phát triển và cấp phép

Nhiều đơn vị phát triển và tư vấn trong nước cộng với PTSC, Technip Vietnam và Vietsovpetro

4 4 4 4 2

Hộp vỏ, trục cánh quạt và lắp ráp

GE (máy phát và hệ thống điều khiển) Helukabel (đi cáp)

1 2 2 1 4

Cánh quạt Chỉ cung cấp vật liệu: An Việt Long, Triac Composites và các đơn vị khác

1 2 3 1 4

Cột CS Wind 1 3 3 2 3

Cung cấp móng Alpha ECC, Công ty xây lắp dầu khí PetroVietnam, Công ty chế tạo giàn khoan dầu khí, PTSC, Vietsovpetro

2 2 3 2 4

Cung cấp cáp liên kết hệ thống và cáp xuất điện

Không có 1 2 1 1 3


Phần khung kết cấu: Alpha ECC, Công ty xây lắp dầu khí PetroVietnam, Công ty chế tạo giàn khoan dầu khí, PTSC, VietsovpetroPhần điện: ABB, Hyosung

1 4 2 3 2

Hạ tầng trên bờ Nhiều công ty 2 4 4 4 2

Lắp đặt tuabin và móng

Công ty vận tải liên hiệp Huy Hoàng, PTSC và Vietsovpetro—chắc chắn phải liên kết với các nhà thầu nước ngoài

2 2 1 1 3

Lắp đặt cáp liên kết hệ thống và cáp xuất điện

Công ty dịch vụ hàng hải Thiên Nam, PTSC, Công ty dịch vụ biển Tân Cảng và Vietsovpetro có thể gia nhập thị trường

2 3 1 2 4

Vận hành trang trại gió

Nhiều đơn vị phát triển 2 4 4 3 3

Bảo trì và dịch vụ tuabin

Đơn vị cung cấp tuabin 2 4 4 4 4

Bảo trì phần còn lại của nhà máy

Nhiều công ty 2 4 3 3 3

Kết thúc hoạt động

Công ty vận tải liên hiệp Huy Hoàng, PTSC và Vietsovpetro

1 3 1 2 4




Bảng 10.4 cho thấy những thay đổi có thể có trong chuỗi cung ứng của Việt Nam trong các kịch bản tăng trưởng thấp và cao. Kịch bản tăng trưởng cao tạo ra tính hợp lý mạnh hơn đối với nguồn cung của Việt Nam và giảm rủi ro thị trường. Chúng tôi dự báo hầu hết các khoản đầu tư chiến lược sẽ xảy ra trước năm 2030. Điều này là do vào thời điểm này, chuỗi cung ứng trong khu vực sẽ trưởng thành và ngày càng khó thu hút đầu tư từ nước ngoài, trừ khi mở rộng các nhà máy sản xuất hiện có.

Phát triển và cấp phép Các trang trại gió ngoài khơi đầu tiên của Việt Nam (chủ yếu ở khu vực gần bờ) đã có các đơn vị phát triển của Việt Nam và sử dụng chuỗi cung ứng địa phương để khảo sát và nghiên cứu kỹ thuật. Những công ty này cũng hoạt động trong các lĩnh vực hàng hải khác như vận chuyển và dầu khí. Ví dụ như PTSC, Technip Vietnam và Vietsovpetro.

Sử dụng chuỗi cung ứng trong nước trong quá trình phát triển sẽ có nhiều lợi ích vì các công ty này hiểu rõ các quy định của Việt Nam và các công ty trong nước có thể giảm thiểu chi phí hậu cần và lao động. Rào cản gia nhập thấp, với các khoản đầu tư chủ yếu vào các kỹ năng để đáp ứng nhu cầu của điện gió ngoài khơi. Những kết luận này được tóm tắt trong Hình 10.1.

Bảng 10 .4: Thay đổi chuỗi cung ứng của Việt Nam trong các kịch bản tăng trưởng thấp và cao

Tăng trưởng thấp2030

Tăng trưởng cao2030

Phát triển dự án

Tuabin

Móng

Cáp

Lắp đặt

Vận hành

Nguồn: BVG Associates.(chú thích: = thay đổi nhỏ; = tăng trưởng tự thân; = tăng trưởng thông qua đầu tư lớn từ nước ngoài).

Hình 10 .1: Đánh giá chuỗi cung ứng cho phát triển và cấp phép

1

2

3

4

Kinh nghiệmcủa Việt Namtrong điện gió

ngoài khơi

Năng lực củaViệt Nam

trong các lĩnhvực song

song

Quy mô củacơ hội

Lợi ích chocác nhà cung

cấp tại Việt Nam

Rủi ro về đầutư tại Việt

Nam4 = có lợi nhất




Chú thích hình ảnh:

Trong cả hai kịch bản thị trường, các đơn vị phát triển trên thế giới có thể sẽ tham gia ngày càng nhiều, trong nhiều trường hợp là hợp tác với các đơn vị phát triển trong nước. Chuỗi cung ứng phát triển có thể vẫn chủ yếu là của Việt Nam mặc dù các đơn vị phát triển toàn cầu chắc sẽ sử dụng các công ty kỹ thuật chuyên ngành hoạt động ở các thị trường đã thiết lập nhiều hơn. Nhiều trong số các công ty này sẽ có mặt ở Việt Nam trong kịch bản thị trường cao.

TuabinVới sự tham gia của các đơn vị phát triển trên thế giới, chúng tôi dự báo các trang trại gió của Việt Nam sẽ sử dụng các đơn vị cung cấp tuabin đang thống trị thị trường châu Âu và Hoa Kỳ vì các thiết bị này mang lại chi phí điện thấp nhất.


Việt Nam không có nhà máy sản xuất tuabin, và tuabin cho dự án điện gió ngoài khơi đầu tiên ở Việt Nam là sản phẩm dùng cho dự án trên bờ của các đơn vị cung cấp trên thế giới.

Khi thị trường Đông và Đông Nam Á phát triển, các đơn vị cung cấp tuabin có trụ sở tại châu Âu sẽ thấy giá trị trong việc nội địa hóa các hoạt động của mình. Điều này giúp giảm chi phí vận chuyển, mặc dù các quyết định có thể bị tác động bởi những hạn chế về năng lực tại các nhà máy hiện có. Yêu cầu về hàm lượng nội địa hóa cũng sớm dẫn tới việc đưa ra quyết định đầu tư vào trong nước. Đồng thời, các đơn vị cung cấp cũng thận trọng vì hộp vỏ và trục cánh quạt của họ có chuỗi cung ứng phức tạp và các cấu phần này rất quan trọng đối với hiệu suất và độ tin cậy của tuabin. Rào cản đầu tư vì thế rất cao.

Những cân nhắc về chính trị và thị trường đã thúc đẩy Siemens Gamesa đầu tư vào một nhà máy lắp ráp hộp vỏ tại Đài Loan và GE cam kết xây dựng một nhà máy ở tỉnh Quảng Đông, Trung Quốc. MHI Vestas hiện vẫn chưa cam kết nhà máy nào và Nhật Bản là một địa điểm đáng tin cậy. Có thể trong thập kỷ này, các đơn vị cung cấp tuabin gió hàng đầu thế giới sẽ chỉ thiết lập các nhà máy ở Đông và Đông Nam Á. Cơ hội cho Việt Nam rất có thể sẽ đến trong chuỗi cung ứng, ví dụ cáp hạ thế dùng bên trong cho tất cả các đơn vị cung cấp tuabin. Những kết luận này được tóm tắt trong Hình 10.2.

Tuabin gió

Việt Nam không có nhà máy sản xuất tuabin. Chi phí vận chuyển tuabin khá cao và sản xuất chúng tương đối dễ dàng để nội địa hoá vì chuỗi cung ứng của nó chủ yếu là nguyên vật liệu từ các đơn vị cung cấp hàng hóa. Lợi ích của việc cung cấp nguyên vật liệu cho mặt hàng này từ trong nước thấp hơn nhiều so với tuabin thành phẩm. Với thị trường điện gió ngoài khơi đang phát triển trong khu vực, các đơn vị cung cấp tuabin toàn cầu có thể sẽ đầu tư vào các nhà máy sản xuất ở Đông/Đông Nam Á. MHI Vestas và Siemens Gamesa đã cam kết với Đài Loan và cơ hội cho Việt Nam rất có thể đến từ việc cung cấp vật liệu composite. Ví dụ, Triac Composites và An Việt Long cung cấp các sản phẩm sợi carbon.

Những kết luận này được tóm tắt trong Hình 10.3.



Cột

CS Wind có một nhà máy sản xuất cột ở miền Nam Việt Nam. Nếu đầu tư, nó có thể sản xuất các cột ngoài khơi, mặc dù hiện tại nó chưa tiếp cận được trực tiếp các công trình cảng biển để vận chuyển.

Cung cấp trong nước cũng mang lại những lợi ích về hậu cần và trong kịch bản tăng trưởng cao, sẽ rất hợp lý nếu có một nhà máy ven biển của Việt Nam được thiết kế để đáp ứng nhu cầu từ thị trường nước ngoài. Sản xuất cột chủ yếu đã được tự động hóa và Việt Nam có lực lượng lao động có trình độ phù hợp.

Hình 10 .2: Đánh giá chuỗi cung ứng cho hộp vỏ, trục tuabin và lắp ráp

1

2

3

4


ngoài khơi



song







Hình 10 .3: Đánh giá chuỗi cung cấp tuabin

2

3

4

1


ngoài khơi



song









Rủi ro đầu tư vào các nhà máy sản xuất cột rất cao bởi vì phải cần ít nhất hai khách hàng trở lên và các đơn vị cung cấp tuabin thường không ký kết hợp đồng dài hạn với các đơn vị cung cấp cột. Tỷ suất lợi nhuận thường nhỏ. Các nhà máy mới cũng có thể hỗ trợ xuất khẩu và thị trường điện gió trên bờ. Những kết luận này được tóm tắt trong Hình 10.4.

Hình 10 .4: Đánh giá chuỗi cung ứng cột

2

3

4

1


ngoài khơi



song







Phần còn lại ngoài tuabinCung cấp móng

Móng cho các trang trại gió gần bờ của Việt Nam dùng cọc phủ bê tông đầu cọc. Các cọc này phù hợp cho các dự án gần bờ nhưng không phù hợp cho các trang trại gió móng cố định ngoài khơi.

Có thể thị trường móng cho các dự án móng cố định sẽ chủ yếu là cọc đơn (monopiles), và giàn chân đế (jackets) ở những vùng nước sâu hơn. Cũng có thể sử dụng móng bê tông dựa vào trọng lực (gravity base foundations) tùy vào địa điểm cụ thể và sau đó là móng nổi vào cuối thập kỷ này ở các vùng nước sâu hơn 50–60 m. Móng trọng lực không còn được sử dụng rộng rãi cho các trang trại gió ngoài khơi ở quy mô công nghiệp nhưng chúng có thể hấp dẫn đối với các địa điểm có điều kiện mặt đất gây khó khăn cho việc đóng cọc.

Cung cấp móng trong nước cũng mang lại các lợi ích về hậu cần, đặc biệt đối với vận chuyển giàn chân đế rất tốn kém.

Việt Nam có kỹ năng tốt trong chế tạo thép, đặc biệt là từ công nghiệp đóng tàu và dầu khí. Các công ty Việt Nam có cơ hội lớn trong chế tạo móng. Các công ty chính có thể tham gia là Alpha ECC, Công ty xây lắp dầu khí PetroVietnam, PV Shipyard, PTSC và Vietsovpetro.



Ngay cả các nhà máy chế tạo thép đã thành lập cũng sẽ cần phải đầu tư mới có thể sản xuất tinh gọn được khối lượng lớn cần thiết cho điện gió ngoài khơi. Rủi ro đầu tư cao trong kịch bản thị trường thấp vì nhu cầu không đồng đều nhưng lại thấp hơn trong kịch bản thị trường cao. Rủi ro có thể được bù đắp nếu có sự rõ ràng về công nghệ móng sẽ được ngành áp dụng. Những kết luận này được tóm tắt trong Hình 10.5.

Hình 10 .5: Đánh giá chuỗi cung ứng móng

2

3

4

1


ngoài khơi



song








Việt Nam không có năng lực sản xuất cáp biển ngầm. Lợi ích hậu cần thấp vì trong nhiều trường hợp, một tàu chở cáp có thể vận chuyển tất cả cáp cho một dự án từ nhà máy sản xuất chỉ trong một hoặc hai hành trình. Các nhà máy cáp biển ngầm đặt ở Trung Quốc, Nhật Bản và Hàn Quốc và chúng có thể sẽ được sử dụng cho các dự án ở Việt Nam. Khi thị trường Đông/Đông Nam Á phát triển, có thể cần phải đầu tư mới nhưng các đơn vị cung cấp cáp thường tìm cách mở rộng các nhà máy hiện có thay vì đầu tư vào các địa điểm mới. Điều này là do thời gian đưa các nhà máy mới vào sản xuất thường rất lâu với độ chắc chắn thị trường thấp, nghĩa là rủi ro đầu tư khá lớn. Các đơn vị cung cấp cũng thận trọng trong việc pha loãng năng lực kỹ thuật tại các trung tâm đã có năng lực rất tốt của mình. Mặc dù vậy, trong kịch bản tăng trưởng cao, nhu cầu cáp ngầm trong nước cao có thể thúc đẩy đầu tư vào Việt Nam nếu có thị trường tốt. Những kết luận này được tóm tắt trong Hình 10.6.


Cho đến nay, các trang trại gió gần bờ ở Việt Nam đã được xây dựng mà không có trạm biến áp ngoài khơi và Việt Nam cũng không có kinh nghiệm tại các thị trường khác.

Cung cấp trạm biến áp cho điện gió ngoài khơi cần phối hợp với ngành cung cấp giàn (dầu khí) trong đóng tàu và dầu khí vì nó đòi hỏi kỹ năng chế tạo thép và tích hợp hệ thống. Các trạm thường là loại thiết kế đơn chiếc và do đó, những đơn vị mới gia nhập không cần đầu tư để sản



xuất hiệu quả về mặt khối lượng. Một thách thức đối với những đơn vị mới tham gia là tỷ suất lợi nhuận trong ngành điện gió ngoài khơi thấp hơn so với ngành dầu khí.

Các đơn vị cung cấp hiện tại ở các thị trường khác thường làm việc tại các địa điểm đã có do nhu cầu không đồng đều và thực tế là cần ít đầu tư cụ thể.

Việt Nam có một số đơn vị chế tạo có kỹ năng và kinh nghiệm trong cung cấp trạm biến áp, có thể thông qua liên doanh với các đơn vị cung cấp thiết bị điện. Các công ty chính có thể sẽ là Alpha ECC, Công ty xây lắp dầu khí PetroVietnam, Công ty chế tạo giàn khoan dầu khí, PTSC và Vietsovpetro.

Việt Nam cũng có năng lực cung cấp linh kiện điện. ABB có một nhà máy biến áp tại Hà Nội và các nhà máy sản xuất thiết bị điện cao thế và trung thế ở Bắc Ninh.

Ngành điện gió ngoài khơi thường quá nhỏ để thúc đẩy đầu tư sản xuất thiết bị điện ở các địa điểm mới. Lĩnh vực truyền tải và phân phối điện lớn hơn nhiều và cũng sử dụng các sản phẩm tương tự. Tăng trưởng ngành nhanh chóng ở Việt Nam có thể tạo điều kiện để đầu tư nhiều hơn. Hình 10.7 tóm tắt các kết luận của chúng tôi.

Cơ sở hạ tầng trên bờ

Cơ sở hạ tầng trên bờ bao gồm cáp xuất điện trên bờ, trạm biến áp trên bờ và cơ sở vận hành. Cần phối hợp nhiều với phần còn lại của ngành xây dựng dân dụng và các công ty trong nước sẽ đảm nhận công việc này. Các công ty Việt Nam chắc sẽ không phải đầu tư lớn cho việc này. Hình 10.8 tóm tắt các kết luận của chúng tôi.

Hình 10 .6: Đánh giá chuỗi cung ứng cáp liên kết hệ thống và cáp xuất điện

2

3

4

1


ngoài khơi



song









Lắp đặt và vận hànhLắp đặt tuabin và móng

Lắp ráp sơ bộ tại cảng và lắp ráp cuối cùng tại trang trại gió do đơn vị cung cấp tuabin thực hiện. Các trang trại gió móng cố định ngoài khơi sử dụng các tàu tự nâng chuyên dụng được chế tạo chủ yếu dành riêng cho ngành điện gió ngoài khơi. Việt Nam hiện không có các tàu phù hợp.

Hình 10 .7: Đánh giá chuỗi cung ứng cho các trạm biến áp ngoài khơi

2

3

4

1


ngoài khơi



song







Hình 10 .8: Đánh giá chuỗi cung ứng cho cơ sở hạ tầng trên bờ

2

3

4

1


ngoài khơi



song









Móng có thể được lắp đặt bởi tàu tự nâng (cũng có thể là loại sử dụng cho tuabin) hoặc tàu nâng nổi hạng nặng. Mặc dù Việt Nam có tàu xây dựng nổi với cần cẩu, nhưng những tàu này không có sức nâng (lên tới 2.000 tấn) cần thiết cho móng của dự án điện gió ngoài khơi.

Việt Nam có các nhà thầu dầu khí và các công ty vận tải có nhiều kinh nghiệm làm việc ở nước ngoài và những công ty này có thể tham gia thị trường thông qua đầu tư. Các công ty này bao gồm Công ty vận tải liên hiệp Huy Hoàng, PTSC và Vietsovpetro.

Tàu lắp đặt điện gió ngoài khơi có thể làm việc ở bất kỳ quốc gia nào mà không bị luật pháp hạn chế. Ngành điện gió ngoài khơi đã chứng kiến một số lượng lớn tàu được đóng mới, điều này cho thấy rào cản đầu tư thấp. Liên doanh với các nhà thầu đã thành lập ở châu Âu sẽ giảm rủi ro đầu tư hơn nữa. Một số tàu đang được đóng tại Nhật Bản.

Có một thách thức là phải cân bằng chi phí vốn của tàu trong khi vẫn phải đảm bảo khả năng tiếp tục lắp đặt tua-bin và móng có kích thước ngày càng tăng.

Hình 10.9 tóm tắt kết luận của chúng tôi.

Hình 10 .9: Đánh giá chuỗi cung ứng cho lắp đặt tuabin và móng

3

4

1

2


ngoài khơi



song








Kỹ thuật lắp đặt cáp cho các dự án điện gió gần bờ có những điểm tương đồng với quy trình đặt cáp xuất điện trên bờ cho các trang trại gió ngoài khơi truyền thống. Tuy nhiên, chuyên môn và thiết bị cho các dự án truyền thống ngoài khơi lại khác biệt. Về lý thuyết, lắp đặt cáp liên kết hệ thống và cáp xuất khẩu có thể sử dụng cùng một tàu và thiết bị, nhưng các giải pháp tối ưu khác nhau. Các tàu đặt cáp liên kết hệ thống cần phải cơ động nhưng không cần công suất chuyên chở cao. Các tàu đặt cáp xuất điện thường lớn hơn để tải được toàn bộ chiều dài của cáp xuất điện. Lý tưởng nhất là chúng cũng có thể hoạt động ở vùng nước nông. Công ty dịch vụ ngoài khơi Thiên



Nam có khả năng đặt cáp, nhưng có thể phải đầu tư để cạnh tranh trong lĩnh vực điện gió ngoài khơi. Các công ty dầu khí khác như PTSC, Công ty dịch vụ ngoài khơi Tân Cảng và Vietsovpetro cũng có thể tham gia thị trường.

Lắp đặt cáp cho điện gió ngoài khơi là một thách thức về mặt kỹ thuật, đặc biệt là quá trình kéo và bấm đầu cáp ở đế tuabin, và những rủi ro khi tham gia thị trường là rất lớn. Cũng như đầu tư vào tàu, các công ty đặt cáp thiếu kinh nghiệm đã phải chịu sự chậm trễ của các dự án tại các thị trường điện gió ngoài khơi đã được thiết lập và có thể gây hậu quả tài chính nghiêm trọng. Thiết lập quan hệ đối tác với một nhà thầu sẽ làm giảm rủi ro này.


Hình 10 .10: Đánh giá chuỗi cung ứng cho lắp đặt cáp liên kết hệ thống và cáp xuất điện

3

4

1

2


ngoài khơi



song







Lắp đặt trạm biến áp ngoài khơi và trên bờ

Lắp đặt trạm biến áp ngoài khơi bao gồm lắp đặt móng (thường là giàn chân đế) và lắp đặt bệ trạm biến áp.

Móng trạm biến áp thường được lắp đặt tương tự như móng tuabin. Nó có thể sử dụng các tàu tương tự và có thể được thực hiện với tư cách là một phần trong hợp đồng lắp đặt móng tuabin. Do đó, kết luận của chúng tôi giống như đối với lắp đặt móng tuabin. Như đã đề cập ở trên, Việt Nam có các nhà thầu có kỹ năng để thực hiện các công việc này nhưng không có tàu phù hợp với nhu cầu hiện nay.

Bệ trạm biến áp có thể sẽ nặng hơn 2.000 tấn. Trong hầu hết các trường hợp, nó được vận chuyển đến địa điểm bằng xà lan sau đó được nâng lên vị trí bằng tàu nâng hạng nặng. Các tàu này thường được ‘mượn’ để sử dụng ngắn hạn từ đội tàu dầu khí, nhưng hiện tại các công ty Việt Nam không vận hành các đội tàu như vậy.



Lắp đặt trạm biến áp trên bờ cũng tương tự như xây dựng các cơ sở hạ tầng truyền tải điện khác và Việt Nam có chuyên môn phù hợp để đảm nhận công việc này.

Vận hành, bảo trì và dịch vụVận hành trang trại gió

Vận hành trang trại gió kết hợp một số chuyên môn quản lý tài sản điện gió trên bờ cùng với hậu cần ngoài khơi. Việt Nam có một ngành điện gió trên bờ đang phát triển và do đó sẽ có các kỹ năng quản lý tài sản liên quan. Chuyên môn hậu cần ngoài khơi có thể thấy trong các ngành công nghiệp dầu khí và vận tải của Việt Nam, mặc dù cần phải đầu tư vào các kỹ năng và tàu thuyền. Các công ty chính có thể là Công ty Hải Dương, PTSC, Công ty dịch vụ ngoài khơi Tân Cảng và Vietsovpetro,

Rào cản gia nhập nói chung là thấp, nguồn thu dài hạn và lợi ích của nguồn cung trong nước cao, điều này cho thấy khả năng cạnh tranh tăng cao theo thời gian.


Hình 10 .11: Đánh giá chuỗi cung ứng cho vận hành trang trại gió

3

4

1

2


ngoài khơi



song







Bảo dưỡng và dịch vụ tuabin

Bảo dưỡng và dịch vụ tuabin thường do đơn vị cung cấp tuabin thực hiện, thường theo hợp đồng dịch vụ có thời hạn lên tới 15 năm. Lực lượng lao động trong nước sẽ được sử dụng cho phần lớn công việc này và có cơ hội cho các công ty trong nước cung cấp dịch vụ kiểm tra và kỹ thuật viên trong quá trình bảo trì theo kế hoạch và các hoạt động dịch vụ ngoài kế hoạch để đối phó với sự cố tuabin. Những kỹ năng này có thể thấy trong ngành điện gió trên bờ của Việt Nam. Rào cản gia nhập thị trường thấp và đầu tư chủ yếu sẽ tập trung vào việc đảm bảo kỹ năng ở mức cao.




Dịch vụ và bảo trì các phần còn lại (ngoài tuabin)

Bảo trì và dịch vụ các phần còn lại (ngoài tuabin) bao gồm móng và cáp liên kết hệ thống và cáp xuất điện và trạm biến áp. Bảo trì và dịch vụ cáp là quan trọng nhất, các sự cố cáp là nguồn yêu cầu bảo hiểm lớn nhất trong điện gió ngoài khơi, thường là do hư hỏng cơ học gây ra đối với cáp. Công tác này sử dụng các thiết bị tương tự như dùng để lắp đặt cáp vì cáp liên kết hệ thống thường được thay thế thay vì sửa chữa, và các công ty tương tự có thể đảm nhận công việc.

Bảo trì và dịch vụ móng bao gồm kiểm tra ăn mòn hoặc khiếm khuyết các cơ cấu trên và dưới nước, làm sạch và sửa chữa các phần trên mặt nước. Các công ty Việt Nam như Công ty dịch vụ ngoài khơi Tân Cảng rất phù hợp với công việc này.

Việc bảo trì và dịch vụ trạm biến áp có thể do đơn vị cung cấp hệ thống điện hoặc các công ty con của Tập đoàn Điện lực Việt Nam thực hiện, nhưng các công ty cung cấp dịch vụ hỗ trợ vận hành cho bệ dầu khí có thể đảm nhận công việc này, như PTSC, Công ty dịch vụ ngoài khơi Thiên Nam và Vietsovpetro.


Kết thúc hoạt độngChiến lược kết thúc hoạt động chưa được xây dựng tại các thị trường đã được thiết lập ở châu Âu. Nhiều khả năng các tàu đã được sử dụng để lắp đặt cũng sẽ hỗ trợ công tác kết thúc hoạt động. Do đó, các công ty hoạt động trong công tác kết thúc hoạt động có thể là Huy Hoàng Logistic & Transport, PTSC, Công ty dịch vụ ngoài khơi Tân Cảng, Công ty dịch vụ ngoài khơi Thiên Nam và Vietsovpetro.


Hình 10 .12: Đánh giá chuỗi cung ứng cho bảo trì và dịch vụ tuabin

3

4

1

2


ngoài khơi



song









Hình 10 .13: Đánh giá chuỗi cung ứng cho dịch vụ và bảo trì phần còn lại của nhà máy

3

4

1

2


ngoài khơi



song







Hình 10 .14: Đánh giá chuỗi cung ứng cho kết thúc hoạt động

3

4

2

1


ngoài khơi



song








81

11 . Việc làm và lợi ích kinh tế

11 .1 Mục đíchTrong gói công việc này, chúng tôi xác định tác động kinh tế của điện gió ngoài khơi ở Việt Nam, xem xét tiềm năng tạo việc làm và đầu tư trực tiếp vào ngành điện gió ngoài khơi của nước này theo các kịch bản được đưa ra trong Phần 2.

Bản phân tích xem xét các cơ hội ở các giai đoạn khác nhau của ngành (bao gồm sản xuất, lắp đặt, vận hành và bảo trì) cho cả các dự án trong nước và xuất khẩu.

Bản phân tích này là rất quan trọng vì nó hữu ích để hiểu, về dài hạn, những tác động kinh tế của điện gió ngoài khơi là gì và làm thế nào để phát huy tối đa các lợi ích đó.

Phân tích này nhằm xây dựng những tác động kinh tế do các trang trại gió của Việt Nam tạo ra trên toàn cầu, cũng như tại Việt Nam.

11 .2 Phương phápChúng tôi đã xem xét ba loại tác động:

■ Tổng tác động từ các dự án ở Việt Nam, ■ Tác động đối với Việt Nam từ các dự án ở trong nước, và ■ Tác động đối với Việt Nam từ các dự án ở trong nước và các dự án trên toàn cầu.

Tác động trực tiếp và gián tiếp đã được mô hình hóa. Tác động trực tiếp được định nghĩa là các tác động có liên quan đến các đơn vị phát triển dự án và nhà thầu chính của họ. Tác động gián tiếp được định nghĩa là những tác động có liên quan đến các nhà thầu phụ. Các tác động hiệu ứng được tạo ra do chi tiêu tiền lương của các cá nhân đã bị bỏ qua vì không có sẵn các số liệu thống kê kinh tế.

Tổng tác động từ các dự án ở Việt NamChúng tôi đã tính toán tổng số việc làm toàn thời gian (FTE) và GVA theo năm được tạo ra cho mỗi kịch bản thị trường nếu có 100% hàm lượng nội địa (nghĩa là, không có nhập khẩu vật tư, linh kiện và dịch vụ):

■ Kịch bản tăng trưởng thấp (5 GW vào năm 2030 và 35 GW vào năm 2050), và ■ Kịch bản tăng trưởng cao (10 GW vào năm 2030 và 70 GW vào năm 2050).

Chúng tôi đã sử dụng mô hình nội bộ áp dụng hệ số nhân để chuyển đổi chi tiêu sang năm FTE và GVA. Thông tin chi tiết về phương pháp của chúng tôi được trình bày trong Phần 11.4.



Đối với mỗi kịch bản, chúng tôi đã tính toán các tác động cho một dự án điển hình 500 MW ở Việt Nam vào năm 2023, 2030, và 2035 tại một địa điểm móng cố định ngoài khơi và sử dụng các tác động này để ước tính tác động tổng thể.

Tác động đối với Việt Nam từ các dự án ở trong nướcChúng tôi đã tính toán các tác động tại Việt Nam bằng cách xem xét khả năng hiện tại và tương lai tiềm năng của chuỗi cung ứng của Việt Nam và đánh giá tỷ lệ nội địa hóa có thể thực hiện cho mỗi kịch bản. Năng lực chuỗi cung ứng của Việt Nam và cơ hội phát triển được thảo luận trong Phần 10. Danh sách toàn diện về các đơn vị cung cấp có uy tín được đưa ra trong Bảng 11.1.

Tác động đối với Việt Nam từ các dự án trong nước và các dự án toàn cầuĐây là tổng của các tác động nói trên và dự báo xuất khẩu. Chúng tôi ước tính tính tiềm năng, dựa trên hiểu biết của chúng tôi về thị trường khu vực và toàn cầu và chuỗi cung ứng của Việt Nam và cách thức phát triển trong từng kịch bản tăng trưởng.

Bảng 11 .1: Tóm tắt chuỗi cung ứng tiềm năng của Việt Nam

Loại Các công ty lớn có liên quan tại Việt Nam

Phát triển và cấp phép Nhiều đơn vị phát triển và tư vấn trong nước cộng với PTSC, Technip Vietnam và Vietsovpetro


GE (máy phát và hệ thống điều khiển) Helukabel (đi cáp)

Cánh quạt Chỉ vật liệu: An Việt Long, Triac Composites và các đơn vị khác

Cột CS Wind

Cung cấp móng Alpha ECC, Công ty xây lắp dầu khí PetroVietnam, Công ty chế tạo giàn khoan dầu khí, PTSC, Vietsovpetro


Không có


Khung: Alpha ECC, Công ty xây lắp dầu khí PetroVietnam, Công ty chế tạo giàn khoan dầu khí, PTSC, VietsovpetroPhần điện: ABB, Hyosung

Hạ tầng trên bờ Nhiều công ty

Lắp đặt tuabin và móng Công ty vận tải liên hiệp Huy Hoàng, PTSC và Vietsovpetro—chắc chắn phải liên kết với các nhà thầu nước ngoài


Công ty dịch vụ hàng hải Thiên Nam, PTSC, Công ty dịch vụ biển Tân Cảng và Vietsovpetro có thể gia nhập thị trường

Vận hành trang trại gió Nhiều đơn vị phát triển

Bảo trì và dịch vụ tuabin Đơn vị cung cấp tuabin

Bảo trì phần còn lại (ngoài tuabin)

Nhiều công ty

Kết thúc hoạt động Công ty vận tải liên hiệp Huy Hoàng, PTSC, và VietsovpetroNguồn: BVG Associates.


11. Việc làm và lợi ích kinh tế 83

11 .3 Kết quảTổng tác động từ các dự án ở Việt NamDự án đơn

Hình 11.1 cho thấy tổng số năm việc làm FTE (Full Time Equivalent—tương đương toàn thời gian) được tạo ra hàng năm cho một dự án được lắp đặt vào năm 2023. Các số liệu không thay đổi trong các kịch bản. Điều đó cho thấy số lượng việc làm đạt đỉnh vào năm 2022, năm đầu tiên khai công xây dựng ước tính cần khoảng 7.500 nhân công, vào lúc phải sản xuất cũng như lắp đặt tuabin gió cũng như các phụ kiện.

Hình 11 .1: Tổng việc làm năm FTE hàng năm cho một dự án 500 MW lắp đặt năm 2023, được phân theo yếu tố chi phí

0

2,000

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

20362037

20382039

20402041

20422043

20442045

20462047

20482049

20502051

20522053

2054

4,000

6,000

8,000

Phát triển và quản lý dự án Tuabin Các bộ phận còn lại (ngoài tuabin)Dịch vụ vận hành và bảo dưỡngLắp đặt và vận hành Tháo dỡ và xử lý

Năm

FTE


Tổng việc làm cho dự án vào khoảng 30.000 năm FTE. Một nghiên cứu của Cơ quan Năng lượng tái tạo Quốc tế (IRENA) năm 2018 ước tính rằng một trang trại gió 500 MW tạo ra khoảng 2,1 triệu ngày công (khoảng 10.000 năm FTE). Con số này được đưa ra dựa vào một khảo sát ngành và có thể đã bỏ sót các việc làm tạo ra ở các cấp thấp hơn của chuỗi cung ứng. Nó cũng dựa vào tiêu chuẩn làm việc của châu Âu.40

Hình 11.2 cho thấy GVA được tạo bởi một dự án này. GVA đạt đỉnh vào năm 2022 vào khoảng 740 triệu US$. Tổng GVA trên toàn bộ tuổi thọ của dự án là 2,4 tỷ US$.

Đối với các dự án đơn lẻ trong năm 2030 và năm 2035, các chỉ số tương tự thấp hơn một chút, cho thấy chi phí đã giảm đi. Các biểu đồ cho những năm này không có trong báo cáo này.

Kịch bản tăng trưởng cao

Hình 11.3 đưa ra số việc làm FTE hàng năm trên toàn cầu và cho thấy số lượng việc làm tăng dần đến năm 2032 cho tới khi vào giai đoạn ổn định vào khoảng 90,000 FTE mỗi năm. Điều đó là do trong kịch bản này, công suất lắp đặt hàng năm đạt đến trạng thái ổn định vào năm 2032. Sau năm 2032, số lượng công việc OMS (vận hành và bảo dưỡng) có gia tăng, nhưng bù lại, có



sự giảm đi trong các yếu tố khác của chuỗi cung ứng, do hệ quả của sự sụt giảm LCOEs. Từ năm 2020 đến năm 2035, hơn 800.000 năm FTE được tạo ra.

Trong Hình 11.4, GVA tạo ra bởi tất cả các dự án cho thấy xu hướng tương tự, với GVA đạt khoản 6,5 tỷ US$ mỗi năm trong những năm 2030. Từ năm 2020 đến năm 2035, có hơn 60 tỷ US$ GVA được tạo ra.

Kịch bản tăng trưởng thấp

Đối với kịch bản tăng trưởng thấp, hình thái biểu đồ có dạng tương tự, mặc dù giai đoạn ổn định (đoạn đường nằm ngang) xảy ra muộn hơn vì thị trường chỉ đạt đến trạng thái ổn định vào năm 2037. Điều này được thể hiện trong Hình 11.5. Do việc giảm chi phí ở thị trường này chậm hơn, số

Hình 11 .2: Tổng GVA cho một dự án 500 MW lắp đặt vào năm 2023, được phân theo yếu tố chi phí

0

0.2

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

20362037

20382039

20402041

20422043

20442045

20462047

20482049

20502051

20522053

2054

0.6

0.4

0.8

1.0

Phát triển và quản lý dự án Tuabin Các bộ phận còn lại (ngoài tuabin)Dịch vụ vận hành và bảo dưỡngLắp đặt và vận hành Tháo dỡ và xử lý

GVA

(tỷ

USD

)


Hình 11 .3: Tổng việc làm năm FTE hàng năm do các dự án của Việt Nam tạo ra trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí

0

20,000

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

Phát triển và quản lý dự án Tuabin Các bộ phận còn lại (ngoài tuabin)Dịch vụ vận hành và bảo dưỡngLắp đặt và vận hành

Năm

FTE




lượng việc làm tiếp tục tăng lên khoảng 70.000 năm FTE mỗi năm khi thị trường OMS (vận hành và bảo dưỡng) mở rộng.

Trong Hình 11.6, GVA được tạo bởi tất cả các dự án trong kịch bản tăng trưởng thấp cho thấy xu hướng tương tự. Từ năm 2020 đến năm 2035, có khoảng 30 tỷ US$ GVA được tạo ra.

Hình 11 .4: Tổng GVA do tất cả các dự án của Việt Nam tạo ra trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí

0

2

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

6

4

8


GVA

(tỷ

USD

)


Hình 11 .5: Tổng việc làm năm FTE hàng năm được tạo bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân theo yếu tố chi phí

0

20,000

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000


Năm

FTE




Tác động đến Việt Nam từ tất cả các dự án trong nướcBảng 11.2 cho thấy tỷ lệ nội địa hóa của Việt Nam thay đổi theo thời gian khi các khoản đầu tư phát sinh. Những điều này phản ánh các giả định về chuỗi cung ứng của Việt Nam hiện tại và tương lai được phát triển trong Phần 10 và được tóm tắt trong Bảng 11.1. Sự khác biệt quan trọng là: kịch bản tăng trưởng cao dẫn đến đầu tư vào một nhà máy sản xuất cánh quạt, một nhà máy cáp điện ngầm ở Việt Nam và các tàu lắp đặt của Việt Nam, sẵn sàng cho một dự án điện gió vào năm 2030.

Hình 11 .6: Tổng GVA được tạo bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân theo yếu tố chi phí

0

2

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

6

4

8


GVA

(tỷ

USD

)


Bảng 11 .2: Tỷ lệ nội địa hóa của Việt Nam trong các dự án điện gió ngoài khơi ở Việt Nam hoàn thành vào năm 2023, 2030 và 2025

Yếu tố chi phí


2023 (%) 2030 (%) 2035 (%) 2023 (%) 2030 (%) 2035 (%)

Phát triển dự án 60 70 70 60 70 70

Tuabin 5 10 10 5 15 15

Móng 70 80 80 70 80 80

Cáp 0 0 0 0 70 70

Lắp đặt 10 30 30 10 60 60

Vận hành 70 70 70 70 75 75

Tháo dỡ và xử lý 50 50 50 50 50 50

Tổng 34 40 40 34 60 60




Kịch bản tăng trưởng cao

Hình 11.7 đưa ra số việc làm FTE hàng năm của Việt Nam được tạo ra từ các dự án. Số năm FTE có thể đạt khoảng 45.000 trong những năm từ 2030 đến 2039. Từ giữa năm 2020 đến năm 2035, có 420.000 năm FTE được tạo ra, bằng khoảng một nửa tổng việc làm được tạo ra trên toàn cầu.

Hình 11 .7: Tổng việc làm năm FTE hàng năm của người Việt Nam được tạo ra bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí

0

10,000

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000


Năm

FTE


Hình 11 .8: GVA hàng năm của Việt Nam được tạo ra bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí

0

1

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

3

2

4


GVA

(tỷ

USD

)


Hình 11.8 cho thấy GVA hàng năm đạt 3,5 tỷ US$ trong những năm từ 2030 đến 2039. Từ năm 2020 đến năm 2035, hơn 30 tỷ USD GVA được tạo ra, chiếm khoảng một nửa tổng GVA được tạo ra trên toàn cầu.




Hình 11.9 đưa ra số việc làm FTE hàng năm của Việt Nam taọ ra từ tất cả các dư án. Nó cho thấy số năm FTE tiếp tục tăng vào đầu những năm 2030, đạt khoảng 15.500 vào năm 2035. Nó tiếp tục tăng lên khoảng 20.000 năm FTE vào cuối những năm 2040. Số lượng năm FTE tạo ra trong giai đoạn từ năm 2020 đến năm 2035 vào khoảng 120.000.

Hình 11 .9: Tổng việc làm năm FTE hàng năm của Việt Nam được tạo ra bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân theo yếu tố chi phí

0

10,000

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000


Năm

FTE


Hình 11.10 cho thấy GVA hàng năm đạt 1,2 tỷ US$ trong năm 2035. GVA tăng lên khoảng 1,5 tỷ US$ vào cuối những năm 2040, và được tạo ra trong giai đoạn từ năm 2020 đến năm 2035 vào khoảng 9 tỷ US$.

Hình 11 .10: GVA hàng năm của Việt Nam được tạo bởi tất cả các dự án của Việt Nam trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân theo yếu tố chi phí

0

1

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

3

2

4


GVA

(tỷ

USD

)




Tác động đến Việt Nam từ các dự án toàn cầuKịch bản tăng trưởng cao

Hình 11.11 và Hình 11.12 trình bày một dấu hiệu cho thấy tác động của xuất khẩu đối với khả năng tạo việc làm và GVA. Cùng với nguồn cung cho thị trường trong nước, tổng việc làm đạt gần 80.000 năm FTE trong những năm 2030, với 700.000 năm FTE được tạo ra trong giai đoạn từ 2020 đến 2035. GVA đạt 5,5 tỷ US$ trong những năm 2030 và lên tới 50 tỷ US$ trong giai đoạn từ 2020 đến 2035.

Sản xuất linh kiện đóng vai trò đặc biệt quan trọng, và đối với sản xuất linh kiện thì các thị trường lân cận có thể cũng quan trọng như thị trường trong nước của Việt Nam.

Hình 11 .11: Tổng việc làm năm FTE hàng năm của Việt Nam được tạo ra bởi các dự án của Việt Nam và toàn cầu trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí

0

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

Xuất khẩu phát triển và quản lý dự ánXuất khẩu tuabinThị trường trong nước

Xuất khẩu lắp đặt và vận hành Xuất khẩu dịch vụ vận hành và bảo dưỡng

Năm

FTE

Xuất khẩu các thiết bị khác


Hình 11 .12: GVA hàng năm của Việt Nam được tạo bởi các dự án của Việt Nam và toàn cầu trong kịch bản tăng trưởng cao, được phân theo yếu tố chi phí

0

2

3

1

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

5

4

6



GVA

(tỷ

USD

)





Đầu tư vào sản xuất và đội tàu tại Việt Nam cần phát triển để đáp ứng nhu cầu khu vực, bởi vì ngay cả trong kịch bản tăng trưởng cao, nguồn cầu trong nước sẽ không đủ cho nguồn cung. Xuất khẩu sẽ rất quan trọng để làm giảm bớt thay đổi sản lượng chuỗi cung ứng vì sẽ có sự biến động về nhu cầu từ thị trường Việt Nam.


Trong kịch bản tăng trưởng thấp, mặc dù có ít cơ hội xuất khẩu hơn nhưng cơ hội vẫn tồn tại với sản xuất cột và móng tại Việt Nam. Các hạng mục này có thể sẽ được sản xuất cạnh tranh và các đơn vị cung cấp sẽ có cơ hội xuất khẩu. Số lượng năm FTE được tạo ra từ 2020 đến 2035 là 190.000 và được thể hiện trong Hình 11.13.

Trong cùng thời gian, GVA được tạo ra là 13 tỷ US$ và được thể hiện trong Hình 11.14.

Hình 11 .13: Tổng việc làm năm FTE hàng năm của Việt Nam được tạo ra bởi các dự án của Việt Nam và toàn cầu trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân chia theo yếu tố chi phí

0

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000



Năm

FTE



Hình 11 .14: GVA hàng năm của Việt Nam được tạo bởi các dự án của Việt Nam và toàn cầu trong kịch bản tăng trưởng thấp, được phân theo yếu tố chi phí

0

2

3

1

20202021

20222023

20242025

20262027

20282029

20302031

20322033

20342035

5

4

6



GVA

(tỷ

USD

)





Đầu tưBảng 11.3 mô tả các đầu tư cần thiết để thực hiện phát triển chuỗi cung ứng như mô tả ở trên. Đầu tư mang tính tương đối, vì chúng còn phụ thuộc vào nơi diễn ra đầu tư và cơ sở hạ tầng hiện tại có thể sử dụng được.

Tổng mức đầu tư trong khoảng từ 40 đến 100 triệu US$ trong kịch bản tăng trưởng thấp và có thể trên 0,5 tỷ US$ trong kịch bản tăng trưởng cao. Đầu tư vào các cảng chưa được bao gồm, vì vậy sẽ được bổ sung.

Bảng 11 .3: Đầu tư chuỗi cung ứng trong nước để tạo điều kiện cho điện gió ngoài khơi của Việt Nam với thời điểm để đạt được các tác động cho một dự án được lắp đặt vào năm 2030

Đầu tưKịch bản tăng trưởng thấp

Kịch bản tăng trưởng cao Thời điểm Số tiền

Cột tuabin Nâng cấp nhà máy CS Wind hiện có để sản xuất 100 cột tua bin ngoài khơi mỗi năm và cung cấp bốc xếp ở cảng

Nâng cấp nhà máy CS Wind hiện có để sản xuất 100 cột ngoài khơi mỗi năm và cung cấp bốc xếp ở cảng

Quyết định đầu tư năm 2027

5–30 triệu US$

Cánh tuabin Không Nhà máy mới sản xuất 100 bộ cánh quạt mỗi năm

Quyết định đầu tư đầu năm 2027

30–100 triệu US$

Móng Nâng cấp sân chế tạo

Nâng cấp sân chế tạo


5–30 triệu US$

Cáp ngầm Không Nhà máy mới tại vị trí bến tàu để cung cấp cáp liên kết hệ thống và cáp xuất điện

Quyết định đầu tư năm 2025


Tàu lắp đặt Tàu lắp đặt cáp mới Tàu lắp đặt tuabin mới, móng và cáp




Điều kiện tiên quyếtDựa trên kinh nghiệm ở các thị trường khác, có một số điều kiện tiên quyết để thực hiện các đầu tư này:

■ Sự tự tin vào danh mục dự án tiềm năng vững chắc trong tương lai để cạnh tranh, ■ Môi trường thương mại và tài chính tạo thuận lợi cho đầu tư, cho dù là đầu tư từ nước ngoài

hay trong nước, và ■ Mức độ cam kết đủ lớn để mua một lượng cung cấp tương đối lớn trong một khoảng thời

gian đủ dài.

Ở châu Âu, điều kiện cuối có thể là một rào cản gây nản lòng, vì các đơn vị phát triển dự án thường chỉ có tầm nhìn giới hạn trong các dự án của chính mình và tìm cách duy trì cạnh tranh



trong chuỗi cung ứng của mình, vì vậy có xu hướng không đưa ra nhiều cam kết. Thông thường, cam kết có thể chỉ là cho ‘dự án tiếp theo’ và thông thường các đơn vị cung cấp không có đủ thời gian xây dựng nhà máy sản xuất mới, dẫn tới không sản xuất đủ linh kiện, bởi vì các đơn vị phát triển đều muốn bắt đầu dự án sớm nhất có thể.

11 .4 Thông tin chung: Chi tiết phương phápMô phỏng truyền thống về tác động kinh tế đối với hầu hết các ngành công nghiệp phụ thuộc vào số liệu thống kê của chính phủ, ví dụ như dựa trên mã phân loại ngành và sử dụng bảng đầu vào-đầu ra và các hệ số sản xuất và việc làm khác.

Dữ liệu mã phân loại ngành có thể phù hợp với các ngành truyền thống ở cấp quốc gia. Tuy nhiên, việc xây dựng các mã mới cho một ngành trưởng thành cần phải có thời gian. Điều này có nghĩa là các phân tích về phân loại ngành thông thường của điện gió ngoài khơi cần áp d dữ liệu hiện có vào các hoạt động điện gió ngoài khơi, điều này không dễ dàng và là có thể gây ra lỗi. Phân tích sử dụng mã phân loại ngành cũng phải dựa trên dữ liệu tổng quát.

Điện gió ngoài khơi phù hợp hơn với cách xử lí chắc chắn, bằng việc nhìn vào khả năng hiện tại và tương lai của chuỗi cung ứng nội địa, bởi vì dự án điện gió ngoài khơi có xu hướng:

■ Quy mô lớn và có quy trình thu mua riêng biệt lẫn nhau, và ■ Sử dụng các công nghệ tương đương và dùng chung chuỗi cung ứng.

Do đó, nó cho phép phân tích thực tế về nội dung địa phương, khu vực và trong nước của các dự án ngay cả khi có lỗ hổng trong dữ liệu.

Phương pháp sử dụng ở đây được BVGA và Steve Westbrook thuộc University of the Highlands and Islands, Anh, phát triển và đã được sử dụng cho nhiều khách hàng lớn.

Đầu vào đầu tiên của phương pháp này là chi phí cho mỗi MW của từng loại chuỗi cung ứng tại thời điểm hoàn thành trang trại gió.

Các chi tiêu còn lại tương tự như GVA trực tiếp và gián tiếp được tạo ra. GVA là tổng chi phí lao động và lợi nhuận hoạt động. Do đó, chúng ta có thể mô hình hóa việc làm FTE từ GVA, miễn là chúng tôi hiểu được một số biến số chính. Sử dụng phương pháp tác động kinh tế , ảnh hưởng tới việc làm được tính theo phương trình sau:

FTEa = (GVA - M)Ya + Wa

Trong đó: FTEa = Việc làm FTE hàng năm GVA = Tổng giá trị gia tăng (US$) M = Tổng lợi nhuận hoạt động (US$) Ya = Lương bình quân hàng năm (US$) Wa = Chi phí ngoài lương hàng năm cho người lao động (US$)



Do đó, để đưa ra đánh giá vững chắc, chúng tôi xem xét từng thành phần chính trong chuỗi cung ứng điện gió ngoài khơi và ước tính mức lương, chi phí lao động và biên lợi nhuận điển hình, tập hợp kiến thức và nghiên cứu cụ thể của ngành vào chi phí lao động điển hình cho công việc được thực hiện trong từng chuỗi cung ứng cấp 2.

FTE liên quan đến năm việc làm tương đương toàn thời gian, với công việc bán thời gian hoặc không đủ năm cũng có thể cho là phù hợp. Một công việc toàn thời gian thường sẽ có ít nhất 7 giờ mỗi ngày trong khoảng 230 ngày làm việc trong năm. Nếu một cá nhân làm việc nhiều hơn đáng kể so với mức này trong một năm, phân bổ FTE sẽ nhiều hơn 1 FTE (ví dụ: 1,5 FTE nếu làm việc tang ca trên 7 ngày mỗi tuần).

FTE trong báo cáo là tại nơi làm việc chứ không phải nơi cư trú và sẽ bao gồm người lao động di cư/tạm trú.

Trường hợp làm việc tại một địa phương (ví dụ, tại một địa điểm lắp ráp) được thực hiện bởi những lao động đến từ nơi khác ở Việt Nam hoặc từ nước ngoài và sống trong các nhà ở tạm thời khi làm việc tại chỗ, chi tiêu hàng ngày của họ về chỗ ở, thực phẩm và đồ uống, giải trí, . . . gây ra tác động tới việc làm tại chỗ và trên toàn Việt Nam ở cấp độ rộng hơn. Những tác động này đã được xem xét trong các tác động gián tiếp bởi vì các chi tiêu này có thể đã được bao gồm trong chi phí sinh hoạt thay vì chi tiêu cá nhân.

Hệ số GVA trên tổng thu nhập của một doanh nghiệp có thể tương đối cao, ở chỗ nó tính vào phí sử dụng nhà máy, thiết bị, thuyền đắt tiền, v.v. Ví dụ như trường hợp một tàu chuyên gia, được chế tạo tại Việt Nam cho công tác năng lượng tái tạo ngoài khơi, các việc làm trước đó và tác động thu nhập từ các việc làm này có thể bổ sung vào cho những gì đã nắm bắt được trong bài phân tích trong báo cáo này

Trong báo cáo này, tác động của GVA và thu nhập chưa được tính chiết khẩu trước khi tổng hợp.

Định nghĩa và giả địnhPhân tích kinh tế được lập xung quanh các dự án lý thuyết 500 MW vào năm 2023, 2030 và 2035. Để đơn giản hóa phân tích, chúng tôi giả định rằng các dự án này là các dự án móng cố định, như được mô tả trong Phần 6. Sẽ có những sự khác biệt nhỏ trong các tác động kinh tế từ các dự án điện gió gần bờ và móng nổi, nhưng các khác biệt này không đáng kể do sự không chắc chắn đối với chuỗi cung ứng của Việt Nam trong tương lai.

Đối với mỗi dự án lý thuyết, chúng tôi đã đưa ra các đánh giá về hàm lượng nội địa hóa cho từng loại chuỗi cung ứng được xác định trong Phần 10. Chi phí dự án vào năm 2023 được lấy từ mô hình LCOE được mô tả trong Phần 6. Việt Nam là một trong những quốc gia có mức tăng trưởng lương cao nhất ở châu Á và điều này có thể có tác động đáng kể đến chi phí trong tương lai. Để đơn giản hóa phân tích này, chúng tôi giả định rằng sẽ không có sự tăng lương và những thay đổi chi phí theo giá trị thực cho các dự án vào năm 2030 và 2035 là do thay đổi công nghệ và nâng cao năng lực trong ngành. Do đó, phân tích có thể đã ước tính thấp đi GVA.

Để mô hình hóa các tác động kinh tế từ năm 2020 đến năm 2050, chúng tôi đã nội suy chi phí và hàm lượng nội địa hóa trong khoảng thời gian từ 2023 đến 2035. Đối với các tác động trước năm



2023, chúng tôi giả định không có thay đổi nào trên mỗi MW từ số liệu năm 2023 và đối với các tác động sau năm 2035, chúng tôi giả định không có thay đổi nào trên mỗi MW từ số liệu năm 2035 .

Phân tích của chúng tôi đã giả định rằng công việc được thực hiện tại Việt Nam có cường độ nhân lực gấp đôi so với các công ty châu Âu vì chi phí lương thấp hơn làm giảm đi dự án đầu tư vào tự động hóa. Chúng tôi đề xuất thảo luận thêm về giả định này với Chính phủ trước khi hoàn thiện kết quả.


95

12 . Các cân nhắc về môi trường và xã hội

12 .1 Mục đíchTrong gói công việc này, chúng tôi xem xét các cân nhắc về môi trường và xã hội sẽ ảnh hưởng đến phát triển trong tương lai của thị trường điện gió ngoài khơi của Việt Nam.

Phần việc này giải quyết vấn đề làm thế nào Chính phủ có thể khuyến khích ngành và các bên liên quan cùng nhau tháo gỡ các hạn chế, bảo vệ môi trường và tối đa hóa sự chấp nhận của xã hội đồng thời hỗ trợ và phát triển ngành điện gió ngoài khơi.

12 .2 Phương phápChúng tôi đã xác định các phân loại chính về môi trường và xã hội đối với điện gió ngoài khơi ở Việt Nam, như được trình bày trong Bảng 12.1. Mỗi cân nhắc được xác định đã được xếp hạng theo tác động của nó đối với phát triển của điện gió ngoài khơi bằng thang đo RAG sau đây:

■ Màu đỏ (R—Red): cân nhắc về môi trường hoặc xã hội RẤT CÓ khả năng tác động hoặc ảnh hưởng đến phát triển trang trại gió ngoài khơi trong hầu hết các trường hợp

■ Màu hổ phách (A—Amber): cân nhắc về môi trường hoặc xã hội CÓ khả năng hạn chế hoặc ảnh hưởng đến phát triển trang trại gió ngoài khơi trong hầu hết các trường hợp

■ Màu xanh lá cây (G—Green): hạn chế về môi trường hoặc xã hội ÍT CÓ khả năng hạn chế hoặc ảnh hưởng đến phát triển trang trại gió ngoài khơi trong mọi trường hợp

Các phân loại này được xác định dựa trên kết hợp kiến thức của chúng tôi và đánh giá chuyên môn về các vấn đề liên quan đến điện gió ngoài khơi ở các thị trường khác và thông qua sự tham gia với các bên liên quan tại Việt Nam.

Cách tiếp cận này đảm bảo rằng danh sách các cân nhắc về môi trường và xã hội đã tính đến cả kinh nghiệm quốc tế và các vấn đề cụ thể đối với Việt Nam.

Mặc dù chúng tôi đã kết hợp các yếu tố đầu vào từ các bên liên quan trong nước về sự phù hợp của các cân nhắc đã xác định, các khuyến nghị cuối cùng của chúng tôi phù hợp với tiêu chuẩn quốc tế tốt của ngành.41

Chúng tôi nhận thức được các công việc đang diễn ra song song của WBG liên quan đến đánh giá các vấn đề môi trường ở Việt Nam, và do đó đã duy trì phân tích của chúng tôi ở mức tổng quanh và tập trung kỹ hơn vào các cân nhắc xã hội.

Khi có thể, chúng tôi đã xác định liệu các cân nhắc này liên quan hơn đến các dự án điện gió gần bờ (trong phạm vi 3 hải lý từ bờ) hay các dự án móng cố định (ngoài 3 hải lý).



Nói chung, điện gió gần bờ có nguy cơ cao hơn về các tác động xấu đến môi trường và xã hội, đặc biệt là về đa dạng sinh học do sự hiện diện của các loài bị đe dọa toàn cầu ở dải ven biển và gần các sinh cảnh nhạy cảm hoặc được bảo vệ. Một số dự án gần bờ có thể gặp thách thức khi tiếp cận nguồn vốn từ các bên cho vay quốc tế, do không đáp ứng các tiêu chuẩn xã hội và môi trường của bên cho vay, bao gồm cả nhu cầu về ĐTMX theo tiêu chuẩn quốc tế.

Việc phân tích tập trung vào các cân nhắc để phát triển dự án móng cố định nhưng kết quả cũng hữu ích cho lắp đặt điện gió gần bờ và móng nổi. Nhiều vấn đề có bản chất tương tự nhau đối với cả hai loại hệ thống, mặc dù có thể có một số khác biệt về mức độ chi tiết cần thiết đối với điện gió móng nổi ngoài khơi so với phát triển móng cố định. Ví dụ, ảnh hưởng của công trình với đáy biển của điện gió móng nổi chắc chắc sẽ nhỏ hơn so với loại móng cố định.

Các bên liên quan chính cho các cân nhắc về môi trường và xã hội bao gồm:

■ Chính phủ:• MONRE (Bộ Tài Nguyên và Môi Trường), • VASI (Tổng Cục Biển và Hải Đảo),• Chính quyền địa phương,• Đại học khoa học tự nhiên và khoa học xã hội,• Viện Công Nghệ Sinh Học và Môi Trường, Đại học Nha Trang,• Viện nuôi trồng thuỷ sản, Cầu Mầu,• Viện Nghiên cứu thuỷ sản, Hải Phòng,• Viện Hải Dương học,• Tổ chức nghiên cứu biển, và• Viện Sinh thái và Tài Nguyên Sinh Vật.

■ NGOs:• Tổ chức Sáng kiến về chuyển đổi năng lượng Việt Nam (VIET)• BirdLife International (Hiệp hội hoạt động trong lĩnh vực bảo tồn đa dạng sinh học chim và

môi trường sống của chúng)• Trung tâm Bảo tồn Thiên nhiên Việt• Lực lượng Bảo tồn Chim dẽ mỏ thìa• Dự án của Tổ chức Quốc tế vệ Bảo tồn Thiên nhiên ở sông Mê Không• Hiệp hội Bảo tồn Động vật Hoang dã (WCS)• Trung tâm Bảo tồn Đa dạng Sinh học và Các loài Nguy cấp• Tổ chức Bảo tồn Thảm động—thực vật quốc tế tại Việt Nam (Flora and Fauna International)• Tổ chức Nature Adviorsy (Tổ chức hoạt động trong tư vấn sinh thái)• Tổ chức Amperes (Tổ chức hoạt động trong lĩnh vực cải thiện cách thức sử dụng và quản lý

tài nguyên nước, năng lượng và môi trường)


12. Các cân nhắc về môi trường và xã hội 97

Đối với mỗi cân nhắc, chúng tôi đã:

■ Xác định mức độ cân nhắc áp dụng cho các khu vực có khả năng nhất trong phát triển điện gió ngoài khơi ở Việt Nam,

■ Đánh giá vấn đề đó được định nghĩa như thế nào trong luật và áp dụng thế nào vào thực tế, ■ Xác định cách thức giải quyết các vấn đề tương tự ở các thị trường điện gió ngoài khơi khác, và ■ Đặt ra các phương án để Việt Nam có thể giải quyết các vấn đề chính.

Chúng tôi đã xem xét Khung môi trường và xã hội42 (ESF) của Ngân hàng Thế giới. ESF áp dụng cho tất cả các dự án đầu tư mới của Ngân hàng Thế giới và giúp Ngân hàng Thế giới và khách hàng tiềm năng quản lý tốt hơn các rủi ro môi trường và xã hội của các dự án và cải thiện kết quả phát triển. Nó bao gồm 10 tiêu chuẩn môi trường và xã hội (ESS) chính như được liệt kê dưới đây:

■ ESS1: Đánh giá và quản lý các rủi ro và tác động môi trường và xã hội ■ ESS2: Lao động và điều kiện làm việc ■ ESS3: Sử dụng hiệu quả nguồn tài nguyên, ngăn ngừa và quản lý ô nhiễm ■ ESS4: An toàn lao động cho cộng đồng ■ ESS5: Thu hồi đất, hạn chế về sử dụng đất và tái định cư không tự nguyện ■ ESS6: Bảo tồn đa dạng sinh học và quản lý bền vững các nguồn tài nguyên thiên nhiên sống ■ ESS7: Dân tộc thiểu số/Các cộng đồng địa phương truyền thống khu vực cận Sahara châu Phi

không được cung cấp đầy đủ dịch vụ trong quá khứ ■ ESS8: Di sản văn hóa ■ ESS9: Trung gian tài chính ■ ESS10: Huy động sự tham gia của các bên liên quan và công bố thông tin

12 .3 Kết quả Các cân nhắc chính về môi trường và xã hội được nêu ra trong Bảng 12.1. Các ràng buộc được liên kết với các Tiêu chuẩn Môi trường và Xã hội của Ngân hàng Thế giới ESS1 và ESS6 khi có liên quan.43



Bảng 12 .1: Tóm tắt các hạn chế về môi trường và xã hội

Hạn chế Loại

Tác động đến

điện gió ngoài khơi Định nghĩa và liên quan đến điện gió ngoài khơi

Các khu bảo tồn và khu đa dạng sinh học trọng điểm

Môi trường

R

Các địa điểm đặc biệt về môi trường có ý nghĩa khu vực, quốc gia và quốc tế.Những hạn chế này ảnh hưởng cả các khu vực điện gió gần bờ và ngoài khơi, nhưng có tác động nhiều hơn với điện gió gần bờ.

Môi trường sống quan trọng, và môi trường sống tự nhiên

Môi trường

R

Các môi trường sống ven biển như bãi triều, rừng ngập mặn, thảm cỏ biển và rạng san hô ngoài khơi. Ảnh hưởng cả các dự án điện gió gần bờ và ngoài khơi, nhưng môi trường sống ven biển, tác động nhiều hơn tới các dự án gần bờ.

Các loài sinh vật biển nhạy cảm (Giá trị đa dạng sinh học ưu tiên)

Môi trường

R

Cá heo, bò biển, cá mập, rùa và và các loài khác nhạy cảm với các hoạt động khảo sát và xây dựng, bao gồm các loài sinh vật trong Sách đỏ. Ảnh hưởng đến cả các dự án gần bờ và ngoài khơi, nhưng có tác động nhiều hơn ở các dự án gần bờ.

Chim và dơi Môi trườngA

Môi trường sống của các loài chim cư trú và di cư, đặc biệt là vùng kiếm ăn gần bờ và các bãi chứa nước triều cường, nơi sinh sống của các sinh vật trong Sách đỏ. Đặc biệt quan trọng đối với các dự án gần bờ.

Hoạt động dầu khí

Xã hộiR

Các mỏ dầu khí, đường dây cung cấp, các công trình cảng biển và đường ống.Ảnh hưởng nhiều đến các dự án ngoài khơi.

Cơ sở hạ tầng năng lượng và truyền thông

Xã hộiA

Cáp điện ngầm, thông tin liên lạc, internet.Ảnh hưởng đến cả các dự án gần bờ và ngoài khơi.

Tàu và tuyến đường hàng hải*

Kỹ thuật R Các tuyến vận chuyển, khu vực neo đậu, và khu vực trung chuyển.Ảnh hưởng đến cả các dự án gần bờ và ngoài khơi.

Ngư trường thương mại và truyền thống

Xã hộiR

Khu vực dùng để đánh bắt cá.Đặc biệt quan trọng đối với các dự án gần bờ.

Nuôi trồng thủy sản

Xã hội A Nuôi trồng thủy sản ven biển và nuôi cá, các loài có vỏ và rong biển.Đặc biệt quan trọng đối với các dự án gần bờ.

Phong cảnh, cảnh biển

Xã hội

A

Tác động trực quan của tuabin gió đến các đặc điểm di sản gần đó hoặc các quang cảnh tự nhiên (tiêu cực); và đối với cộng đồng (tích cực/tiêu cực).Đặc biệt quan trọng đối với các dự án gần bờ.

Di sản lịch sử và văn hóa

Xã hội

R

Xác tàu đắm, các tòa nhà di tích lịch sử ven biển, khu vực tôn giáo và nghi lễ.Các địa điểm đắm tàu cũng có thể chứa bom mìn chưa phát nổ (UXO).Đặc biệt quan trọng đối với các dự án gần bờ.

Hoạt động du lịch

Xã hộiA

Lặn, câu cá giải trí, chèo thuyền, thuyền buồm, khách sạn ven biển, bãi biển, tàu du lịch.Đặc biệt quan trọng đối với các dự án gần bờ.

Khu tập trận quân sự*

Kỹ thuật

R

Căn cứ quân sự, trường bắn, khu vực cấm, khu vực không có hoạt động bay quân sự.Trường bắn cũng có thể chứa UXO.Ảnh hưởng đến cả các dự án gần bờ và ngoài khơi.

Hàng không* Kỹ thuậtA

Cản trở về mặt vật lý, và gây nhiễu tín hiệu radar hàng không do tuabin gió và quay cánh quạt.Đặc biệt quan trọng đối với các dự án gần bờ.


Các hạn chế được đánh dấu * không được coi là trở ngại về môi trường hoặc xã hội theo định nghĩa trong ESS của Ngân hàng Thế giới nhưng được bao gồm ở đây với tư cách là các ràng buộc về kỹ thuật cần được giải quyết trong phát triển dự án.



Môi trường sống quan trọng và được ưu tiên và các khu vực được bảo vệ hợp phápTrong khu vực có thể được các đơn vị phát triển điện gió ngoài khơi quan tâm có một số địa điểm được quy định là khu vực sống quan trọng của các sinh vật. Các khu vực được quy định với các thành phần biển có nhiều khả năng tác động đến các đơn vị phát triển là các Khu đa dạng sinh học trọng điểm (KBAs), Khu bảo tồn biển (MPA), Công viên quốc gia (NP), Khu bảo tồn thiên nhiên, Khu vực biển đặc biệt nhậy cảm (PSSAs), Khu đất ngập nước có tầm quan trọng quốc tế (Ramsar) và khu đất ngập nước được bảo vệ tại địa phương, Khu dự trữ sinh quyển UNESCO-MAB và Khu di sản thế giới (WHS). Những khu vực rất có thể là hạn chế, dựa vào vị trí của các khu vực phát triển điện gió ngoài khơi tiềm năng là Bái Tử Long, Hạ Long, Cát Bà và Cồn Cỏ ngoài khơi bờ biển phía đông bắc Việt Nam, Cù Lao Chàm ngoài khơi bờ biển miền Trung, Hòn Mun, Núi Chúa, Hòn Cầu, Thanh Phú, Bình Đại và Mũi Cà Mau ở ngoài khơi bờ biển phía đông nam và Côn Đảo ngoài khơi bờ biển phía nam. Việc phát triển các dự án vùng triều, có khả năng cao là không phù hợp với các mục tiêu bảo tồn của các Khu bảo tồn biển và các khu đa dạng sinh học trọng điểm dọc bờ biển phía đông nam.

Pháp luật yêu cầu các đơn vị phát triển phải lập ĐTMX được bộ TNMT phê duyệt cho tất cả các dự án điện gió ngoài khơi, mặc dù ĐTMX cho các dự án này thường không được coi là thông lệ quốc tế tốt của ngành. ĐTMX được yêu cầu cho các dự án sử dụng đất của Công viên quốc gia, Khu bảo tồn thiên nhiên, Di sản thế giới và Khu dự trữ sinh quyển.44 Không có khung thể chế cụ thể cho MPA. Trong thực tế, các khu vực này thường được UBND Tỉnh và các cơ quan ban ngành cấp tỉnh sử dụng và quản lý.45 Các khu vực đa dạng sinh học trọng điểm hiện tại chưa nhận được sự bảo vệ chính thức theo quy định pháp luật của Việt Nam.

Một số môi trường sinh cảnh biển tự nhiên quan trọng được cho là đặc biệt nhạy cảm với các tác động từ dự án phát triển như điện gió ngoài khơi. Các môi trường này bao gồm rạng san hô, thảm cỏ biển, rừng ngập mặn và bãi triều. Các bãi triều ở đồng bằng sông Cửu Long và sông Hồng hỗ trợ sự phát triển của quần thể chim ven biển mang tầm quan trọng thế giới, bao gồm chim dẽ mỏ thìa, một loại chim nằm trong danh sách cần được bảo vệ cực kì nguy cấp. Một số môi trường sống nhạy cảm có thể tìm thấy ở khu vực nước nông ven biển, và do đó đặc biển dễ bị ảnh hướng bởi các dự án phát triển điện gió ở bãi triều.

Kinh nghiệm quốc tế cho thấy các đơn vị phát triển điện gió ngoài khơi thường tránh xâm lấn vào các khu vực được quy định, đặc biệt là việc quy định đó có thể dẫn đến suy đoán không được chấp thuận phát triển dự án, chỉ đơn giản là tránh các khu vực này, tập trung vào các khu vực có tính chất tương tự để phát triển điện gió. Một số biện pháp giảm thiểu kỹ thuật đã được ngành điện gió tại các thị trường khác xây dựng để có thể phát triển trang trại gió gần khu vực được quy định, chẳng hạn như sửa đổi hoạt động của tuabin gió khi có mặt các loài chim và dơi và sử dụng hàng rào bong bóng (bubble curtain) để hạn chế tiếng ồn đối với động vật có vú ở biển trong quá trình lắp đặt móng tuabin gió ngoài khơi. Khung pháp lý vững chắc và hệ thống ĐTMX cần được thiết lập để đảm bảo các biện pháp giảm thiểu tác động phù hợp được thực hiện ở Việt Nam.

Các phương án cho Việt Nam bao gồm công bố chính thức mạng lưới các khu bảo tồn biển (MPA) và xác định những khu vực có tiềm năng sử dụng đa mục đích cho các trang trại gió ngoài khơi và những khu vực không tương thích. Phương án tốt nhất là tránh phát triển điện gió ngoài khơi ở các địa điểm được quy định, tiếp theo là có các phương án kỹ thuật để giảm thiểu tác động tiềm tàng. Bản báo cáo này khuyến nghị việc xây dựng các hướng dẫn và các yêu cầu đánh giá và giám



sát môi trường rõ ràng để các đơn vị phát triển xem xét trong quy trình ĐTMX khi đề xuất phát triển gần các khu vực được quy định là môi trường sống tự nhiên quan trọng.

Các loài sinh vật biển nhạy cảm (Giá trị đa dạng sinh học ưu tiên)Một số loài sinh vật biển ở Việt Nam rất nhạy cảm với các hoạt động khảo sát và xây dựng. Những loài này nói chung là những loài đặc biệt nhạy cảm với tiếng ồn dưới nước, các rung động, ngạt nước, hoặc mất môi trường sống đáy biển. Các đơn vị phát triển cần xem xét khả năng hiện diện của cá heo, bò biển, cá mập, rùa và một số loài cá sống theo đàn. Những loài này có bao gồm các nhánh đang bị đe doạ bởi nguy cơ tuyệt chủng.

Động vật có vú ở biển đặc biệt nhạy cảm với tiếng ồn dưới nước. Mức độ nhạy cảm khác nhau tùy theo loài, tần số và thời gian của tiếng ồn. Một số loài cũng dễ bị rủi ro va chạm với tàu (ví dụ như bò biển). Pháp luật bảo vệ cấm săn bắn các loài này nhưng không bảo vệ được chúng không bị tổn hại do các hoạt động hàng hải khác. Một số loài rất hiếm, như cá heo Irrawaddy được tìm thấy ở Việt Nam. BỘ TN&MT giám sát việc bảo vệ chúng.

Kinh nghiệm quốc tế đã chứng kiến việc đưa các loài nhạy cảm vào trong ĐTMX, nơi đơn vị phát triển phải đưa ra các biện pháp giảm thiểu đầy đủ để đáp ứng yêu cầu của các cơ quan quản lý là số lượng mỗi loài sẽ không chịu tác động bất lợi đáng kể nào.

Việt Nam có thể áp dụng các thông lệ ngành đã được sử dụng ở các nước có lịch sử phát triển ngoài khơi, như sử dụng các thiết bị làm suy giảm âm thanh, công việc theo mùa, các quan sát viên hoặc kỹ thuật đóng cọc mềm trong quá trình khảo sát và xây dựng để giảm thiểu tác động đối với các loài nhạy cảm.

Dơi và chim di cưNhiều loài chim dùng Việt Nam làm điểm dừng chân hoặc điểm đến trong quá trình di cư theo mùa. Các bãi triều của Việt Nam hỗ trợ các quần thể chim bờ biển đang bị đe doạ và có nguy cơ bị tuyệt chủng bao gồm chim dẽ mỏ thìa, là một loài cực kỳ nguy cấp. Việc phát triển các dự án điện gió gần bờ đưa ra nguy cơ đáng kể với các loài chim, gây nên sự xáo trộn và thay đổi môi trường sống của các loài ven biển. Các vùng biển nhiệt đới của Việt Nam ít hỗ trợ quần thể chim biển xa bờ hơn so với các khu vực ôn đới, ví dụ nhưng khu vực Biển Bắc ở Châu Âu. Tuy nhiên, hiện tại vẫn còn rất ít dữ liệu để xác định được các khu vực xa bờ mà chim biển có thể bị ảnh hưởng bở sự phát triển của điện gió ngoài khơi.

Có một yêu cầu theo luật định đối với các đơn vị phát triển là thực hiện ĐTMX trong những trường hợp như vậy, nhưng các tiêu chuẩn không quy định cụ thể đối với các loài chim và trang trại gió ngoài khơi. Trong thực tế, các đơn vị phát triển trang trại gió trên thế giới thường ưu tiên tuân theo các tiêu chuẩn quốc tế (Tiêu chuẩn thực hiện xã hội và môi trường của IFC).46 Chứng minh sự tuân thủ các tiêu chuẩn quốc tế có thể mang lại lợi ích cho các đơn vị phát triển về mặt thu hút tài chính hoặc đầu tư quốc tế.

Trên bình diện quốc tế, vấn đề được giải quyết bằng cách tiến hành khảo sát để xác định các loài chim và con đường di cư, và sau đó tránh các khu vực đó nếu có thể. Nếu cần thiết, có thể yêu cầu các đơn vị phát triển sửa đổi số lượng và kích thước của tuabin gió, bố trí của tuabin, tắt tuabin trong các thời kỳ di chuyển chính và ngừng quay rôto khi gió thổi rất nhẹ, không tạo ra điện. Mặc



dù có các biện pháp giảm thiểu tác động mà các đơn vị phát triển có thể tiến hành, chúng cũng chưa chắc là đủ cho một số khu vực quan trọng cho các loài chim ven biển (ví dụ như các khu vực đa dạng sinh học trọng điểm).

Việt Nam có một số loài dơi và hiện chưa biết đến sự tương tác của chúng với các trang trại gió, mặc dù điều này chỉ có thể là một vấn đề liên quan tới các dự án gần bờ.

Phương án đối với Việt Nam bao gồm thực hiện công việc khảo sát (có thể hợp tác với các bên để giảm chi phí và mang lại lợi ích cho các phát triển khác) và tránh các khu vực có nguy cơ cao đã được nhận diện. Nghiên cứu từ các quốc gia khác có ngành điện gió trên bờ và ngoài khơi được thiết lập về rủi ro va chạm và các hành vi tránh các loài chim và dơi có thể được sử dụng để thông báo các chính sách về địa điểm, phương pháp đánh giá tác động và thiết kế hoặc bố trí trang trại gió. Cần rà soát và hài hòa các yêu cầu của ĐTMX với các tiêu chuẩn quốc tế.

Các hoạt động dầu khíCác mỏ dầu khí nằm ở miền Nam Việt Nam, cả ở khu vực gần bờ và ngoài khơi và được kết nối bằng hệ thống đường ống và tuyến ống cung cấp vào đất liền.

Ngành dầu khí do Bộ Công Thương và PetroVietnam (PVN) quản lý. Ngành này đã tuân theo thông lệ quốc tế tốt nhất, cho đến khi gần đây đưa các yêu cầu về các cân nhắc môi trường vào luật pháp trong nước. Không rõ luật pháp mới so với thông lệ quốc tế như thế nào.

Trước đây, khai thác dầu khí được ưu tiên hơn các mục đích sử dụng khác trên biển và các đơn vị phát triển điện gió ngoài khơi có thể tránh các khu vực này nhưng có thể tối ưu hóa sử dụng các phương tiện hỗ trợ trên bờ (ví dụ như cảng), dữ liệu khảo sát và chuỗi cung ứng.

Cơ sở hạ tầng năng lượng và truyền tải thông tin liên lạc Cáp đồng và cáp quang được sử dụng để truyền tải điện và thông tin liên lạc (internet) thường được chôn hoặc đặt dưới đáy biển và gây ra hạn chế cục bộ nhưng khó khăn đối với việc lắp đặt các trang trại gió ngoài khơi là rủi ro làm hỏng cáp.

Ở Việt Nam, cáp thông tin liên lạc kéo dài từ Đà Nẵng, Qui Qui đến Vũng Tàu, khoảng 150 km trước khi kết nối với hệ thống cáp ngầm quốc tế lớn chạy giữa châu Á và châu Âu.47 Một số tuyến cáp quốc tế lớn chạy song song với bờ biển Việt Nam và không kết nối vào bờ nhưng vẫn có thể gây hạn chế cho lắp đặt các trang trại gió ngoài khơi (cáp FLAG Châu Âu-Châu Á (FEA) chạy trong phạm vi 80 km từ bờ biển Việt Nam). Chỉ có duy nhất một tuyến cáp điện ngầm trong cả nước, kết nối Phú Quốc với đất liền, nơi đây có tiềm năng gió ngoài khơi thấp.48

Cáp ngầm do Bộ Thông tin và Truyền thông (MIC) và các nhà mạng cung cấp dịch vụ internet trong nước quản lý. Việt Nam có trách nhiệm kiểm soát các hoạt động trong vùng biển của mình, có thể bao gồm cả sự hiện diện của cáp ngầm quốc tế và bảo vệ chúng khỏi bị hư hỏng (ví dụ, như do ngư cụ hoặc lắp đặt trang trại gió ngoài khơi gây ra).49

Trong các khu vực pháp lý khác, thực tiễn tốt nhất là lập bản đồ chính xác các tuyến cáp ngầm và xem xét chúng sớm trong quá trình định vị địa điểm điện gió ngoài khơi và lập quy hoạch các địa điểm phát triển trong tương lai.



Các phương án cho Việt Nam là xác định chính xác các hạ tầng tuyến cáp ngầm hiện có và được đề xuất, và yêu cầu các đơn vị phát triển phải tham khảo sớm về vị trí của mình trong quá trình lập kế hoạch đồng thời giữ bí mật thông tin nếu có lo ngại về hành vi trộm cắp cáp (để bán kim loại, phá hoại).

Tàu thuyền và tuyến đường hàng hảiVới địa hình đồi núi trên phần lớn lãnh thổ, khiến giao thông đường bộ gặp nhiều thách thức, các cảng và tuyến đường hàng hải có tầm quan trọng lớn đối với thương mại quốc tế của Việt Nam.

Vùng biển của Việt Nam bận rộn với hoạt động tàu bè và Hình 12.1 cho thấy mật độ vận chuyển điển hình quanh Việt Nam—xem Phần 20.3 về Dữ Liệu Không Gian để biết thêm thông tin về bản

Hình 12 .1: Hoạt động của tuyến hàng, đối với các tàu có Hệ thống nhận dạng tự động (AIS), ở các vùng biển xung quanh Việt Nam

Nguồn: Marine Traffic.



đồ này và dữ liệu được sử dụng. Khu vực dọc theo bờ biển phía Nam của Việt Nam có khối lượng tuyến hàng đông đúc. Do đó, nên tránh các dự án cắm cọc trong tuyến đường vận chuyển này để giảm nguy cơ va chạm. Cần tham vấn với các cơ quan quản lý hàng hải của Việt Nam và các bên liên quan về vận tải biển để tìm hiểu sâu hơn về hạn chế tiềm ẩn này.

Có một số cảng quốc tế lớn ở Hải Phòng, Đà Nẵng và Thành phố Hồ Chí Minh, cùng với các cảng nhỏ khác có tiềm năng mở rộng để đáp ứng hạ tầng cơ sở hỗ trợ trên bờ, có thể được tính đến trong quá trình xây dựng kế hoạch tổng thể cảng biển năm 2021–2030.

Một số vị trí phát triển điện gió ngoài khơi tiềm năng nằm trong vùng lãnh hải 12 hải lý (do hạn chế về tốc độ gió và độ sâu của nước), nơi Việt Nam có chủ quyền và có thể điều tiết mọi hoạt động đi lại của tàu thuyền.50

Kinh nghiệm quốc tế ở các quốc gia là khác nhau, với một số quốc gia tuyên bố các khu vực cấm trang trại gió (ví dụ như Bỉ và Đức) trong khi một số quốc gia khác mở cho trung chuyển (ví dụ như Anh và Đan Mạch). Tại những nơi có thể, tất cả các quốc gia đều cố gắng đặt các phát triển ra ngoài các tuyến vận chuyển và tuyên bố các vùng an toàn tối thiểu (có thể khác nhau giữa giai đoạn xây dựng và vận hành) vì nguy cơ tai nạn và thương vong tiềm ẩn của con người và thiệt hại môi trường.51

Khuyến nghị quy hoạch không gian biển để thống nhất vị trí, bố trí và khoảng cách phát triển điện gió.52 Các tuyến vận chuyển là một hạn chế, nhưng các cảng lại là cơ hội để hỗ trợ và phát triển kinh tế trên bờ (khảo sát, xây dựng và bảo trì/tàu dịch vụ và chuỗi cung ứng). Như được thảo luận trong Phần 18, việc xây dựng trang trại gió ngoài khơi thường đòi hỏi một khu vực bố trí lớn trên bờ, như vậy cần xem xét năng lực và công trình của các cảng biển trong việc đáp ứng nhu cầu phát triển trang trại gió ngoài khơi (hoặc khả năng mở rộng để có thể đáp ứng) cũng như chỉ đơn giản là cần tính đến khoảng cách giữa chúng với các địa điểm phát triển.

Ngư trườngĐánh bắt cá ở Việt Nam là nguồn thực phẩm, hoạt động kinh tế và sinh kế quan trọng. Ngư trường là một hạn chế đối với phát triển điện gió ngoài khơi. Tùy thuộc vào loại hoạt động đánh bắt, một số kỹ thuật đánh bắt có thể bị ảnh hưởng nhiều hơn so với các kỹ thuật khác. Khi có mặt trang trại gió, kỹ thuật kéo rê, thiết bị đáy di động chắc chắn sẽ bị hạn chế nhiều hơn so với kỹ thuật đánh bắt trong tầng nước giữa

Các khu vực đánh cá thương mại ở Vịnh Bắc Bộ, Trung và Đông Nam Bộ có thể hạn chế sự phát triển của điện gió ngoài khơi. Với các khu vực ven biển đã bị đánh bắt quá mức, việc các đơn vị phát triển điện gió di chuyển ngư trường gây thêm áp lực lên trữ lượng và sinh kế địa phương. Một số ngư dân đã di chuyển đến các ngư trường xa bờ hấp dẫn hơn với các loài như cá ngừ, cá chuồn. Nỗ lực dịch chuyển đánh bắt sang các loài/khu vực khác đã ảnh hưởng đến trữ lượng và môi trường sống ở những nơi đó, đồng thời làm tăng chi phí cho ngư dân phải đi xa hơn để đánh bắt hoặc phải trả tiền để mua ngư cụ mới/khác.

Tổng cục Thủy sản, thuộc Bộ Nông nghiệp và Phát triển Nông thôn (Bộ NN-PTNT), quản lý nghề cá theo công suất động cơ tàu thuyền và khu vực đánh bắt cá. DoF chịu trách nhiệm thực thi các quy tắc đánh bắt cá và quản lý đánh bắt cá bất hợp pháp.53



Các khu vực phát triển điện gió ngoài khơi hạn chế tiếp cận đối với nhiều loại hình đánh bắt thương mại và công tác lắp đặt móng và cáp có thể tạm thời làm tăng trầm tích lơ lửng trong nước, tác động tiêu cực đến nghề cá thương mại. Trong các khu vực pháp lý khác, các chương trình bồi thường cho đánh bắt cá được sử dụng rộng rãi bằng các gói lợi ích khác nhau. Các gói này có thể bao gồm đào tạo lại, đầu tư vào cộng đồng hoặc chi trả cho việc bị gián đoạn.54 Những kế hoạch này có mức độ thành công và chấp nhận khác nhau.

Các phương án cho Việt Nam bao gồm tham khảo ý kiến của ngư dân và lựa chọn địa điểm để tránh can thiệp vào các ngư trường thương mại quan trọng nhất và môi trường sống gắn kết về mặt sinh học của các loài cá (khu vực sinh sản, nuôi dưỡng), sử dụng các chương trình bồi thường và thỏa thuận về các khu vực đa mục đích (ví dụ: cho phép quá cảnh, sử dụng một số thiết bị nhất định). Thay đổi tập quán đánh bắt, trữ lượng và môi trường vật lý (bao gồm cả thay đổi do biến đổi khí hậu như thay đổi nhiệt độ) có thể dẫn đến thay đổi vị trí của các ngư trường quan trọng theo thời gian, như vậy các ngư trường thương mại quan trọng không phải bất biến và thông tin về vị trí và tầm quan trọng các khu vực đánh cá cần được xem xét liên tục. Việt Nam cũng có thể học hỏi kinh nghiệm từ các nước châu Á khác đã phát triển điện gió ngoài khơi, trong đó có sự tham gia của các bên liên quan trong quá trình quy hoạch không gian biển và ĐTMX được cung cấp đủ nguồn lực.

Nuôi trồng thủy sảnViệt Nam là một trong những nước sản xuất thực phẩm lớn nhất thế giới từ nuôi trồng thủy sản, chủ yếu từ các hệ thống nước lợ và nước ngọt, nhưng có kế hoạch tăng đáng kể sản lượng nuôi trồng thủy sản nước mặn/biển.55 Nuôi trồng thủy sản biển đòi hỏi chất lượng nước tốt, các khu vực có mái che và điều này có thể hạn chế các khu vực phát triển điện gió ngoài khơi, nhưng chỉ ở những khu vực tương đối gần bờ.

Ngành nuôi trồng thủy sản biển mới nổi (cá mú, cá bớp, động vật thân mềm, ngọc trai, tôm hùm) được thực hiện ở các vùng nước bán ngập với diện tích bao phủ khoảng 250.000 ha mặt nước.56 Các vùng nuôi chính tập trung ở Hải Phòng, Phú Yên, Quảng Ninh, Khánh Hòa và Vũng Tàu.57

Ngành này do Tổng cục Thủy sản và Bộ NN-PTNT quản lý. Các cơ quan này ủng hộ việc mở rộng nuôi cá vây tay ở những khu vực trên và chịu trách nhiệm theo luật định hướng dẫn phát triển các khu nuôi trồng thủy sản lớn.58 Trong thực tiễn, chưa thấy sự xung đột nào của việc này với phát triển điện gió ngoài khơi. Nhưng khi số lượng các trang trại nuôi trồng thủy sản và trang trại gió tăng lên, khả năng xung đột cũng tăng lên.

Trong các khu vực pháp lý khác, các đơn vị phát triển thường tránh các khu vực nuôi trồng thủy sản đã được thiết lập. Việc xác định và thiết lập các khu vực quản lý nuôi trồng thủy sản (các cụm) và các khu vực đa mục đích được sử dụng để giảm thiểu xung đột.59 Các nghiên cứu sinh học và kỹ thuật đã chứng minh tính khả thi chung của việc nuôi trồng thủy sản biển và các trang trại gió ngoài khơi tại cùng một chỗ, nhưng cần phải giải quyết những thách thức về kinh tế xã hội và kỹ thuật phức tạp.60

Các phương án cho Việt Nam bao gồm quy hoạch không gian cho các khu vực dành riêng cho quản lý nuôi trồng thủy sản và đánh giá tiềm năng cho các vị trí vừa nuôi trồng thủy sản vừa phát triển các trang trại gió ngoài khơi sau khi chúng được thiết lập.



Cảnh quan và cảnh biển Các đặc tính và đặc điểm của một cảnh quan hoặc cảnh biển cụ thể có giá trị xã hội về vật chất hoặc thẩm mỹ có thể bị ảnh hưởng nếu đặt trang trại gió.

Phong cảnh và cảnh biển trải dài dọc theo bờ biển Việt Nam, và tổng cộng có 22 cảnh quan được bảo vệ đã được lập hồ sơ.61 Tác động trực quan của một trang trại gió có thể tích cực hoặc tiêu cực đối với các nhà quan sát. Với các dự án điện gió gần bờ, việc cản trở tầm nhìn quan trọng hơn so với các nơi khác.

Ở Việt Nam, các khu bảo vệ cảnh quan được tuyên bố cho những khu vực có chất lượng cảnh quan và thẩm mỹ và thường được gắn với các khu vực rừng hoặc các khu văn hóa. Chúng được UBND Tỉnh quản lý và bao gồm các điều khoản hạn chế thay đổi và sử dụng cảnh quan nhất định.62

Trong các khu vực pháp lý khác, cảnh quan và cảnh biển thường được pháp luật bảo vệ và các đơn vị phát triển phải tuân theo hướng dẫn chính thức về cách đánh giá tác động từ các trang trại gió ngoài khơi, thường liên quan đến tham vấn rộng rãi và biểu thị hình ảnh (chấp ảnh).

Các phương án cho Việt Nam bao gồm lập bản đồ các cảnh quan được bảo vệ, tham vấn ý kiến cộng đồng địa phương, làm rõ các yêu cầu và hạn chế của việc đặt các trang trại gió ngoài khơi trong khu vực cảnh quan được bảo vệ và soạn thảo hướng dẫn và quy định cho các đơn vị phát triển để xem xét các khía cạnh cảnh quan và cảnh biển trong quy trình ĐTMX, bao gồm lựa chọn của cộng đồng địa phương trong việc đặt địa điểm trang trại gió.

Di sản lịch sử và văn hóaXác tàu đắm, các tòa nhà cổ và các bối cảnh lịch sử cụ thể có tầm quan trọng về văn hóa đối với Việt Nam. Các khía cạnh khác có giá trị lịch sử và văn hóa là máy bay chìm và mộ chiến tranh của tàu hoặc máy bay bị chìm, có thể có ý nghĩa văn hóa và xã hội, trong khi các xác tàu khác có thể bị chủ ý đánh chìm cho mục đích lặn và du lịch.

Mặc dù hầu hết các địa điểm có giá trị lịch sử và văn hóa đều nằm trong đất liền và sẽ không bị ảnh hưởng bởi sự phát triển của điện gió ngoài khơi (trừ Vịnh Hạ Long, và có thể là các địa điểm UNESCO của Hội An), khảo cổ học dưới nước (chiến trường Bạch Đằng) không được bảo vệ khỏi sự phát triển. Xác tàu đắm thường ở gần bờ biển.

Di sản lịch sử và văn hóa thuộc quyền quản lý của Bộ Văn hóa, Thể thao và Du lịch (Bộ VHTTDL). Bảo vệ và chuyên môn tập trung vào khảo cổ học trên mặt đất với các đồ tạo tác dưới nước từ các vụ đắm tàu thường được bán và không được bảo vệ để tránh thiệt hại do phát triển gây ra.

Kinh nghiệm quốc tế cho thấy mức độ bảo vệ cao đối với khảo cổ học dưới nước và các di tích lịch sử (ví dụ, pháo đài ven biển) và các đơn vị phát triển tránh đặt dự án gần các địa điểm này. Trước khi lắp đặt, các đơn vị phát triển tham khảo các hồ sơ khảo cổ và tận dụng các khảo sát địa vật lý được thực hiện để đánh giá sự phù hợp của đáy biển đối với tuabin và xác định các vị trí có thể có xác tàu dẫn tới việc có thể yêu cầu khảo sát địa chất cụ thể (ví dụ: khảo sát địa vật lý chi tiết hơn).



Các phương án cho Việt Nam bao gồm xác định sớm các xác tàu và các di sản dưới nước quan trọng để lập bản đồ và tránh xung đột với phát triển ngoài khơi và thu hút sự tham gia sớm của các bên liên quan để nắm bắt được khả năng có mặt của các hoạt động văn hóa địa phương hoặc các khu vực quan trọng. Cơ hội giảm thiểu, thay thế di sản bị mất và bị hư hỏng là rất hạn chế—một khi các vị trí này bị mất đi thì không thể phục hồi được nữa (không giống như một số khu vực sinh thái).

Các hoạt động du lịchNgành du lịch ở Việt Nam đang phát triển và bao gồm các hoạt động ven biển và ở biển. Các trung tâm du lịch ven biển quanh các bãi biển (Đà Nẵng), các chuyến đi bằng thuyền (Vịnh Hạ Long), lặn và lặn biển (Phú Quốc, Nha Trang), thường ở gần các trung tâm đô thị lớn, nhưng cũng ở các khu vực được bảo vệ gần các khu vực phát triển điện gió ngoài khơi tiềm năng.

Các hoạt động du lịch do Bộ VHTTDL quản lý, sẽ yêu cầu các đơn vị phát triển cung cấp đủ đảm bảo rằng các hoạt động du lịch và việc làm và thu nhập liên quan sẽ không chịu tác động lớn do phát triển điện gió ngoài khơi.

Kinh nghiệm quốc tế cho thấy các đơn vị phát triển điện gió ngoài khơi thường tránh các khu vực có các hoạt động du lịch quan trọng vì đặc thù về địa điểm và tạo ra nhiều việc làm của ngành này (tăng thêm giá trị kinh tế và xã hội).

Các phương án cho Việt Nam bao gồm lựa chọn các địa điểm cách xa các điểm nóng du lịch. Phát triển điện gió móng nổi ngoài khơi có thể có nhiều cơ hội hơn đặt xa bờ hơn, xa các địa điểm du lịch. Cũng có thể tham vấn ý kiến cộng đồng để lựa chọn địa điểm phát triển trang trại gió ngoài khơi làm điểm thu hút khách du lịch, như trường hợp điện gió Bạc Liêu đã vô tình trở thành một điểm thu hút khách du lịch.

Khu tập trận quân sựCác hoạt động quân sự, như tập điều động tàu, thực hành bắn, huấn luyện bay thấp, và thử nghiệm đạn dược và các công nghệ khác trong hầu hết các trường hợp không phù hợp và gây khó khăn cho các trang trại gió ngoài khơi.

Sự không rõ rang của hoạt động quân sự và các khu vực hoạt động có thể hạn chế sự phát triển và hoạt động của các khu vực phát triển điện gió ngoài khơi trong tương lai.

Hiện chưa rõ các yêu cầu pháp lý liên quan đến các khu vực tập trận quân sự và phát triển điện gió ngoài khơi, nhưng trên thực tế, các đơn vị phát triển lựa chọn tham vấn sớm với quân đội vì họ có vai trò quan trọng trong việc ra quyết định và các vấn đề liên quan đến các vị trí điện gió ngoài khơi được giải quyết theo từng trường hợp.

Trong các khu vực pháp lý khác, quân đội đã thiết lập các khu vực cấm, các hạn chế cụ thể theo địa điểm và các khu vực không hạn chế để phát triển điện gió ngoài khơi. Một số hoạt động tạm thời như lắp đặt cáp xuất điện hoặc công việc khảo sát thường được cho phép sau khi tham vấn ý kiến của quân đội.63, 64



Các phương án cho Việt Nam là liên lạc sớm với quân đội để xác định các khu vực cấm và hạn chế phát triển và tránh xung đột không gian với phát triển điện gió ngoài khơi. Đánh giá cục bộ hơn có thể dẫn đến các biện pháp giảm thiểu về thiết kế bố trí hoặc vị trí của các trang trại gió để một số hoạt động quân sự tiếp tục diễn ra mà không bị cản trở (tuần tra, vận chuyển, huấn luyện).

Hàng không Các tuabin gió ngoài khơi gây rủi ro cho ngành hàng không thông qua cản trở vật lý, nhiễu sóng radar và các tác động tiêu cực tiềm ẩn đối với hiệu suất của hệ thống thông tin liên lạc và điều hướng.65 Do vậy, các khu vực xung quanh trung tâm kiểm soát không lưu (radar), cảng hàng không, sân bay và khu vực không lưu có thể đưa ra những hạn chế mềm hoặc cứng cho các đơn vị phát triển.

Hiện có nhiều địa điểm liên quan đến hàng không dọc theo bờ biển Việt Nam phục vụ các trung tâm đô thị lớn và đây có thể là một hạn chế đối với phát triển điện gió gần bờ.

Cục Hàng không dân dụng Việt Nam thuộc Bộ Giao thông vận tải (Bộ GTVT) quản lý ngành hàng không dân dụng, chịu trách nhiệm xây dựng kế hoạch, chương trình, quy định và tiêu chuẩn, cung cấp quản lý chuyến bay và an toàn hàng không. Đơn vị này cũng quản lý một số sân bay và cơ sở hạ tầng hỗ trợ hàng không.66 Yêu cầu pháp lý là phải tham vấn ý kiến của cơ quan này.


108

13 . Cho thuê khu vực biển và cấp phép

13 .1 Mục đíchTrong gói công việc này, chúng tôi khảo sát việc cho thuê khu vực biển và cấp phép cho điện gió ngoài khơi hiện đang được quản lý ở Việt Nam như thế nào và xem xét nó hoạt động tốt ra sao.

Việt Nam cần có các quy trình cho thuê khu vực biển và cấp phép dự án một cách cân bằng, minh bạch và hiệu quả để thực hiện được quy mô lớn điện gió ngoài khơi như được thảo luận trong báo cáo này.

Chúng tôi xác định các lỗ hổng cần được giải quyết để đảm bảo các quy trình có thể quản lý được sự gia tăng theo dự kiến về khối lượng dự án cần xin giấy phép và đưa ra các khuyến nghị để cải thiện nhằm củng cố sự phát triển của ngành điện gió ngoài khơi bền vững ở Việt Nam. Trong Phần 14, chúng tôi đề cập đến các cách tiếp cận tổng thể trong tương lai đối với việc cạnh tranh cho thuê và PPA. Ở đây, chúng tôi tập trung vào các thu xếp cho thuê và cấp phép hiện hành và cách thức cải tiến chúng ở mức chi tiết hơn, có thể đó là phương pháp tiếp cận tập trung một giai đoạn hoặc phân cấp hai giai đoạn hoặc bất kỳ một phương pháp nào khác đối với mua sắm của chính phủ.

13 .2 Phương phápChúng tôi đã vạch ra các quy trình pháp lý áp dụng khi đơn vị phát triển muốn đảm bảo:

■ Một hợp đồng thuê đáy biển độc quyền cho phép khảo sát công việc và sử dụng địa điểm thông qua các giai đoạn phát triển, xây dựng và vận hành một trang trại gió ngoài khơi, và

■ Tất cả các giấy phép về môi trường và xây dựng cần thiết để tiến hành công tác xây dựng và vận hành.

Các quy trình này được vạch ra dựa trên sự tham gia của các bên liên quan tại Việt Nam, bao gồm các bộ ngành của Chính phủ và các đơn vị phát triển dự án:

■ Chính phủ:• Tổng cục Biển và Hải đảo Việt Nam (VASI).

■ Đơn vị phát triển dự án:• Copenhagen Offshore Partners (COP),• Enterprize Energy, và• Mainstream Renewable Power.


13. Cho thuê khu vực biển và cấp phép 109

13 .3 Kết quảPháp luật chínhCác luật chính quy định về điện gió ngoài khơi ở Việt Nam bao gồm:

■ Luật đầu tư, ■ Luật đất đai, và Luật tài nguyên, môi trường biển và hải đảo, và ■ Luật điện lực và Luật bảo vệ môi trường.67

Các phần cụ thể của pháp luật Việt Nam về năng lượng tái tạo được nêu trong Phần 13.5.

Các nguồn lựcVăn phòng Chính phủ là cơ quan ngang bộ hỗ trợ Chính phủ và Thủ tướng (PM).68 Trong Văn phòng Chính phủ, Vụ Công nghiệp hiện đang giải quyết hồ sơ xin thuê và cấp phép điện gió ngoài khơi và tham vấn các bộ ngành khác nhau, bao gồm:

■ Bộ Công Thương—(thông qua Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (EREA)) hoặc sở công thương các tỉnh tùy thuộc vào công suất của các dự án. Bộ Công Thương là bộ chủ quản của ngành năng lượng tái tạo,

■ Cục điều tiết điện lực Việt Nam (ERAV) quản lý việc phát triển tất cả các dự án điện, tuy nhiên EREA có thẩm quyền và trách nhiệm điều tiết FIT đối với năng lượng tái tạo,

■ Bộ Tài nguyên và Môi trường (MONRE) và các sở tài nguyên và môi trường tỉnh là đơn vị phê duyệt đánh giá tác động môi trường, và

■ Bộ Xây dựng.

Xác định địa điểm dự án và tính độc quyềnCác giai đoạn đầu tiên của phát triển điện gió ngoài khơi liên quan đến việc đơn vị phát triển thực hiện nghiên cứu sơ bộ để tìm một địa điểm phù hợp để phát triển, bao gồm tìm hiểu liệu địa điểm vẫn chưa có bên nào khác đăng ký, và nhận được công văn chấp thuận độc quyền về địa điểm.69

Sau khi nhận được thư chấp thuận địa điểm (độc quyền) từ Bộ Công Thương/Ủy ban nhân dân tỉnh, hoặc là văn phòng thủ tướng, đơn vị phát triển được quyền thực hiện các hoạt động đo gió tại địa điểm đó để đưa vào nghiên cứu tiền khả thi. Đây thực sự là một hoạt động thu xếp cho thuê và đơn vị phát triển được phép bắt đầu quá trình xin phê duyệt cho thuê đáy biển.

Tất cả các bên nộp hồ sơ phải tham vấn chính quyền địa phương khi bắt đầu, vì bất kỳ sự trùng lặp địa điểm nào đều sẽ được báo hiệu từ rất sớm trong quá trình này. Hiện không có quy trình cạnh tranh chính thức nào về vấn đề này.

Cho thuê khu vực biển (đáy biển)Hình 13.1 phác thảo các yếu tố chính được yêu cầu cụ thể để phê duyệt cho thuê đáy biển.

Đăng ký xin phê duyệt cho thuê đáy biển không phải là một quá trình độc lập, và phù hợp với các giai đoạn phát triển dự án sơ bộ và phát triển dự án, tham khảo Hình 13.2.



Để đăng ký cho thuê đáy biển, trang trại gió được đề xuất phải được đưa vào Quy hoạch phát triển điện lực (PDP) hoặc Quy hoạch phát triển điện gió của tỉnh (PWPDP). Để được đưa vào trong các quy hoạch này, các đơn vị phát triển phải nộp nghiên cứu tiền khả thi trong bộ hồ sơ trình lên Bộ Công Thương. Các chi tiết như địa điểm dự án, nguồn điện và kế hoạch kết nối cần phải được phê duyệt để đưa vào PDP trước khi đơn vị phát triển có thể xin phê duyệt đầu tư và các giấy phép liên quan khác.

Theo Thông tư số 02 của Bộ Công Thương, đơn vị phát triển cần lấy ý kiến bằng văn bản của cơ quan có thẩm quyền (Bộ TN&MT) và các bộ phận tương đương ở cấp vùng) về việc sử dụng tài nguyên thiên nhiên và các khu vực hàng hải cho dự án điện gió ngoài khơi đề xuất và Tổng Công ty điện lực miền của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) hoặc Tổng công ty truyền tải điện quốc gia của EVN khi đăng ký đưa vào PDP.

Sau khi đã được đưa vào PDP, theo Thông tư 02 cần thực hiện nghiên cứu khả thi (FS) để xin thuê đáy biển.70, 71, 72 Là một phần của FS, các đơn vị phát triển phải được chấp thuận của Bộ TN&MT và sở TN&MT để tiến hành khảo sát và các hoạt động phát triển. Ngoài ra, họ phải có văn bản xác nhận hoặc phê duyệt của các cơ quan có thẩm quyền về vị trí của các tuabin gió ngoài khơi.

Hiện tại, không có yêu cầu cụ thể nào đối với đơn vị phát triển thuê đáy biển trước khi tiến hành khảo sát. Tuy nhiên, quy trình không rõ ràng. Theo các nguồn tư vấn trong nước, để khảo sát mà chưa thuê đáy biển, đơn vị phát triển phải liên hệ với Bộ Công Thương và Bộ TN&MT.73 Bộ TN&MT chuyển đề nghị này tới Văn phòng Chính phủ để phê duyệt. Khi Văn phòng Chính phủ đã phê duyệt đề nghị, có thể bắt đầu khảo sát. Không có yêu cầu hoặc hướng dẫn nêu rõ các cuộc khảo sát phải kéo dài bao lâu để thu thập một lượng thông tin thích hợp.

Để đăng ký khu vực biển cho dự án điện gió ngoài khơi tại Việt Nam, đơn vị phát triển phải nộp đơn xin phê duyệt cho thuê đáy biển, theo Nghị định 51 của Chính phủ.74, 75 Cần lưu ý rằng Bộ TN&MT đang hiện dự thảo Nghị định mới thay thế và do đó quá trình này có thể thay đổi. Vẫn chưa rõ khi nào nghị định sẽ có hiệu lực và sẽ thay đổi những gì.

Phê duyệt cho thuê đáy biển có thể được cấp bởi Thủ Tướng, Bộ TN&MT hoặc UBND Tỉnh cho từng dự án. Tuy nhiên, nói chung các có cách quy định sau:

■ Trong vòng 3 hải lý tính từ bờ (sau này là < 6 hải lý)—UBND TỈNH cấp phép cho thuê đáy biển. ■ Ngoài phạm vi 3 hải lý tính từ bờ (sau này là > 6 hải lý)—VASI kiểm soát việc tiếp cận đáy biển,

tuy nhiên, Văn phòng Chính phủ cấp phép cho thuê đáy biển với tham mưu của VASI.76

Năm 2017, luật quy hoạch mới ở Việt Nam có hiệu lực quy định rằng để cho thuê một khu vực đáy biển hoặc đất cho dự án điện gió, nó phải được liệt kê trong một “kế hoạch được cho thuê”77, 78

Hình 13 .1: Quy trình phê duyệt cho thuê đáy biển

Tiền khả thiQuy hoạchphát triểnđiện lực

Nghiên cứukhả thi

Phê duyệtcho thuêđáy biển




Tuy nhiên, hiện tại chưa có kế hoạch như vậy đối với khu vực biển. Bộ TN&MT đang trong quá trình xây dựng Quy hoạch không gian biển (MSP) cho các khu vực ngoài khơi, trong khi UBND Tỉnh sẽ ban hành các quy hoạch tổng thể khai thác sử dụng vùng bờ.79 Tiếp theo những điều này, có thể có các bước bổ sung hoặc khác nhau mà đơn vị phát triển phải thực hiện để nhận được phê duyệt cho thuê đáy biển. Hiện tại, do thiếu quy hoạch quốc gia và khu vực, các dự án điện gió ngoài khơi được giải quyết theo Thông tư 43/2013/TT-BCT để bổ sung cho PDP.80

Phí thuê đáy biểnPhí thuê đáy biển cho các dự án điện gió ngoài khơi hiện tại tương tự như theo Thông tư số 198/MONRE-MOF.81 Dự thảo Nghị định đề xuất lệ phí sử dụng các vùng biển cho các dự án điện gió ngoài khơi nằm trong khoảng từ 128US$ đến 319US$/ha/năm. Đối với một trang trại điện gió 500 MW, khoản phí này vào khoảng 0,8 triệu US$ đến 2,0 triệu US$ mỗi năm, giả định nó áp dụng cho toàn bộ diện tích của trang trại gió.

Không chắc chắn các khoản phí này được chi trả từ lúc nào đến lúc nào, và liệu chúng có áp dụng cho toàn bộ khu vực trang trại gió hay chỉ các phần chiếm giữ đáy biển và mặt biển. Đây là một lĩnh vực quan trọng cần Chính phủ làm rõ vì mọi khoản phí trả trước sẽ cần được xem xét trong các trường hợp đầu tư của đơn vị phát triển.

Cho đến nay, các đơn vị phát triển điện gió ngoài khơi đang hoạt động ở Việt Nam chưa phải trả bất kỳ khoản phí nào để thực hiện công việc khảo sát trong khu vực phát triển của mình.

Cần lưu ý rằng trong một số trường hợp nhất định, tùy thuộc vào tài nguyên biển trong khu vực và ý nghĩa kinh tế xã hội, Bộ TN&MT và UBND Tỉnh liên quan có thể quyết định mức phí thuê đáy biển cao hơn hoặc thấp hơn.

Giấy phépTại Việt Nam, quy trình cấp phép điện gió trên bờ được sử dụng cho các dự án điện gió gần bờ trong phạm vi 3 hải lý tính từ bờ biển. Quy trình cấp phép cho dự án điện gió móng cố định ngoài khơi phức tạp và không rõ ràng. Như đã nêu ở trên, đó không phải là một quy trình độc lập, mà song song với các thỏa thuận cho thuê hiệu quả và quy trình lập quy hoạch phát triển điện (PDP). Các dự án năng lượng tái tạo được yêu cầu tuân thủ hai yếu tố chính của quy trình pháp lý:

■ Phải được đưa vào trong PDP, và ■ Các phê duyệt bổ sung và chấp thuận từ các cơ quan chức năng như phê duyệt cho thuê đáy

biển.

Nhìn chung, quy trình hiện tại để đảm bảo giấy phép xây dựng và môi trường cần thiết cho các dự án điện gió ngoài khơi có thể được chia thành năm giai đoạn như được nêu trong Hình 13.2.

Bảng 13.2 cung cấp thêm chi tiết về phân tích các phê duyệt cần thiết ở mỗi giai đoạn.

Phát triển dự án sơ bộ

Phát triển dự án sơ bộ bắt đầu với việc lựa chọn địa điểm và kết thúc khi đơn vị phát triển hoặc nhà đầu tư có được quyết định đầu tư từ Bộ KH&ĐT. Rào cản chính về mặt quy định trong giai



đoạn này là dự án phải được đưa vào trong PDP/PWPDP. Thời gian của giai đoạn này có thể mất tới 24 tháng đối với các địa điểm không có dữ liệu gió.


Trong giai đoạn phát triển dự án, đơn vị phát triển phải có được một loạt các thỏa thuận, ủy quyền và giấy phép cho trang trại gió và cơ sở hạ tầng liên quan, bao gồm cả kết nối lưới điện từ các cơ quan khác nhau bao gồm Bộ Công Thương và EVN. Các rào cản pháp lý chính trong giai đoạn này là:

■ FS—báo cáo này phải bao gồm tất cả các dữ liệu và thông tin cần thiết để tiếp cận các cơ quan quản lý khác nhau để phê duyệt, trong đó có ĐTMX, và

■ PPA.

Ước tính giai đoạn này có thể mất tới bốn năm đối với một số trường hợp và phải được hoàn thành trước khi xây dựng.

Pháp luật yêu cầu các đơn vị phát triển lập ĐTMX theo tiêu chuẩn trong nước để BỘ TN&MT phê duyệt cho tất cả các dự án điện gió ngoài khơi. Các tiêu chuẩn ĐTMX ở Việt Nam được lập mà không tính đến điện gió ngoài khơi và do đó không phải là khuôn khổ lý tưởng cho ĐTMX toàn diện của các trang trại gió ngoài khơi.

Xây dựng

Sau khi xây dựng, đơn vị phát triển phải có Giấy phép sản xuất điện từ ERAV để bắt đầu sản xuất điện.

Hình 13 .2: Các giai đoạn phát triển dự án



Xây dựng

Vận hành

Chấm dứt hoạt động




Khung thời gianChưa có dự án điện gió móng cố định ngoài khơi (> 3 hải lý từ bờ) nào được hoàn thành tại Việt Nam. Dựa vào các dự án trên bờ và gần bờ, dự kiến sẽ mất từ ba đến năm năm kể từ khi thành lập dự án mới nhận được được hợp đồng cho thuê và giấy phép phù hợp nhưng có thể lâu hơn tùy thuộc vào khảo sát và yêu cầu dữ liệu cần thiết để thông báo phát triển trang trại gió. Sau đó sẽ mất thêm vài năm nữa cho công tác mua sắm và xây dựng.

Văn phòng Chính phủ tuyên bố là cơ quan này sẽ trả lời hồ sơ trong vòng 60 ngày sau khi nộp đủ tài liệu hỗ trợ phùh hợp, như FS và đánh giá tác động môi trường và xã hội. Không rõ là khung thời gian cứng như vậy có được đảm bảo không cũng như có khả năng thực hiện trên thực tế.

So sánh về cấp phép và cho thuê khu vực biển (đáy biển) Để cung cấp thông tin khảo sát làm thế nào các khu vực pháp lý khác đã quản lý quy trình cho thuê đáy biển và cấp phép cho dự án điện gió ngoài khơi. Trong một số khu vực pháp lý cho thuê và cho phép là các quy trình khác nhau và độc lập với nhau trong khi ở những nước khác lại là quy trình chung.

Ở đây chúng tôi tập trung vào Anh và xứ Wales,82 Hoa Kỳ và Hà Lan để so sánh. Lợi ích chính của phương pháp tiếp cận thực hiện ở từng nước trong ba quốc gia trên được trình bày trong Bảng 13.1, và chi tiết hơn được trình bày trong Bảng 13.3.

Anh và xứ Wales có cơ quan quản lý cụ thể (BEIS ở Anh, Tổ chức quản lý biển và Tài nguyên Thiên nhiên xứ Wales) để giúp tinh giản quá trình cấp phép. Các tổ chức này đánh giá tất cả các hồ sơ xin cấp phép cho điện gió ngoài khơi ở Anh và xứ Wales.

Hoa Kỳ chuẩn bị giao dự án quy mô công nghiệp đầu tiên trong năm năm tới; tuy nhiên, họ đã phải đối mặt với những thách thức liên quan đến sự không chắc chắn trong cấp phép và có sự khác biệt giữa quy trình của tiểu bang và liên bang trong khu vực đất liền và ngoài khơi.

Điện gió ngoài khơi ở Hà Lan đã đạt mức công suất đặt 2 GW. Các dự án được phát triển theo lộ trình điện gió ngoài khơi, trong đó xác định địa điểm các trang trại gió mới sẽ được xây dựng và đặt mục tiêu lắp đặt đến năm 2030.83

Bảng 13 .1: Các khía cạnh chính của các chế độ cấp phép khác

Quốc gia Khía cạnh chính

Anh • Chế độ cấp phép linh hoạt tạo điều kiện cho thay đổi thiết kế sau khi phê duyệt trong giới hạn được xác định trước

• Cơ chế ‘một cửa’ hài hòa hơn (số lượng giấy phép tương đối nhỏ)• Tốn ít thời gian hơn nhiều so với hệ thống khác

Hoa Kỳ • Một quy trình phức tạp đã dẫn đến các dự án bị chậm trễ đáng kể và sự không chắc chắn đối với các đơn vị phát triển dự án

Hà Lan • Quá trình phân vùng đã giúp bảo đảm khả năng tồn tại của dự án và tiết kiệm chi phí cho các đơn vị phát triển vì nó giảm rủi ro dự án do sử dụng xung đột các khu vực biển

• Chính phủ cam kết cấp phép cho các khu vực phát triển điện gió ngoài khơi mang lại sự chắc chắn cho ngành và cho phép chuỗi cung ứng phát triển




13 .4 Thảo luận Quy trình cấp phép hiện tại ở Việt Nam đối với các dự án điện gió ngoài khơi (> 3 hải lý) là phức tạp và không rõ ràng. Quy trình này hiện chủ yếu dựa vào quy trình điện gió trên bờ, vì vậy không xem xét các vấn đề kỹ thuật và thương mại cụ thể của điện gió ngoài khơi. Không có ác chi tiết cụ thể của điệnn gió ngoài khơi sẽ gây ra vấn đề khi áp dụng vào cấp phép cho các trang trại gió ngoài khơi.

Các khía cạnh hiệu quả của quy trình cấp phép hiện tại và các rủi ro và vấn đề chính ở Việt Nam là:

■ Lệ phí cho thuê đáy biển tương đối thấp và chắc chắn đây không phải là một hạn chế phát triển. ■ Cho thuê đáy biển không bắt buộc phải thực hiện khảo sát. ■ Những thay đổi hiện đang được thực hiện theo các hướng dẫn hiện có để hỗ trợ phát triển

các dự án điện gió ngoài khơi ở Việt Nam. Sự không chắc chắn về hình thức cuối cùng của chúng như hiện nay không khuyến khích được phát triển trong ngắn hạn cho tới khi nó được hoàn thiện.

Những rủi ro và vấn đề của quy trình cấp phép và quy định hiện hành ở Việt Nam là:

■ Cho thuê đáy biển hiện đang là một quá trình kéo dài, làm tăng thêm rủi ro và chi phí phát triển.

■ Độc quyền địa điểm phát triển dự án như hiện nay là rủi ro cho các đơn vị phát triển/nhà đầu tư. Thu thập đầy đủ thông tin mất chi phí khá lớn cho một địa điểm mà họ có thể không có quyền độc quyền để phát triển.

■ Yêu cầu dự án phải được được đưa vào PDP trước khi các đơn vị phát triển được phép triển khai có thể ngăn cản các đơn vị phát triển. Tuy nhiên, cần lưu ý rằng một số đơn vị phát triển đã bắt đầu nghiên cứu khả thi trước khi đăng ký vào PDP.

■ Yêu cầu dự án phải được đưa vào PDP hiện đang là một thủ tục tốn thời gian và phức tạp do các vấn đề về quy hoạch truyền tải ở Việt Nam. Điều này làm tăng thêm rủi ro và sự không chắc chắn của dự án.

■ Hệ thống quy trình cấp phép không rõ ràng có thể ngăn cản các đơn vị phát triển làm việc tại Việt Nam, nếu không sẽ làm tăng thêm rủi ro.

■ Các tiêu chuẩn của ĐTMX không đặc trưng cho điện gió ngoài khơi và không đáp ứng thông lệ quốc tế tốt của ngành cho phát triển trang trại gió ngoài khơi.

■ Không có mốc thời gian rõ ràng cho phê duyệt giấy phép, điều này sẽ gây khó khăn cho lập kế hoạch và tài trợ các dự án.

■ Thiếu minh bạch và quản trị trong suốt quá trình cấp phép, điều này làm tăng thêm rủi ro và chi phí phát triển.

■ Không có liên kết hoặc phối hợp rõ ràng giữa các Bộ ngành của Chính phủ và UBND Tỉnh, điều này sẽ làm tăng sự không chắc chắn về khung thời gian đối với việc cấp giấy phép.

■ Trong quá trình xây dựng yêu cầu một lượng lớn giấy phép và công văn phê duyệt khác nhau làm tăng thêm gánh nặng hành chính và làm chậm việc giao dự án.



Khuyến nghịKhi khối lượng các dự án xin phê duyệt tăng lên, Việt Nam cần cân nhắc một số thay đổi để tháo gỡ các rủi ro và các vấn đề được xác định trong chương này. Thực hiện một số thay đổi này sẽ giúp thúc đẩy phát triển điện gió ngoài khơi ở Việt Nam.

■ Tăng cường và liên kết phối hợp giữa các cơ quan ban ngành khác nhau của chính phủ (Bộ Công Thương, Bộ TN&MT và Bộ KH&ĐT) và các cơ quan ra quyết định của địa phương để thiết lập các quy định và quy trình rõ ràng về quy trình xác định và cho thuê địa điểm. Điều này cũng sẽ đảm bảo rằng việc tắc nghẽn cục bộ không cản trở sự phát triển năng lượng tái tạo quốc gia.

■ Thay đổi cách Chính phủ định nghĩa độc quyền để đơn vị phát triển thực sự có độc quyền đối địa điểm phát triển dự án. Bảo đảm này sẽ giúp giảm bớt sự không chắc chắn và rủi ro cho đơn vị phát triển. Trong trường hợp có nhiều đơn vị phát triển gửi yêu cầu phát triển trong cùng một khu vực, cấp Trung ương Nhà Nước cần có một quy trình công bằng và minh bạch để giải quyết các xung đợt và phân bổ khu vực khảo sát cho các đơn vị phát triển. Dưới hệ thống đấu giá, các xung đột tiềm ẩn này sẽ không phát sinh.

■ Hoàn thành và ban hành quy hoạch không gian biển và các quy hoạch/ hướng dẫn liên quan để đảm bảo các quy trình phù hợp với các thay đổi của Luật quy hoạch.

■ Mang lại sự rõ ràng trong quy hoạch không gian biển và những điều mà quy hoạch này sẽ thay đổi quy trình cấp phép và cách thức xử lý các dự án hiện có trước khi ban hành quy hoạch không gian biển. Khi một dự án hiện có đang trong quá trình được đưa vào PDP hoặc xin giấy phép, nếu không có mâu thuẫn nào đáng kể với quy hoạch không giản biển, những dự án này nên được phép tiếp tục phát triển thông qua quy trình cấp phép.

■ Đảm bảo sự hợp tác giữa tất cả các bộ, cơ quan chức năng và các tổ chức điện gió ngoài khơi để cung cấp một quy trình hiệu quả hơn. Làm rõ và hợp lý hóa quy trình cấp phép, tiêu chuẩn ĐTMX và yêu cầu sự tham gia của các bên liên quan, với các hướng dẫn cụ thể để phát triển điện gió ngoài khơi.

■ Cung cấp cơ chế một cửa cho quy trình cấp phép cho các đơn vị phát triển. Hiện tại có ít nhất mười hai bộ ngành khác nhau liên quan đến quy trình này.

■ Giảm số lượng giấy phép và công văn phê duyệt cần thiết để hợp lý hóa quy trình và tránh trùng lặp và tiềm năng trùng lặp.

■ Cho phép linh hoạt trong thiết kế để không phải thực hiện đầy đủ quá trình xin phép lại và sự chậm trễ sau đó nếu có bất kỳ thay đổi nào đối với thiết kế khi dự án được thực hiện.

■ Cung cấp các dữ liệu liên quan cho ngành. Nghiên cứu tiền khả thi và nghiên cứu khả thi chủ yếu là để thu thập thông tin. Nếu Chính phủ có thể cung cấp thông tin các thông tin họ có cho các địa điểm, điều đó giúp giảm rủi ro và chi phí cho đơn vị phát triển.

Những khuyến nghị này tập trung vào quan điểm của các đơn vị phát triển và mang tính tổng quan. Việc xem xét các yêu cầu về quy định và năng lực (kỹ thuật và tài nguyên) cũng cần được xem xét nhưng nằm ngoài phạm vi của báo cáo này.

Ngoài ra, cũng cần thực hiện đánh giá chi tiết về các pháp luật liên quan, để xác định xem nó có phù hợp với mục đích hay không. Tính sẵn sàng và phù hợp của hướng dẫn hỗ trợ cũng cần được rà soát cùng với cân nhắc những gì được coi là thực tiễn tốt nhất đối với các quy trình cấp phép và ĐTMX điện gió ngoài khơi, có tính đến tất cả các bên—đơn vị phát triển, cơ quan quản lý và các bên liên quan.



13 .5 Thông tin chungPhần này bao gồm các khía cạnh thông tin hỗ trợ bổ sung.

Pháp luật Việt Nam—năng lượng tái tạoPháp luật liên quan liên quan đến năng lượng tái tạo ngoài khơi được liệt kê dưới đây. Xin lưu ý rằng đây không phải là một danh sách đầy đủ.

■ Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg (ban hành ngày 29 tháng 6 năm 2011, có hiệu lực từ ngày 20 tháng 8 năm 2011), Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg (ban hành ngày 10 tháng 9 năm 2018, có hiệu lực từ ngày 01 tháng 11 năm 2018) và Thông tư số 02/2019/TT-BCT (ban hành ngày 15 tháng 1 năm 2019, có hiệu lực từ ngày 28 tháng 2 năm 2019) về điện gió.

■ Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg (ban hành ngày ngày 24 tháng 3 năm 2014, và có hiệu lực từ ngày 10 tháng 5 năm 2014), Thông tư số 44/2015/TT-BCT (ban hành ngày 09 tháng 12 năm 2015, và có hiệu lực từ ngày 25 tháng 1 năm 2016) và Thông tư số 54/2018/TT-BCT (ban hành ngày 25 tháng 12 năm 2018 và có hiệu lực từ ngày 18 tháng 2 năm 2019) về điện sinh khối.

■ Quyết định số 31/2014/QĐ-TTg (ban hành ngày 05 tháng năm 2014, và có hiệu lực từ ngày 20 Tháng Sáu năm 2014) và Thông tư số 32/2015/TT-BCT (ban hành ngày 08 tháng 10 năm 2015, và có hiệu lực từ ngày 07 tháng 12 2015) về phát điện sử dụng chất thải rắn.

■ Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg (ban hành ngày 11 tháng 4 năm 2017, và có hiệu lực từ ngày 01 tháng 6 năm 2017), Quyết định số 02/2019/QĐ-TTg (ban hành ngày và có hiệu lực từ ngày 08 tháng 1 năm 2018), Thông tư số 16/2017/TT-BCT (ban hành ngày 12 tháng 9 năm 2017 và có hiệu lực từ ngày 26 tháng 10 năm 2017) và Thông tư số 05/2019/TT-BCT (ban hành ngày 11 tháng 3 năm 2019 và có hiệu lực từ ngày 25 tháng 4 năm 2019) về điện mặt trời. Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg và số 02/2019/QĐ-TTg hết hạn vào ngày 30 tháng 6 năm 2019.

■ Thông tư số 10/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 5 năm 2015 của Bộ Công Thương về quy định trình tự và thủ tục cấp, thu hồi và thời hạn cho phép hoạt động điện lực, Điều 10.

■ Luật số 55/2014/QH13 ngày 23 tháng 6 năm 2014 của Quốc hội về bảo vệ môi trường, Điều 20, Điều 22.

■ Nghị định số 18/2015/NĐ-CP ngày 14 tháng 2 năm 2015 về kế hoạch bảo vệ môi trường, đánh giá môi trường chiến lược, đánh giá tác động môi trường và kế hoạch bảo vệ môi trường, Điều 14.

■ Thông tư số 27/2015/TT-BTNMT ngày 29 tháng 5 năm 2015 của Bộ TN&MT về đánh giá môi trường chiến lược, IEA và các kế hoạch bảo vệ môi trường, Điều 6.

■ Thông tư số 218/2010/TT-BTC ngày 29 tháng 12 năm 2010 của Bộ Tài chính (MOF) về quy định thanh toán, quản lý và sử dụng phí để thẩm định báo cáo ĐTMX.

■ Thông tư số 40/2014/TT-BCT ngày 5 tháng 11 năm 2014 của Bộ Công Thương về quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia.

■ Quyết định số 45/QĐ-ĐTĐL ngày 1 tháng 7 năm 2015 của ERAV về ban hành quy trình kiểm tra và cấp Chứng nhận vận hành cho các chức danh tham gia trực tiếp công tác điều độ, vận hành hệ thống điện quốc gia ban hành thủ tục kiểm tra và cấp giấy chứng nhận vận hành cho các cán bộ trực tiếp điều tiết, vận hành hệ thống điện quốc gia.

■ Luật số 50/2014/QH13 ngày 18 tháng 6 năm 2014 của Quốc hội về Xây dựng.



■ Thông tú số 32/2012/TT-BCT ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Bộ Công Thương về các quy định thực hiện phát triển dự án điện gió và Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió, Điều 7.

■ Luật số 45/2013/QH13 ngày 29/11/2013 của Quốc hội về đất đai, Điều 4, Điều 69, Điều 126. ■ Nghị định số 47/2014/GM-CP ngày 15 tháng 5 năm 2014 của Chính phủ về các quy định về

bồi thường, hỗ trợ và tái định cư đối với việc thu hồi đất của Chính phủ. ■ Thông tư số 37/2014/TT-BTNMT ngày 30 tháng 6 năm 2014 của Bộ TN&MT về các quy định

chi tiết về bồi thường, hỗ trợ và tái định cư đối với việc thu hồi đất của Chính phủ. ■ Luật số 27/2001/QH10 ngày 29 tháng 6 năm 2001 của Quốc hội về phòng cháy và chữa cháy. ■ Luật số 40/2013/QH13 ngày 22 tháng 11 năm 2013 của Quốc hội về sửa đổi và bổ sung một

số điều của Luật phòng chống cháy nổ. ■ Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29 tháng 6 2011 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế hỗ

trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam. ■ Thông tư số 32/2012/TT-BCT ngày 12 tháng 11 năm 2012 của Bộ Công Thương về quy định

thực hiện phát triển dự án điện gió và Hợp đồng mua bán điện mẫu cho các dự án điện gió.

Quy trình cấp phépBảng 13.2 trình bày chi tiết các quy trình cấp phép liên quan đến các giai đoạn phát triển dự án được xác định trong Hình 13.2. Cần lưu ý rằng đây không phải là danh sách toàn bộ những nội dung được yêu cầu ở mỗi bước, mà chỉ phác thảo quá trình chung và các chi tiết chính phải được đưa vào. Quy trình cấp phép ở Việt Nam có thể sẽ thay đổi khi phát triển điện gió ngoài khơi tiến triển và khi chính sách và pháp luật thay đổi để hỗ trợ ngành. Những thay đổi về luật pháp hiện đang được phát triển, nhưng chưa rõ về hình thức cuối cùng của chúng.

Bảng 13 .2: Phân tích hoạt động cấp phép theo các giai đoạn phát triển dự án

Giai đoạn Chi tiết bổ sung

Yêu cầu phê duyệt hoặc cấp phép

Bộ ngành liên quan


Xác định/lựa chọn địa điểm—độc quyền địa điểm

Đơn vị phát triển thực hiện nghiên cứu sơ bộ để tìm một địa điểm phù hợp để phát triển, bao gồm mức độ sẵn sàng của địa điểm và sau đó là xin công văn chấp nhận độc quyền phát triển địa điểm.

Công văn cho phép độc quyền

UBND Tỉnh và Bộ Công Thương

Đưa vào trong Quy hoạch phát triển điện lực (PDP)

Đơn vị phát triển phải nộp đơn xin đưa dự án điện gió mới đề xuất vào trong PDP nếu trước đó chưa có trong quy hoạch (gồm cả hồ sơ xin phép). Quy trình phê duyệt này bao gồm:• Liệu địa điểm này có nằm trong vùng biển nội

địa của Việt Nam, không liên quan đến bất kỳ sự bất đồng nào với các nước láng giềng và hoàn toàn nằm trong chủ quyền của Việt Nam, thuộc thẩm quyền của Bộ Ngoại giao.

Phê duyệt PDP Bộ Công Thương và Văn phòng Chính phủ (PM)

(còn tiếp)






tiếp theo trang trước

• Bất kỳ xung đột hoặc chồng chéo với các hoạt động hàng hải, thuộc thẩm quyền của Bộ Giao thông vận tải.

• Bất kỳ tác động nào đối với an ninh quốc phòng/hoạt động quân sự, thuộc thẩm quyền của Bộ Quốc phòng.

• Bất kỳ tác động nào đối với thăm dò tài nguyên thiên nhiên ngoài khơi và các hoạt động dầu khí, giao thông hàng hải, thuộc thẩm quyền chung của Bộ Công Thương, Bộ Tài chính và Bộ Kế hoạch và Đầu tư.

• Bất kỳ tác động nào đến nuôi trồng thủy sản, thuộc thẩm quyền của Bộ Nông nghiệp và Phát triển Nông thôn.

Cần có nghiên cứu tiền khả thi để thu thập thông tin về địa điểm và các rủi ro và tác động tiềm tàng của dự án. Đây là yêu cầu chính để dự án được đưa vào trong PDP.Cần có phê duyệt PDP trước khi đơn vị phát triển có thể tiến hành phát triển dự án và có được Quyết định đầu tư.Khảo sát địa điểm—đối với các dự án quy mô nhỏ, đơn vị phát triển phải liên hệ với UBND Tỉnh của các tỉnh quản lý vùng biển tại địa điểm đó. Đối với các dự án quy mô lớn hơn, đơn vị phát triển phải liên hệ với Bộ Kế hoạch và Đầu tư hoặc Văn phòng Chính phủ để có chủ trường đầu tư.

Quyết định đầu tư

Hồ sơ xin ‘Quyết định đầu tư’ tương đương với giấy phép phát triển dự án và phải bao gồm:• giấy phép để thực hiện quy trình• đề xuất đầu tư• báo cáo tài chính của đơn vị phát triển/nhà

đầu tư• đánh giá sơ bộ các tác động môi trường và• đánh giá hiệu quả kinh tế xã hội của dự ánSau khi ‘Quyết định đầu tư’ được ban hành, các đơn vị phát triển/nhà đầu tư trong nước bắt đầu phát triển dự án và tạo cơ sở cho các đơn vị phát triển/nhà đầu tư nước ngoài có được Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư.

Quyết định đầu tư

UBND TỈNH/Bộ Kế hoạch và Đầu tư (MPI)/PM

Đăng ký đầu tư Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư cho phép các công ty nước ngoài phát triển trang trại gió tại Việt Nam.

Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư

Bộ KH&ĐT

Hợp đồng mua bán điện sơ bộ (PPA sơ bộ)

PPA sơ bộ cho phép đơn vị phát triển hoặc nhà đầu tư đăng ký PPA và cung cấp độc quyền cho đơn vị phát triển hoặc nhà đầu tư để đàm phán và có được PPA cho một dự án hoặc khu vực nhất định. Không thể có PPA sơ bộ trước khi có Quyết định đầu tư.

Chấp thuận PPA sơ bộ

EVN/EPTC








Nghiên cứu khả thi (FS)

Đơn vị phát triển được yêu cầu thực hiện FS để cung cấp cho đơn vị phát triển những thông tin cần thiết để đánh giá tính thực tiễn của dự án được đề xuất và các thiết lập cần thiết. Nó cũng sẽ cung cấp thông tin cho những người ra quyết định về tính thực tiễn và tác động của dự án, đồng thời hỗ trợ hồ sơ xin phê duyệt và giấy phép bổ sung cần thiết. FS là một cột mốc quan trọng và phải bao gồm các nội dung chính sau:• Báo cáo tài nguyên gió• Vị trí, tọa độ, diện tích đất sử dụng vĩnh viễn,

diện tích đất sử dụng tạm thời, diện tích biển sử dụng

• Kế hoạch kết nối lưới điện• Kế hoạch kỹ thuật (bao gồm thiết kế cơ sở) và

dự kiến, chi phí kết thúc hoạt động• Các bản sao của FS phải được gửi đến Bộ

Công Thương để phê duyệt và sau đó nhận được công văn chấp nhận

Công văn chấp thuận từ Bộ Công Thương hoặc Sở Công Thương (DOIT) được gửi cho đơn vị phát triển hoặc nhà đầu tư sau khi Bộ Công Thương hoặc DOIT không có ý kiến gì thêm về thiết kế cơ sở của dự án. Công văn chấp thuận này cho phép đơn vị phát triển hoặc nhà đầu tư phê duyệt FS và tiếp tục thực hiện thiết kế kỹ thuật của dự án.

Công văn chấp nhận

Bộ Công Thương

Thỏa thuận kết nối lưới điện

Báo cáo kết nối lưới phải được gửi để có được thỏa thuận kết nối.

Thỏa thuận kết nối

Nếu điện áp kết nối < 220 kV, thỏa thuận kết nối thuộc trách nhiệm của Tổng công ty điện lực miền (RPCo).Nếu điện áp kết nối là ≥ 220 kV, thỏa thuận kết nối thuộc trách nhiệm của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (NPTC).

Thỏa thuận đo đếm

Đơn vị phát triển/nhà đầu tư phải nộp báo cáo đo đếm chi tiết.

Thỏa thuận đo đếm

Công ty mua bán điện (EPTC)


(còn tiếp)






Thỏa thuận về điều khiển giám sát và thu thập dữ liệu (SCADA)

Nộp báo cáo chi tiết hệ thống thông tin liên lạc để phê duyệt.

Thỏa thuận về SCADA

Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia cho các dự án > 30 MWTrung tâm điều độ hệ thống điện miền < 3 MW

Thỏa thuận về rơle bảo vệ

Cần có thỏa thuận giữa đơn vị phát triển hoặc nhà đầu tư và Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia và miền về các chức năng của rơle bảo vệ, đặc tính của các thiết bị tự động hóa của các trang trại điện gió dựa vào các tiêu chuẩn kỹ thuật của Việt Nam.

Thỏa thuận chuyển tiếp bảo vệ

Trung tâm điều phối phụ tải quốc gia cho các dự án > 220 kVTrung tâm điều phối phụ tải khu vực cho các dự án < 220 kV

Phòng cháy chữa cháy

Đơn vị phát triển phải nộp tài liệu phòng cháy chữa cháy. Chỉ có thể bắt đầu xây dựng thiết kế an toàn phòng cháy và chữa cháy cho dự án đã được phê duyệt.

Phê duyệt phòng cháy chữa cháy

Cục cảnh sát phòng cháy chữa cháy

Phê duyệt về an toàn lao động

Đơn vị phát triển phải nộp tài liệu về quản lý an toàn lao động và đánh giá rủi ro. Chỉ có thể bắt đầu xây dựng khi kế hoạch về an toàn lao động cho dự án đã được phê duyệt.

Phê duyệt an toàn lao động

Bộ Công Thương

Đánh giá tác động môi trường và xã hội (ĐTMX)

Đơn vị phát triển hoặc nhà đầu tư phải lập ĐTMX và các tài liệu hỗ trợ. Việt Nam có các tiêu chuẩn ĐTMX của riêng mình mặc dù những tiêu chuẩn này nhìn chung không được coi là phù hợp với thông lệ quốc tế tốt của ngành đối với ĐTMX.

ĐTMX đã được phê duyệt

BỘ TN&MTUBND TỈNH

Thiết kế kỹ thuật

Đơn vị phát triển phải đệ trình tài liệu thiết kế kỹ thuật trong đó cung cấp các thông số kỹ thuật toàn diện cuối cùng, các vật liệu được sử dụng, vị trí, phân tích kết cấu cho Bộ Công Thương.Khi không có ý kiến gì thêm về Thiết kế kỹ thuật, thư chấp nhận sẽ được phát hành.

Thư chấp nhận thiết kế kỹ thuật

Bộ Công Thương

Quyền sử dụng đất

Cho thuê đất—hiện đang được sử dụng cho các dự án điện gió trên bờ và gần bờ. Hiện tại vẫn chưa rõ liệu có cần phải có giấy chứng nhận quyền sử dụng đất đối với cơ sở hạ tầng trên bờ liên quan đến các dự án điện gió ngoài khơi hay không.

Giấy chứng nhận quyền sử dụng đất

UBND TỈNH

Cho thuê đáy biển

Xem Phần 1.Để đăng ký xin thuê đáy biển, trang trại gió được đề xuất phải được đưa vào Quy hoạch phát triển điện lực (PDP) hoặc Quy hoạch phát triển điện gió tỉnh (PWPDP). Để được đưa vào trong các quy hoạch này, các đơn vị phát triển phải nộp nghiên cứu tiền khả thi trong một ‘hồ sơ xin bổ sung’ lên Bộ Công Thương

Phê duyệt cho thuê giường biển

Bộ Công Thương







Hợp đồng mua bán điện (PPA)

PPA là một tài liệu ràng buộc về mặt pháp lý giữa đơn vị phát triển hoặc nhà đầu tư và bên mua điện (EVN).Hiện tại theo quy định của Việt Nam, PPA là một hợp đồng mẫu không thương thảo được quy định tại Thông tư 32/2012-TT-BCT và có thời hạn 20 năm.Các yêu cầu chính được liệt kê như sau:• Công văn của đơn vị phát triển dự án/nhà đầu

tư gửi EPTC/EVN• Bản sao có chứng thực phê duyệt của các cơ

quan có thẩm quyền liên quan để phát triển dự án (ví dụ nguồn điện và quy hoạch lưới điện, trong trường hợp nhà máy được UBND Tỉnh phê duyệt, cần phải kèm theo phê duyệt của Bộ Công Thương cho nhà máy, Giấy chứng nhận đầu tư, giấy phép liên quan, v.v.)

• Thông tin cơ bản tài liệu của đơn vị phát triển/nhà đầu tư dự án chứng minh pháp nhân, đăng ký kinh doanh, năng lực và kinh nghiệm phát triển dự án, năng lực tài chính, v.v.

• Thỏa thuận kết nối lưới điện• Thỏa thuận đo đếm• Thỏa thuận về SCADA• Thỏa thuận về hệ thống rơle bảo vệ, và• Chấp thuận PPA sơ bộ

PPA được ký kết Tổng cục Năng lượng (GDE) và ERAV

Xây dựng

Hoàn thiện thiết kế chi tiết

Thiết kế chi tiết hoàn thiện phải được phê duyệt Thiết kế chi tiết được phê duyệt

Bộ Công Thương

Xây dựng Trước khi xây dựng, đơn vị phát triển phải đáp ứng các yêu cầu sau:• Đất có sẵn• Giấy phép xây dựng hợp lệ• Thiết kế chi tiết hoàn thiện• Hợp đồng xây dựng cần được ký giữa đơn vị

phát triển/chủ đầu tư dự án• Ngân sách phù hợp theo tiến độ thi công• Các biện pháp theo kế hoạch để đảm bảo an

toàn và bảo vệ môi trường, và• PPA đã kýBộ Xây dựng cấp giấy phép xây dựng cho các dự án điện gió trên bờ và gần bờ. Hiện tại vẫn chưa rõ ai sẽ cấp giấy phép xây dựng cho các dự án điện gió ngoài khơi, nhưng dự kiến là sẽ tương tự nhau.

Giấy phép xây dựng

Bộ Xây dựng


(còn tiếp)






Vận hành

Giấy phép vận hành

Các đơn vị phát triển hoặc nhà đầu tư hiện tại phải xin giấy phép hoạt động cho các đơn vị vận hành trang trại gió trên bờ và gần bờ. Yêu cầu này vẫn được xác nhận cho điện gió ngoài khơi.

Giấy phép vận hành

Trung tâm điều phối tải quốc gia/khu vực

Giấy phép sản xuất điện

Đơn vị phát triển hoặc nhà đầu tư phải có Giấy phép sản xuất điện để chính thức vận hành nhà máy điện gió và bắt đầu các hoạt động thương mại.Thông tư số 10/2015/TT-BCT ngày 29 tháng 5 năm 2015 của Bộ Công Thương về việc quy định trình tự và thủ tục cấp, thu hồi và thời hạn cho phép hoạt động điện lực, Điều 10.

Sản xuất điện ERAV

Kết thúc hoạt động

Kế hoạch kết thúc hoạt động

Vào cuối thời gian vận hành của dự án, trang trại gió sẽ được nâng cấp và tân trang hoặc kết thúc hoạt động. Đơn vị phát triển/nhà đầu tư sẽ nộp kế hoạch kết thúc hoạt động và khôi phục để giải quyết tất cả các khía cạnh quan trọng của quy trình kết thúc hoạt động.

Kế hoạch kết thúc hoạt động và khôi phục

Không rõ ràng nhưng dự kiến sẽ là Bộ Công Thương





So s

ánh

quy

trìn

h cấ

p ph

ép v

à ch

o th

uê

So sá

nh ở

mức

độ

cao

quá

trình

cấp

phé

p và

cho

thuê

tại A

nh, M

ỹ và

Hà

Lan

được

trìn

h bà

y tro

ng B

ảng

13.3

.

Bảng

13 .

3: S

o sá

nh c

hế đ

ộ ch

o ph

ép v

à ch

o th

uê ở

các

quố

c gi

a ví

dụ

Anh

và

xứ W

ales

Hoa

Kỳ

Hà

Lan

Công

suấ

t lắp

đặt

8,4

GW

30 M

W84

1,1

GW

Mục

tiêu

điệ

n gi

ó ng

oài

khơi

40

GW

vào

năm

203

0 (to

àn b

ộ An

h)2%

nhu

cầu

quố

c gi

a và

o nă

m 2

030

và 7

%

vào

năm

205

0. C

ác m

ục ti

êu đ

iện

gió

ngoà

i kh

ơi đ

ang

được

thúc

đẩy

ở c

ấp ti

ểu b

ang.

11,5

GW

vào

năm

203

0

Độ

trưở

ng th

ành

của

thị

trườ

ng đ

iện

gió

ngoà

i kh

ơi

Anh

là m

ột th

ị trư

ờng

điện

gió

ngo

ài

khơi

đã

được

thiế

t lập

với

sắp

tới l

à Vò

ng 4

đấu

giá

cho

thuê

(Anh

), và

xứ

Wal

es đ

ang

được

thực

hiệ

n để

bổ

sung

hơ

n 7

GW

vào

dan

h m

ục p

hát t

riển

điện

gió

ngo

ài k

hơi c

ho V

ương

Quố

c An

h.

Thị t

rườn

g đi

ện g

ió n

goài

khơ

i Hoa

Kỳ

chuẩ

n bị

cun

g cấ

p dự

án

quy

mô

công

ngh

iệp

đầu

tiên

trong

5 n

ăm tớ

i. Tuy

nhi

ên, n

ó đã

phả

i đố

i mặt

với

một

số th

ách

thức

dướ

i dạn

g kh

ông

chắc

chắ

n về

cấp

phé

p. C

ấp p

hép

nổi

lên

như

một

tron

g nh

ững

rủi r

o lớ

n nh

ất đ

ối

với n

gành

sau

khi đ

ánh

giá

môi

trườ

ng n

goài

dự

kiế

n đố

i với

tất c

ả cá

c dự

án

được

đề

xuất

ở

Bờ Đ

ông.

Hà

Lan

là m

ột tr

ong

nhữn

g qu

ốc g

ia đ

ầu ti

ên ở

châ

u Âu

lắ

p đặ

t các

tran

g trạ

i gió

ngo

ài k

hơi.

Ban

đầu,

quố

c gi

a nà

y m

ở rộ

ng c

ông

suất

chậ

m n

hưng

sau

đó đ

ã th

ực h

iện

một

ca

m k

ết đ

áng

kể đ

ối v

ới sự

phá

t triể

n củ

a ng

ành.

Các

vòn

g ch

o th

uê đ

ang

diễn

ra đ

ến n

hững

năm

202

0, v

ới k

hoản

g 70

0 M

W c

ông

suất

dự

kiến

sẽ đ

ược

lắp

đặt h

àng

năm

đến

nă

m 2

027

và 1

GW

E m

ỗi n

ăm từ

202

8 đế

n 20

30.

Các

mục

tiêu

điệ

n gi

ó ng

oài k

hơi đ

ược

liên

kết v

ới m

ột

loạt

các

cuộ

c đấ

u gi

á và

phá

t triể

n lư

ới đ

iện

ngoà

i khơ

i. Cá

c đị

a đi

ểm đ

ược

chấp

thuậ

n trư

ớc k

hi đ

ấu g

iá. Đ

iều

này

làm

giả

m rủ

i ro

dự á

n nh

ưng

cũng

hạn

chế

khả

năn

g củ

a đơ

n vị

phá

t triể

n th

ể hi

ện sự

khá

c bi

ệt c

ủa m

ình

với c

ác đ

ối

thủ

cạnh

tran

h. Đ

ấu g

iá d

iễn

ra rấ

t cạn

h tra

nh v

à dẫ

n đế

n gi

á đi

ện th

ấp. N

ăm 2

019,

đấu

giá

đầu

tiên

khô

ng c

ó trợ

cấ

p củ

a H

à La

n đã

đượ

c tổ

chứ

c (m

ặc d

ù đi

ều n

ày k

hông

ba

o gồ

m c

hi p

hí lư

ới đ

iện)

.

Cho

thuê

khu

vực

biể

n (đ

áy b

iển)

Các

vòng

cho

thuê

và

đấu

giá

cạnh

tra

nh d

o Th

e C

row

n Es

tate

(TC

E) p

hát

hành

. Cá

c vò

ng c

ho th

uê đ

ang

tiến

hành

ở

Anh

và x

ứ W

ales

: Vòn

g 4.

Khu

vực

cho

thuê

tron

g Vò

ng 4

sẽ đ

ược

cấp

phép

60

năm

.

Vòng

đấu

giá

cho

thuê

và

đấu

giá

cạnh

tran

h đư

ợc c

ấp b

ởi B

ộ trư

ởng

Nội

vụ

và đ

ược

ban

hành

bởi

Cục

Quả

n lý

Năn

g lư

ợng

Đại

dư

ơng

(BO

EM).

Phát

triể

n dự

án

hiện

đan

g đư

ợc th

úc đ

ẩy ở

cấ

p tiể

u ba

ng n

ơi m

ỗi ti

ểu b

ang

đang

tự đ

ặt

mục

tiêu

điệ

n gi

ó ng

oài k

hơi c

ủa m

ình.

Cấp

hợp

đồn

g ch

o th

uê th

ương

mại

25

năm

, có

khả

năn

g gi

a hạ

n.

Chí

nh p

hủ H

à La

n ph

ân b

ổ cá

c đị

a đi

ểm tr

ên c

ơ sở

đấu

th

ầu c

ạnh

tranh

, tro

ng đ

ó cá

c đơ

n vị

phá

t triể

n tra

ng tr

ại

gió

cạnh

tran

h để

già

nh q

uyền

xây

dựn

g đị

a đi

ểm, b

ao

gồm

cho

thuê

đáy

biể

n, g

iấy

phép

phá

t triể

n và

xây

dựn

g,

PPA

và k

ết n

ối lư

ới đ

iện.

Hệ

thốn

g ch

o th

uê m

ột g

iai đ

oạn

và tr

ợ gi

á gi

ảm th

iểu

rủi

ro c

ho c

ác đ

ơn v

ị phá

t triể

n nh

ưng

cũng

làm

cho

các

đơn

vị

phá

t triể

n kh

ó kh

ăn h

ơn tr

ong

việc

xây

dựn

g da

nh m

ục

dự á

n tiề

m n

ăng

và x

ây d

ựng

các

dự á

n rấ

t lớn

với

nhi

ều

GW

. Ngo

ài ra

, vì đ

ơn v

ị phá

t triể

n ch

ưa th

am g

ia v

ào c

ông

việc

phá

t triể

n từ

đầu

nên

họ

chỉ c

ó th

ể tìm

hiể

u về

các

vấn

đề

với

địa

điể

m d

ự án

ở g

iai đ

oạn

muộ

n. C

ũng

có m

ột rủ

i ro

nhỏ

là n

ếu c

ó lỗ

i xảy

ra đ

ối v

ới c

ông

việc

lúc

đầu

của

chín

h ph

ủ, đ

iều

này

có th

ể dẫ

n đế

n cá

c kh

iếu

nại. (c

òn ti

ếp)



Anh

và

xứ W

ales

Hoa

Kỳ

Hà

Lan

Các

chấp

thuậ

n ch

ính

cần

cóCá

c dự

án

> 10

0 M

W đ

ược

phân

loại

là

Dự

án c

ơ sở

hạ

tầng

có

tầm

qua

n trọ

ng q

uốc

gia

(NSI

P). Đ

iều

này

đòi h

ỏi

phải

có

Chỉ

thị đ

ồng

ý ch

o ph

át tr

iển

(DCO

) đượ

c ba

n hà

nh th

eo L

uật q

uy

hoạc

h 20

08 v

à kế

t hợp

các

chấ

p th

uận

bổ su

ng n

hư g

iấy

phép

hàn

g hả

i và

các

chấp

thuậ

n trê

n bờ

. Các

dự

án N

SIP

được

kiể

m tr

a bở

i Ban

than

h tra

quy

ho

ạch

với c

hính

phủ

trun

g ươ

ng (B

ộ C

hiến

lược

Kin

h do

anh,

Năn

g lư

ợng

và C

ông

nghi

ệp) k

iểm

tra

để đ

ưa ra

qu

yết đ

ịnh

cuối

cùn

g. C

ó m

ột v

ài k

hác

biệt

tron

g cá

ch ti

ếp c

ận g

iữa

Anh

và x

ứ W

ales

.Cá

c dự

án

< 10

0 M

W d

ự ki

ến đ

ược

kiểm

tra

bởi T

ổ ch

ức q

uản

lý h

àng

hải

(MM

O) ở

Anh

hoặ

c N

atur

al R

esou

rces

W

ales

(NRW

) ở W

ales

. Giấ

y ph

ép h

àng

hải v

à M

ục 3

6 (L

uật Đ

iện

lực

1989

) đư

ợc y

êu c

ầu c

ùng

với q

uy h

oạch

.

Kế h

oạch

đán

h gi

á đị

a đi

ểm (S

AP, n

ơi đ

ưa ra

kế

hoạ

ch th

u th

ập d

ữ liệ

u kỹ

thuậ

t cho

địa

đi

ểm).

Kế h

oạch

xây

dựn

g và

vận

hàn

h (C

OP)

.

Chí

nh p

hủ H

à La

n đả

m n

hiệm

tất c

ả cá

c cô

ng v

iệc

để th

iết

lập

các

trang

trại

gió

ngo

ài k

hơi,

trong

đó

có v

iệc

thiế

t lập

vị

trí v

à th

iết k

ế, th

ực h

iện

ĐTM

X và

đảm

bảo

cun

g cấ

p cá

c gi

ấy p

hép

cần

thiế

t. Đ

ể đạ

t đượ

c đi

ều n

ày, c

hính

phủ

ng

hiên

cứu

các

địa

điể

m, đ

áy b

iển,

tốc

độ g

ió v

à dữ

liệu

hà

ng h

ải. Đ

iều

này

đảm

bảo

các

đơn

vị p

hát t

riển

trang

trại

gi

ó đư

ợc c

ung

cấp

trước

tất c

ả th

ông

tin h

ọ cầ

n về

các

h th

ức tố

t nhấ

t để

xây

dựng

và

vận

hành

tran

g trạ

i gió

.

Các

nghi

ên c

ứu h

oặc

chấp

thuậ

n bổ

sun

g•

ĐTM

X•

Đán

h gi

á qu

y đị

nh m

ôi tr

ường

sống

(H

RA)

• G

iấy

phép

các

loài

đượ

c bả

o vệ

ở

châu

Âu

Chấ

p th

uận

sau

Các

điều

kiệ

n gi

ấy p

hép

hàng

hải

như

:•

Kế h

oạch

quả

n lý

xây

dựn

g•

Kế h

oạch

quả

n lý

môi

trườ

ng•

Kế h

oạch

giá

m sá

t môi

trườ

ngCá

c vă

n bả

n ph

áp lu

ật v

à hư

ớng

dẫn

cung

cấp

chi

tiết

về

nhữn

g gì

đượ

c xe

m

xét/đ

ánh

giá,

và y

êu c

ầu c

ác k

hảo

sát v

à đá

nh g

iá.

• Đ

TMX

• Ph

ân tí

ch tá

c độ

ng tí

ch lũ

y•

Đán

h gi

á bi

ến đ

ổi k

hí h

ậu•

ĐTM

X xu

yên

biên

giớ

iG

iấy

phép

cũn

g đư

ợc y

êu c

ầu v

ới c

ác c

ơ qu

an c

ủa từ

ng b

ang

bao

gồm

các

loài

chi

m

di c

ư, q

uản

lý v

ùng

ven

biển

, chấ

t lượ

ng

nước

, quy

địn

h kh

ông

khí v

à qu

ốc p

hòng

.N

goài

BO

EM S

AP v

à CO

P, có

một

quy

trìn

h cấ

p ph

ép p

hức

tạp

đồng

thời

hoặ

c tiế

p tu

yến

với q

uy tr

ình

BOEM

. Các

hoạ

t độn

g liê

n ba

ng n

ày b

ao g

ồm: G

iấy

phép

của

Côn

g bi

nh lụ

c qu

ân H

oa K

ỳ (U

SAC

E) c

ho p

hép

tác

động

đến

vùn

g bi

ển c

ủa H

oa K

ỳ (G

iấy

phép

• Đ

ể xá

c đị

nh c

ác đ

ịa đ

iểm

tốt n

hất đ

ể đư

a và

o cá

c vò

ng

đấu

giá,

Chí

nh p

hủ H

à La

n th

ực h

iện

giám

sát m

ôi

trườn

g sâ

u rộ

ng v

à th

am k

hảo

ý ki

ến c

ông

chún

g và

các

bê

n liê

n qu

an•

Tenn

eT đ

ược

chỉ đ

ịnh

là đ

ơn v

ị vận

hàn

h lư

ới đ

iện

ngoà

i kh

ơi. H

ọ ch

ịu tr

ách

nhiệ

m k

ết n

ối c

ác tr

ang

trại g

ió v

ới

hệ th

ống

truyề

n tả

i trê

n bờ

Bảng

13 .

3: T

iếp

theo

tran

g tr

ước



Anh

và

xứ W

ales

Hoa

Kỳ

Hà

Lan

tiếp

theo

tran

g tr

ước

Toàn

quố

c (N

WP)

đối

với

SAP

và

giấy

phé

p riê

ng lẻ

(IP)

đối

với

CO

P) th

eo Đ

ạo lu

ật v

ề N

ước

sạch

; Tha

m v

ấn v

ới C

ục C

á và

Độn

g vậ

t hoa

ng d

ã H

oa K

ỳ (U

SFW

S) đ

ể lậ

p Đ

ánh

giá

sinh

học

về c

ác tá

c độ

ng đ

ối v

ới c

ác

loài

đượ

c bả

o vệ

bởi

liên

ban

g; th

am k

hảo

ý ki

ến v

ới U

SFW

S th

eo Đ

ạo lu

ật C

him

di c

ư;

tham

khả

o ý

kiến

của

Dịc

h vụ

thủy

sản

quốc

gi

a (N

MFS

) về

việc

ủy

quyề

n ng

ẫu n

hiên

th

eo Đ

ạo lu

ật b

ảo v

ệ độ

ng v

ật c

ó vú

trên

bi

ển; t

ham

khả

o ý

kiến

với

NM

FS v

ề M

ôi

trườn

g số

ng th

iết y

ếu c

ủa c

á th

eo Đ

ạo lu

ật

Mag

nuso

n-St

even

s; p

hối h

ợp v

ới L

ực lư

ợng

Bảo

vệ B

ờ bi

ển H

oa K

ỳ (U

SCG

) phê

duy

ệt

cho

hỗ tr

ợ tư

nhâ

n di

chu

yển;

Mục

106

Đồn

g th

uận

với V

ăn p

hòng

bảo

tồn

lịch

sử n

hà

nước

(SH

PO) đ

ối v

ới c

ác tà

i ngu

yên

văn

hóa;

và

Cơ

quan

bảo

vệ

môi

trườ

ng c

ấp p

hép

đối

với Q

uy đ

ịnh

về k

hông

khí

thềm

lục

địa

bên

ngoà

i. N

goài

các

giấ

y ph

ép tr

ên, c

òn c

ó sự

ph

ối h

ợp v

ới c

ác b

ên li

ên q

uan

khác

, bao

gồ

m B

ộ Q

uốc

phòn

g (D

oD).

Ở c

ấp ti

ểu b

ang,

các

phê

duy

ệt/g

iấy

phép

ba

o gồ

m G

iấy

chứn

g nh

ận c

hất l

ượng

nướ

c M

ục 4

01, x

ác đ

ịnh

tính

nhất

quá

n củ

a Đ

ạo

luật

quả

n lý

vùn

g ve

n bi

ển v

à cá

c gi

ấy p

hép

liên

quan

đến

xây

dựn

g kh

ác. C

ũng

có th

ể cầ

n ph

ải p

hê d

uyệt

các

tác

động

đến

các

lo

ài v

à rừ

ng/c

ây đ

ược

nhà

nước

bảo

vệ.

Giá

m sá

t và

phối

hợp

sau

xây

dựng

với

các

cơ

qua

n nh

à nư

ớc v

à BO

EM là

cần

thiế

t để

đảm

bảo

thực

hiệ

n cá

c bi

ện p

háp

giảm

thiể

u đư

ợc n

êu tr

ong

COP

và từ

ng lo

ại g

iấy

phép

.

Pháp

luật

chí

nh•

Luật

quy

hoạ

ch 2

008

• Đ

ạo lu

ật ti

ếp c

ận b

iển

và v

en b

iển

2009

• Lu

ật n

ăng

lượn

g 20

04•

Luật

điệ

n lự

c 19

89

• Đ

ạo lu

ật c

hính

sách

năn

g lư

ợng

năm

200

5 (s

.388

)•

Đạo

luật

đất

đai

ngo

ài lụ

c đị

a

(43

USC

§ 1

331)

• Đ

ạo lu

ật c

hính

sách

môi

trườ

ng q

uốc

gia

• Đ

ạo lu

ật q

uản

lý v

ùng

ven

biển

• Cá

c qu

y đị

nh c

ủa B

ộ trư

ởng

Bộ K

inh

tế đ

ặt ra

quy

tắc

cho

việc

cấp

phé

p cá

c dự

án

điện

gió

ngo

ài k

hơi,

ví d

ụ N

o. W

JZ/1

7122

295

ngày

13

thán

g 10

năm

201

7 ch

o lô

I và

II c

ủa k

hu v

ực đ

iện

gió

Hol

land

se K

ust (

zuid

)•

Lệnh

của

Bộ

trưởn

g Bộ

Kin

h tế

số W

JZ/ 1

7160

973,

liên

qu

an đ

ến c

ác q

uy đ

ịnh

về tr

ợ cấ

p sả

n xu

ất đ

iện

từ n

ăng

lượn

g tá

i tạo

sử d

ụng

năng

lượn

g gi

ó ng

oài k

hơi

Bảng

13 .

3: T

iếp

theo

tran

g tr

ước

(còn

tiếp

)



Anh

và

xứ W

ales

Hoa

Kỳ

Hà

Lan

Các

nguồ

n lự

c củ

a

Chín

h ph

ủ Cá

c bộ

phậ

n cụ

thể

trong

MS,

MM

O v

à N

RW x

ử lý

các

hồ

sơ li

ên q

uan

đến

cấp

phép

tron

g m

ôi tr

ường

biể

n.C

hỉ th

ị chấ

p th

uận

phát

triể

n (D

CO) d

o BE

IS c

ấp sa

u kh

i có

kiểm

tra

của

Ban

Than

h tra

quy

hoạ

ch.

MM

O v

à N

RW x

ử lý

hồ

sơ c

ho tấ

t cả

các

phát

triể

n và

chấ

p th

uận

khác

tron

g m

ôi tr

ường

biể

n bấ

t kể

quy

mô

và lo

ại.

Ví d

ụ. b

ến c

ảng,

phò

ng th

ủ bi

ển, n

eo

đậu,

năn

g lư

ợng,

v.v.

BOEM

là c

ơ qu

an c

hính

của

liên

ban

g ch

ịu

trách

nhi

ệm q

uản

lý p

hát t

riển

năng

lượn

g ch

o cả

tài n

guyê

n nă

ng lư

ợng

truyề

n th

ống

và n

ăng

lượn

g tá

i tạo

. Tuy

nhi

ên, m

ột lo

ạt c

ác

cơ q

uan

liên

bang

và

tiểu

bang

vẫn

là n

hững

bê

n đó

ng g

óp c

hính

vào

quy

trìn

h cấ

p ph

ép.

BOEM

thực

hiệ

n qu

y ho

ạch

khôn

g gi

an b

iển

và tổ

chứ

c đấ

u gi

á cá

c kh

u vự

c ch

o th

uê k

hi

đã x

ác đ

ịnh

được

các

khu

vực

phá

t triể

n. M

ỗi

bang

sẽ tổ

chứ

c đấ

u gi

á vi

ệc m

ua đ

iện.

Rijk

sdie

nst v

oor O

nder

nem

end

Ned

erla

nd (R

VO) đ

ảm b

ảo

việc

cấp

phé

p m

ôi tr

ường

trướ

c kh

i đấu

giá

.Vă

n ph

òng

Dự

án N

ăng

lượn

g (C

ục E

nerg

iepr

ojec

ten)

cu

ng c

ấp p

hát t

riển

dự á

n ph

ối h

ợp c

ho c

ác d

ự án

năn

g lư

ợng

lớn

bao

gồm

các

tran

g trạ

i gió

ngo

ài k

hơi.

Bộ K

inh

tế v

à C

hính

sách

Khí

hậu

cấp

giấ

y ph

ép c

ho c

ác

dự á

n đi

ện g

ió n

goài

khơ

i.

Lợi í

ch•

Chế

độ

cấp

phép

linh

hoạ

t với

khả

nă

ng c

ó th

ể th

ay đ

ổi th

iết k

ế dự

án

trong

giớ

i hạn

• Sắ

p xế

p hợ

p lý

hơn

(số

lượn

g tư

ơng

đối n

hỏ h

oặc

giấy

phé

p)•

Nói

chu

ng, m

ất ít

thời

gia

n hơ

n nh

iều

hệ th

ống

• C

hế đ

ộ ch

ính

sách

ổn

định

• C

huỗi

cun

g ứn

g có

tay

nghề

• Ở

Mỹ,

đơn

vị p

hát t

riển

có th

ể đề

xuấ

t một

đị

a đi

ểm đ

ể C

hính

phủ

đấu

giá

và

nếu

Chí

nh p

hủ đ

ồng

ý, đơ

n vị

phá

t triể

n có

thể

giàn

h đư

ợc h

ợp đ

ồng

thuê

bằn

g cá

ch là

ng

ười t

rả g

iá d

uy n

hất (

khôn

g ph

ải lú

c nà

o cũ

ng n

hư v

ậy)

• Sự

chắ

c ch

ắn c

ủa d

anh

mục

dự

án ti

ềm n

ăng

nhờ

vào

các

mục

tiêu

đượ

c cô

ng b

ố đế

n nă

m 2

030

• Kh

ông

có rủ

i ro

cấp

phép

đối

với

đơn

vị p

hát t

riển

• C

hính

phủ

có

toàn

quy

ền k

iểm

soát

địa

điể

m d

ự án

Vấn

đề•

Chậ

m tr

ễ tro

ng c

hấp

thuậ

n dự

án

do

vấn

đề n

ăng

lực

của

nguồ

n lự

c•

Khun

g ph

áp lý

và

quy

định

phứ

c tạ

p (li

ên

bang

, tiể

u ba

ng v

à đị

a ph

ương

), cầ

n sự

rõ

ràng

và

nhất

quá

n gi

ữa c

ác ti

ểu b

ang

để p

hát t

riển

chuỗ

i cun

g ứn

g và

thu

hút

đầu

tư•

Yêu

cầu

quá

nhiề

u gi

ấy p

hép

(khô

ng

giốn

g nh

ư ở

Anh)

• Đ

ạo lu

ật J

ones

hạn

chế

ngh

iêm

ngặ

t việ

c sử

dụn

g cá

c tà

u lắ

p đặ

t phả

i là

của

Mỹ

• C

hi p

hí tr

ả trư

ớc đ

ối v

ới C

hính

phủ

để

thực

hiệ

n cá

c ng

hiên

cứu

và

lập

kế h

oạch

khu

vực

dự

án•

Chi

phí

để

duy

trì n

ăng

lực

và n

guồn

lực

trong

Chí

nh

phủ

• Cá

c đơ

n vị

phá

t triể

n có

thể

cho

rằng

họ

lựa

chọn

và

thiế

t kế

địa

điểm

tốt h

ơn, v

à tậ

n dụ

ng sự

đổi

mới

để

có

thể

dẫn

đến

giảm

chi

phí

Ngu

ồn: B

VG A

ssoc

iate

s.

Bảng

13 .

3: T

iếp

theo

tran

g tr

ước


127

14 . Mua sắm của Chính phủ

14 .1 Mục đíchTrong gói công việc này, chúng tôi khảo sát các phương án quy định khác nhau có sẵn đối với Chính phủ để cho thuê biển và ký kết PPA thông qua các quy trình cạnh tranh.

Chúng tôi phác thảo các phương án cho Việt Nam để tạo điều kiện tốt nhất cho tăng trưởng ổn định, giảm chi phí và lợi ích kinh tế trong nước dựa vào thời điểm và quy mô phù hợp với các kịch bản được mô tả trong Phần 2.

Chúng tôi xem xét các dự án điện gió gần bờ và các dự án móng cố định khởi động sớm đang được phát triển và cần xây dựng niềm tin vào thị trường.

FIT hiện hành ở Việt Nam và đấu giá trong tương laiỞ Việt Nam hiện đang có FIT cho các dự án năng lượng tái tạo đủ điều kiện. FIT này được ấn định ở mức 98 US$/MWh cho điện gió ngoài khơi. Mức này được coi là không khả thi tài chính đối với điện gió ngoài khơi, như được thảo luận trong Phần 15.

Chính phủ gần đây đã thông báo rằng FIT sẽ dành cho các dự án đạt đưa vào vận hành thương mại trước tháng 11 năm 2023.

Chính phủ đã tuyên bố sẽ đưa vào thực hiện một hệ thống đấu giá cạnh tranh cho các dự án năng lượng tái tạo sau năm 2023, mặc dù không có thông tin chi tiết nào về hệ thống đấu giá đã được đề xuất và công bố đó.

Phần này lấy ý định đã nêu về việc chuyển sang đấu giá PPA làm điểm khởi đầu và xem xét các phương án có sẵn cho Chính phủ để đưa ra các quy trình bao gồm cả cho thuê và PPA.

Cách tiếp cận cho thuê hiện nay ở Việt NamHiện tại Việt Nam có cách tiếp cận mở cửa cho thuê trong đó đơn vị phát triển xác định một địa điểm và làm việc thông qua các bước cần thiết để được Chính phủ đảm bảo quyền phát triển. Cách tiếp cận này được thảo luận trong Phần 12 và không được coi là phù hợp để có thể thực hiện được một số lượng lớn địa điểm tiềm năng hoặc để cung cấp cho ngành môt tầm nhìn rõ ràng về danh mục các dự án tiềm năng.

Phần này tập trung vào các phương án tiếp cận mua sắm chủ động của chính phủ để thực hiện được quy mô trong kịch bản tăng trưởng cao, như được thảo luận trong Phần 1.



14 .2 Phương phápChúng tôi đánh giá các cách tiếp cận cho thuê và PPA đã được sử dụng tại các thị trường khác nhau trên thế giới, hầu hết trong số đó có xu hướng rơi vào hai loại chính: quy trình tập trung một giai đoạn và quy trình phân cấp hai giai đoạn.

Chúng tôi đã so sánh các cách tiếp cận này và nhấn mạnh những điểm mạnh và điểm yếu cho từng cách tiếp cận. Chúng tôi cũng đã xem xét các bài học kinh nghiệm từ các quốc gia khác và thu thập quan điểm từ các đơn vị phát triển dự án đang hoạt động tại Việt Nam.

14 .3 Các phương án được cân nhắcCách tiếp cận một giai đoạn và hai giai đoạn để cho thuê và mua sắm PPA được mô tả dưới đây.

■ Cách tiếp cận tập trung một giai đoạn, trong đó đầu tiên chính phủ xác định các khu vực phát triển dự án, thực hiện ĐTMX và cung cấp tất cả các giấy phép cần thiết và các thỏa thuận kết nối lưới điện. Sau đó, Chính phủ đấu giá hợp đồng cho thuê và PPA cho các đơn vị phát triển trong một quy trình cạnh tranh duy nhất. Quy trình tập trung một giai đoạn này được sử dụng ở Đan Mạch và Hà Lan.

■ Cách tiếp cận phân cấp hai giai đoạn, trong đó đơn vị phát triển chọn một địa điểm và chịu trách nhiệm thực hiện các hoạt động phát triển. Trong quy trình hai giai đoạn, cạnh tranh lần đầu được tổ chức để trao hợp đồng cho phép quyền phát triển độc quyền trong một khoảng thời gian. Sau đó, đơn vị phát triển chịu trách nhiệm xin và nhận được các giấy phép phát triển cần thiết và thỏa thuận kết nối lưới điện. Khi đã có giấy phép phát triển và thỏa thuận kết nối lưới, dự án sẽ đủ điều kiện tham gia cạnh tranh lần hai để đạt được PPA. Điều này thường ở dạng đấu giá Hợp đồng sai khác (CfD). Quy trình phân cấp hai giai đoạn được sử dụng ở Trung Quốc, Anh và Hoa Kỳ.

Hai cách tiếp cận được trình bày trong Hình 14.1.

Các yếu tố quan trọng, độc lập với cách tiếp cậnCác phương pháp trên sẽ được khảo sát một cách chi tiết trong phần này, nhưng có một số yếu tố quan trọng để Chính phủ xem xét bất kể phương pháp nào:

■ Hợp lý hóa và tính minh bạch của các quy trình cho thuê, cấp phép và PPA ■ Đủ linh hoạt trong thiết kế trang trại gió trong khi cấp phép ■ Mức độ tham vọng phù hợp khi lập kế hoạch cho các dự án ■ Tầm nhìn danh mục dự án tiềm năng phải lâu dài, ít nhất là 10 năm ■ PPA phù hợp với thị trường ■ Phải có quá trình chuyển đổi để chuyển sang PPA hoặc cách tiếp cận cho thuê mới, và ■ Đảm bảo cạnh tranh mạnh mẽ

Những yếu tố này được thảo luận dưới đây.


14. Mua sắm của Chính phủ 129

Hợp lý hóa và minh bạch các quy trình cho thuê, cấp phép và PPA

Như đã thảo luận trong Phần 12, quy trình cấp phép hiện nay ở Việt Nam phức tạp và không rõ ràng. Điều này có thể dẫn đến niềm tin của nhà đầu tư vào thị trường thấp hơn theo dù là theo cách tiếp cận nào.

Theo cách tiếp cận tập trung, Chính phủ cần quan tâm đến các quy trình khảo sát và xác định địa điểm và để ngành tự tin rằng các địa điểm được đưa ra cho thuê là khả thi về kỹ thuật và thương mại. Các tiêu chuẩn ĐTMX phải đủ để thu hút các nguồn tài chính quốc tế. Một quy trình phối hợp tốt với sự phối hợp giữa các vụ trong bộ và ở cấp chính quyền địa phương là rất quan trọng.

Theo cách tiếp cận phân cấp về cho thuê và PPA, điều này có thể ảnh hưởng đến niềm tin của các nhà đầu tư do chậm trễ phát triển và rủi ro không nhận được giấy phép cho địa điểm đó.

Hình 14 .1: Tổng quan về các cách tiếp cận tập trung và phân cấp đối với cho thuê và mua sắm PPA

Tập trung vào điện gió ngoài khơi

Hoạ

t độn

gkh

ác Tập trung vào điện gió ngoài khơi

Hoạ

t độn

gkh

ác

Tính toán sơ bộ và đánh giá tácđộng môi trường

Hỗ trợ và giáo dục các bên liên quan

Thiết lập các khu vực phát triển

Đánh giá chiến lược về môi trường

Đấu giá thuê biển

Hỗ trợ và giáo dục các bên liên quan

Thiết lập các khu vực phát triển

Đánh giá chiến lược về môi trường

Cấp phép sơ bộ Hỗ trợ và giáo dục các bên liên quan

Đấu giá PPA và thuê biển Tính toán sơ bộ và đánh giá tácđộng môi trường

Hỗ trợ và giáo dục các bên liên quan Thiết kế kỹ thuật và nộp đơn xin cấpphép

Mua sắm và đưa ra quyết định đầutư cuối cùng

Xây dựng và vận hành

Thiết kế kỹ thuật và nộp đơn xin cấpphép

Mua sắm và đưa ra quyết định đầutư cuối cùng

Xây dựng và vận hành

Cấp phép

Final permitting Đấu giá PPA

Ghi chú

Cách tiếp cận tập trung (1 bước) Cách tiếp cận phân cấp (2 bước)

Quy

hoạ

ch k

hông

gia

n bi

ển v

à đá

nh g

iá tá

c độ

ng tí

ch lũ

y

Quy

hoạ

ch k

hông

gia

n bi

ển v

à đá

nh g

iá tá

c độ

ng tí

ch lũ

y

Đưa

ra q

uy đ

ịnh

và g

iám

sát

Hoạt động của chính phủ (cả 2 cách tiếp cận)Hoạt động của chính phủ theo cách tiếp cận tập trungHoạt động của chính phủ theo cách tiếp cận phân cấp

Hoạt động của nhà phát triển

Thiế

t lập

quy

địn

hC

ác h

oạt đ

ộng

được

lặp

lại c

ho m

ỗi lầ

n đấ

u gi

á th

uê b

iển

Đưa

ra q

uy đ

ịnh

và g

iám

sát




Đủ linh hoạt trong thiết kế trang trại gió trong khi cấp phép

Sự linh hoạt trong xây dựng và thiết kế các dự án cần phải được cho phép theo cả hai cách tiếp cận.

Theo cả hai cách tiếp cận tập trung và phân cấp, linh hoạt trong việc thay đổi thiết kế trong suốt thời gian từ thuê đến PPA là rất quan trọng để tránh chậm trễ do phải xin lại các giấy phép khi có thay đổi thiết kế. Điều này cũng giúp tối ưu hóa thiết kế khi xuất hiện công nghệ mới.

Mức độ tham vọng phù hợp khi lập kế hoạch cho các dự án

Có một danh mục dự án tiềm năng đầy tham vọng và quy mô đủ lớn là rất quan trọng để xây dựng ngành và tạo ra cạnh tranh từ một số đơn vị phát triển dự án và các công ty trong chuỗi cung ứng. Kịch bản tăng trưởng cao được xây dựng lên tới 3 GW mỗi năm sẽ tạo điều kiện cho tăng trưởng và cạnh tranh. Tuy nhiên, nếu quá tham vọng trong ngắn hạn, nó có thể dẫn đến tắc nghẽn chuỗi cung ứng và trì hoãn dự án.

Tầm nhìn dài hạn của danh mục dự án tiềm năng

Ngoài một danh mục dự án tiềm năng đầy tham vọng, điều quan trọng là phải cung cấp tầm nhìn dài hạn của danh mục đó, có thể đạt được bằng cách lên kế hoạch cho thuê và đấu giá PPA một cách thường xuyên để mang lại niềm tin. Điều này giúp cho việc lập kế hoạch sớm, phối hợp và tối ưu hóa. Các đơn vị cung cấp cần tầm nhìn dài hạn và chắc chắn về quy mô để đầu tư vào công suất. Tầm nhìn dài hạn cũng mang lại niềm tin để đầu tư vào cơ sở hạ tầng và công nghệ.

PPA phù hợp với thị trường

Sử dụng đúngcáchtiếp cận PPA khi thị trường phát triển là điểm mấu chốt. Đã có những lo ngại được đặt ra bởi các quỹ tín dụng và nhà đầu tư quốc tế: giá FIT hiện nay đang khuyến khích các dự án điện gió gần bờ không phù hợp với tiêu chuẩn môi trường và xã hội của các đơn vị cho vay, và giá FIT đó có thể không phù hợp để hỗ trợ các dự án điện gió ngoài khơi quy mô lớn. Điều này được thảo luận trong Phần 15.

Đối với các dự án ban đầu ở một thị trường mới, phí bảo hiểm rủi ro và chi phí cao hơn đáng kể so với các thị trường trưởng thành. Điều này là do sự kết hợp của một khung pháp lý chưa được chứng minh và có thể chưa hoàn chỉnh, chuỗi cung ứng chưa trưởng thành, thiếu cơ sở hạ tầng và chi phí phát triển cao.

Điều chỉnh FIT được thiết kế cụ thể cho các dự án điện gió ngoài khơi trong thời gian ngắn có thể giảm rủi ro do không thực hiện được, giúp cho thị trường trong nước xây dựng được năng lực và quy mô xây dựng trước khi chuyển sang hệ thống đấu giá.

Thông qua sự tham gia của các bộ ngành, chúng tôi hiểu rằng ưu tiên cho các dự án xây dựng sớm hiện nay là được đàm phán PPA với Chính phủ, thay vì điều chỉnh FIT phù hợp hoặc quy trình đấu giá cạnh tranh.

Về lâu dài, chuyển sang đấu giá cạnh tranh có thể giảm chi phí năng lượng, nhưng chỉ khi có đủ cạnh tranh và tầm nhìn trên thị trường.



Quá trình chuyển đổi để chuyển sang PPA hoặc cách tiếp cận cho thuê mới

Để đảm bảo niềm tin cho nhà đầu tư, điều quan trọng là phải có một quy trình thực hiện để chuyển đổi sang cách tiếp cận tập trung một giai đoạn hoặc phân cấp hai giai đoạn. Các dự án phát triển trong giai đoạn đầu tại thời điểm chuyển đổi cần có sự rõ ràng là chúng được áp dụng theo cách nào. Nếu chuyển từ cách tiếp cận phân cấp sang tiếp cận tập trung dẫn tới việc đơn vị phát triển đã có giấy phép được cấp trước đó sẽ bị thu hồi để phù hợp với việc chuyển đổi, điều này có thể làm suy yếu niềm tin của nhà đầu tư và làm gián đoạn tăng trưởng của ngành.

Chuyển sang đấu giá cạnh tranh đòi hỏi một giai đoạn chuyển tiếp đủ để những bên tham gia trong ngành thích nghi. Chuyển thẳng từ FIT hoặc PPA có đàm phán sang đấu giá cạnh tranh quá nhanh có thể dẫn đến tình trạng trì trệ thị trường, do giá thầu cao hơn mức Chính phủ có thể chịu được vì sự non trẻ của chuỗi cung ứng và sự không chắc chắn của thị trường mới.

Kế hoạch chuyển đổi cũng cần nêu rõ ràng cách thức giải quyết các dự án đang được phát triển, hoặc những dự án sẽ bắt đầu phát triển trước khi chuyển đổi. Ví dụ, khi thị trường điện gió của Anh chuyển đổi từ chế độ biểu giá cố định sang hệ thống đấu giá cạnh tranh, nước này đã sử dụng một sắp xếp được gọi là Vòng kích hoạt quyết định đầu tư tài chính (FIDER)85 được thiết kế để các đơn vị phát triển đưa ra quyết định đầu tư cuối cùng trước khi chế độ Hợp đồng sai khác (CFD) được triển khai. Thu xếp quá độ này cần nhận diện dự án cần ở giai đoạn nào tại thời điểm chuyển đổi để có thể đàm phán PPA với Chính phủ, nếu không sẽ thuộc chương trình đấu giá cạnh tranh.

Đảm bảo cạnh tranh mạnh mẽ

Đấu giá PPA cạnh tranh thường có hiệu quả trong việc giảm chi phí. Tuy nhiên, việc ép giá đối với các đơn vị phát triển và chuỗi cung ứng quá sớm có thể làm tăng rủi ro không thực hiện được, điều này có thể dẫn đến đình trệ thị trường.

Đánh giá mức độ quan tâm của nhà đầu tư trên thị trường trước khi chuyển sang đấu giá cạnh tranh là chìa khóa để đảm bảo giá thầu cạnh tranh.

Cân bằng giữa chi phí và hàm lượng nội địa hóa cần được tính đến trong các cuộc đấu giá cạnh tranh. Một số thị trường đưa ra các yêu cầu về tỷ lệ nội địa hóa thông qua đấu giá, hỗ trợ phát triển chuỗi cung ứng trong nước, nhưng đây có thể là rào cản đối với giảm chi phí và tăng trưởng ngành. Các thị trường khác đã thành công trong việc kích thích nguồn cung trong nước với các yêu cầu trực tiếp ít hơn.

Đưa ra các yêu cầu sơ tuyển và điều kiện đấu thầu cho các cuộc đấu giá, đặc biệt là theo cách tiếp cận tập trung, sẽ chỉ khuyến khích các hồ sơ dự thầu nghiêm túc.

Đấu giá cạnh tranh làm tăng chi phí và rủi ro cho các đơn vị phát triển. Thiết lập một hệ thống đấu giá mạnh mẽ có thể giúp giảm rủi ro này.



14 .4 Kết quảBảng 14.1 tóm tắt những lợi thế và hạn chế của hai cách tiếp cận cạnh tranh chính cho điện gió ngoài khơi

Bảng 14 .1: So sánh giữa cách tiếp cận tập trung một giai đoạn và phân cấp hai giai đoạn để cho thuê và PPA

Tiếp cận tập trung một giai đoạn Tiếp cận phân cấp hai giai đoạn

Rủi ro hoặc chi phí đối với chính phủ

+ Có thể dẫn đến giá dự thầu thấp hơn+ Chính phủ có nhiều cơ hội hơn để lập

kế hoạch hiệu quả nơi có địa điểm trang trại gió

- Chính phủ có rủi ro và chi phí trả trước cao hơn

+ Chính phủ có ít rủi ro và chi phí trả trước hơn

+ Cạnh tranh giữa các dự án tốt nhất- Ít cơ hội ghép nhóm các dự án để

hưởng lợi từ kết nối lưới và chuỗi cung ứng

Hấp dẫn đối với các đơn vị phát triển

+ Ít rủi ro trả trước- Ít kiểm soát hơn, một số đơn vị phát

triển thấy điều này không hiệu quả- Ít cơ hội đổi mới và khác biệt hóa dự án

+ Kiểm soát tốt hơn đối với các đơn vị phát triển

+ Cơ hội đổi mới và khác biệt lớn hơn- Rủi ro lớn hơn cho các đơn vị phát triển

Tác động đầu tư vào chuỗi cung ứng

+ Giúp chính phủ triển khai rộng theo thời gian, điều này tốt cho đầu tư vào chuỗi cung ứng

- Ít cơ hội hơn cho các mối quan hệ hình thành giữa các đơn vị phát triển và chuỗi cung ứng trong nước

+ Giúp hình thành mối quan hệ dài hạn giữa đơn vị phát triển và các đơn vị cung cấp trong nước

- Nếu kết hợp với đấu giá giới hạn năng lực, có thể mang lại ít cơ hội hơn cho các đơn vị cung cấp


14 .5 Thảo luậnCách tiếp cận tập trung một giai đoạn Theo cách tiếp cận tập trung, chính phủ tiến hành xác định địa điểm, khảo sát, cấp phép và kết nối lưới điện, sau đó đấu giá cả quyền xây dựng dự án và PPA cho đơn vị phát triển trong cùng một lần đấu giá.

Theo cách tiếp cận này, chính phủ phải chịu các chi phí trả trước và rủi ro của giai đoạn phát triển của dự án. Công việc tiến hành trước này bao gồm lập bản đồ độ nhạy (với yếu tổ mối trường xã hội) để đánh giá và xác định các ràng buộc xã hội và môi trường trong các khu vực quan tâm. Những phát hiện khi lập bản đồ độ nhạy được sử dụng để cung cấp thông tin cho quy hoạch không gian biển (MSP) xác định các khu vực phát triển tiềm năng cho điện gió ngoài khơi trong bối cảnh hạn chế xã hội và môi trường và sự quan tâm của những đối tượng sử dụng biển và các ngành công nghiệp ngoài khơi khác. Cách tiếp cận theo quy hoạch không gian biển này bảo vệ môi trường tốt nhất đồng thời cho phép phát triển ở đúng vị trí và cũng hạn chế rủi ro cho các đơn vị phát triển khi không đạt được sự đồng ý hoặc kết nối lưới điện.

Tuy nhiên, một số đơn vị phát triển có thể cảm thấy điều này không hiệu quả và họ muốn có quyền kiểm soát lớn hơn. Họ cũng có thể thích xây dựng một danh mục phát triển giai đoạn đầu, điều này giúp họ giải trình được các đầu tư vào nhân sự dành riêng cho dự án, hoạt động nghiên cứu và phát triển, cũng như phát triển mối quan hệ với các đơn vị cung cấp trong thời gian dài.

Cách tiếp cận tập trung có thể là một cách tiếp cận hiệu quả hơn, hoặc có thể bị chậm lại do quan liêu, tùy thuộc vào cách các quy trình được thu xếp hợp lý, và các ban ngành liên quan trong chính



phủ làm việc tốt ra sao. Nếu có một danh mục dự án tiềm năng vững chắc và đơn vị phát triển có niềm tin vào số liệu được cung cấp và có thể dựa vào thời gian và tính bảo mật của giấy phép, phương pháp này có thể có lợi đối với niềm tin của nhà đầu tư. Chi phí trả trước của chính phủ sẽ cao mặc dù các chi phí đã được xác định rõ có thể được nhà thầu trúng thầu hoàn lại.

Chính phủ có thể kiểm soát việc lựa chọn địa điểm cũng có thể cung cấp những phối hợp khác, bao gồm lập kế hoạch khi có sẵn công suất và cho phép kết nối vào lưới điện trung tâm cho một số trang trại gió.

Một số quốc gia thực hiện phương pháp tập trung cũng cho phép các đơn vị phát triển xác định các địa điểm và đảm bảo việc cho thuê đối với PPA tập đoàn86 theo chính sách mở cửa. Chính sách mở cửa có thể làm tăng chi phí, thời gian và rủi ro thất bại của dự án. Cách tiếp cận tốt hơn có thể là kết hợp cách tiếp cận tập trung với cách tiếp cận phân vùng cho PPA tập đoàn để chính phủ chia sẻ quy hoạch không gian và ràng buộc kết quả lập bản đồ với các đơn vị phát triển muốn phát triển dự án với PPA tập đoàn.

Cách tiếp cận phân cấp hai giai đoạn Theo cách tiếp cận phân cấp, các đơn vị phát triển chọn địa điểm họ muốn phát triển và thực hiện công việc phát triển. Đơn vị phát triển chịu trách nhiệm đảm bảo quyền sở hữu đất đai, giấy phép, thực hiện khảo sát địa điểm, yêu cầu kết nối lưới điện và được đồng ý, đồng thời thiết kế và xây dựng cơ sở hạ tầng điện.

Trong hầu hết các thị trường, chính phủ kết hợp cách tiếp cận phân cấp với thực hiện một số quy hoạch không gian ban đầu và lập bản đồ hạn chế để xác định khu vực phát triển phù hợp, trong đó các đơn vị phát triển có thể chọn các địa điểm phù hợp nhất.

Điều này làm giảm rủi ro đối với cách tiếp cận phân cấp ở một mức độ nào đó vì nó tạo điều kiện cho sự tham gia sớm của các bên liên quan và loại trừ các khu vực không phù hợp và xung đột với những người sử dụng khác. Cách tiếp cận này được một số đơn vị phát triển ưa thích vì giúp họ linh hoạt hơn trong việc chọn địa điểm phù hợp nhất dựa trên chuyên môn và khẩu vị rủi ro của riêng họ, và nó làm tăng thêm lòng tin vì một số hạn chế tiềm ẩn bị loại trừ. Họ cũng có thể thiết lập một hệ thống các dự án mà họ có thể phát triển ở các mức độ khác nhau để phù hợp với các nguồn lực, sức hấp dẫn tương đối của các dự án và cạnh tranh PPA sắp tới.

Nếu cách tiếp cận phân cấp kết hợp với đấu giá PPA cạnh tranh, các đơn vị phát triển không có bất kỳ đảm bảo nào là họ sẽ nhận được PPA cho dự án của mình ngay cả khi đã có giấy phép. Có thể giảm thiểu rủi ro bằng cách có một kế hoạch rõ ràng và đầy đủ các đợt đấu giá PPA .

Mặc dù cách tiếp cận phân cấp có chi phí trả trước ít hơn đối với chính phủ, giá dự thầu mỗi MWh đối với các dự án có thể cao hơn so với cách tiếp cận tập trung, ít nhất là cho đến khi thị trường trưởng thành hơn và khung chính sách và năng lực của chính phủ được chứng minh. Điều này là do chi phí và rủi ro cao hơn đối với các đơn vị phát triển được định giá trong đấu giá.

Một số đơn vị phát triển thích cách tiếp cận này mặc dù gia tăng rủi ro và chi phí của họ vì nó mang lại cho họ quyền kiểm soát lớn hơn và cơ hội cho lợi thế cạnh tranh. Một số đơn vị phát triển chắc chắn có nhiều kinh nghiệm hơn chính phủ trong lựa chọn địa điểm đặc biệt là ở thị



trường mới nổi, và do đó thích cách tiếp cận này hơn vì nó tối đa hóa giá trị nguồn tài nguyên gió sẵn có.

Theo cách tiếp cận này, các đơn vị phát triển có nhiều thời gian hơn để thiết lập mối quan hệ lâu dài với các đơn vị cung cấp trong nước, điều này có thể có lợi. Mặt khác, giới hạn năng lực đấu giá theo phương pháp này có thể cản trở việc triển khai các dự án, điều này có nghĩa là có ít hợp đồng được trao cho chuỗi cung ứng. Một ví dụ về điều này là trong vòng CfD 2014 ở Anh, một dự án đã được trao hơn một nửa công suất có sẵn.

Các cân nhắc đối với Việt Nam

■ Kịch bản tăng trưởng cao dựa vào các hợp đồng cho thuê được trao mỗi năm tăng từ 2 GW lên 4 GW mỗi năm trong những năm 2020 và duy trì tốc độ này trong dài hạn. Điều quan trọng là phải có được các quy trình phù hợp càng sớm càng tốt để đạt được điều này, tính từ khi trao hợp đồng đến xây dựng.

■ Cho dù Việt Nam áp dụng cách tiếp cận tập trung một giai đoạn hay phân cấp hai giai đoạn, Chính phủ cần thực hiện quy hoạch chi tiết không gian biển, được hỗ trợ bởi chiến lược lập bản đồ độ nhạy (với môi trường và xã hội) và xem xét những tác động tích lũy trong tương lai. Quy hoạch không gian vững chắc cung cấp hướng dẫn vị trí và tạo sự chắc chắn cho các đơn vị phát triển và giảm tác động rủi ro trong cấp phép dự án. Công việc lập quy hoạch rất quan trọng về thời gian vì vậy cần phải được thực hiện càng sớm càng tốt. Công việc này cũng cần xem xét các yêu cầu về lưới điện và bất kỳ tín hiệu nào về vị trí mà Chính phủ muốn truyền đạt trong đó.

■ Để chỉ dẫn thị trường và duy trì động lực, một lộ trình PPA được ngân hàng bảo lãnh, cho các dự án điện gió ngoài khơi đã phát triển tại Việt Nam, cần được ưu tiên. Điều này có thể dựa vào sửa đổi các điều khoản của PPA hiện hành hoặc Chính phủ tham gia vào PPA thương thảo với chủ dự án.

■ Cần thực hiện đánh giá độc lập về sự quan tâm của đơn vị phát triển trên thị trường trước khi quyết định áp dụng quy trình đấu giá PPA cạnh tranh để đảm bảo có đủ cạnh tranh.

■ Cần có một kế hoạch được xác định rõ ràng để chuyển từ FIT hoặc PPA thương thảo sang quy trình một giai đoạn hoặc hai giai đoạn, mà có thể cung cấp những PPA được ngân hàng bảo lãnh và đáp ứng được yêu cầu của đơn vị cho vay quốc tế. Điều này phải bao gồm một kế hoạch làm thế nào để xử lý các dự án hiện tại hoặc dự án mới đang phát triển tại thời điểm chuyển đổi. Phải có hướng dẫn nêu rõ dự án đang ở giai đoạn nào trong thời gian chuyển đổi thì áp dụng cách tiếp cận mới và điều gì xảy ra với những dự án không đáp ứng yêu cầu đó.

■ Quy trình sơ tuyển đối với đấu giá cho thuê và PPA trong tương lai cần tập trung vào năng lực và sức mạnh của các nhà thầu. Các đơn vị phát triển có kinh nghiệm và có năng lực là chìa khóa để giảm LCOE và thực hiện thành công các dự án và mang lại lợi ích trong nước.

■ Hệ thống đấu giá cho thuê và PPA cần phải có tham vọng về công suất và đưa ra một khung thời gian khuyến khích đầu tư vào học tập, năng lực chuỗi cung ứng và cơ sở hạ tầng.

■ Điều quan trọng là các cơ quan của chính phủ phải phát triển chuyên môn và năng lực. Nếu lựa chọn và phát triển địa điểm theo cách tiếp cận tập trung một giai đoạn không theo tiêu chuẩn chấp nhận được đối với đơn vị phát triển trong việc bảo đảm hợp đồng thuê, có thể có rủi ro là Chính phủ phải chịu các trách nhiệm thương mại.


135

15 . Khả năng được ngân hàng bảo lãnh của PPA

15 .1 Mục đíchMục đích của gói công việc này là xác định các yếu tố ảnh hưởng đến khả năng được ngân hàng bảo lãnh (bankability) của các dự án điện gió ngoài khơi ở Việt Nam. Chúng tôi tập trung vào những rủi ro tài chính tiềm ẩn đối với phát triển điện gió ngoài khơi quy mô lớn có thể được coi là rào cản của các nhà đầu tư quốc tế và trong nước.

Điều quan trọng cần nêu rõ là, do khối lượng vốn và rủi ro lớn, các điều khoản PPA yêu cầu đối với các dự án điện gió ngoài khơi sẽ khác với các điều khoản sử dụng cho sản xuất điện trên bờ (ví dụ như điện gió trên bờ và điện mặt trời). Sự sẵn có của các PPA được ngân hàng bảo lãnh đáp ứng nhu cầu của các bên cho vay quốc tế là điều kiện tiên quyết để có một thị trường thành công; chỉ những ngân hàng trong nước sẽ không thể cung cấp đủ khối lượng tài chính hoặc với chi phí vốn ở mức chấp nhận được.

Mặc dù chúng tôi xem xét môi trường kinh tế vĩ mô chung, ở giai đoạn này chúng tôi chưa xem xét các vấn đề cụ thể của quốc gia mà không dành riêng cho đầu tư vào điện gió ngoài khơi, ví dụ như kiểm soát ngoại hối hoặc hạn chế chuyển lợi nhuận về nước.

15 .2 Phương phápNgày 15 tháng 1 năm 2019, các điều khoản của PPA của Việt Nam cho điện gió trên bờ và ngoài khơi đã được Bộ Công Thương cập nhật và công bố trong Thông tư số 02/2019/TT-BCT (Thông tư 02), được thực hiện từ ngày 28 tháng 2 năm 2019. Thông tư 02 quy định yêu cầu đưa dự án điện gió vào Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, xây dựng dự án điện gió và hồ sơ PPA. Thông tư này cũng đưa ra hợp đồng PPA mẫu được quy định làm cơ sở cho tất cả các PPA được ký kết giữa EVN và chủ sở hữu tài sản.

Phát triển nhà máy điện gió ngoài khơi có những rủi ro và cân nhắc khác so với phát triển điện gió trên bờ. Tuy nhiên, cũng sẽ có những lợi ích trong việc sử dụng các yếu tố của chế độ điện gió trên bờ làm khuôn mẫu cho chế độ điện gió ngoài khơi, khi có thể.

Do đó, chúng tôi đã xem xét các khía cạnh chính của chế độ hiện tại và xem xét các thay đổi dự kiến, chẳng hạn như đề xuất chuyển sang đấu giá sau năm 2023 và xác định các rủi ro mà chế độ đó có thể tạo ra.87

Để thực hiện điều này, chúng tôi đã tham vấn ý kiến của một loạt các đơn vị phát triển điện gió ngoài khơi đang hoạt động tại Việt Nam, thực hiện đánh giá ý kiến của các bên ở Việt Nam và các tổ chức khác trên thế giới về các thỏa thuận hiện có và dựa vào kiến thức của chúng tôi về các vấn đề chính đối với các nhà đầu tư trong các chế độ hỗ trợ khác trên phạm vi quốc tế.88



Xuyên suốt quá trình, nguyên tắc của chúng tôi là rủi ro cần được phân bổ ở nơi có thể quản lý chúng tốt nhất. Có một số rủi ro, chẳng hạn như chi phí vận hành cao hơn dự kiến, thì các nhà đầu tư phải chịu vì họ quản lý chúng tốt hơn. Nếu rủi ro phân bổ cho các nhà đầu tư nằm ngoài tầm kiểm soát của họ, chẳng hạn như rủi ro pháp lý hoặc chính sách, họ sẽ yêu cầu hệ số hoàn vốn tăng lên để bù đắp cho những rủi ro này. Ở mức giới hạn, họ sẽ quyết định không đầu tư và phân bổ vốn của mình cho các cơ hội đầu tư quốc tế khác. Do đó, sẽ hiệu quả hơn nếu phân bổ những rủi ro này cho Chính phủ hoặc trực tiếp cho khách hàng, vì điều này sẽ dẫn đến chi phí đối với khách hàng thấp hơn so với chi phí trả cho các nhà đầu tư phải chịu rủi ro đó.

Khi chúng tôi thấy chế độ hiện tại có thể phân bổ rủi ro không phù hợp và tạo ra rào cản cho triển khai điện gió ngoài khơi, chúng tôi đã đề xuất một hành động chính sách giảm thiểu tiềm năng.

15 .3 Kết quảChúng tôi đã xác định ba giai đoạn riêng biệt mà một đơn vị phát triển điện gió ngoài khơi có thể phải chịu rủi ro tài chính đáng kể.

■ Trước khi xây dựng, ■ Trong khi xây dựng, và ■ Trong thời gian hợp đồng PPA (tức là thời hạn được quy định trong PPA mẫu).

Các rủi ro và vấn đề tài chính chủ yếu với chế độ hiện có được tóm tắt trong Bảng 15.1 và được thảo luận thêm dưới đây, bên cạnh đề xuất giảm thiểu của chúng tôi để Chính phủ xem xét trong chế độ điện gió ngoài khơi của Việt Nam.

Mỗi rủi ro được xác định đã được tính toán mức độ rủi ro dựa trên thang đo sau:

■ Màu đỏ: rủi ro tài chính lớn đối với các nhà đầu tư, điều này có thể dẫn tới xảy ra việc ngừng đầu tư, đòi hỏi phải giảm thiểu từ Chính phủ

■ Màu hổ phách: rủi ro tài chính vừa phải đối với các nhà đầu tư, sẽ có tác động đáng kể về chi phí và có thể cần giảm thiểu từ Chính phủ

■ Màu xanh lá cây: rủi ro tài chính ở mức thấp, không có khả năng dẫn tới ngừng đầu tư, Chính phủ có thể xem xét giảm thiểu

Thang đo này tập trung vào quy mô ảnh hưởng mà một rủi ro có thể gây ra chứ không phải là xác suất xảy ra rủi ro đó.

Những rủi ro này áp dụng cho chế độ hỗ trợ FIT hiện tại ở Việt Nam. Nếu một cơ chế hỗ trợ khác được sử dụng cho điện gió ngoài khơi thì sẽ cần phải đánh giá thêm về rủi ro.


15. Khả năng được ngân hàng bảo lãnh của PPA 137

Bảng 15 .1: Rủi ro đầu tư

Rủi ro Tóm tắtTình trạng dự án

Độ lớn của rủi ro RAG

Biện pháp chính sách giảm thiểu

Rủi ro xảy ra trong các giai đoạn phát triển dự án và xây dựng

Phê duyệt dự án

Chi phí khảo sát, thiết kế và lập kế hoạch có thể bị mất nếu không được cấp phép hoặc nếu nhà máy không được phê duyệt để đưa vào Quy hoạch phát triển điện lực


R

Hợp lý hóa quy trình với tiềm năng quy hoạch một số địa điểm do Nhà nước chủ trì

Chậm trễ trong quy hoạch và phát triển

Sự phức tạp của quy trình hồ sơ tiền xây dựng và các quy trình phê duyệt dẫn đến rủi ro chậm trễ và thay đổi chính sách trong thời gian chờ


R

Tinh giản quy trình; cung cấp hỗ trợ ở giai đoạn nộp hồ sơ

Không chắc chắn về mức độ hỗ trợ

Rủi ro giảm thanh toán hỗ trợ bởi các nhà hoạch định chính sách sau FID

Phát triển dự án, xây dựng, vận hành R

Cố định phần thanh toán hỗ trợ trong PPA ngay từ giai đoạn đầu và đảm bảo rằng sẽ không có điều chỉnh hồi tố nào với biểu giá

Chậm trễ lưới điện hoặc bị từ chối tiếp cận

Rủi ro không có sẵn lưới điện trên bờ tại thời điểm trang trại gió sẵn sàng hoạt động

Xây dựng

A

Đưa ra các nghĩa vụ hợp đồng hợp lí đối với lưới điện để có thể đáp ứng được thời gian hoàn tất dự án

Đánh giá tác động xã hội và môi trường không đầy đủ dẫn đến các dự án không thu hút được đầu tư quốc tế

Tuân thủ các tiêu chuẩn trong nước đối với ĐTMX có thể dẫn đến các dự án không thu hút đầu tư quốc tế vì chúng không đáp ứng yêu cầu của các nhà đầu tư


R

Cải thiện các tiêu chuẩn đối với ĐTMX phù hợp với các tiêu chuẩn quốc tế như Tiêu chuẩn hoạt động 689 của Ngân hàng Thế giới

Rủi ro xảy ra trong quá trình vận hành của nhà máy

Cắt giảm Không khả thi tài chính do khả năng bị cắt giảm lưới điện mà không được bảo vệ

Vận hànhR

Bồi thường cắt giảm (vượt quá một ngưỡng nhất định nào đó)

Rủi ro chi phí Rủi ro khi các yếu tố chi phí do khung pháp lý rộng hơn (ví dụ phí mạng, lưới) tăng cao theo thời gian

Vận hành

R

Bồi thường trong PPA

Điều kiện chấm dứt

Rủi ro PPA bị chấm dứt sớm do kết quả của cải cách ngành

Vận hànhR

Chính sách đền bù có lợi cho nhà phát triển khi PPA bị chấm dứt hoàn toàn

Rủi ro tín dụng

Rủi ro đối tác thanh toán không đủ tín nhiệm

Vận hành A Chính phủ hỗ trợ PPA trong trường hợp đối tác vỡ nợ

(còn tiếp)



Rủi ro Tóm tắtTình trạng dự án

Độ lớn của rủi ro RAG

Biện pháp chính sách giảm thiểu

Giải quyết tranh chấp

Trọng tài quốc tế để giải quyết tranh chấp không được quy định rõ ràng

Vận hànhA

PPA phải bao gồm điều khoản về trọng tài quốc tế

Bất khả kháng

Các hành vi chính trị không được bao gồm trong định nghĩa về các sự kiện bất khả kháng

Vận hành

A

Sửa đổi định nghĩa về các sự kiện bất khả kháng

Quyền tham gia của bên cho vay

Quyền tham gia của bên cho vay trong trường hợp vi phạm hợp đồng không được quy định trong PPA

Vận hành

A

Sửa đổi PPA để bao gồm điều khoản về quyền tham gia

Lạm phát Lạm phát đồng đô la Mỹ không được xem xét trong thanh toán hỗ trợ

Vận hànhA

Thanh toán hỗ trợ được liên kết với chỉ số lạm phát của đồng đô la Mỹ

Nguồn: BVG Associates.Ghi chú: Không có rủi ro nào ở đây được đánh giá "xanh" (G).

15 .4 Thảo luậnChúng tôi tập trung vào các rủi ro nằm ngoài tầm kiểm soát của các đơn vị phát triển. Chúng tôi thảo luận về các rủi ro cụ thể xảy ra trong từng giai đoạn trong ba giai đoạn dưới đây.

Rủi ro trong giai đoạn phát triểnĐối với các dự án điện gió trên bờ và ngoài khơi, có một số yêu cầu đặt ra đối với các đơn vị phát triển liên quan đến phê duyệt và cấp phép dự án, điều này tạo ra rủi ro cho các đơn vị phát triển.90

Sử dụng cạnh tranh để ấn định mức thanh toán hỗ trợ (ví dụ: thông qua đấu giá) thường được xem là có khả năng dẫn đến chi phí thấp hơn cho khách hàng và được đề xuất từ năm 2023 cho Việt Nam.91 Đấu giá chỉ có hiệu quả nếu có đủ số lượng đối thủ cạnh tranh. Nếu không đủ, quy trình cạnh tranh có thể dẫn đến thanh toán hỗ trợ cao.

Bất kỳ chuyển đổi nào đối với cách tiếp cận đấu giá sau năm 2023 đều cần phải đánh giá về mức độ quan tâm của đơn vị phát triển và phải xem xét trên thực tế, sự thay đổi của cơ chế PPA sẽ tăng thêm một khoảng thời gian thị trường biến động. Các nỗ lực để chỉ ra sự thay đổi trong cơ chế PPA mới cần được tiến hành càng sớm càng tốt.

Nếu không đảm bảo được sự quan tâm về cơ chế đấu thầu này, tiếp tục với mức giá được thiết lập về mặt hành chính có thể là một phương án thích hợp hơn. Ngoài ra, Chính phủ có thể xem xét đưa ra một mức lãi suất cố định dài hạn cho các nhà phát triển đã sẵn sàng cam kết thực hiện một danh sách các dự án lớn. Với những thoả thuận như vậy, các đơn vị phát triển có thể chịu chi phí cao hơn so với các dự án trước đo, nhưng sẽ có động lực để kích thích chuỗi cung ứng trên cơ sở phát triển dự án tương lai với LCOE thấp hơn.




Ít nhất, trong những trường hợp như vậy, Việt Nam cần xem xét một quy trình cạnh tranh đơn giản, chi phí thấp cho người tham gia và có giới hạn giá về mặt hành chính đủ để đảm bảo tính kinh tế của những phát triển đang diễn ra.

Ngay cả khi ‘tiêu đề’ về thanh toán hỗ trợ nói trên được ấn định ở mức có vẻ hấp dẫn, sẽ có những cân nhắc thêm đối với các đơn vị phát triển trong giai đoạn tiền xây dựng. Thứ nhất, có những rủi ro đáng kể khi mà các đơn vị phát triển đầu tư khá lớn vào các dự án mà sau đó không được phê duyệt, chẳng hạn như môi trường chính sách đối với điện gió ngoài khơi thay đổi. Thứ hai, có những rủi ro liên quan đến thời hạn của quy trình nộp đơn. Các đơn vị phát triển cần phải liên lạc và thương thảo với nhiều bên. Chậm trễ tiềm tàng về thời gian của dự án trong giai đoạn này khiến đơn vị phát triển gặp rủi ro về chi phí vì họ không xác định được chi phí tài chính cho giai đoạn tiền phát triển và có rủi ro về thay đổi mức độ thanh toán hỗ trợ trong quá trình phát triển.

Một số rủi ro có thể được giảm thiểu bằng cách hợp lý hóa quy trình và nhà nước đóng vai trò lớn hơn trong việc thiết lập địa điểm và kết nối lưới điện cho các trang trại gió.92 Tuy nhiên, ở một mức độ nào đó, điều này sẽ giảm thiểu khả năng hưởng lợi từ chuyên môn của khu vực tư nhân trong giai đoạn phát triển. Ví dụ: kể cả khi nếu một đơn vị tư nhân tham gia có nhiều kinh nghiệm và chuyên môn trong đánh giá các điều kiện địa điểm hơn là nhà nước thì vẫn nên lựa chọn nhà nước trong việc này.

Ngoài ra, một cách khác để quản lý những rủi ro này là đưa ra các mức hỗ trợ được chốt thông qua hợp đồng PPA, sau đó được kích hoạt khi trang trại gió được đưa vào vận hành. Điều này sẽ phần nào giúp các nhà đầu tư yên tâm. Một hợp đồng lý tưởng sẽ bao gồm các ưu đãi hoặc hình phạt đối với các nhà đầu tư liên quan đến dự án của họ, để đảm bảo rằng các đơn vị phát triển đã không ‘tích trữ’ các PPA như vậy.

Rủi ro trong giai đoạn xây dựngChúng tôi đã nhấn mạnh hai rủi ro mà các nhà đầu tư có thể gặp phải trong thời gian xây dựng.

Rủi ro thứ nhất là các mức hỗ trợ thay đổi theo thời gian, như đã thảo luận ở trên liên quan đến rủi ro trước khi xây dựng.

Thứ hai là, mặc dù phát triển trang trại gió có thể được hoàn thành đúng hạn, các công việc khác như kết nối lưới điện trên bờ có thể bị chậm trễ. Trong trường hợp đẹp nhất, điều này dẫn đến việc các đơn vị phát triển tăng thêm chi phí tài chính—còn tệ nhất là, nó có thể rút ngắn thời gian hiệu lực của chế độ hỗ trợ và/hoặc dẫn đến bị phạt theo PPA vì không cung cấp điện đúng thời hạn.

Điều này có thể được giảm thiểu bằng cách các bên thực hiện đầu tư lưới điện liên quan phải bồi thường.

Rủi ro trong giai đoạn vận hànhEVN là đơn vị mua điện duy nhất tại Việt Nam và do đó, các đơn vị phát triển phải có PPA ký kết với EVN trước khi bắt đầu xây dựng trang trại gió. Có một số điều khoản trong PPA mẫu chứa đựng rủi ro tài chính cho các nhà đầu tư. Những rủi ro này được trình bày chi tiết dưới đây.



Rủi ro cắt giảm

Mặc dù PPA có thể yêu cầu EVN mua toàn bộ lượng điện năng do nhà máy sản xuất ra và giao đến điểm giao nhận được chỉ định, các điều khoản của PPA có thể giải phóng EVN khỏi nghĩa vụ phải mua khi có vấn đề kỹ thuật trên lưới truyền tải.

Những điều khoản này về cơ bản chuyển toàn bộ rủi ro truyền tải cho đơn vị phát triển. Mặc dù PPA có thể yêu cầu EVN giảm thiểu việc cắt giảm hoặc trì hoãn trong việc nhận điện và phải thông báo trước 10 ngày về gián đoạn này nhưng các điều khoản này không đủ khả năng làm giảm rủi ro cắt giảm không giới hạn.

Rủi ro này có thể được giảm thiểu bằng cách thực hiện bồi thường cho những cắt giảm vượt quá mức cắt giảm ‘dự báo’ nhất định nào đó.

Rủi ro chi phí

Nhà đầu tư có thể phải đối mặt với rủi ro liên quan đến các yếu tố của chi phí cơ sở nằm ngoài khả năng kiểm soát trực tiếp của mình, ví dụ như các yếu tố xuất phát từ khung pháp lý rộng hơn của ngành như phí lưới điện, phí tổn thất truyền tải hoặc thuế đối với máy phát điện. Nếu chi phí của các yếu tố như vậy tăng trong suốt vòng đời của nhà máy, rõ ràng nó sẽ tác động đến lợi nhuận dự kiến.

Rủi ro này có thể được giảm thiểu bằng cách đưa vào PPA một yêu cầu rõ ràng về đối tác phải thực hiện bồi thường cho đơn vị phát triển những rủi ro đó.

Điều kiện chấm dứt

Rõ ràng là các nhà đầu tư phải đối mặt với rủi ro khá lớn nếu PPA bị chấm dứt sớm. Có rất nhiều lý do có thể dẫn tới chấm dứt như vậy, bao gồm cả ví dụ liên quan đến các đề xuất cải cách rộng hơn của ngành điện ở Việt Nam khiến EVN phải chấm dứt hoạt động với tư cách là bên mua điện trung ương như hiện nay.

Điều này có thể được giảm nhẹ bằng cách quy định rõ trong PPA là hợp đồng không thể bị chấm dứt trong một tình huống như vậy và hợp đồng sẽ được chuyển cho một đối tác đáng tin cậy tương tự trong trường hợp cải cách ngành (có nghĩa là khi EVN không còn khả năng làm đối tác nữa).

Rủi ro tín dụng

Các nhà đầu tư sẽ được EVN thanh toán và do đó họ sẽ gặp rủi ro tín dụng liên quan đến độ tín nhiệm của EVN. Một điều rất quan trọng đối với các nhà đầu tư là EVN được coi là có độ tín nhiệm cao và có một lộ trình minh bạch mà thông qua đó EVN có thể thu hồi các chi phí mà họ phải chi trả.

EVN đã được xếp hạng tín nhiệm BB,93 điều đó cho thấy là EVN đáng tin cậy và ổn định. Tuy nhiên, nếu độ tín nhiệm là một vấn đề lớn đối với các nhà đầu tư, điều này có thể giảm thiểu bằng cách Chính phủ cung cấp một số hình thức thu xếp hỗ trợ, theo đó sẽ chịu trách nhiệm thanh toán trong trường hợp EVN vỡ nợ.



Giải quyết tranh chấp

PPA được điều chỉnh bởi pháp luật Việt Nam và không có điều khoản rõ ràng về trọng tài quốc tế. Thông tư 02 quy định rằng, sau khi thương lượng không thành công, có thể giải quyết tranh chấp theo quy định của pháp luật có liên quan. Điều này có thể cho phép các đơn vị phát triển thương thảo với EVN để đưa vào trong PPA điều khoản về trọng tài quốc tế. Không rõ liệu EVN có cởi mở với sửa đổi như vậy không. Nếu không, đơn vị phát triển có rủi ro cao hơn nếu cần giải quyết tranh chấp.

Để loại bỏ rủi ro giải quyết tranh chấp, PPA cần được sửa đổi để quy định rõ ràng về trọng tài quốc tế.

Bất khả kháng

Các sự kiện có tính chất chính trị không còn được đưa vào trong phần định nghĩa về các sự kiện bất khả kháng của PPA. Do đó, các hành vi của chính phủ ảnh hưởng đến thực hiện PPA, việc không cấp giấy phép hoặc phê duyệt cho đơn vị phát triển, quốc hữu hóa tài sản của đơn vị phát triển hoặc trưng thu của chính phủ không còn được coi là sự kiện bất khả kháng theo mặc định. Để có được sự bảo vệ trước sự kiện bất khả kháng, bên bị ảnh hưởng sẽ phải chứng minh sự kiện chính trị là không thể lường trước và không thể kiểm soát được. Nếu không thể làm như vậy, nó sẽ vi phạm hợp đồng.

Điều này nhấn mạnh tầm quan trọng của việc quy định trọng tài quốc tế trong PPA để tạo niềm tin cho các đơn vị phát triển là một bên khách quan sẽ xác định liệu một hành động chính trị có phải là một sự kiện bất khả kháng hay không. Ngoài ra, rủi ro này có thể được giảm thiểu thông qua việc đưa cụ thể các các hành vi chính trị vào điều khoản bất khả kháng trong PPA.

Quyền được can thiệp

Trong trường hợp vi phạm hợp đồng, quyền của tổ chức cho vay can thiệp và thay thế trực tiếp bên vi phạm hoặc chỉ định bên thứ ba không còn được quy định rõ ràng trong PPA. Các đơn vị phát triển cần đàm phán với EVN nếu người cho vay giữ quyền này, mặc dù không rõ liệu EVN có cởi mở với sửa đổi này không.

Nếu rủi ro này được coi là mối quan tâm quan trọng đối với các đơn vị phát triển hoặc tổ chức cho vay của họ và không thể giải quyết dễ dàng thông qua đàm phán với EVN, Chính phủ cần xem xét sửa đổi PPA để đưa vào quyền can thiệp rõ ràng đối với tổ chức cho vay.

Lạm phát

FIT hiện tại không có hệ số lạm phát, có nghĩa là nhà đầu tư phải đối mặt với rủi ro lạm phát cao hơn dự báo. FIT được ghi bằng Đô la Mỹ (US$) tương đương nhưng được trả cho các đơn vị phát triển bằng đồng Việt Nam (VNĐ). Do đó, giả định hợp lý là lạm phát của Việt Nam đã được tính đến vì nó sẽ dẫn đến sự mất giá của tiền Đồng so với đô la Mỹ. Nhưng nhà đầu tư vẫn sẽ phải đối mặt với rủi ro khi lạm phát của Mỹ đi lệch khỏi dự báo của họ trong thời hạn PPA 20 năm.

Rủi ro này có thể được giảm thiểu thông qua việc liên kết khoản thanh toán hỗ trợ trong tương lai với hệ số lạm phát.



Tóm tắtChúng tôi hiểu rằng không có đơn vị phát triển châu Âu nào (bao gồm COP, Enterprize, Macquarie và Mainstream) coi chế độ FIT hiện tại là phù hợp để đảm bảo tài chính cho các dự án gió điện lớn ngoài khơi. Phân tích của chúng tôi chỉ ra một số vấn đề với chế độ hiện tại (và với bất kỳ chế độ tương tự nào phụ thuộc vào đấu giá để ấn định mức thanh toán hỗ trợ) chỉ ra những điều có thể đóng vai trò là rào cản đối với đầu tư vào điện gió ngoài khơi.

Việt Nam cần xem xét những thay đổi quan trọng đối với chế độ FIT hiện tại trong ngắn hạn để phân bổ lại rủi ro để hỗ trợ khả năng thanh toán của các dự án. Điều này sẽ làm tăng sự quan tâm của các nhà đầu tư trong lĩnh vực này và để người tiêu dùng Việt Nam không phải trả giá điện cao hơn để bù đắp cho những rủi ro được phân bổ không phù hợp. . Giá FIT cần cân nhắc LCOE của các dự án móng cố định đầu tiên.

Điều này sẽ bao gồm những thay đổi đối với chế độ bảo vệ các đơn vị phát triển khỏi rủi ro của ‘nhà nước’, ví dụ như cấp phép dự án hoặc chậm trễ lưới điện, đặc biệt là trong giai đoạn trước khi xây dựng, giải quyết các vấn đề xung quanh việc cắt giảm không thể dự báo trước, và đảm bảo rằng các điều khoản của PPA chủ động tạo điều kiện cho sự tham gia của các công ty tài trợ quốc tế, ví dụ như điều khoản chấm dứt, quyền được can thiệp và giải quyết tranh chấp.

Dù là Chính phủ áp dụng quy trình tập trung một giai đoạn hay quy trình phân cấp hai giai đoạn như được nêu trong Phần 14, bất kỳ động thái nào đối với chế độ dựa trên đấu giá cần dựa vào đánh giá về khả năng có đủ quan tâm của các nhà đầu tư. Điều này rất quan trọng để chương trình đấu giá thành công. Trước khi lĩnh vực đủ trưởng thành để đảm bảo sự quan tâm đó, mức hỗ trợ cần được thiết lập phù hợp hơn. Ít nhất nên có một quy trình cạnh tranh có chi phí thấp cho người tham gia (và có giới hạn thấp nhất của thanh toán hỗ trợ không đổi). Như vậy sẽ đảm bảo khả thi tài chính khi triển khai rộng rãi điện gió ngoài khơi.


143

16 . An toàn lao động

16 .1 Mục đíchVấn đề quản lý và quy định về an toàn lao động là một khía cạnh quan trọng để phát triển ngành điện gió ngoài khơi bền vững và có trách nhiệm. Mục đích của gói công việc này là thực hiện đánh giá ở tổng quan về hướng dẫn và luật về an toàn lao động (H&S) tại Việt Nam, để cho thấy bản hướng dẫn và luật này phù hợp như thế nào với yêu cầu điện gió ngoài khơi và từ đó tìm ra các khía cạnh cần cải tiến, khi cần thiết.

16 .2 Phương phápĐánh giá của chúng tôi dựa vào kiến thức đã có về các vấn đề an toàn và sức khỏe của điện gió ngoài khơi, nghiên cứu chính liên quan đến khung an toàn và sức khỏe ở Việt Nam, tham vấn với các đối tác địa phương có kiến thức trực tiếp về hoạt động hàng hải tại Việt Nam và thảo luận với các đơn vị phát triển đang hoạt động như sau:

■ Enterprize Energy, và ■ Mainstream Renewable Power.

16 .3 Phản hồi từ đơn vị phát triểnCác đơn vị phát triển được kì vọng là sẽ xây dựng dựa trên các quy định đã được đặt ra cho ngành công nghiệp dầu khí ngoài khơi Việt Nam, với hiểu biết rằng, không phải tất cả mọi khía cạnh đều được bao gồm trong quy định này và cần có cách tiếp cận thực tiễn trong những năm đầu.

Các tiêu chuẩn thiết kế sẽ được lựa chọn theo thông lệ quốc tế, chỉ chon theo các tiêu chuẩn Việt Nam khi các tiêu chuẩn này cao hơn tiêu chuẩn quốc tế. Tuy nhiên nhiều trường hợp như vậy thì thường không có nhiều do sự non trẻ của ngành điện gió ngoài khơi ở Việt Nam và trên toàn cầu.

Các đơn vị phát triển sẽ chỉ định các tiêu chuẩn H&S liên quan trong quá trình xây dựng và vận hành và đảm bảo nhà thầu được tiếp cận các nguồn lực cần thiết để có thể thực hiện đúng các tiêu chuẩn này.

Ngoài việc áp dụng các tiêu chuẩn quốc tế, các đơn vị phát triển cũng sẽ tận dụng các nhân viên có kinh nghiệm từ các khu vực khác để đào tạo và phát triển nhân sự vận hành tại Việt Nam.



16 .4 Kết quảNgành điện gió ngoài khơi ở Việt Nam đang ở giai đoạn sơ khai và hiện chỉ mới có các lắp đặt tại khu vực bãi triều (điện gió gần bờ). Mặc dù chưa có quy định cụ thể cho ngành điện gió ngoài khơi nhưng đã có các quy định quản lý an toàn hoạt động dầu khí’, Quyết định của Thủ tướng Chính phủ số 04/2015/QĐ-TTg dành cho ngành công nghiệp dầu khí ngoài khơi.

Những quy định này do Văn phòng Chính phủ xây dựng. Tất cả các tài liệu được yêu cầu xây dựng theo các hướng dẫn này phải được đệ trình lên MOIT phê duyệt trước khi bắt đầu hoạt động.

Trong khi chưa có yêu cầu chủ trang trại gió ngoài khơi tuân thủ các quy đình hiện hành của ngành dầu khí, trong trường hợp không có quy định cụ thể cho điện gió ngoài thì việc thực hiện các quy định của ngành dầu khí như một điểm khởi đầu hợp lý là phù hợp. Mặc dù các hoạt động dầu khí được thừa nhận có các rủi ro về sức khỏe và sự an toàn khác do có sự hiện diện của hydrocacbon áp lực cao, đây là tiền lệ của việc áp dụng các tiêu chuẩn an toàn lao độngchung tại các thị trường điện gió ngoài khơi khác như ở vương quốc Anh, nơi mà các quy định của ngành dầu khí được sử dụng làm điểm khởi đầu cho các dự án điện gió ngoài khơi.

Đây cũng sẽ là một làm cách hiệu quả để tiến hành các dự án điện gió ngoài khơi ở Việt Nam vì việc xây dựng các hướng dẫn hoàn toàn mới có thể là một quá trình lâu dài. Điều này cũng phù hợp với kỳ vọng của các đơn vị phát triển dự án, như được thảo luận trong Phần 16.3.

Theo hiểu biết của chúng tôi, khi đơn vị phát triển đã nộp tài liệu cho từng dự án trang trại gió, MOIT sau đó sẽ thành lập một Hội đồng thẩm định để kiểm tra tài liệu.

Sau đó MOIT sẽ thông báo cho tổ chức hoặc cá nhân có liên quan về tình trạng tài liệu trình nộp—xem nó được chấp thuận hay phải bổ sung, chỉnh sửa.

Hội đồng này sau đó có thể tiến hành kiểm tra tại chỗ trong hoạt động hiện trường và tổ chức các cuộc họp thẩm định.

Các quy định dầu khí hiện hành cung cấp chi tiết về quản lý an toàn cho tất cả các hoạt động bao gồm: tìm kiếm, thăm dò, xử lý, lưu trữ và vận chuyển dầu khí.

Các quy định này bao gồm:

■ Chương trình quản lý an toàn (bao gồm chính sách, mục tiêu, hoạt động an toàn, quy định quốc gia và quốc tế và đánh giá sự tuân thủ),

■ Báo cáo đánh giá rủi ro, ■ Kế hoạch ứng phó khẩn cấp, ■ Trách nhiệm của tổ chức cá nhân đối với quản lý an toàn (bao gồm tài liệu, quản lý an toàn và

rủi ro, ứng phó khẩn cấp, an toàn lao động, đào tạo nhân sự và bằng cấp), ■ Thiết kế và xây dựng an toàn các công trình (bao gồm các yêu cầu chung, phân loại khu vực

nguy hiểm và phòng cháy chữa cháy),


16. An toàn lao động 145

■ Vận hành an toàn các công trình (bao gồm quản lý vận hành và bảo trì các công trình, thông tin liên lạc, vận chuyển người và hàng hóa, giấy phép làm việc, tàu của trang trại gió và các khu vực an toàn), và

■ Hệ thống kiểm tra, điều tra và báo cáo (bao gồm các hệ thống kiểm tra an toàn, điều tra và báo cáo sự cố hoặc tai nạn).

Các quy định khác thường áp dụng cho các dự án dầu khí ngoài khơi ở Việt Nam bao gồm:

■ QCVN 11: 2012/BCT—Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về mức rủi ro chấp nhận được trong đánh giá định lượng rủi ro cho các hoạt động dầu khí, xăng dầu, hóa chất và nhiệt điện, 2012,

■ QCVN 19: 2009/BTNMT—Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về khí thải công nghiệp đối với bụi và các chất vô cơ, 2009, và

■ QCVN 20: 2009/BTNMT—Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về khí thải công nghiệp đối với các chất hữu cơ, 2009.

Để xác định bất kỳ lỗ hổng nào trong các quy định hiện hành của Việt Nam và xác định các khía cạnh cần cải thiện, điều quan trọng là phải hiểu được các tài liệu về an toàn và sức khỏe khác nhau áp dụng cho các hoạt động điện gió ngoài khơi trên toàn cầu.

Bảng 16.1 liệt kê các tài liệu pháp lý về an toàn lao động thường được sử dụng trên thế giới cùng với một số tài liệu cụ thể của vương quốc Anh. Các hướng dẫn cụ thể của vương quốc Anh được sử dụng ở đây với tư cách là một ví dụ về thị trường đã được thiết lập sớm hơn so với thị trường Việt Nam. Mặc dù trong này có một số quy định cụ thể của vương quốc Anh, đại đa số là các tiêu chuẩn quốc tế (cũng đã được áp dụng cho các dự án của vương quốc Anh) và, theo như phản hồi của các đơn vị phát triển, họ cũng có ý định áp dụng những tài liệu này cho các dự án điện gió ngoài khơi ở Việt Nam.

Bảng 16 .1: Các tài liệu hướng dẫn và pháp luật về an toàn lao động có liên quan (ở Anh/trên thế giới)

Giai đoạn dự án/Lĩnh vực Tài liệu Tóm tắt

Áp dụng cho các dự án ở Việt Nam

Xây dựng Quy định thiết kế và quản lý xây dựng (CDM)

Quy định bao gồm quản lý y tế, an toàn và phúc lợi khi thực hiện các dự án xây dựng ở Anh.

Không (cụ thể ở Anh và có thể ở Việt Nam cũng đã có quy định tương tự).

Thiết kế An toàn/Kiểm tra ứng phó khẩn cấp/Ứng phó khẩn cấp

DNVGL-ST-0145, Trạm biến áp ngoài khơi cho trang trại gió

Nguyên tắc an toàn chung, yêu cầu và hướng dẫn lắp đặt móng cho các dự án năng lượng tái tạo ngoài khơi (trạm biến áp).

Có (tiêu chuẩn quốc tế áp dụng trên toàn cầu).

Thiết kếKiểm tra

DNVGL-ST-0119, Cấu trúc tuabin gió móng nổi

Nguyên tắc, yêu cầu kỹ thuật và hướng dẫn thiết kế, xây dựng và kiểm tra kết cấu tuabin gió móng nổi.


Thiết kếXây dựng

DNVGL-ST-0126, Các kết cấu đỡ cho tuabin gió

Nguyên tắc chung và hướng dẫn thiết kế kết cấu đỡ cho tuabin gió.


(còn tiếp)



Giai đoạn dự án/Lĩnh vực Tài liệu Tóm tắt

Áp dụng cho các dự án ở Việt Nam

Thiết kếXây dựng

DNVGL-ST-0437, Tải trọng và điều kiện về địa điểm cho Tuabin gió

Nguyên tắc, yêu cầu kỹ thuật và hướng dẫn tải trọng và các điều kiện về địa điểm của tuabin gió.


Thiết kế IEC 61400, Hệ thống máy phát điện tuabin gió

Yêu cầu thiết kế tối thiểu cho tuabin gió. Có (tiêu chuẩn quốc tế áp dụng trên toàn cầu).

Thiết kếHoạt độngBảo trì

EN 50308: Tuabin gió—Các biện pháp bảo vệ—Yêu cầu về thiết kế, vận hành và bảo trì

Xác định các yêu cầu đối với các biện pháp bảo vệ liên quan đến an toàn lao động của nhân viên (vận hành thử, vận hành và bảo trì).


Khác G+ Hướng dẫn thực hành tốt và Báo cáo hội thảo An toàn thông qua thiết kế

Hướng dẫn thực hành tốt nhằm cải thiện các tiêu chuẩn H&S toàn cầu trong các trang trại gió ngoài khơi và các báo cáo hội thảo về thiết kế ngành hiện nay và khảo sát các cải tiến.


Sức khỏe và an toàn

Các ấn phẩm Sức khỏe & An toàn trong năng lượng tái tạo ở Anh

Các hướng dẫn H&S cho các trang trại gió ngoài khơi bao gồm hướng dẫn về Ứng phó Khẩn cấp.

Cụ thể cho nước Anh, nhưng có thể áp dụng cho quốc tế.

Các thu xếp ứng phó khẩn cấp/an toàn

Quy định về an toàn cuộc sống trên biển (SOLAS)

Đặt các tiêu chuẩn an toàn tối thiểu đối với các thiết bị và thu xếp cứu hộ, cứu nạn.


An toàn xây dựng CAP 437, Tiêu chuẩn đối với các khu vực hạ cánh trực thăng ngoài khơi

Các tiêu chí cần thiết để đánh giá các tiêu chuẩn đối với khu vực hạ cánh trực thăng ngoài khơi.

Có (tiêu chuẩn Anh nhưng thường được áp dụng cho quốc tế).


Ở vương quốc Anh, các quy định về Thiết kế và Quản lý Xây dựng (CDM) áp dụng cho hầu hết các dự án xây dựng, trong khi hướng dẫn DNVGL-ST là tiêu chuẩn toàn cầu chính cho các trạm biến áp và tua-bin gió ngoài khơi.

G+, một tổ chức y tế và an toàn toàn cầu đã thúc đẩy ngành điện gió ngoài khơi lập báo cáo số liệu sự cố, lập ra các hướng dẫn thực hành tốt, các hội thảo về an toàn thông qua thiết kế và học hỏi từ các sự cố. Dự định hướng dẫn này sẽ được sử dụng bởi tất cả mọi người để cải thiện các tiêu chuẩn an toàn và sức khỏe toàn cầu trong các trang trại gió ngoài khơi.

Các hướng dẫn của G+ và RenewableUK đã được xây dựng riêng cho ngành điện gió (ngoài khơi và trên bờ) và được sử dụng cùng với hướng dẫn của DNV-GL.

Cần lưu ý rằng đây không phải là một danh sách đầy đủ mà là quy định và hướng dẫn chính được áp dụng cho các dự án điện gió ngoài khơi. Có rất nhiều tiêu chuẩn quốc tế áp dụng được cho các lĩnh vực thiết kế cụ thể, trong đó có các tiêu chuẩn EN, ISO và IEC.



16. An toàn lao động 147

16 .5 Thảo luậnViệt Nam hiện không có bất kỳ quy định về an toàn lao động nào dành riêng cho ngành điện gió ngoài khơi, mà chỉ có các quy định cho ngành công nghiệp dầu khí ngoài khơi. Phân tích đã chỉ ra rằng các quy định này đặt ra các yêu cầu và trách nhiệm của một tổ chức thực hiện dự án ở ngoài khơi một cách tổng quan. Những quy định này cung cấp một khuôn khổ tốt cũng có thể áp dụng được cho ngành điện gió ngoài khơi. Điều quan trọng cần lưu ý là các quy định này không đặt ra bất kỳ mục tiêu hoặc tiêu chí cụ thể nào liên quan đến sức khỏe và an toàn, chẳng hạn như tiêu chí thiết kế, mục tiêu an toàn hoặc thời gian ứng phó khẩn cấp.

Kinh nghiệm với các thị trường điện gió ngoài khơi khác cho thấy các đơn vị phát triển dự án đã sử dụng các quy định, tiêu chuẩn và hướng dẫn quốc tế (như DNVGL, ISO, G+, vv.) kết hợp với các hướng dẫn bao quát đã có đối với nước sở tại (như CDM) thay vì xây dựng các hướng dẫn mới cho thị trường điện gió ngoài khơi. Ví dụ, các trang trại gió ngoài khơi ở vương quốc Anh sẽ tuân theo các hướng dẫn CDM và cũng sẽ sử dụng DNVGL-ST-0145/0119/0126 cùng với các tiêu chuẩn và hướng dẫn ISO khác.

Các đơn vị phát triển có thể áp dụng phương pháp tương tự để phát triển điện gió ngoài khơi mới tại Việt Nam—sử dụng Quyết định của Thủ tướng Chính phủ số 04/2015/QĐ-TTg (hoặc văn bản tương đương cho điện gió ngoài khơi) cùng với các hướng dẫn tiêu chuẩn quốc tế khác. Cách tiếp cận này không chỉ tránh việc phải xây dựng các hướng dẫn hoàn toàn mới bởi nó đã được áp dụng ở các thị trường khác. Phản hồi từ các đơn vị phát triển cho thấy họ cũng có ý định như vậy.

Ngôn ngữ sử dụng trong Quyết định số 04/2015/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ là đủ rộng, trong hầu hết trường hợp, nó có thể áp dụng cho các dự án điện gió ngoài khơi. Nếu Chính phủ mong muốn đưa ra một tài liệu đầy đủ hơn cho ngành điện gió ngoài khơi thì cần xem xét để mở rộng những quy định này để đưa vào các thiết kế, hướng dẫn vận hành và tiêu chuẩn quốc tế cụ thể cần được tuân thủ.

Cách tiếp cận đã được áp dụng ở các khu vực khác (như ở vương quốc Anh) là sử dụng các quy định cho ngành dầu khí ngoài khơi làm điểm khởi đầu và sử dụng các quy định này, kết hợp với các quy định điện gió ngoài khơi của quốc tế để đảm bảo thực hành tốt nhất và giảm thiểu rủi ro về an toàn lao động để thiết kế và vận hành các trang trại gió ngoài khơi.

Do cách tiếp cận này đã được áp dụng ở nơi khác,lợi thế sẽ được tạo ra khi tận dụng nhân sự đã có kinh nghiệm trong quá trình phát triển và vận hành dự án, bao gồm cả đào tạo con người. Các đơn vị phát triển dự án cũng cho thấy họ có ý định làm như vậy.

Đào tạo về sức khỏe hành vi và an toàn là một phần không thể thiếu trong các khung về an toàn lao động hiện đại và đã được áp dụng rộng rãi và áp dụng trong ngành điện gió ngoài khơi. Việt Nam có thể hưởng lợi từ kinh nghiệm quốc tế có được về vấn đề này từ các đơn vị phát triển đã hoạt động ở các thị trường điện gió ngoài khơi khác.



16 .6 Khuyến nghịChính phủ cần liên hệ với các đơn vị phát triển dự án ở giai đoạn đầu để hiểu rõ hơn về các tiêu chuẩn và quy định quốc tế khác nhau sẽ được áp dụng cho các dự án trang trại gió ngoài khơi ở Việt Nam để xây dựng dựa vào các quy định hiện hành cho ngành dầu khí (cụ thể là Quyết định số 04/2015/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ) để đưa vào hướng dẫn cụ thể hơn cho ngành điện gió ngoài khơi, chẳng hạn như quy định cần được áp dụng cho các dự án điện gió mới.

Cách tiếp cận này sẽ mang lại sự rõ ràng và đảm bảo cho các đơn vị phát triển dự án có một khuôn khổ tốt về H&S liên quan đến thiết kế, xây dựng, chạy thử và vận hành các trang trại gió. Điều này làm giảm nguy cơ gây hại cho người dân và đồng thời giảm rủi ro chậm trễ cho các dự án trong khi các vấn đề về quy định được giải quyết.

Chính phủ cần nêu trong các hướng dẫn cập nhật cụ thể cho thị trường điện gió ngoài khơi là nhân viên có kinh nghiệm từ các khu vực khác sẽ được sử dụng để vận hành lắp đặt mới và đào tạo nhân viên trong nước. Điều này sẽ cho thấy cam kết sử dụng nhân sự trong nước trong dài hạn và cũng sẽ mang lại niềm tin cho các nhà đầu tư tiềm năng rằng những kiến thức và kinh nghiệm trước đây sẽ được sử dụng nhiều nhất có thể để giảm thiểu rủi ro về sức khỏe và an toàn. Các quy định áp dụng cần tập trung vào các khía cạnh hành vi của an toàn lao động và đảm bảo rằng việc đào tạo hành vi đang thực hiện là yếu tố cốt lõi của việc tuân thủ.


149

17 . Cơ sở hạ tầng truyền tải

17 .1 Mục đíchTrong phần này, chúng tôi khảo sát mạng lưới truyền tải và những nâng cấp truyền tải đang có sẵn cũng như những thay đổi cần làm trong quản lý lưới điện để hỗ trợ phát triển điện gió ngoài khơi theo các kịch bản điện gió ngoài khơi được trình bày trong Phần 2.

Chúng tôi cũng xem xét các quy trình được sử dụng để quản lý các hồ sơ xin kết nối lưới tại Việt Nam.

17 .2 Phương phápĐánh giá của chúng tôi được dựa trên các nguồn tin được trích dẫn trong phần này cùng với kiến thức ngành. Các khía cạnh môi trường và xã hội vẫn chưa được xem xét trong phạm vi đánh giá này và sẽ cần được đưa vào trong quá trình đánh giá các phương án chi tiết hơn trong tương lai.

17 .3 Mạng lưới truyền tải hiện nayTính đến năm 2019, nhu cầu đỉnh ở Việt Nam là 60 GW với dự báo sẽ tăng lên 130 GW vào năm 2030 do tăng trưởng kinh tế. Như vậy, hệ thống cần phải sản xuất thêm để đáp ứng nhu cầu tăng theo dự báo. Điều này đặt ra những thách thức cho phát triển và củng cố mạng lưới truyền tải, bất kể công suất phát điện lắp đặt mới là bao nhiêu.

Lưới truyền tải được chia thành ba khu vực: Bắc, Trung và Nam. Trung tâm phụ tải tập trung xung quanh khu vực miền Bắc và Nam, mỗi vùng tiêu thụ khoảng 45% tổng công suất. Khu vực miền Trung đóng vai trò liên kết truyền tải giữa miền Bắc và miền Nam. Công suất được truyền đi ở tần số 50 Hz. Điện áp đường dây truyền tải nằm trong khoảng từ 500 kV đến 110 kV được sử dụng để kết nối các trung tâm phụ tải và nguồn điện.

Hệ thống có hơn 7.500 km đường dây 500 kV và gần 40.000 km đường dây 110 kV và 220 kV. Có hai đường dây truyền tải song song 500 kV dài 1.500 km nối miền Bắc với miền Nam của đất nước với dòng điện từ Nam ra Bắc. Đường dây kết nối chịu tải cao, đặc biệt là trong mùa mưa, tương ứng với thời kỳ có nguồn gió lớn. Công suất trên kết nối Bắc-Trung là 2.600 MW, trong khi kết nối Trung-Nam có công suất 4.600 MW.94

Để giải quyết các hạn chế, người ta đã sử dụng các cơ chế cân bằng để quản lý dòng điện. Điện thừa sản xuất ra ở miền Nam được xuất khẩu sang Campuchia. Điện bổ sung có thể được nhập khẩu từ Trung Quốc hoặc Lào, mặc dù sản lượng này chỉ chiếm 1,5% sản lượng sử dụng điện trong năm 2018.95

Hình 17.1 thể hiện bản đồ phát điện theo loại.



Theo Báo cáo Triển vọng năng lượng năm 2019 của Viện Năng lượng, Hình 17.2 cho thấy các khu vực tắc nghẽn đã được xác định trong lưới truyền tải đối với 27 GW năng lượng tái tạo, trong đó có 5 GW là điện gió ngoài khơi vào năm 2030.

Thị trường điện gió ngoài khơi vẫn còn non trẻ ơ Việt Nam. Hiện tại có chưa tới 100 MW được lắp đặt nhưng con số này sẽ tăng đáng kể. Phần 3 cho thấy phần lớn các khu vực gió ngoài khơi tiềm năng là ở miền Nam, do nguồn tài nguyên gió ở miền Bắc thấp hơn.97 Mất cân bằng giữa miền Nam và miền Bắc sẽ là một thách thức ngày càng tăng đối với hệ thống điện.

17 .4 Các vấn đề tiềm tàng khi tăng cường triển khai điện gióNâng cấp trạm biến áp và lưới truyền tảiChắc chắn khi Việt Nam tiến triển và nhà máy điện mới hòa lưới, sẽ cần phải xây dựng thêm các trạm biến áp và nâng cấp lưới truyền tải.

Các nghiên cứu xây dựng mô hình hệ thống gần đây cho thấy có đã tắc nghẽn trong và xung quanh các thành phố lớn có mật độ dân số cao, gây căng thẳng cục bộ cho các trạm biến áp và đường dây.98 Cần có cơ sở hạ tầng mới để hỗ trợ các khu vực tắc nghẽn cao và công suất mới. Các công nghệ như cảm biến nhiệt độ phân tán (DTS) có thể giúp tối đa hóa sử dụng cơ sở hạ tầng hiện có.

Hình 17 .1: Các nhà máy điện tại Việt Nam96

Nguồn: Dữ liệu từ WRI Global Power Plan Database. 2018 .

Hình 17 .2: Các khu vực tắc nghẽn truyền tải



17. Cơ sở hạ tầng truyền tải 151

Sóng hài99 trong lưới điệnTuabin gió hiện đại thường sử dụng công nghệ máy phát biến tốc với bộ chuyển đổi công suất-điện tử như một phần của kết nối lưới điện. Nhược điểm của việc sử dụng năng lượng điện tử là sự phát ra dòng điện hài. Ngoài ra, chúng tác động đến tần số cộng hưởng của lưới điện do sự có mặt của một lượng lớn điện dung trong cáp ngầm và tụ điện. Tại điểm kết nối, phải xem xét để bù cho tổn thất do dòng điện hài

Bù công suất phản khángKết nối với điện gió ngoài khơi bằng cáp trong đất liền và cáp ngầm dưới biển cũng làm phát sinh điện áp tăng lên trong khi cấp điện và tình trạng phụ thấp, cần bù phản kháng cục bộ thông qua tụ bù tĩnh có dung lượng thay đổi (SVC).

Điều độ và kiểm soát trang trại gió Công suất điện gió tăng cần sử dụng các hệ thống dự báo để ước tính nguồn vào. Thủ tục điều độ cần được thay đổi để xem xét các thay đổi trong đầu ra. Tối ưu hóa các tính toán dự phòng để đưa vào tác động của điện gió đối với sự mất cân bằng giữa phát điện và nhu cầu trong các sự kiện như bão cần được tính đến.

Khi lắp đặt điện gió có tác động đáng kể đến vận hành hệ thống điện, cần vận hành nguồn điện theo cách để tăng cường tính linh hoạt trong vận hành. Điều quan trọng là phải bao gồm các bộ phận của nguồn điện gió hiện có trong quy trình điều độ và giám sát và kiểm soát chúng. Một ví dụ về điều này là giảm sản lượng điện gió vì các tình huống khẩn cấp.

Khi sản lượng phát điện thông thường thấp, sự ổn định của hệ thống có thể là một vấn đề lớn. Cần kết hợp kiểm soát gió và các công nghệ điều khiển khác để đảm bảo an ninh nguồn cung. Có vài ví dụ về điều này trong vận hành. Ở Ireland, điện gió có thể cung cấp tới 60% nguồn cung cấp điện. Điều này, kết hợp với một số kết nối đến các quốc gia khác, có thể dẫn đến các giai đoạn cắt giảm trang trại gió mà nếu không bù đắp sẽ dẫn đến rủi ro đầu tư không thể chấp nhận được.

Tần số và quán tính hệ thốngTác động chính của sản xuất điện gió quy mô lớn là vào quán tính của hệ thống. Sau khi ngắt kết nối nhà máy phát điện, tần số của hệ thống truyền tải và phân phối sẽ giảm. Việc giảm tần số và tốc độ thay đổi phụ thuộc vào sự đóng góp vào quán tính hệ thống từ máy phát ngoại tuyến, thời gian xảy ra lỗi, quán tính có sẵn từ các nhà máy phát điện khác trên lưới và nhu cầu mạng lưới. Tác động có thể gây ra hậu quả nghiêm trọng: ở Anh, việc ngắt kết nối các máy phát điện riêng lẻ của một trang trại gió ngoài khơi vào tháng 8 năm 2019 đã dẫn đến tần số lưới điện giảm xuống tới mức cần thiết phải ngắt kết nối với phụ tải để tránh mất điện trên toàn quốc.

Với sự thâm nhập ngày càng tăng của điện gió, quán tính toàn hệ thống sẽ giảm. Khi đó, việc giảm phát điện sẽ có tác động lớn hơn tới thay đổi tần số trên lưới. Điều này thường kết hợp bởi các máy phát tích hợp như lắp đặt năng lượng mặt trời được kết nối với lưới điện bằng cách sử dụng các rơle theo dõi thay đổi tần số (RoCoF), ngắt kết nối khi xảy ra sự kiện lưới điện khiến tần số giảm xuống. Thiết lập bảo vệ cho trang trại gió và các máy phát điện khác được kết nối với hệ thống sẽ phải sửa đổi để phù hợp với sự thâm nhập đáng kể của điện gió.



Điện gió cũng có thể ứng phó với quán tính và tần số bằng cách cân bằng các điều khiển giữa tối đa hóa hiệu suất, độ tin cậy và cung cấp ổn định cho lưới truyền tải. Các trang trại gió hiện đại có thể kiểm soát công suất hữu dụng của mình để có thể ứng phó với các sự kiện tần số lưới điện để hỗ trợ ổn định lưới điện tổng thể. Các nhà máy điện thông thường có thể thực hiện điều này bằng cách sử dụng công nghệ ứng phó quán tính có kiểm soát. Các đơn vị vận hành hệ thống cũng có thể sử dụng trang trại gió làm dịch vụ cung cấp độ linh hoạt để đảm bảo vận hành phù hợp mạng lưới truyền tải và phân phối.

Có nghiên cứu đã nhấn mạnh rằng các đơn vị vận hành lưới truyền tải ở các quốc gia khác nhau hiện đang nhận ra tác động mà các nhà máy phát điện gió ứng phó với quán tính để hỗ trợ độ tin cậy của hệ thống.100 Nghiên cứu này xác định rằng các quốc gia có cường độ gió lớn như Ireland và Đan Mạch hiện đang trong giai đoạn thực hiện các yêu cầu quán tính điện gió trong điều kiện vận hành tiêu chuẩn của mình.

Trong nhiều hệ thống điện, thị trường dịch vụ phụ trợ đã được phát triển và khuyến khích phát triển các công nghệ cung cấp dịch vụ để hỗ trợ độ tin cậy của hệ thống truyền tải, ví dụ như tăng cường khả năng ứng phó với tần số trong thị trường vương quốc Anh với mục đích sử dụng công nghệ pin để cung cấp dịch vụ ứng phó quán tính.

Công nghệ để giải quyết các vấn đề lưới điệnBáo cáo Đánh giá công nghệ lưới điện thông minh đối với năng lượng tái tạo và tiết kiệm năng lượng101 đưa ra các khuyến nghị cụ thể triển khai các công nghệ để giải quyết các vấn đề lưới điện tiềm ẩn đối với mạng lưới truyền tải Việt Nam, bao gồm:

■ Sử dụng dòng điện cao áp một chiều (HVDC) cho khoảng cách truyền tải dài để giảm bớt quá tải trên đường dây truyền tải, gia tăng năng lực truyền tải,

■ Triển khai hệ thống quản lý diện rộng (WAMS) cảnh báo mất ổn định lưới điện để ngăn ngừa xáo trộn lớn,

■ Triển khai biến tần thông minh cho các nhà máy điện gió mới, ■ Hệ thống truyền tải điện xoay chiều linh hoạt (FACTS) để tăng cường sự ổn định của hệ thống

điện bằng cách cung cấp bù công suất phản kháng ứng phó nhanh cho lưới truyền tải, ■ Cần phát triển năng lực quản lý và đáp ứng phía nhu cầu, ■ Các nhà máy điện ảo (VPP) sẽ được triển khai để cải thiện tính linh hoạt trong hệ thống để

quản lý sự mất cân bằng giữa phát điện và nhu cầu, và ■ Đánh giá an ninh động (DSA) để vận hành hệ thống hiệu quả khi có sự thâm nhập cao của

điện gió.

Các khuyến nghị trong báo cáo này cho thấy có thể có những lo ngại về ổn định lưới điện, điện áp, nghẽn lưới hoặc quá tải xảy ra trong lưới truyền tải. Phần này giúp xác định cần phải thực hiện những nâng cấp gì khi lắp đặt thêm công suất điện gió.

Một khuyến nghị quan trọng là Việt Nam cần đưa ra hướng dẫn và tiêu chuẩn quy phạm lưới điện rõ ràng cho các kết nối lưới điện với điện gió ngoài khơi mới.



17 .5 Yêu cầu đối với lưới điện trong tương laiThông qua các mục tiêu đã nêu trong PDP7, Việt Nam đặt mục tiêu đầu tư vào hệ thống truyền tải để đảm bảo sự phát triển phù hợp với các quy hoạch trước đó. Điều này liên quan đến việc tăng độ tin cậy của nguồn cung; giảm tổn thất truyền tải và đảm bảo huy động công suất trong các kịch bản nhu cầu khác nhau.

Để tăng công suất Bắc-Trung, một tuyến đường dây 500 kV dài 750 km đang được xây dựng và dự kiến sẽ đi vào hoạt động vào năm 2020.102

Ngoài ra, có 25 dự án mở rộng trạm biến áp và hoàn thành vào năm 2025, bao gồm một đường dây truyền tải trong hành lang Bắc-Nam.

Nghiên cứu và phát triển trong tương lai đang được tiến hành để nâng cấp lưới truyền tải lên các cấp điện áp cao hơn, bao gồm các kết nối ở cấp 750 kV, 1.000 kV và HVDC.

PDP7 đã đề xuất các cách tiếp theo trong đó lưới truyền tải sẽ được nâng cấp trong giai đoạn đến năm 2030.

■ Phát triển lưới truyền tải 500 kV, kết nối hệ thống điện giữa các khu vực và các quốc gia lân cận,

■ Phát triển lưới truyền tải 220 kV với kiểu mạch vòng, ■ Nghiên cứu và xây dựng các trạm biến áp cách điện bằng khí GIS, 220/22 kV, các trạm biến

áp ngầm và không người trực, và ■ Áp dụng các công nghệ lưới điện thông minh trong mạng lưới truyền tải.

PDP 7 ước tính tổng vốn đầu tư cần có vào khoảng 26 tỷ US$ trong giai đoạn từ 2021 đến 2030 để phát triển mạng lưới điện.

Tính đến cuối năm 2018, 4.800 MW điện gió đã được đưa vào PDP 7 sửa đổi của Chính phủ với công suất đề xuất bổ sung là 7.400 MW.103

Báo cáo Triển vọng năng lượng Việt Nam 2019 cũng xem xét các kịch bản khác nhau cho cân bằng năng lượng. Mục tiêu C1 RE giả định sự thâm nhập của 10 GW điện gió vào năm 2030 bao gồm 2,5 GW điện gió ngoài khơi và 7,5 GW điện gió trên bờ. Một nghiên cứu đã được thực hiện để mô phỏng kịch bản này với việc xem xét các công trình được đề xuất trong PDP7. Nghiên cứu đã phát hiện rằng các giao diện khu vực có đủ khả năng truyền tải nguồn điện lắp đặt bổ sung.

Với mục đích ước tính liệu có cần nâng cấp bổ sung hay không, báo cáo này xem xét hai kịch bản thể hiện các mức độ thâm nhập của điện gió ngoài khơi khác nhau, đó là:

■ Kịch bản tăng trưởng thấp:• Tốc độ lắp đặt bình quân hàng năm đến 1,6 GW,• 5 GW đến năm 2030, và• 35 GW đến năm 2050.



■ Kịch bản tăng trưởng cao:• Tốc độ lắp đặt bình quân hàng năm đến 3 GW,• 10 GW được lắp đặt vào cuối năm 2030, và• 70 GW đến năm 2050.

Công suất này sẽ được lắp đặt tại các khu vực có tiềm năng điện gió ngoài khơi được minh họa trong Hình 3.1, được lấy từ công trình nghiên cứu lộ trình điện gió ngoài khơi của DEA.

Nghiên cứu xây dựng mô hình lưới điện đã được tiến hành để hỗ trợ PDP 7 giả định có tổng cộng 10 GW công suất điện gió được lắp đặt vào năm 2030, trong đó có 2,5 GW điện gió ngoài khơi và 7,5 GW điện gió trên bờ. Kết luận rằng với khối lượng này, cùng với công tác củng cố lưới điện được đề xuất trong PDP 7, mạng lưới truyền tải có thể đáp ứng các yêu cầu phát điện tăng lên.

Trong các kịch bản tăng trưởng điện gió ngoài khơi được nghiên cứu trong nghiên cứu hiện tại, có thêm 2,5 GW điện gió ngoài khơi được đề xuất vào năm 2030 theo kịch bản tăng trưởng thấp và thêm 7,5 GW điện gió ngoài khơi vào năm 2030 theo kịch bản tăng trưởng cao, cao hơn mức điện gió ngoài khơi được xem xét trong phân tích PDP 7. Mặc dù không ở đây không thực hiện phân tích chi tiết hệ thống, nâng cấp mạng lưới truyền tải đề xuất được đánh giá là ở đủ để đáp ứng các yêu cầu phát điện cho từ 5 đến 10 GW điện gió ngoài khơi vào năm 2030.

Để điện gió ngoài khơi đạt mức 5 đến 10 GW vào năm 2030 và 35 đến 70 GW vào năm 2050, lưới điện cần phải được củng cố nhiều hơn nữa để giảm bớt quá tải cho hệ thống truyền tải khu vực. Công tác củng cố này cao hơn mức quy hoạch để truyền tải công suất dự báo trong PDP 7. Củng cố lưới điện bao gồm các trạm biến áp khu vực, năng lực mạng lưới truyền tải Bắc-Nam và yêu cầu bù công suất phản kháng. Với chiều dài của đường dây truyền tải, có thể sẽ áp dụng công nghệ HVDC. Cần phân tích mô hình hệ thống chi tiết để xác định các nâng cấp cần thực hiện.

Báo cáo do VIET104 công bố phân tích các nâng cấp truyền tải cần thiết để tích hợp 10 GW điện gió ngoài khơi vào năm 2030, kịch bản tăng trưởng cao được xem xét trong nghiên cứu này.

Báo cáo này giả định rằng trong giai đoạn đến năm 2025, phát triển điện gió ngoài khơi sẽ được tập trung vào các khu vực phát triển tiềm năng ở phía nam và đông nam bờ biển Việt Nam để cung cấp điện cho các trung tâm nhu cầu phụ tải lớn ở phía nam.

Trong giai đoạn từ 2025 đến 2030, nghiên cứu của VIET giả định phát triển điện gió ngoài khơi sẽ dịch chuyển về phía bắc của đất nước, nơi không đủ nguồn điện trong khu vực, đặc biệt là trong thời kỳ phụ tải đạt đỉnh trong mùa khô khi các nhà máy thủy điện có công suất thấp hơn mức trung bình.

Nghiên cứu đề xuất ba phương án nâng cấp mạng lưới truyền tải, như trong Hình 17.3.

Nghiên cứu trình bày ước tính chi phí ở mức cao cho ba phương án, được tóm tắt như sau:

■ Phương án 1: 3,5 tỷ US$ ■ Phương án 2: 11,7 tỷ US$ ■ Phương án 3: 7,1 tỷ US$



Quy hoạch nâng cấp truyền tảiCần giả định rằng cần thực hiện các nâng cấp để hấp thụ 5 đến 10 GW công suất điện gió ngoài khơi mới vào năm 2030 và 35 đến 70 GW công suất điện gió ngoài khơi mới vào năm 2050 sẽ cần tới 5 đến 10 năm cho thiết kế, lập kế hoạch và xây dựng, do đó quá trình này cần phải được bắt đầu vào đầu những năm 2020. Các yêu cầu về môi trường và cấp phép có thể sẽ làm chậm trễ chương trình quy mô lớn như vậy.

Các phương án đầu tưYêu cầu lượng đầu tư khá lớn để xây dựng, nâng cấp hệ thống truyền tải.

Cơ chế thường được sử dụng để tạo điều kiện nâng cấp hệ thống truyền tải lớn, giúp giảm bớt gánh nặng đầu tư cho chính phủ là mô hình xây dựng, sở hữu, vận hành, chuyển giao (BOOT). Theo hình thức BOOT, một doanh nghiệp tư nhân được chính phủ ủy thác để tài trợ, xây dựng và vận hành cơ sở hạ tầng truyền tải. Đầu tư được thu hồi bằng cách thu một khoản phí cho chính phủ.

Cách tiếp cận này có thể giúp Việt Nam thực hiện một chương trình tăng tốc xây dựng lưới truyền tải mà không cần đầu tư như vậy.

17 .6 Quy trình đấu nối lưới điệnKhi thị trường điện gió ngoài khơi phát triển, Việt Nam cần đảm bảo các quy trình ban hành kết nối lưới cho các dự án có khả năng xử lý khối lượng và hồ sơ xin kết nối ngày càng tăng theo cách công bằng, minh bạch và kịp thời.

Hình 17 .3: Các phương án nâng cấp truyền tải để mở rộng điện gió ngoài khơi ở Việt Nam




Quy trình hiện cóTổng Công ty truyền tải điện quốc gia (NPT) chịu trách nhiệm quản lý và vận hành hệ thống truyền tải điện trên toàn quốc.105 Phân phối và cung cấp điện do EVN điều hành với các Tổng công ty điện lực ở năm khu vực khác nhau.106

Để được kết nối với lưới truyền tải, nhà máy điện phải đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật và an toàn theo quy định của pháp luật. Là một phần của quy trình đăng ký, EVN sẽ xem xét yêu cầu, xem xét các yếu tố như quán tính hệ thống, mức độ sóng hài, lắp đặt bảo vệ và công suất phản kháng. Tại Việt Nam, Công ty mua bán điện (EPTC) là bên mua duy nhất và là đơn vị mua tất cả điện năng sản xuất ra. EPTC sẽ thương thảo vào ký kết PPA với nhà máy điện. Sau đó, đơn vị này bán điện cho năm tổng công ty điện lực để bán lại cho người dùng cuối.

Các thỏa thuận với các cơ quan của Việt Nam được yêu cầu tại các giai đoạn dự án sau:

■ Phát triển sơ bộ: Quyết định đầu tư với Giấy chứng nhận đăng ký đầu tư, ■ Phát triển: đảm bảo nguồn vốn, quyền sử dụng đất, giấy phép xây dựng và môi trường, các

thỏa thuận (như mô tả trong Phần 12), và ■ Vận hành và bảo trì: giấy phép vận hành, giấy phép sản xuất điện.

Kết nối từ trang trại gió đến điểm kết nối lưới điện thuộc về trách nhiệm của chủ sở hữu nhà máy điện. Điều này bao gồm đầu tư và vận hành cáp truyền tải, trạm biến áp và thiết bị đóng cắt. Sau điểm kết nối, công ty truyền tải thuộc EVN chịu mọi trách nhiệm. Cục điều tiết điện lực có trách nhiệm cấp giấy phép hoạt động điện lực.

Các phương án cho quy trìnhĐể đẩy nhanh quá trình đầu tư vào điện gió ngoài khơi, cần có một mô hình cạnh tranh và phân cấp hơn để xây dựng các thỏa thuận kết nối lưới điện. Công việc trong tương lai cần tập trung vào thiết lập quy trình này trong những năm đầu của lộ trình.

Ví dụ, ở Anh, hệ thống truyền tải giữa trạm thu gom điện gió/trạm biến áp ngoài khơi đến lưới truyền tải trên bờ, là do đơn vị phát triển xây dựng và sau đó đấu thầu thông qua quy định. Giấy phép được cấp cho chủ sở hữu lưới truyền tải ngoài khơi (OFTOs) sau một quá trình đấu thầu cạnh tranh do cơ quan điều tiết, Ofgem, thực hiện để sở hữu và vận hành mạng lưới.107

Thị trường điện của Anh vận hành theo quy trình cạnh tranh. Điện được giao dịch giữa các nhà máy điện và các nhà cung cấp thông qua các hợp đồng kỳ hạn hoặc giao ngay sử dụng các đơn vị quản lý giao dịch thị trường điện để đảm bảo quy định và thống nhất.106 Đơn vị điều hành hệ thống xử lý vấn đề mất cân bằng lưới điện bằng cách sử dụng đấu giá trong ngày hoặc dự phòng/ứng phó. Hệ thống này đã góp phần giảm chi phí điện từ điện gió ngoài khơi.108


157

18 . Cơ sở hạ tầng cảng biển

18 .1 Mục đíchTrong gói công việc này, chúng tôi đánh giá năng lực cơ sở hạ tầng của Việt Nam cho điện gió ngoài khơi.

Chúng tôi tập trung vào nhu cầu chuỗi cung ứng cho điện gió móng cố định ngoài khơi và tập trung vào các cảng để hỗ trợ sản xuất và xây dựng ven biển. Sau đó chúng tôi trình bày nhu cầu cho các dự án điện gió gần bờ và móng nổi ở độ sâu ít hơn. Các tàu lớn được trình bày trong Phần 10. Đường bộ, đường sắt và các yêu cầu cơ sở hạ tầng khác xung quanh cảng phụ thuộc vào việc sử dụng cảng. Nói chung, mặc dù cơ sở hạ tầng còn hạn chế, chúng tôi không thấy có vấn đề lớn nào trong việc xây dựng và các loại hình sản xuất mà chúng tôi dự báo trong mười năm tới.

Các cảng hỗ trợ vận hành dự án trong 25 năm hoặc hơn thường có yêu cầu thấp hơn nhiều và các khoản đầu tư đều dễ dàng thuyết phục vì thời gian hoạt động kéo dài của dự án điện gió ngoài khơi. Chúng tôi hiểu rằng các tỉnh Bình Thuận và Ninh Thuận đang có cảng cảng rất phù hợp với các công trình có thể sử dụng được mà không cần chi phí nâng cấp lớn. Chúng tôi xem xét các năng lực và những thiếu sót trong hạ tầng cảng Việt Nam và đưa ra các khuyến nghị về cách giải quyết tốt nhất các tắc nghẽn tiềm tàng.

Điều này rất quan trọng vì có các cảng tốt có vai trò quan trọng trong việc xây dựng các dự án điện gió ngoài khơi an toàn và hiệu quả. Điều này củng cố các luận điểm trình bày trong Phần 6 và Phần 12 và cung cấp thông tin cho các hoạt động khác.

18 .2 Phương phápChúng tôi bắt đầu bằng cách thiết lập các yêu cầu đối với cảng để xây dựng điện gió móng cố định ngoài khơi đến năm 2030. Khi ngành tiếp tục phát triển nhanh chóng, kỳ đầu tư 10 năm đối với cảng là một khung thời gian hợp lý.

Sau đó, chúng tôi đã sử dụng kiến thức của nhóm và các bên liên quan để đánh giá các cảng hiện tại ở các vị trí có liên quan đến điện gió ngoài khơi, phân loại các cảng theo:

■ Phù hợp, không cần nâng cấp hoặc nâng cấp nhỏ (chi phí nhỏ hơn 5 triệu US$) ■ Phù hợp cần nâng cấp vừa phải (chi phí từ 5 triệu US$ đến 50 triệu US$), hoặc ■ Phù hợp, cần nâng cấp lớn (chi phí lớn hơn 50 triệu US$)

Sau đó chúng tôi đã chia sẻ đánh giá này với các đơn vị phát triển chính và thu thập ý kiến phản hồi và dữ liệu bổ sung.



Bản đồ các cảng sản xuất và xây dựng liên quan đến điện gió ngoài khơi được trình bày trong Hình 18.1. Thông tin hỗ trợ trình bày trong Bảng 18.3.

Các khía cạnh môi trường và xã hội vẫn chưa được xem xét trong phạm vi đánh giá này và sẽ cần được đưa vào trong quá trình đánh giá các phương án chi tiết hơn trong tương lai.

18 .3 Tổng quan về cảng biểnViệt Nam có đường bờ biển dài hơn 3.000 km và cơ sở hạ tầng cảng đã được thiết lập với 320 cảng chuyên dụng phân bổ dọc theo bờ biển. Nhiều cảng trong số này là các cảng nội địa nhỏ tạo điều kiện cho đánh bắt và trung chuyển hàng hóa container với các kênh dẫn thường nông. Việt Nam có 44 cảng biển với các cảng lớn nhất nằm ở Hải Phòng, Đà Nẵng và Thành phố Hồ Chí Minh. Chất lượng cơ sở hạ tầng cảng của Việt Nam được xếp hạng thấp hơn so với các nước trong khu vực, như Trung Quốc, Thái Lan và Ấn Độ.109 Cảng Việt Nam do cả các doanh nghiệp nhà nước và tư nhân sở hữu và quản lý.

Quan điểm khu vựcỞ miền bắc Việt Nam, các cảng lớn nhất tập trung quanh khu vực Hải Phòng với một cảng nước sâu, Cảng container quốc tế Hải Phòng (HICT), tập trung vào vận chuyển container quốc tế. Nghiên cứu của chúng tôi cho thấy PTSC Đinh Vũ (11 trong Hình 18.1 và Bảng 18.3) là cảng có khả năng nhất ở Hải Phòng sẽ được sử dụng để xây dựng điện gió ngoài khơi.

Ở khu vực miền trung, cảng Đà Nẵng là cảng nước sâu, quản lý giao thông từ các nước láng giềng như Thái Lan, Myanmar và Lào. Vịnh Vân Phong nằm hơi xa về phía nam ở khu vực miền trung. Vị trí này có nước sâu và Hyundai có một xưởng đóng tàu nằm phía tây nam của vịnh.

Thành phố Hồ Chí Minh có một mạng lưới các cảng phục vụ cho miền Nam Việt Nam, chiếm gần 70% tổng lưu lượng tại cảng của Việt Nam. Các cảng gần thành phố, như Cát Lái chủ yếu được dùng để vận chuyển hàng hóa vì thuận tiện. Điều này dẫn đến tắc nghẽn xung quanh các khu vực nội bộ cảng và hệ số sử dụng thấp ở các cảng nước sâu khác nằm ở phía nam thành phố trong khu vực Phú Mỹ.

Các cảng ở Vũng Tàu hỗ trợ ngành dầu khí và nằm trên bán đảo phía đông nam thành phố Hồ Chí Minh. Những cảng này có thể phục vụ cho các công trình lớn và đã từng được sử dụng để sản xuất các cấu kiện ngầm và nổi.

Vị trí các đơn vị cung cấp tiềm năng cho điện gió ngoài khơiCác công ty ở Việt Nam phụ thuộc vào độ tin cậy và dễ tiếp cận của các cơ sở hạ tầng cảng để cung cấp cho ngành điện gió ngoài khơi.

CS Wind là một đơn vị sản xuất cột tuabin lớn đặt tại Phú Mỹ trước đây đã sử dụng các cảng như cảng Thị Vải (7), cảng quốc tế Sài Gòn (8) và cảng PTSC Phú Mỹ (10). Sân chế tạo của CS Wind không nằm ngay trên bến cảng mà cách các cảng này bán kính khoảng 3 km. Cảng Sài Gòn Hiệp Phước tại thành phố Hồ Chí Minh có tiềm năng là một cảng xây dựng và sản xuất vì nó đã tạo điều kiện gia công cho nhiều đơn vị cung cấp khác nhau cho ngành dầu khí.


18. Cơ sở hạ tầng cảng biển 159

Có một số hãng chế tạo như Alpha ECC, PTSC và Vietsovpetro đã phục vụ thị trường dầu khí và có thể là đơn vị cung cấp móng tiềm năng cho điện gió ngoài khơi. Các đơn vị này đều đặt ở Vũng Tàu trên bờ biển phía Nam Việt Nam, nơi lý tưởng để phục vụ ngành công nghiệp ngoài khơi. Vietsovpetro và PTSC tiếp cận trực tiếp được vào các bến cảng với Alpha EEC ở gần đó. Nghiên cứu của chúng tôi cho thấy các cảng ở Vũng Tàu cũng có thể sử dụng làm cảng xây dựng vì nó có một thời gian dài phục vụ ngành công nghiệp nặng ngoài khơi, nằm ở vị trí ven biển có mái che và đã thiết lập cơ sở hạ tầng cảng để chứa tàu lớn, xử lý vật liệu và dỡ tải.

Chúng tôi dự báo các thành phần của tuabin, như hộp vỏ và cánh quạt, sẽ được chuyển đến từ các thị trường khu vực khác. Thảo luận của chúng tôi với các đơn vị phát triển đã nhấn mạnh ưu tiên của họ cho các thành phần nhập khẩu phải được vận chuyển trực tiếp đến các cảng xây dựng. Nếu xảy ra tình trạng tắc nghẽn ở cảng thì có thể các linh kiện này sẽ được chuyển đến các cảng thương mại trên khắp Việt Nam, được lưu trữ tạm thời và sau đó được vận chuyển bằng sà lan đến cảng xây dựng được lựa chọn. Có thể sử dụng các cảng ở khu vực trung nam bộ như cảng Tiên Sa và Cam Ranh cho mục đích này, trong khi ở phía nam, các cảng ở Vũng Tàu và Phú Mỹ có thể tiếp nhận hàng hóa đó.

18 .4 Tiêu chí đánh giá cảngCác tiêu chí được sử dụng để đánh giá cả cảng xây dựng và cảng sản xuất được xác định trong phần này và được tóm tắt trong Bảng 18.1.

Các cảng xây dựng phải đáp ứng được việc cung cấp vật liệu, móng và không gian lưu kho cho các cấu kiện. Các cảng này phải có khả năng tạo thuận lợi cho lắp ráp toàn bộ hoặc một phần tua-bin và móng trước khi tải lên và vận chuyển đến địa điểm trang trại gió. Vận chuyển các cấu kiện lên thuyền/xà lan thường diễn ra theo lô gồm bốn hoặc nhiều hơn tua-bin/ móng tại một thời điểm, tùy thuộc vào công suất của tàu được sử dụng.

Khác biệt chính giữa các yêu cầu của cảng xây dựng so với cảng sản xuất là không gian. Cảng sản xuất đòi hỏi diện tích lớn đối với kho và không gian lưu trữ cho các cấu kiện trước khi vận chuyển đi. Trong một số trường hợp, các cảng sản xuất có thể tạo điều kiện cho các hoạt động xây dựng thông qua đồng vị trí hoặc phân cụm. Tính khả thi của giải pháp này phụ thuộc vào không gian lưu trữ và các hạn chế tiếp cận bến cảng, phải đảm bảo mỗi quy trình có thể tiếp tục đồng thời mà không gặp trở ngại.

Yêu cầu đối với cảng sản xuấtKhông gian điển hình tối thiểu cần thiết tại một cơ sở sản xuất cột tuabin hoặc cánh vào khoảng 20 ha, trong khi sản xuất hộp vỏ cần ít không gian hơn, khoảng từ 6 đến 10 ha. Chúng tôi dự báo cánh quạt và hộp vỏ sẽ không sản xuất tại Việt Nam và được cung cấp từ các nước khu vực, ít nhất là vào cuối những năm 2020.

Các trạm biến áp ngoài khơi có kích thước lớn nhưng thường được xây dựng thành một hoặc hai đơn vị tại một thời điểm và yêu cầu không gian tương tự như sản xuất hộp vỏ. Các trạm biến áp sử dụng các quy trình sản xuất nối tiếp ít hơn, do đó nó giống chế tạo dầu khí hơn.



Nghiên cứu của chúng tôi cho thấy các cọc đơn sẽ là loại móng nổi có khả năng được sử dụng nhất tại Việt Nam. Các đơn vị cung cấp loại móng này thường sản xuất cả cọc đơn và các phần chuyển tiếp tại cùng một địa điểm. Không gian tối thiểu cần thiết cho một sân sản xuất móng để phục vụ 400 MW mỗi năm là khoảng 20 ha. Cần có 40 ha để xây dựng công suất lên đến 1 GW mỗi năm.

Do đó, chúng tôi quy định cần không gian từ 20 đến 40 ha cho một cảng có bến cảng phục vụ sản xuất cho ít nhất một cấu kiện trong Bảng 18.1. Móng cho các dự án móng nổi có thể cần thêm khoảng một phần ba không gian so với các dự án móng cố định do kích thước của chúng. Do đó, chúng tôi hy vọng các cảng lớn hơn sẽ được lựa chọn để sản xuất và xây dựng các dự án móng nổi vào cuối những năm 2020.

Yêu cầu đối với cảng xây dựng Các cảng xây dựng thường sẽ tiếp nhận các thành phần theo lô được lưu trữ tạm thời trước khi tải lên để lắp đặt. Không gian lưu trữ tối thiểu cho một cảng xây dựng được tính là 13 ha để xây dựng 400 MW mỗi năm. Đối với các vị trí với nhiều hạn chế hơn về thời tiết hoặc cho các dự án quy mô lớn hơn, cần có không gian lên tới 30 ha.

Yêu cầu về chiều dài bến tàu là từ 250 đến 300 m để chứa tối đa hai tàu lắp đặt kích cỡ trung bình hoặc một tàu lắp đặt thế hệ tiếp theo như Jan De Nul’s ‘Voltaire’ hoặc DEME’s ‘Orion’.

Các tàu này có mớn nước trong khoảng từ 8 đến 10 m và độ sâu của kênh tối thiểu đã được quy định dựa vào yêu cầu này. Các kênh của cảng phải đủ rộng cho các tàu có sườn ngang sàn tàu trong khoảng từ 45 đến 60 m với khoảng cách tĩnh không là 140 m để có thể vận chuyển các cột tuabin theo chiều thẳng đứng.

Đất ở mép cảng cần có khả năng chịu lực từ 20 đến 30 tấn/m2 để bốc xếp sang tàu liền kề trong khi khu vực lưu trữ cần khả năng chịu lực tối thiểu 10 tấn/m2 .

Cần cẩu ở bến cảng có thể được sử dụng để nâng các bộ phận và móng của tuabin trong khu vực cảng. Cần cẩu phù hợp có công suất từ 500 đến 1.000 tấn đối với các bộ phận của tuabin và từ 1.400 đến 2.200 tấn đối với các cọc đơn từ trung bình đến lớn. Chúng tôi công nhận là việc nâng hạ thường do các tàu lắp đặt hoặc cần cẩu tạm thời trên đất đảm nhận trong quá trình bốc xếp hàng, vì vậy tầm quan trọng của tiêu chí này đã bị giảm trong phân tích của chúng tôi. Mô-đun vận tải tự hành (SPMT) tạo thuận lợi cho vận chuyển hàng hóa trên bờ giữa các khu vực lưu trữ và bến cảng. Cần cẩu di động và cần cẩu bánh xích cũng được sử dụng để giao vật liệu nhưng vì các cảng có thể thuê tạm thời thiết bị này nên trọng số đã được sử dụng trong mô hình của chúng tôi để giảm tầm quan trọng của tiêu chí này.

Các cảng cũng cần có khu vực nhà xưởng, nhà xưởng cho lao động và các liên kết giao thông nội địa tốt như được đưa vào trong Bảng 18.1 dưới tên gọi ‘các công trình khác‘.

Đối với mỗi tiêu chí được trình bày trong Bảng 18.1, điểm số từ một đến năm được phân bổ theo quy định trong Bảng 18.2. Sau đó, chúng tôi đã tổng hợp tổng số điểm cho mỗi cảng, lưu ý đến những điểm nhấn mạnh.



Bảng 18 .1: Tiêu chí đánh giá năng lực cảng Việt Nam

Tiêu chí cảng Giá trị Điểm số

Không gian lưu trữ (ha) 13–30 (20–40) đối với cảng sản xuất

1

Chiều dài bến tàu (m) 250–300 1

Khả năng chịu lực ở khu vực mép cảng (tấn/m2) 20–30 1

Khả năng chịu lực khu vực lưu trữ (tấn/m2) 10 1

Độ sâu của kênh (m) 8–10 1

Chiều rộng của kênh (m) 45–60 1

Khả năng nâng của cần cẩu—linh kiện tuabin (tấn)* 500–1.000 0,2

Khả năng nâng của cần cẩu—móng (tấn)* 1.400—2.200 0,2

Chiều cao tĩnh không (m) 140 1

SPMT (số lượng) 2–4 0,2

Cần cẩu di động (số lượng) 1 0,2

Cần cẩu bánh xích (số lượng) 1–2

Các công trình khác Nhà xưởng, lao động có tay nghề, nhà xưởng cho lao động, kết nối đường bộ

và đường sắt

1

Nguồn: BVG Associates. *Khả năng nâng có thể do cần cẩu của tàu thực hiện trong quá trình xếp hàng.

Bảng 18 .2: Chấm điểm theo các tiêu chí cảng

Điểm số Definition

1 Không phù hợp và không thể nâng cấp

2 Phù hợp, cần nâng cấp lớn

3 Phù hợp, cần nâng cấp vừa phải

4 Phù hợp, cần nâng cấp nhỏ

5 Không cần nâng cấp


18 .5 Kết quảChúng tôi đã đánh giá 15 cảng tiềm năng. Bảng 18.3 tóm tắt theo thứ tự điểm số và điểm chi tiết được trình bày trong Bảng 18.4. Lưu ý là điểm số chỉ là một đánh giá theo các tiêu chí—chứ không xem xét sự phù hợp của địa điểm. Bản đồ vị trí các cảng được cung cấp trong Hình 18.1 và mỗi cảng được đánh số và tô màu tương ứng với sự phù hợp để sử dụng từ Bảng 18.3.

Đánh giá của chúng tôi nhìn chung thấy nhiều cảng có không gian cho sản xuất cũng như xây dựng.



Hình 18 .1: Cảng sản xuất và cảng xây dựng điện gió ngoài khơi tại Việt Nam


Bảng 18 .3: Tóm tắt các cảng sản xuất và cảng xây dựng cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam

# CảngPhù hợp cho xây dựng

Phù hợp cho sản xuất Nhận xét

1

Nhà máy đóng tàu Hyundai Vinashin, (Vịnh Vân Phong)

Thích hợp, cần nâng cấp nhỏ


• Sở hữu: Tư nhân• Vị trí: Ven biển• Nước sâu (17 m)• Có khả năng chế tạo các cấu trúc rất lớn• Các công trình cảng tốt• Cần nâng cấp nhỏ để tăng khả năng chịu lực

bờ cảng

2Cảng Vietsovpetro (Vũng Tàu)



• Sở hữu: Chính phủ• Vị trí: Ven biển• Có khả năng chế tạo móng và cấu trúc trên giàn• Các công trình cảng tốt, cầu cảng và đường lăn

phẳng có thể xử lý các cấu kiện siêu lớn ~15,000 Te

• Cần nâng cấp nhỏ để tăng khả lực chịu lực của bờ cảng

• Cần nâng cấp vừa phải đối với chiều sâu và chiều rộng kênh





3

Tân Cảng Cảng Cát Lái(Thành phố Hồ Chí Minh)



• Sở hữu: Chính phủ• Vị trí: Sông Soài Rập, nội địa• Độ nước sâu tốt (> 10 m)• Đã thành lập cảng container• Cần nâng cấp vừa phải để tăng khả năng chịu

lực của bờ cảng• Cần nâng cấp nhỏ để tăng khả năng chịu lực

của khu vực lưu trữ• Cần nâng cấp nhỏ đối với chiều sâu và chiều

rộng kênh

4Cảng Tiên Sa (Thành phố Đà Nẵng)



• Sở hữu: Chính phủ• Vị trí: Ven biển• Đã thành lập cảng container và hàng hóa• Tiềm năng giao nhận và lắp dựng các cấu kiện

tuabin nhập khẩu• Cần nâng cấp nhỏ để tăng khả năng chịu lực

của khu vực lưu trữ• Cần nâng cấp vừa phải để tăng khả năng chịu

lực của bờ cảng• Cần nâng cấp vừa phải đối với chiều sâu và

chiều rộng kênh

5 Cảng PTSC (Vũng Tàu)



• Sở hữu: Chính phủ• Vị trí: Ven biển• Có khả năng chế tạo móng và cấu trúc trên giàn• Sẵn có thiết bị và công trình cảng tốt• Cần nâng cấp nhỏ để tăng khả năng chịu lực

của bờ cảng và khu vực lưu trữ• Cần nâng cấp vừa phải đối với chiều sâu và


6Tân Cảng—Cái Mép (Bà Rịa)



• Sở hữu: Chính phủ• Vị trí: Sông Thị Vải, nội địa• Nước sâu (14 m)• Tiềm năng giao nhận và lắp dựng các cấu kiện

tuabin nhập khẩu • Đã thành lập cảng container• Cần nâng cấp vừa phải để tăng khả năng chịu

lực của bờ cảng và khu vực lưu trữ

7Cảng tổng hợp Thị Vải (Phú Mỹ)

Thích hợp, cần nâng cấp vừa phải


• Sở hữu: Chính phủ• Vị trí: Sông Thị Vải, nội địa• Độ nước sâu tốt (> 10 m)• Tiềm năng giao nhận và lắp dựng các cấu kiện

tuabin nhập khẩu • Cần nâng cấp lớn để tăng khả năng chịu lực của

bờ cảng • Cần nâng cấp vừa phải để tăng khả năng chịu



(còn tiếp)





8 SITV (Phú Mỹ)Thích hợp, cần nâng cấp vừa phải


• Sở hữu: Tư nhân• Vị trí: Sông Thị Vải, nội địa• Độ nước sâu tốt (12 m)• Đã thành lập cảng container và hàng hóa• Tiềm năng giao nhận và lắp dựng các cấu kiện

tuabin nhập khẩu• Cần nâng cấp lớn để tăng khả năng chịu lực của



9

Cảng Cam Ranh(Tỉnh Khánh Hòa)



• Sở hữu: Chính phủ• Vị trí: Cam Ranh, ven biển• Độ nước sâu tốt (10 m)• Cảng hàng hóa tổng hợp• Tiềm năng giao nhận và lắp dựng các cấu kiện

tuabin nhập khẩu• Cần nâng cấp vừa phải để tăng khả năng chịu

lực của bờ cảng • Cần nâng cấp nhỏ để tăng khả năng chịu lực

của bờ cảng và khu vực lưu trữ• Công trình cảng kém

10Cảng PTSC Phú Mỹ (Phú Mỹ)



• Sở hữu: Chính phủ• Vị trí: Sông Thị Vải, nội địa• Độ sâu nước tốt (13 m)• Cảng hàng hóa tổng hợp• Cần nâng cấp lớn để tăng khả năng chịu lực và

chiều dài của bến cảng• Cần nâng cấp vừa phải để tăng khả năng chịu

lực của khu vực lưu trữ• Cần nâng cấp vừa phải đối với chiều sâu và


11

PTSC Đình Vũ, (Thành phố Hải Phòng)



• Sở hữu: Chính phủ• Vị trí: Sông Cấm, nửa nội địa• Độ sâu nước tốt (8–9 m)• Đã thành lập cảng container và hàng hóa• Cần nâng cấp nhỏ đối với chiều sâu và chiều

rộng kênh• Cần nâng cấp nhỏ để tăng khả năng chịu lực

của bờ cảng và khu vực lưu trữ

12VICT, (Thành phố Hồ Chí Minh)

Không phù hợp để thi công

Thích hợp cần nâng cấp vừa phải

• Sở hữu: Tư nhân• Vị trí: Sông Sài Gòn, nội địa• Độ sâu nước tốt (8–9 m)• Đã thành lập cảng container và hàng hóa• Cần nâng cấp vừa phải để tăng khả năng chịu

lực của bờ cảng • Cần nâng cấp nhỏ để tăng khả năng chịu lực

của khu vực lưu trữ • Hạn chế đáng kể chiều cao tĩnh không

(< 55 m)—Cầu Phú Mỹ






13

Cảng Hiệp Phước (Thành phố Hồ Chí Minh)

Không phù hợp để thi công

Thích hợp cần nâng cấp vừa phải

• Sở hữu: Chính phủ• Địa điểm: Sông Sài Gòn, nội địa• Độ sâu nước tốt (8–9 m)• Cần nâng cấp vừa phải để tăng khả năng chịu

lực của bờ cảng và khu vực lưu trữ• Cần nâng cấp vừa phải đối với chiều dài bờ cảng• Cần nâng cấp nhỏ đối với chiều sâu và chiều

rộng kênh• Hạn chế đáng kể chiều cao tĩnh không

(< 55 m)—Cầu Phú Mỹ• Các công trình cảng hạn chế

14Cảng Nghệ Tĩnh (thành phố Vinh)

Thích hợp, cần nâng cấp lớn


• Sở hữu: Chính phủ• Vị trí: Sông Cấm, nội địa• Độ sâu nước thấp (7,5 m)• Đặc điểm bán ngập có thể hạn chế tiếp cận• Cần nâng cấp lớn đối với chiều dài bờ cảng• Cần nâng cấp lớn đối với chiều sâu và chiều

rộng kênh• Cần nâng cấp vừa phải để tăng khả năng chịu

lực của bờ cảng và khu vực lưu trữ• Công trình cảng hạn chế

15Cảng Dương Đông (đảo Phú Quốc)



• Sở hữu: Chính phủ• Địa điểm: Ven biển• Độ sâu nước tốt (> 10 m)• Không gian lưu trữ hạn chế không phù hợp làm

cảng xây dựng• Không có cần cẩu bờ• Hạn chế đáng kể về chiều dài cầu cảng và có thể

bị hạn chế nâng cấp• Cần nâng cấp lớn để tăng khả năng chịu lực của


lực của khu vực lưu trữ• Cần nâng cấp nhỏ đối với chiều rộng kênh• Công trình trên bờ cảng, thiết bị và kết nối giao

thông rất hạn chế



Thay đổi của thủy triều dọc bờ biển Việt Nam và phù sa ven sông có thể hạn chế tiếp cận các cảng nhưng từ nghiên cứu của chúng tôi, chúng tôi hiểu là cảng Nghệ Tĩnh (14) là cảng duy nhất trong đánh giá của chúng tôi có thể bị những hạn chế này. Vì hầu hết các cảng mà chúng tôi đã khảo sát thường lớn và rất quan trọng đối với nền kinh tế Việt Nam, chúng tôi hy vọng các tuyến sông và kênh vào cảng sẽ được duy tu để thuận lợi cho các tàu ra vào.

Ở giai đoạn này, chúng tôi chưa đánh giá mức độ sẵn có của cảng và quan tâm đến gió ngoài khơi. Vì một số cảng được thiết lập là cảng container hoặc hàng hóa, điều này có thể hạn chế tính khả dụng của chúng, mặc dù chúng tôi biết rằng một số cảng như cảng Tân Cảng—Cái Mép (6) chưa được sử dụng đúng mức. Công suất thừa của các cảng này có thể hỗ trợ cho xây dựng.



Các cảng cần nâng cấp nhỏChúng tôi xác định là tất cả các cảng đều cần nâng cấp ở một mức độ nào đó để phù hợp cho xây dựng hoặc sản xuất. Chúng tôi đã xác định sáu cảng dự kiến sẽ phù hợp sau khi nâng cấp nhỏ, ước tính ít hơn 5 triệu US$ cho mỗi cảng. Hầu hết các cảng trong danh mục này đều cần nâng cấp nhỏ ở phần khả năng chịu lực và mở rộng hoặc đào sâu các kênh. Chúng tôi dự kiến khả năng chịu lực có thể được cải thiện bằng công tác đổ bê tông với gia cố cọc tại dọc bến cảng và lót đá hoặc gỗ tạm thời trong khu vực lưu trữ. Chúng tôi dự báo các kênh chỉ cần được nạo vét là đủ trong hầu hết các trường hợp.

Các cảng cần nâng cấp vừa phải Chúng tôi đã phân loại bảy cảng phù hợp với sản xuất sau khi được nâng cấp vừa phải trong khoảng từ 5 triệu US$ đến 50 triệu US$. Hai trong số các cảng này, VICT (12) và Hiệp Phước (13) tại Thành phố Hồ Chí Minh, không phù hợp làm cảng xây dựng vì cầu Cầu Phú Mỹ chỉ cho mớn nước tối đa 55 m, không vận chuyển được cột theo chiều thẳng đứng. Chúng tôi đã tô màu xám trong Bảng 18.3 để chỉ ra rằng bản thân các cảng cũng không thích hợp cho việc xây dựng. Chúng tôi dự kiến hầu hết các thành phần được sản xuất sẽ được vận chuyển theo chiều ngang và do đó cần tránh hạn chế này. Nhiều cảng trong danh mục này sẽ cần phải gia cố rộng hơn về khả năng chịu lực, mà đối với phần dọc theo bến cảng sẽ cần phải đóng cọc và đê quai tổ ong khối lượng tương đối lớn kết hợp với đổ bê tông để có được cường độ cần thiết. Chúng tôi hy vọng việc cải thiện các khu vực lưu trữ sẽ đơn giản hơn nhưng có thể phải cần khối lượng lớn đá, cát hoặc bê tông ngoài việc gia cố cọc.

Các cảng cần nâng cấp lớnCả cảng Nghệ Tĩnh (14) và Dương Đông (15) đều được phân loại là phù hợp nếu có nâng cấp lớn với chi phí lớn hơn 50 triệu US$. Công tác nâng cấp bao gồm mở rộng đáng kể các bến cảng và cải tạo đất để lưu trữ và các công trình cảng. Nghiên cứu của chúng tôi cho thấy cả hai cảng đều có rất ít khả năng được chọn để nâng cấp sử dụng cho mục đích điện gió ngoài khơi.

Các cảng có thể được sử dụng nhiều nhất cho điện gió ngoài khơiCó một cụm cảng đáng chú ý nằm ở khu vực phía Nam của Việt Nam ở thành phố Hồ Chí Minh, Phú Mỹ và Vũng Tàu. Bảy trong số các cảng này đã được xác định chỉ yêu cầu nâng cấp nhỏ hoặc vừa phải và phần lớn các dự án điện gió ngoài khơi ở Việt Nam đang nằm trong khu vực này, chúng tôi dự kiến các cảng này sẽ diễn ra các hoạt động lớn nhất trong ngành điện gió ngoài khơi. Chúng tôi đã điều tra tiềm năng của các hoạt động sản xuất và xây dựng trong cùng một khu vực cảng nhưng do nhiều cảng đã có những ngành công nghiệp lâu đời, chúng tôi tin rằng sẽ khó tìm được một địa điểm phù hợp. Dự kiến các cảng xung quanh Vũng Tàu cùng với nhau có thể tạo thành một cụm theo cách mà các cảng ở Virginia, Hoa Kỳ đã làm.110

Quan điểm của đơn vị phát triểnCác đơn vị phát triển thường bày tỏ sự tin tưởng vào năng lực trước mắt của các cảng Việt Nam trong việc hỗ trợ phát triển điện gió ngoài khơi. Hầu hết dự kiến móng và các thành phần tuabin sẽ được cung cấp từ các thị trường trong khu vực và các đơn vị phát triển đã tập trung chủ yếu vào tính khả thi của các cảng đối với công tác xây dựng. Quan điểm của họ dựa vào việc xây dựng



các dự án đơn lẻ có công suất từ 800 MW đến 1 GW và có thể họ sẽ cạnh tranh để đảm bảo có được một số cảng hứa hẹn nhất cho xây dựng.

Điện gió gần bờCác nghiên cứu của chúng tôi cũng đã cho thấy là các dự án điện gió gần bờ không có khả năng ảnh hưởng đến sự sẵn có của các cảng dành cho các dự án quy mô lớn vì các cảng nhỏ hơn sẽ tiếp tục được sử dụng cùng với các tàu có mớn nước thấp như xà lan với cần cẩu tạm thời.

Khả năng cung cấp của cảng so với nhu cầuNhững năm đầu

Các kịch bản tăng trưởng thấp và cao của chúng tôi với công suất đặt hàng năm chỉ ra rằng cần có một cảng xây dựng trong giai đoạn từ 2020 đến 2023. Mặc dù nguồn cung có thể đến từ nước ngoài, nhưng cũng có cơ hội thực tế trong việc thiết lập một hoặc nhiều cơ sở sản xuất móng tại các cảng sản xuất phù hợp. Ngoài ra còn có cơ hội để thiết lập một xưởng sản xuất gần biển hơn để sản xuất cột.

Đến năm 2030

Trong kịch bản tăng trưởng cao, nhu cầu sử dụng cảng xây dựng sẽ tăng đều đặn từ 2024 đến 2030, cần phải có thêm từ một hoặc hai cảng mỗi năm. Tổng cộng chúng tôi dự kiến sẽ cần tối thiểu sáu cảng xây dựng trong kịch bản này. Các cảng lớn nhất có thể được sử dụng để xây dựng các dự án móng nổi kịp thời gian. Dựa trên đánh giá của chúng tôi, chúng tôi tin rằng có sáu cảng có thể sẵn sàng nếu có nâng cấp nhỏ và do đó có thể đáp ứng sự phát triển của ngành, mặc dù một số cảng đầy hứa hẹn như Cảng Tiên Sa (4) ở Đà Nẵng cách xa các địa điểm điện gió ngoài khơi và do đó ít được mong muốn hơn. Một vài trong số các cảng hứa hẹn nhất (3, 6) ở khu vực phía nam nằm trong các tuyến sông nội địa và các đơn vị phát triển cho biết họ sẽ tránh những địa điểm như vậy nếu có thể.

Trong kịch bản tăng trưởng cao, chúng tôi dự kiến có thêm một hoặc hai cơ sở sản xuất móng được thiết lập, cộng với một cơ sở sản xuất cánh quạt và một cơ sở sản xuất cáp biển. Điều này có thể gây căng thẳng đối với các cảng có sẵn, có thể dẫn đến phải nâng cấp đến các cảng thuộc loại cần nâng cấp vừa phải trong thời gian giữa những năm 2020 để cung cấp thêm công suất.

Đầu tưChúng tôi đã chỉ ra rằng mỗi cảng được đánh giá nhu cầu đầu tư để hỗ trợ điện gió ngoài khơi, từ đó tạo ra giá trị trong nước. Chúng tôi hiểu rằng Chính phủ Việt Nam rất muốn hỗ trợ nâng cấp các cảng, nhưng các đơn vị phát triển thấy cho đến nay có rất ít hoạt động như vậy diễn ra. Không rõ liệu đã có nguồn tài chính công hay cần phải huy động đầu tư tư nhân. Chúng tôi dự báo quy hoạch tổng thể cảng biển giai đoạn 2021–2030 đang bị trì hoãn sẽ xác định được ý định của Chính phủ trong việc nâng cao hiệu quả thông qua đầu tư vào cảng biển và đảm bảo phát triển toàn diện cả cảng và cơ sở hạ tầng giao thông. Chúng tôi khuyến nghị quy hoạch cảng biển cần phải tính toán cụ thể tới điện gió ngoài khơi.

Điểm chi tiết cho các cảng được trình bày trong Bảng 18.4. Các cảng 12 và 13 đã được tô màu xám theo xếp hạng xây dựng vì các hạn chế về chiều cao tĩnh không làm cho các cảng này không sử dụng để xây dựng được.



Bảng 18 .4: Kết quả đánh giá cảng

Tiêu chí 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

Xưởn

g đó

ng tà

u Vi

nash

in, V

ịnh

Vân

Phon

g

Cảng

Vie

tsov

petr

o

Cảng

Tân

Cản

g Cá

t Lái

Cảng

Tiê

n Sa

Cảng

PTS

C

Cảng

Tân

Cản

g—Cá

i Mép

Cảng

tổng

hợp

Thị

Vải

SITV

Cảng

Cam

Ran

h

Cảng

PTS

C Ph

ú M

ý

Cảng

PTS

C Đ

ình

Vũ

VICT

Cảng

Hiệ

p Ph

ước

Cảng

Ngh

ệ Tĩ

nh

Cảng

Dươ

ng Đ

ông

Không gian—cảng xây dựng 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 3

Không gian—cảng sản xuất 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 3

Chiều dài cầu cảng 5 5 5 5 5 5 5 5 5 4 5 5 3 2 1

Khả năng chịu lực của bờ cảng

4 4 3 3 4 3 2 2 3 2 3 3 3 3 2

Khả năng chịu lực của khu lưu trữ

4 5 4 4 4 3 3 3 4 3 3 4 3 3 3

Độ sâu kênh 5 3 5 5 3 5 5 5 5 5 4 5 4 2 5Chiều rộng kênh 5 3 5 5 3 5 5 5 5 5 4 5 4 2 5

Công suất cần cẩu—tuabin 4 5 3 2 5 3 3 2 2 3 2 3 2 2 1

Công suất cần cẩu—móng 4 5 3 2 5 3 2 2 2 2 2 3 2 2 1

Chiều cao tĩnh không 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 1 1 5 5

SPMT 4 5 4 4 5 4 3 4 4 4 4 4 4 4 2Cần cẩu di động 4 5 4 4 5 4 4 4 4 4 4 4 4 4 2

Cần cẩu bánh xích 4 5 4 4 5 4 4 4 4 4 4 4 4 4 2

Các công trình khác 5 5 4 4 5 4 4 4 2 4 4 4 3 3 1

Chấm điểm cảng xây dựng 42 40 39 .6 39 .2 39 38 .6 37 .2 37 .2 37 .2 36 .4 36 .2 35 .6 29 .2 28 .2 26 .6

Chấm điểm cảng sản xuất 42 40 39 .6 39 .2 39 38 .6 37 .2 37 .2 37 .2 36 .4 36 .2 35 .6 29 .2 28 .2 26 .6



169

19 . Tài chính công

19 .1 Mục đíchNếu hỗ trợ cho các dự án điện gió ngoài khơi chỉ thông qua các thanh toán hỗ trợ mà EVN chi trả trong PPA, thì chi phí hỗ trợ trong những năm đầu chắc sẽ được lấy từ khách hàng sử dụng điện. Điều đáng lưu ý là điều này không có hàm ý phân bố một gánh nặng cụ thể vì EVN có thể thiết kế các thu xếp để đặt gánh nặng này lên vai các khách hàng cụ thể nhiều hơn hoặc ít hơn (và trong các khu vực pháp lý khác, các ngành phải đối mặt với cạnh tranh quốc tế được giảm gánh nặng tương ứng đặt lên mình).

Chính sách công có thể sử dung rộng hơn để làm giảm mức độ gánh nặng lên khách hàng sử dụng điện do các dự án ban đầu tạo ra, điều này có thể giúp tăng khả năng chấp nhận triển khai đáng kể tài trợ cho điện gió ngoài khơi.

Phần báo cáo này trình bày đánh giá ở mức tổng quan về vai trò tiềm năng của chính sách công rộng hơn (bao gồm tài chính ưu đãi và tài chính khí hậu) trong triển khai điện gió ngoài khơi ở Việt Nam. Phần này trình bày các ví dụ về hỗ trợ tài chính công đã được sử dụng ở đâu để tạo điều kiện cho các loại ngành có cơ sở hạ tầng lớn khác.

19 .2 Phương phápChúng tôi đã xác định các công cụ tài chính có liên quan có thể đóng vai trò tạo điều kiện cho phát triển điện gió ngoài khơi của Việt Nam. Chúng tôi cũng đã xác định một số nghiên cứu tình huống điển hình cho thấy con đường thành công khi sử dụng tài chính công và tài chính ưu đãi trong bối cảnh điện gió ngoài khơi.

19 .3 Tổng quan về các công cụ tiềm năngChúng tôi đã xây dựng năm loại hỗ trợ tài chính có thể sử dụng để giảm thanh toán hỗ trợ rõ ràng và do đó giảm mức tăng giá điện đối với khách hàng cuối từ phát triển năng lượng tái tạo ngoài khơi:

■ Ưu đãi về thuế và chính sách, ■ Cho vay đa phương, ■ Cơ chế tăng cường tín dụng, ■ Công cụ nợ xanh, và ■ Công cụ vốn xanh.

Trong mỗi loại này, có một số loại công cụ có thể sử dụng. Trong các phần sau, chúng tôi thảo luận về các loại công cụ có sẵn.



Ưu đãi về thuế và chính sách Có một số ưu đãi về thuế và chính sách có thể triển khai (một số trong đó đã được áp dụng cho các dự án năng lượng tái tạo ở Việt Nam). Các ưu đãi hiện có bao gồm:

■ Thuế nhập khẩu: Các dự án được miễn thuế nhập khẩu áp dụng cho các vật liệu, thiết bị và phương tiện nhập khẩu hình thành tài sản cố định của dự án năng lượng tái tạo.

■ Thuế thu nhập doanh nghiệp: Các dự án được ưu đãi thuế thu nhập doanh nghiệp (CIT) bao gồm thuế suất CIT ưu đãi 10% (chứ không phải thuế suất CIT thông thường 20%) trong 15 năm, miễn CIT trong bốn năm đầu và giảm 50% cho chín năm tiếp theo năm.

■ Các ưu đãi liên quan đến đất đai: Một số miễn hoặc giảm thuế đất, tiền thuê đất và tiền thuê mặt nước.

Những ưu đãi này trực tiếp dẫn đến việc giảm chi phí cho các đơn vị phát triển, giảm số tiền họ cần thu hồi thông qua doanh thu.

Hỗ trợ trực tiếp của chính phủ cho đối tác PPA (để giảm gánh nặng cho người nộp tiền điện) là một hỗ trợ khác phù hợp với thể loại này và có thể được coi là hỗ trợ điện gió ngoài khơi ở Việt Nam.

Do có sự chồng chéo đáng kể giữa người tiêu dùng điện phải trả tiền điện và người nộp thuế, các chính sách này ít có khả năng có hiệu quả khi mối quan tâm là mức độ khả năng chi trả chung của Việt Nam với tư cách là quốc gia. Chúng có thể có những lợi thế khi kết quả phân phối cụ thể khó đạt được với chế độ giá điện hơn so với chế độ thuế.

Cho vay đa phươngKhả năng các đơn vị phát triển tư nhân nhận được tài chính từ các cơ quan cho vay đa phương (MLAs) như IFC, Ngân hàng Phát triển Châu Á (ADB) và Ngân hàng Đầu tư Châu Âu (EIB) có thể tạo ra một số lợi ích về khả năng tài chính và chi phí chung.

Sự tham gia (bằng vốn chủ sở hữu hoặc thông thường hơn là từ nợ) từ những tổ chức cho vay đa phương có một số lợi ích. Đối với các lĩnh vực mà họ ưu tiên, họ thường sẽ cung cấp nguồn tài chính có chi phí thấp hơn. Sự tham gia cũng có khả năng làm gia tăng mong muốn từ những bên cho vay khác vì:

■ Họ thường sẵn sàng chấp nhận tài trợ lớn hơn cho các dự án phát triển sớm, có rủi ro cao hơn, ■ Sự có mặt của họ có tác dụng như một tín hiệu thường làm tăng mối quan tâm của các đơn vị

tư nhân, ■ Tiêu chuẩn đánh giá tác động môi trường và xã hội của họ như IFC PS6111 đảm bảo áp dụng

thực tiễn tốt nhất trong ĐTMX được triển khai, giúp các nhà đầu tư khác tham gia dễ dàng hơn,

■ Các quy trình thẩm định của họ thường được các bên khác dựa vào, giảm chi phí tham gia của các bên cung cấp tài chính tư nhân, và

■ Sự tham gia của họ thường đi kèm với các hỗ trợ khác, hoặc là tư vấn hoặc về tăng cường tín dụng.


19. Tài chính công 171

Tổ chức cho vay đa phương có thể cung cấp các khoản vay ưu đãi (các khoản vay với các điều khoản có lợi hơn so với các khoản vay thị trường, lãi suất thấp hơn lãi suất thị trường tiêu chuẩn, thời hạn vay dài hơn hoặc kết hợp các điều khoản này112) đã được sử dụng trước đây tại Việt Nam.

Một ví dụ về chương trình này là chương trình năng lượng mặt trời của HD Bank, trị giá 299 triệu US$, được thiết lập để tài trợ cho các dự án năng lượng mặt trời tại Việt Nam. Các khoản vay của chương trình được dùng để cung cấp lên đến 70% tổng mức đầu tư của dự án trong thời hạn vay tối đa là 12 năm.

Khi có các lĩnh vực ưu tiên cụ thể, MLAs cũng có thể tham gia theo mức vốn chủ sở hữu trong các dự án (hoặc cung cấp nợ có thể chuyển đổi). Một lần nữa, điều này có thể vận hành như một phương tiện để đảm bảo có sẵn tài chính, đặc biệt liên quan đến chi phí phát triển trả trước trước khi được cung cấp tài trợ nợ.

Cơ chế tăng cường tín dụngCác cơ chế tăng cường tín dụng là các công cụ được sử dụng để cải thiện hồ sơ rủi ro tín dụng của một doanh nghiệp (để cải thiện mức tín nhiệm), điều này sẽ dẫn đến giảm chi phí tài chính.

Các cơ chế tăng cường tín dụng này có thể được triển khai bởi các thực thể quốc gia, hoặc tham gia một phần vào dự án bởi một bên cho vay đa phương. Chúng tôi lưu ý rằng một số cơ chế tăng cường tín dụng (như bảo lãnh rủi ro chính trị) có thể trùng lặp với một số đề xuất của chúng tôi về các giải pháp giảm thiểu rủi ro được thảo luận trong Phần 15.

Các phần dưới đây trình bày ví dụ về các cơ chế tăng cường tín dụng đã được triển khai trước đây tại Việt Nam và liệt kê các loại cơ chế khác có thể được cân nhắc.

Bảo lãnh rủi ro một phần

Bảo lãnh tín dụng có thể được thiết lập để hấp thụ một phần hoặc toàn bộ rủi ro vỡ nợ của dự án, bất kể lý do vỡ nợ là gì. Điều này sẽ giảm chi phí tài chính cho đơn vị phát triển, sau đó sẽ giảm giá điện do đơn vị phát triển đề nghị để trả các chi phí tài chính tài mình.

Chính phủ, thông qua Ngân hàng Phát triển Việt Nam, bảo lãnh một phần tới 70% tổng mức đầu tư cho các dự án năng lượng tái tạo. Tương tự, Dự án Thúc đẩy tiết kiệm năng lượng của Việt Nam (do Ngân hàng Thế giới và Quỹ Khí hậu xanh tài trợ) cung cấp một quỹ chia sẻ rủi ro để bảo lãnh tín dụng một phần cho các tổ chức tài chính tham gia để chi trả khi có vỡ nợ đối với các khoản vay tiềm năng do các tổ chức này cung cấp để tài trợ cho các tiểu dự án tiết kiệm năng lượng hợp lệ.113

Bảo lãnh rủi ro một phần cũng có thể bảo lãnh cho bên cho vay tư nhân đối với một số rủi ro liên quan đến việc cho người vay là chính phủ hoặc địa phương, bao gồm các rủi ro chuyển lợi nhuận về nước, rủi ro sung công và rủi ro pháp lý.

Năm 2015, Cơ quan bảo lãnh đầu tư đa phương (MIGA, đơn vị bảo hiểm rủi ro chính trị và tăng cường tín dụng của Nhóm Ngân hàng Thế giới) đã cấp bảo lãnh 39,7 triệu US$ cho một số bên cho vay. Khoản vay được Bộ Tài chính (MOF) bảo lãnh để hỗ trợ xây dựng nhà máy thủy điện tại Việt Nam để sản xuất và bán điện cho EVN theo PPA. Bảo lãnh bao gồm rủi ro không hoàn thành



các nghĩa vụ tài chính liên quan đến bảo lãnh trả nợ của Chính phủ cho các bên cho vay trong 15 năm.114

Do số lượng rủi ro chính trị và pháp lý được xác định trong khuôn khổ PPA hiện tại, Chính phủ có thể xem xét liệu có nên tận dụng các mối quan hệ hiện có với MIGA và các đơn vị bảo lãnh tiềm năng khác để thu hút đầu tư quốc tế vào ngành điện gió ngoài khơi hay không.

Các cơ chế tăng cường tín dụng khác

Có một số cơ chế tăng cường tín dụng khác giúp giảm thiểu rủi ro cho các nhà đầu tư, chẳng hạn như rủi ro hoán đổi tiền tệ liên quan đến giao dịch xuyên biên giới hoặc rủi ro hiệu suất mà các giải pháp tiết kiệm năng lượng không đạt được mức tiết kiệm năng lượng nhất định.

Mặc dù có sẵn một loạt các cơ chế tăng cường tín dụng nhưng các cơ chế hiệu quả nhất sẽ giải quyết được các rủi ro lớn nhất chưa lại được giải quyết trong cấu trúc của thỏa thuận PPA. Giảm được rủi ro này sẽ cho phép các đơn vị phát triển tiếp cận nguồn tài chính rẻ hơn, điều này sẽ làm giảm FIT cần thiết và giảm bớt gánh nặng giá điện lên người tiêu dùng.

Công cụ nợ xanhCông cụ nợ xanh là trái phiếu hoặc chứng khoán được phát hành để tài trợ cho các dự án hoặc tài sản có tác động tích cực đến môi trường hoặc khí hậu. Các trái phiếu này có thể được phát hành bởi các đơn vị nhà nước hoặc tư nhân và có thể mang lại những lợi ích sau:

■ Cải thiện danh tiếng của đơn vị phát hành, vì trái phiếu xanh dùng để tăng cường cam kết của họ đối với các mục tiêu môi trường,

■ Họ yêu cầu áp dụng ĐTMX tiêu chuẩn tốt, ■ Đa dạng hóa nhà đầu tư, vì có nguồn vốn ngày càng tăng dành cho các dự án xanh. Do đó,

nhà phát hành có thể tiếp cận các nhà đầu tư có thể không quan tâm đến việc mua trái phiếu thường xuyên, và

■ Lợi thế về giá tiềm năng nếu danh mục nhà đầu tư rộng hơn cho phép đơn vị phát hành có được các điều khoản định giá tốt hơn đối với trái phiếu xanh so với trái phiếu thông thường, mặc dù bằng chứng hỗ trợ cho lợi thế định giá là kết hợp các yếu tố.

Đến nay, trái phiếu xanh chưa được sử dụng để hỗ trợ năng lượng tái tạo ở Việt Nam, mặc dù chúng đã được sử dụng để hỗ trợ các dự án quản lý nguồn nước. Năm 2016, Bộ Tài chính Việt Nam đã phê duyệt một dự án thí điểm cho trái phiếu xanh của thành phố. Sau phê duyệt này, Ủy ban nhân dân tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu đã bán được 4 triệu US$ trái phiếu xanh 5 năm để tài trợ cho một dự án quản lý nguồn nước. Trái phiếu xanh cũng đã được Công ty tài chính đầu tư nhà nước thành phố Hồ Chí Minh phát hành, công ty đã phát hành 23 triệu US$ trái phiếu xanh trong 15 năm để tài trợ cho 11 dự án cơ sở hạ tầng và nước.

Để hỗ trợ cho ngành điện gió ngoài khơi, Việt Nam có thể xem xét áp dụng định nghĩa quốc tế về dự án ‘xanh’ để có thể dán nhãn cho các dự án cơ sở hạ tầng đáp ứng các tiêu chí, như dự án điện gió ngoài khơi, được dán nhãn ‘xanh’. Điều này sẽ giúp tăng khả năng tiếp cận thị trường vốn quốc tế cho các đơn vị phát triển tư nhân của các dự án này, giúp thúc đẩy sự phát triển của ngành điện gió ngoài khơi thông qua giảm chi phí tài chính.


19. Tài chính công 173

Điều này có thể giảm chi phí tài chính cho các dự án ngoài khơi, và do đó giảm tiền điện cho người tiêu dùng thông qua mức giá của họ.

Công cụ vốn xanhCác công cụ vốn chủ sở hữu xanh liên quan đến phát hành vốn chủ sở hữu của một công ty, nơi vốn huy động được sử dụng cụ thể cho các dự án có tác động tích cực đến môi trường. Có ba hình thức công cụ vốn xanh đã được sử dụng trước đây tại Việt Nam:

■ Quan hệ đối tác công tư (PPP), liên quan đến hợp đồng dài hạn giữa một cơ quan nhà nước và một bên tư nhân được sử dụng để cung cấp cơ sở hạ tầng hoặc dịch vụ,

■ Liên doanh, liên quan đến thỏa thuận giữa hai hoặc nhiều doanh nghiệp tập hợp vốn, kỹ năng và nguồn lực của họ cho một dự án cụ thể, và

■ Vốn cổ phần tư nhân, vốn chủ sở hữu do đơn vị phát triển hoặc doanh nghiệp phát hành để tài trợ cho các dự án cụ thể.

Trong số các công cụ vốn chủ sở hữu này, phương án chính sách phù hợp nhất nhìn từ quan điểm của Chính phủ sẽ là PPP. Việt Nam có lịch sử sử dụng hình thức PPP trong các lĩnh vực như giao thông, điện và năng lượng, cung cấp nước, nước thải và môi trường để huy động vốn tư nhân đầu tư vào cơ sở hạ tầng cần thiết. Ví dụ, nhà máy xử lý nước mặt sông Đuống được vận hành thông qua hình thức PPP giữa một công ty tư nhân và chính quyền thành phố từ năm 2006.

Chính phủ gần đây đã trình dự thảo luật PPP mới. Điều này báo hiệu rằng họ rất muốn tiếp tục sử dụng các hình thức PPP để thúc đẩy đầu tư vào cơ sở hạ tầng và dịch vụ và nhận ra rằng những cải tiến đối với khung PPP có thể thu hút thêm đầu tư nước ngoài. Để làm được điều này, Chính phủ cần đảm bảo luật phân bố rủi ro giữa các bên để các công ty tư nhân có đủ lợi ích để khuyến khích đầu tư nước ngoài, đồng thời đảm bảo đáp ứng được nhu cầu về môi trường và cơ sở hạ tầng của Việt Nam. Nếu một số dự án điện gió ngoài khơi được tài trợ một phần thông qua hình thức PPP, thì cuối cùng sẽ có tác động tới giảm giá điện bằng cách giảm chi phí tài chính cho các đơn vị phát triển.

Tóm tắtĐể hỗ trợ phát triển điện gió ngoài khơi, các khách hàng của Việt Nam sẽ phải hỗ trợ chênh lệch giữa chi phí điện gió và chi phí điện được sản xuất theo các hình thức khác.

Việt Nam có thể thực hiện các hành động để giảm chi phí phát triển điện gió ngoài khơi. Một số chính sách quốc gia (như giảm thuế) có thể chuyển chi phí từ khách hàng sang người nộp thuế và có thể được xem xét. Ưu tiên cao hơn là khuyến khích các bên cho vay đa phương tham gia vào các dự án, triển khai (bởi bên cho vay trong nước hoặc đa phương) các cơ chế tăng cường tín dụng và áp dụng các tiêu chuẩn xanh. Điều này có thể giảm chi phí tài trợ cho điện gió ngoài khơi bằng cách khuyến khích cạnh tranh tài chính lớn hơn hoặc phân bổ rủi ro tài chính hiệu quả hơn (ví dụ như vỡ nợ tín dụng).

Giảm đáng kể chi phí tài chính điện gió ngoài khơi sẽ dẫn đến giảm chi phí vật chất trên tổng chi phí của điện gió ngoài khơi—và do đó cuối cùng sẽ giảm chi phí cho khách hàng sử dụng điện của Việt Nam.


174

20 . Dữ liệu không gian

20 .1 Mục đíchMục đích của phần này là để trình bày tổng quan về dữ liệu không gian địa lý được sử dụng công khai, có liên quan đến các hạn chế về mội trường, xã hội và kỹ thuật, và có thể tác động đến lộ trình phát triển điện giá ngoài khơi trong tương lai tại Việt Nam. Phần này được soạn thảo bởi nhóm WBG ESMAP (Chương trình hỗ trợ quản lý ngành năng lượng), với dữ liệu đầu vào về phương pháp và dữ liệu từ BVG.

Các bản đồ được trình bày trong phần này là nhằm mục đích thông báo cho người đọc về những khó khăn tiềm ẩn, và đặc điểm của các khu vực bên trong hoặc gần với các khu vực biển phù hợp về mặt kỹ thuât để phát triển điện gió ngoài khơi móng cố định và móng nổi. Các bản đồ này bổ sung cho bản đồ không gian ở mức tổng quan, tiến hành bởi Cục Năng lương Đan Mạch—DEA. Nhưng không giống như nghiên cứu Cục Năng lương Đan Mạch, các dự liệu này không xác định hoặc khoanh vùng các vị trí hoặc khu vực cho điện gió ngoài khơi.

Điều quan trọng cần chỉ ra là, báo cáo này chỉ có một số bộ dữ liệu không gian nhất định; các hạn chế và đặc thù của khu vực cần được xem xét khi lập kế hoạch các dự án điện gió ngoài khơi. Các dữ liệu này đóng vai trò là một bản chụp sơ bộ cho những hạn chế tiềm năng đối với phát triển điện gió ngoài khơi và cung cấp cơ sở cho việc quy hoạch không gian biển mở rộng trong tương lai ở Việt Nam. Như đã nêu trong Phần 5 và Phần 13, chúng tôi khuyến nghị rằng cần có sự phát triển kế hoạch không gian biển để xác định các khu vực và địa điểm ít có khả năng bị hạn chế cho việc triển khai điện gió ngoài khơi.

20 .2 Phương phápCác số liệu trong phần này cung cấp kết quả đầu ra cho bản báo cáo, để xác định và thu thập bộ dữ liệu từ nguồn sử dụng công khai và thứ viện dữ liệu nội bộ của WBG. Trong trường hợp có thể, chúng tôi đã xác định được sự tồn tại của các tập dữ liệu cần thiết àm chúng tôi chưa thể thu thập được.

Ba tập dữ liệu được sử dụng trong phần này:

■ Tiềm năng kỹ thuật ■ Các hạn chế về môi trường, xã hội và kỹ thuật ■ Chi phí điện quy dẫn (LCOE)

Các phần dưới đây mô tả các phương pháp được sử dụng để tạo ra tập bản đồ cho ba loại này.


20. Dữ liệu không gian 175

Tiềm năng kỹ thuậtKết quả từ phân tích của ESMAP115 về tiềm năng kỹ thuật cho điện gió ngoài khơi ở Việt Nam đã được sử dụng trong phần này. Phân tích này lần đầu tiên được mô tả và xuất bản trong báo cáo “Going Global: Expanding Offshore Wind to Emerging Markets”, ước tính tiềm năng kỹ thuật của Việt Nam là 261 GW với điện gió ngoài khơi móng cố định và 214 GW với điện gió ngoài khơi móng nổi.

Tiềm năng kỹ thuật được định nghĩa là công suất lắp đặt tối đa (GW), xác định bởi tốc độ gió và độ sâu của nước. Tốc độ gió trung bình hàng năm (ở độ cao 100 m) vượt quá 7 (m/s) được coi là khả thi cho điện gió ngoài khơi, và độ sâu nước lên tới 60 mét và 1.000 mét được coi là khả thi với móng cố định và móng nổi. Các bộ dữ liệu được sử dụng trong bài phân tích này bao gồm:

■ Bản đồ gió toàn cầu, bản in 3.0, được phát hành vào năm 2019 từ DTU và Ngân hàng Thế giới, đã được sử dugj cho tốc độ gió trung bình hàng năm

■ Biểu đồ độ sâu đáy đại dương (Bathymetric Chart—GEBCO), được dùng cho độ sâu của nước

Mô tả đầy đủ về phương pháp luận cho bài phân tích này và các giả định, đã được đưa ra trong bản báo cáo ban đầu.

Bản phân tích về tiềm năng kỹ thuật không xem xét nhiều yếu tố khác có thể ảnh hưởng đến việc lập kế hoạch và lựa chọn các dự án điên gió ngoài khơi, bao gồm hạn chế về môi trường, xã hội và kinh tế. Để hiểu rõ hơn về tiềm năng của gió ngoài khơi, những yếu tố bổ sung phía trên cần được xem xét.

Các hạn chế về môi trường, xã hội và kỹ thuậtDữ liệu về hạn chế môi trường, xã hội và kỹ thuật cung cấp thêm thông tin về những vị trí đã biết của các khu vực môi trường nhạy cảm, đất đai quan trọng và cơ sở hạ tầng ven biển. Hầu hết các tập dữ liệu được xác định là dữ liệu toàn cầu, bao gồm dữ liệu về Việt Nam. Bảng 20.1 cung cấp danh sách các tập dữ liệu không gian và nguồn dữ liệu được bao gồm trong hoạt động thu thập dữ liệu về các hạn chế này.

Không có bộ dữ liệu đáng tin cậy nào được thu thập cho các hạn chế xã hội và kỹ thuật sau:

■ Hoạt động dầu khí ngoài khơi và đường ống, ■ Cáp điện & viễn thông dưới biển, ■ Xác tàu và các di tích lịch sử ngoài khơi, ■ Khu vực quân sự và khu vực nguy hiểm, ■ Các bãi thải ngoài khơi, ■ Khu vực khai thác tổng hợp và nguyên liệu, ■ Trang trại nuôi trồng thủy sản, ■ Ngư trường thương mại, ■ Các khu du lịch và giải trí quan trọng, và ■ Các địa điểm lịch sử, tôn giáo và văn hóa quan trọng.



Dữ liệu môi trường còn hạn chế đối với các vùng biển của Việt Nam và chỉ một số bộ dữ liệu toàn cầu được đưa vào bản đồ dữ liệu không gian. Trong tương lai, phân tích dữ liệu không gian như một phần của việc lập kế hoạch không gian biển tầm cỡ quốc gia sẽ cần tham vấn các bên liên quan, xác định dữ liệu hiện có liên quan và thu thập dữ liệu về các khía cạnh đa dạng sinh học được ưu tiên116 để hiểu rõ hơn về các hệ sinh thái trên bờ, ven biển và ngoài khơi của Việt Nam.

Ngoài bản đồ về các hạn chế, hai bản đồ bổ sung được cung cấp để minh họa cường độ giao thông vận tải117 và tốc độ gió tối đa.118

Bảng 20 .1: Nguồn của các lớp dữ liệu không gian

Data layer Notes Data Source

Sân bay Cần tránh các khu vực xung quanh sân bay để giảm tác động của radar

Openflights 2020

Khu vực neo đậu Các khu vực được chỉ định cho tàu thuyền neo đậu

Global Fishing Watch

Cảng biển Vị trí và kích thước của các cảng Humdata

Nhà máy điện Vị trí của nhà máy phát điện hiện có World Resources Institute

Các khu vực đa dạng sinh học chính

Các khu vực có tầm quan trọng quốc tế về bảo tồn đa dạng sinh học

IBAT

Di sản Thế giới được UNESCO công nhận

Các địa điểm quan trọng về văn hóa có khả năng chịu ảnh hưởng

UNESCO 2019

Cơ sở dữ liệu thế giới về các khu bảo tồn (WDPA)

Tập dữ liệu tóm tắt các loại khu bảo tồn khác nhau trên toàn cầu

WDPA

Các vùng đất ngập nước (Ramsar)

Đất ngập nước có tầm quan trọng quốc tế UNESCO

Các khu vực biển quan trọng về mặt sinh thái hoặc sinh học

Các khu vực biển có tầm quan trọng đã được thoả thuận quốc tế

CDB

Các khu kinh tế đặc quyền (EEZ)

Ranh giới biển được quốc tế công nhận Marine Eco Regions

Tiềm năng kỹ thuật cho móng cố định

Độ sâu nước < 50 m, tốc độ gió trung bình hàng năm 100 m trên 7 m/s

Energydata.info

Tiềm năng kỹ thuật cho móng nổi

Độ sâu nước < 1.000 m, tốc độ gió trung bình hàng năm 100 m trên 7 m/s

Energydata.info

Mật độ di chuyển của tàu bè Mật độ tuyến hàng năm—Đơn vị là tuyến trên 5 km2 mỗi năm

Marine Traffic

Tốc độ gió (duy trì) tối đa Tốc độ bão; đo bằng hải lý (knots) trong khoảng thời gian trung bình 10 phút, được quan sát ở độ cao 10 m

NOAA IBTrACS



https://ourairports.com/data/

https://globalfishingwatch.org/data-blog/global-anchorage-database/

https://data.humdata.org/dataset/global-ports

http://datasets.wri.org/dataset/globalpowerplantdatabase

http://datasets.wri.org/dataset/globalpowerplantdatabase

https://www.ibat-alliance.org/

https://whc.unesco.org/en/syndication

https://www.protectedplanet.net/

http://ihp-wins.unesco.org/layers/geonode:sites

https://www.cbd.int/ebsa/

https://www.marineregions.org/

https://energydata.info/dataset/offshore-wind-technical-potential

https://energydata.info/dataset/offshore-wind-technical-potential

https://www.marinetraffic.com/


Chi phí điện quy dẫn (LCOE)Một số đặc điểm nhất định của địa điểm sẽ có ảnh hưởng lớn đến chi phí năng lượng, và điều này sẽ quyết định nếu một dự án được xây dựng tại địa điểm đó hay không. Các thông số địa điểm có ảnh hưởng nhiều nhất đến chi phí năng lượng là:

■ Tốc độ gió, ■ Độ sâu của nước, ■ Khoảng cách đến cảng xây dựng, ■ Khoảng cách đến cảng vận hành, và ■ Khoảng cách đến lưới điện.

Các thông số địa điểm này đã được sử dụng cùng với một tập hợp các đặc điểm giả định của một dự án tham chiếu, trình bày trong Bảng 20.2, cùng với hàm của các chi phí dự án điển hình từ BVG Associates, làm đầu vào cho mô hình kinh tế công nghệ. Mô hình này đã được sử dụng để ước tính phân phối không gian của chi phí điện quy dẫn (LCOE) cho một dự án tham chiếu trên vùng biển Việt Nam.

Bảng 20 .2: Các đặc điểm giả định của dự án trang trại gió tham chiếu được sử dụng trong mô hình

Đặc tính Giá trị

Năm đưa ra quyết định đầu tư cuối cùng (FID) 2027

Kích cỡ tuabin (MW) 15

Đường kính tuabin gió diameter (m) 230

Độ cao của tâm tuabin (m) 150

Quy mô dự án (MW) 500

Tuổi thọ (năm) 30

Chi phí vốn bình quân gia quyền (WACC) 5%

Loại móng (theo độ sâu của biển) Móng cọc đơn: < 35 mGiàn chân đế: 35–60 mMóng nổi: > 60 m

Cách thức truyền điện (tùy theo khoảng cách đến bờ) HVAC (< 130 km)HVDC (> 130 km)

Chiến lược dịch vụ vận hành và bảo trì (OMS) (tùy khoáng cách đến cảng OMS)

CTV (< 80 km)SOV (> 80 km)


Các tập dữ liệu không gian về tốc độ gió và độ sâu nước được sử dụng ở đây giống như khi lập tập dữ liệu về tiềm năng kỹ thuật, bao gồm; Bản đồ gió toàn cầu v3.0 (GWA) và Biểu đồ độ sâu đáy đại dương (Bathymetric Chart), được dùng cho độ sâu của nước (GEBCO).

Để phân tích chi phí, chúng tôi cũng sử dụng các ước lượng như sau.



Khoảng cách đến cảng xây dựng (D’)—chúng tôi đã điều chỉnh khoảng cách ngắn nhất đến bờ (D) như sau:

■ D’(km) = (D2 + 402)1/2 để phản ánh thực tế là có những hạn chế về số lượng cảng phù hợp để hỗ trợ các hoạt động xây dựng. Từng dự án cụ thể cần xem xét vị trí của các cảng xây dựng khả thi.

■ Khoảng cách đến cảng vận hành: Được giả định bằng khoảng cách ngắn nhất đến bờ vì thông thường, có nhiều cảng có thể được sử dụng cho các hoạt động OMS.

■ Khoảng cách đến điểm kết nối lưới: Giả sử bằng khoảng cách ngắn nhất đến bờ cộng với 20 km.

Chúng tôi giới hạn độ sâu của nước dưới 1.200 m để loại bỏ các địa điểm quá thách thức đối với điện gió ngoài khơi móng nổi. Chúng tôi giả định móng nổi cho các vị trí có nước sâu hơn 60 m. Trong thực tế, giới hạn giữa độ sâu mà có thể sử dụng móng cố định và móng nổi sẽ tùy vào từng dự án.

Chúng tôi giới hạn khoảng cách đến bờ dưới 200 km để loại trừ các địa điểm cần cơ sở hạ tầng truyền tải mới hoặc chuyển đổi năng lượng thay thế. Đây cũng là giới hạn của bộ dữ liệu tốc độ gió GWA.

Vì LCOE của các dự án rất nhạy cảm với nhiều thông số, nên việc sử dụng phương pháp đơn giản này để ước tính LCOE tuyệt đối của các dự án tại các địa điểm khác nhau trên vùng biển Việt Nam là không thích hợp. Thay vào đó, chúng tôi đã cung cấp LCOE như một thước đo chỉ định và tương đối, mục tiêu là xác định các khu vực trong Việt Nam có thể có LCOE thấp hơn các khu vực khác.

20 .3 Kết quả và thảo luậnTiềm năng kỹ thuậtViệt Nam có tiềm năng kỹ thuật cao về gió ngoài khơi, với nguồn năng lượng tiềm năng vượt xa nhu cầu năng lượng của cả nước. Khai thác dù chỉ một phần nhỏ của nguồn tài nguyên này cũng có thể đóng góp đáng kể vào hệ thống năng lượng trong tương lai của Việt Nam. Bản đồ thể hiện trong Hình 20.1: tiềm năng kỹ thuật điện gió ngoài khơi móng cố định và móng nổi tại Việt Nam được lấy từ phân tích trước đó của WBG,119 lưu ý rằng công trình trước đây giả định độ sâu 50 m là giới hạn độ sâu dưới nước đối với điện gió móng nổi. Hình 20.1 cho thấy Việt Nam có hai khu vực chính phù hợp nhất về mặt kỹ thuật để phát triển gió ngoài khơi:

■ Vùng biển phía bắc Vịnh Bắc Bộ có tốc độ gió trung bình hợp lý, thường là 7,5 đến 8,5 m/s ở độ cao 100 m. Khu vực biển nông và rộng gần Hà Nội và các trung tâm phụ tải ven biển có thể cung cấp một số địa điểm hấp dẫn để phát triển gió ngoài khơi móng cố định.

■ Các vùng biển phía đông nam cung cấp nguồn gió với năng lượng lớn hơn, với tốc độ gió trung bình vượt quá 9,5 m/s ở độ cao 100 m trên phạm vi độ sâu của nước phù hợp với điện gió móng cố định và móng nổi. Khoảng cách gần của khu vực này với Thành phố Hồ Chí Minh và các trung tâm phụ tải khác ở phía Nam có thể làm giảm nhu cầu truyền tải cho các dự án trong khu vực này.



Do tốc độ gió phía nam cao hơn đáng kể, trong thời gian đầu, khu vực này có khả năng sẽ trở thành tâm điểm chính cho các dự án đầu tiên trong quá trình phát triển của điện gió ngoài khơi ở Việt Nam.

Các hạn chế về môi trường, xã hội và kỹ thuậtCác bản đồ sau đây cho thấy một số hạn chế về môi trường, xã hội và kỹ thuật cần được xem xét khi lập kế hoạch lựa chọn và phát triển các dự án gió ngoài khơi. Hình 20.2 cho thấy các bộ dữ liệu không gian được tóm tắt trong Bảng 20.2 liên quan đến các khu vực tiềm năng kỹ thuật đối với điện gió móng cố định và móng nổi.

Chúng tôi không thể có được tất cả các dữ liệu không gian ngoài khơi có liên quan, vì vậy nhiều thông tin được hiển thị liên quan đến các đặc điểm trên bờ hoặc ven biển. Điều quan trọng cần nhận ra là, mặc dù những bản đồ này cho thấy vùng biển của Việt Nam có ít ràng buộc/hạn chế, nhưng đánh giá này không nắm bắt được nhiều yếu tố môi trường và xã hội có liên quan khác.

Hình 20 .1: Tiềm năng kỹ thuật của điện gió ngoài khơi móng cố định và móng nổi tại Việt Nam

Nguồn: ESMAP. 2021. Going Global: Expanding Offshore Wind to Emerging Markets (Vol. 50): Technical Potential for Offshore Wind in Vietnam—Map (English). Washington, DC: World Bank Group. http://documents.worldbank.org/curated/en/340451572465613444/Technical-Potential-for-Offshore-Wind-in-Vietnam-Map



Hình 20 .2: Bản đồ các ràng buộc và cơ sở hạ tầng liên quan

Nguồn: World Bank (sử dụng dữ liệu từ Bảng 20.1).

Điều này thường do thiếu dữ liệu vì cho đến nay việc nghiên cứu và thu thập dữ liệu ở vùng biển ngoài khơi Việt Nam còn hạn chế. Những khoảng trống dữ liệu này sẽ cần được lấp đầy bằng các cuộc điều tra trong tương lai để nghiên cứu các điều kiện môi trường và xã hội cơ bản liên quan đến phát triển gió ngoài khơi.

Vùng biển phía Bắc của Việt Nam, nơi có tiềm năng gió ngoài khơi tốt, nhưng lại gần với một số khu vực nhạy cảm về môi trường.



Hình 20.3 cho thấy khu vực xung quanh Vịnh Hạ Long có sự kết hợp giữa các Khu bảo tồn và các Khu có ý nghĩa sinh thái quan trọng. Mặc dù mọi người ít khi nghĩ đến bố trí các dự án điện gió ngoài khơi trong các khu vực này có thể (vì tốc độ gió quá thấp), các dự án ngoài khơi muốn kết nối với lưới điện truyền tải 500 kV cần phải xem xét tác động của việc đặt cáp ngầm qua khu vực này. Khu vực phía Bắc cũng có một số nhà máy điện than dọc theo bờ biển. Các nhà máy than cũ sắp đóng cửa trong tương lai gần có thể mang lại cơ hội kết nối lưới điện tốt để phát triển các dự án gió ngoài khơi.

Hình 20 .3: Bản đồ các ràng buộc của khu vực phía Bắc gần Hà Nội

Nguồn: World Bank (sử dụng dữ liệu từ Bảng 20.1).Ghi chú: Nhìn hình 20.1 để xem ghi chú.

Các khu vực phía đông nam của vùng biển Việt Nam, được thể hiện trong Hình 20.4, có các điều kiện kỹ thuật phù hợp nhất để phát triển gió ngoài khơi do tốc độ gió trung bình cao và các khu vực nước nông hơn, phù hợp điện gió ngoài khơi móng cố định. Các bộ dữ liệu không gian mà chúng tôi thu thập không cho thấy nhiều hạn chế ngoài khơi trong khu vực này, tuy nhiên không có dữ liệu nào về các thụ thể đa dạng sinh học quan trọng (chim, động vật có vú, cá, v.v.) hoặc các thụ thể xã hội quan trọng (ngư nghiệp, quần thể bản địa, v.v.) được thu thập, vì vậy việc lập bản đồ này không trình bày một bức tranh hoàn chỉnh.

Cũng như khu vực phía Bắc, cả đường dây cao thế và trung tâm dân số/phụ tải đều có thể được tìm thấy gần các khu vực có nguồn gió ngoài khơi. Điều này có thể tạo cơ hội để giảm thiểu việc truyền tải cần thiết cho các dự án gió ngoài khơi ở khu vực này.



Khu vực xung quanh đảo Phú Quý, tỉnh Bình Thuận, là một khu bảo tồn do sự đa dạng sinh học trên và xung quanh đảo. Với các dự án gần với hòn đảo này, điều quan trọng là phải xem xét các tác động tiềm tàng của bất kỳ sự phát triển nào đối với khu bảo tồn này.

Mặc dù không phải là một hạn chế điển hình đối với sự phát triển của gió ngoài khơi, nhưng tốc độ gió tối đa là một yếu tố quan trọng cần xem xét trong quy hoạch và thiết kế các dự án. Việt Nam dễ bị bão và tốc độ gió tối đa có thể gây ra từ những cơn bão này có thể đòi hỏi phải sử dụng các tuabin gió được thiết kế đặc thù để chống bão. Hình 20.5 cho thấy tốc độ gió duy trì tối đa xung quanh Việt Nam theo ước tính của NOAA. Tốc độ gió được tính bằng hải lý trong khoảng thời gian trung bình 10 phút, được quan sát ở độ cao 10 m. Vùng biển phía bắc nhạy cảm hơn với tốc độ gió cao hơn, có thể vượt quá 80 hải lý/giờ (~41 m/s), trong khi vùng biển phía Nam có nguy cơ thấp hơn.

Các tuyến hàng hải là điều quan trọng cần xem xét khi chọn các dự án điện gió ngoài khơi. Đặc biệt, các tàu lớn không thể đi qua một trang trại điện gió ngoài khơi và cần phải lập sơ đồ hành trình xung quanh các dự án. Các tàu nhỏ hơn có thể đi qua trang trại gió nhưng có nguy cơ va chạm với các công trình ngoài khơi. Đánh giá rủi ro hàng hải cần được thực hiện khi lập kế hoạch dự án và nói chung, cần tránh các tuyến đường vận chuyển chính. Hình 20.6 cho thấy mật độ vận chuyển điển hình trên khắp Việt Nam đối với các tàu được trang bị AIS120 (Hệ thống Nhận dạng Tự động). Dữ liệu này được tổng hợp, phân tích và xuất bản bởi Marine Traffic. Các khu vực có màu cam và đỏ cho thấy số lượng hoạt động vận chuyển lớn hơn.

Hình 20 .4: Bản đồ các hạn chế của miền Nam Việt Nam gần với Thành phố Hồ Chí Minh

Nguồn: World Bank (sử dụng dữ liệu từ Bảng 20.1).Ghi chú: Nhìn hình 20.1 để xem ghi chú.



Hình 20 .5: Tốc độ gió duy trì tối đa tại Việt Nam

Nguồn: United Nations Office of Disaster Risk Reduction (UNDRR).



Hình 20 .6: Hoạt động vận chuyển trên các vùng biển Việt Nam

Nguồn: Marine Traffic.



Khu vực dọc theo bờ biển phía Nam của Việt Nam dường như luôn đông đúc. Do đó, nên tránh các dự án trong tuyến đường vận chuyển này để giảm nguy cơ va chạm. Cần tham vấn với các cơ quan quản lý hàng hải của Việt Nam và các bên liên quan về vận tải biển để tìm hiểu sâu hơn về hạn chế tiềm ẩn này.

Hình 20.6 cũng cho thấy hoạt động đáng kể của tàu thuyền xung quanh các giếng dầu ngoài khơi ở vùng biển phía nam. Mặc dù vị trí của cơ sở hạ tầng dầu khí ngoài khơi không có sẵn cho công việc này, nhưng vị trí của đường ống, giếng và giàn khoan sẽ cần được xem xét khi lập kế hoạch các dự án, cũng như hoạt động của tàu liên quan đến cơ sở hạ tầng này.

LCOEChi phí năng lượng từ điện gió ngoài khơi là một yếu tố quan trọng trong việc xác định sự khả thi của các dự án và các địa điểm khác nhau. Tốc độ gió có lẽ là yếu tố quan trọng nhất vì điều này quyết định sản lượng năng lượng tiềm năng. Phần 20.2 mô tả phương pháp luận được sử dụng để phát triển một lớp thể hiện sự phân bố theo không gian của LCOE tương đối trong các vùng biển của Việt Nam. Hình 20.7 cho thấy LCOE tương đối cho một dự án tham chiếu móng cố định hoặc móng nổi 500 MW ở vùng biển Việt Nam. Phân tích này chỉ nhằm mục đích là một hướng dẫn chỉ dẫn về những khu vực nào có khả năng có các dự án với chi phí năng lượng thấp nhất.

Sự phân phối của LCOE tuân theo các xu hướng có trong bản đồ tiềm năng kỹ thuật. Các khu vực có tốc độ gió lớn, vùng nước nông hơn, gần bờ và cảng hơn, có khả năng có LCOE thấp hơn. Đặc biệt, khu vực phía bắc của vùng biển Việt Nam có khu vực có LCOE tương đối thấp, tuy nhiên, khu vực phía đông nam của vùng biển Việt Nam có nhiều khu vực hơn có khả năng có các dự án điện gió móng nổi và móng cố định với LCOE thấp.

20 .4 Thảo luậnNhững bản đồ này cho thấy những vùng lãnh hải Việt Nam rộng lớn có khả năng rất thích hợp để phát triển điện gió ngoài khơi. Một số khu vực, đặc biệt là ở phía đông nam, có tốc độ gió lớn và gần lưới điện truyền tải trên bờ cũng như các trung tâm phụ tải.

Dữ liệu không gian được trình bày trong phần này không cung cấp một bức tranh đầy đủ về các hạn chế về môi trường, xã hội, kinh tế và kỹ thuật đối với phát triển gió ngoài khơi. Có rất nhiều lỗ hổng dữ liệu và cần thu thập thêm dữ liệu để hiểu rõ hơn những rủi ro liên quan đến các địa điểm khác. Vì nghiên cứu này không thể thu thập tất cả dữ liệu liên quan từ các bên liên quan, bao gồm cả vị trí của cơ sở hạ tầng dầu khí ngoài khơi, nên dữ liệu này có thể đến từ các nguồn hiện có. Ở những nơi chưa có dữ liệu, chẳng hạn như sự phân bố và hành vi của các loài chim biển chẳng hạn, các cuộc khảo sát thực tế sẽ được yêu cầu để thu thập dữ liệu chính. Tất cả những điều này cần được tổng hợp thành một quy hoạch không gian biển cho vùng biển Việt Nam, để nhiều bên liên quan và người sử dụng biển có thể được xem xét ở cấp chiến lược, toàn quốc. Điều này sẽ giúp lập kế hoạch các dự án được các cơ quan có thẩm quyền về cấp phép đồng ý khi trải qua ĐTM cấp dự án.



Hình 20 .7: LCOE tương đối cho một dự án tham chiếu trong vùng biển Việt Nam



187

21 . Các nghiên cứu tiếp theo

21 .1 Mục đíchTrong gói công việc này, chúng tôi trình bày các phương án và chi phí cho các nghiên cứu tiền phát triển và công việc hỗ trợ ngành rộng hơn nếu Chính phủ lựa chọn thực hiện. Chúng tôi cũng xem xét các nghiên cứu để thực hiện các khuyến nghị được trình bày trong Phần 5. Cuối cùng, chúng tôi cũng trình bày về nâng cao năng lực và đào tạo cho các bên liên quan khác nhau để thực hiện các trách nhiệm về quản lý.

Điều này rất quan trọng vì phải hiểu chi phí có liên quan đến những gì và kế hoạch nào là cần thiết để ngành phát triển là điều rất có giá trị.

Chi phí cũng có thể được sử dụng làm bằng chứng để cung cấp thông tin cho Chính phủ khi nộp đề xuất xin tài chính khí hậu (tài trợ không hoàn lại) lên các tổ chức tài trợ như Ngân hàng Thế giới, để tạo điều kiện xây dựng hiệu quả danh mục dự án tiềm năng.

Chi phí được dự toán ở mức tổng quan.

21 .2 Phương phápKhi đánh giá chi phí và nguồn lực, chúng tôi giả định phát triển và lắp đặt theo kịch bản tăng trưởng cao.

Chúng tôi xem xét chi phí trong bối cảnh:

1 . Cách tiếp cận tập trung một giai đoạn, và2 . Cách tiếp cận phân cấp hai giai đoạn trong việc cho thuê và PPA, như được thảo luận trong

Phần 14.

Ở giai đoạn này, chúng tôi chưa tham gia sâu hơn ngoài việc liên hệ với các đơn vị ở châu Âu có kinh nghiệm về các cách tiếp cận khác nhau. Chúng tôi chưa thảo luận với các bên liên quan ở Việt Nam.

Trong việc tính toán chi phí đến năm 2030, chúng tôi giả định quy mô dự án bình quân 500 MW, có tổng số 20 dự án đã trải qua quá trình phát triển đến đến đoạn xây dựng, và sẽ có thêm 10 dự án nữa đã đạt đến giai đoạn phát triển chín muồi.

21 .3 Kết quảChúng tôi đã xác định được 12 lĩnh vực cần chi phí khá lớn. Chi tiết được liệt kê trong Bảng 21.1.



Bảng 21 .1: Tóm tắt chi phí cho các hoạt động hạ nguồn theo kịch bản tăng trưởng cao

# Mô tả

Chi phí thiết lập

(triệu US$)

Chi phí điển hình cho mỗi

dự án 500 MW

(triệu US$)

Số lượng dự án vào năm 2030

Chi phí đến năm 2030 (triệu US$)

Được sử dụng

theo cách tiếp cận

nào?

1 Lập bản đồ độ nhạy chiến lược và thẩm tra vùng phát triển• Có liên quan đến khuyến nghị 3 và 4• Bao gồm các khảo sát môi trường và vật lý bao

gồm các loài chim, tuyến đường di cư và động vật biển có vú, phân tích số liệu và tham vấn với các bên liên quan, cộng đồng và ngành

10 N/A N/A 10 1 và 2

2 Phát triển dự án giai đoạn đầu cho đến khi được chấp thuận—tiền thiết kế kỹ thuật tổng thể và ĐTMX• Có liên quan đến khuyến nghị 3 và 4• Bao gồm các khảo sát môi trường và vật lý,

thiết kế kỹ thuật, phân tích dữ liệu và tham vấn với các bên liên quan, cộng đồng và ngành. Có thể bao gồm thu thập số liệu đo gió, số liệu hàng hải, địa vật lý đáy biển.

5 10 30 305 1

3 Cấp phép—quản lý• Có liên quan đến khuyến nghị 5• Bao gồm thiết lập và quản lý liên tục các cơ

quan cho thuê và cấp phép và đánh giá kỹ thuật liên tục đối với ĐTMX

2 1 30 32 1 và 2

4 Cấp phép—đầu vào của các bên liên quan• Có liên quan đến khuyến nghị 5• Bao gồm liên lạc giữa các cơ quan Chính phủ

và các bên liên quan trong bối cảnh đánh giá các dự án

N/A 0,5 30 15 1 và 2

5 Hỗ trợ và nâng cao nhận thức cho các bên liên quan• Có liên quan đến khuyến nghị 5• Bao gồm cung cấp nguồn lực cho các bên liên

quan để trang bị cho họ xử lý các hồ sơ điện gió ngoài khơi và tăng cường nhận thức về điện gió ngoài khơi

1,0 N/A N/A 1 .0 1 và 2

6 Đấu giá—thiết kế• Có liên quan đến các khuyến nghị 6, 8, 9 và 10• Bao gồm công tác xác định cách tiếp cận tốt

nhất cho các quy trình cạnh tranh cho thuê và PPA, và thiết kế cạnh tranh

1 N/A N/A 1 1 và 2

7 Đấu giá—quản lý• Có liên quan đến khuyến nghị 6 và 7• Bao gồm các chi phí liên quan đến việc thực

hiện các cuộc đấu giá

N/A 0,5 30 15 1 và 2


21. Các nghiên cứu tiếp theo 189

# Mô tả

Chi phí thiết lập

(triệu US$)

Chi phí điển hình cho mỗi

dự án 500 MW

(triệu US$)

Số lượng dự án vào năm 2030

Chi phí đến năm 2030 (triệu US$)

Được sử dụng

theo cách tiếp cận

nào?

8 Quy hoạch truyền tải• Có liên quan đến khuyến nghị 12 và 13• Bao gồm phân tích kỹ thuật, thiết kế kỹ thuật,

lập kế hoạch tài chính và cấp phép

4 0,5 30 19 1 và 2

9 Đánh giá kỹ năng và đào tạo lực lượng lao động• Có liên quan đến khuyến nghị 16 và 17• Bao gồm chi phí liên lạc với chuỗi cung ứng

để hiểu các lỗ hổng và thiếu hụt về kỹ năng và cung cấp các chương trình đào tạo

2 N/A N/A 2 1 và 2

10 Hợp tác quốc tế• Liên quan đến khuyến nghị 19, 20• Bao gồm chi phí để tiếp cận các đối tác quốc

tế để xác định và thực hiện nghiên cứu chung về ngành và các chương trình đầu tư

2 N/A N/A 2 1 và 2

11 Thiết lập và triển khai quy định H&S, thiết kế và quy phạm lưới điện• Liên quan đến khuyến nghị 19, 20• Bao gồm chi phí để nghiên cứu, xác định và

quản lý các quy phạm và tiêu chuẩn cần thiết

2 0,1 30 5 1 và 2




190

22 . Các bên liên quan chính

Mục tiêu chính của dự án là thiết lập một mạng lưới vững chắc các bên liên quan trong ngành, quan điểm và hợp tác của họ sẽ hỗ trợ phát triển và xã hội hóa lộ trình phát triển điện gió ngoài khơi cho Việt Nam.

Các bên liên quan chính đã được xác định và liệt kê trong Bảng 22.1 theo bốn nhóm:

■ Chính phủ: Các cơ quan chính phủ, cơ quan quản lý và các tổ chức ở cấp quốc gia và khu vực. ■ Đơn vị phát triển: Các đơn vị phát triển dự án điện gió ngoài khơi đang hoạt động tại

Việt Nam. ■ Chuỗi cung ứng: Các doanh nghiệp chuỗi cung ứng đang hoạt động trong lĩnh vực điện gió

ngoài khơi ở Việt Nam hoặc những doanh nghiệp có tiềm năng cung cấp các dịch vụ này. ■ Các tổ chức phi chính phủ (NGO): Các tổ chức phi chính phủ trong nước và quốc tế quan tâm

đến điện gió ngoài khơi tại Việt Nam.

Trong quá trình chuẩn bị cho soạn thảo bản báo cáo này, một cuộc hội ý mở đã được tổ chức vào tháng 9 và 10 năm 2020. Báo cáo lộ trình điện gió Việt Nam đã được trình bày tại cuộc họp giữa Chính phủ và các ngành liên quan và bản dự thảo báo cáo đã được đưa ra cho mọi người tải xuống và phản hồi.

Bảng 22 .1: Các bên liên quan chính

Tên Vai trò

Chính phủ

Cục Điều tiết điện lực Việt Nam (ERAV)

Đơn vị điều tiết ngành điện ở Việt Nam

Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (EREA)

Một Cục của Bộ Công Thương chịu trách nhiệm trong lĩnh vực năng lượng tái tạo ở Việt Nam

Sở Kế hoạch và Đầu tư (DPI)

Sở cấp tỉnh có trách nhiệm lập kể hoạch về kinh tế

Viện Năng lượng Viện nghiên cứu có trách nhiệm lập chiến lược, chính sách và quy hoạch năng lượng và điện lực

Bộ Tài chính (MOF) Bộ cấp chính phủ có trách nhiệm quản lý tài chính quốc gia

Bộ Công Thương (MOIT) Bộ cấp chính phủ có trách nhiệm quy định, quản lý và phát triển của ngành công thương Việt Nam

Bộ Tài nguyên và Môi trường (MONRE)

Bộ cấp chính phủ chịu trách nhiệm quản lý, khảo sát và lập bản đồ tài nguyên và môi trường ở Việt Nam

Bộ Kế hoạch và Đầu tư (MPI)

Bộ cấp chính phủ chịu trách nhiệm lập kế hoạch kinh tế


22. Các bên liên quan chính 191

Tên Vai trò

Bộ Giao thông Vận tải (MOT)

Bộ cấp chính phủ chịu trách nhiệm về đường bộ, đường sắt và vận tải thủy ở Việt Nam

Tổng Công ty truyền tải điện Việt Nam (NPTC)

Chịu trách nhiệm quản lý lưới điện truyền tải quốc gia ở Việt Nam, ở các cấp điện áp từ 110 kV trở lên. Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (NLDC) chịu trách nhiệm giám sát và cân bằng lưới điện. NPTC là một thành viên của EVN.

Ủy ban nhân dân tỉnh (PPC)

Là cơ quan chính quyền cấp tỉnh. UBND Tỉnh chịu trách nhiệm thực hiện chính sách ở cấp tỉnh, quản lý các sở thuộc tỉnh.

Tổng cục Biển và hải đảo Việt Nam (VASI)

Một tổ chức khoa học của nhà nước. Viện thực hiện các nghiên cứu về biển và xây dựng các chiến lược và chính sách liên quan đến môi trường biển.

Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN)

Tập đoàn điện lực của quốc gia. Nó chiếm sở hữu đa số các nhà máy phát điện ở Việt Nam và 5 tổng công ty điện lực miền (Tổng công ty điện lực miền Bắc, Tổng công ty điện lực miền Trung, Tổng công ty điện lực miền Nam, Tổng công ty điện lực Hà Nội, Tổng công ty điện lực thành phố Hồ Chí Minh).

Việt kinh tế và quy hoạch thủy sản Việt Nam (VIFEP)

Một viện thuộc chính phủ có trách nhiệm lập kế hoạch và phát triển và quy định cho ngành thủy sản

Các bên liên quan cấp sở về cho thuê và cấp phép

Các sở có vai trò cụ thể trong quy trình cho thuê và cấp phép dự án

Đơn vị phát triển

Bac Phuong Đơn vị phát triển của Việt Nam

Công Lý Đơn vị phát triển của Việt Nam

Copenhagen Offshore Partners (COP)

Đơn vị phát triển của châu Âu quan tâm đến điện gió ngoài khơi ở Việt Nam, do Copenhagen Infrastructure Partners tài trợ

Enterprize Energy Đơn vị phát triển độc lập ở châu Âu quan tâm đên điện gió ngoài khơi của Việt Nam

Gai Lai Đơn vị phát triển của Việt Nam

Mainstream Renewable Power

Đơn vị phát triển độc lập ở châu Âu quan tâm đên điện gió ngoài khơi của Việt Nam

Super Wind Đơn vị phát triển của Việt Nam

Chuỗi cung ứng

Alpha ECC Doanh nghiệp trong chuỗi cung ứng

CS Wind Doanh nghiệp trong chuỗi cung ứng

Hải Dương Doanh nghiệp trong chuỗi cung ứng

Công ty vận tải liên hiệp Huy Hoàng

Doanh nghiệp trong chuỗi cung ứng

Liên danh Vietsovpetro Doanh nghiệp trong chuỗi cung ứng

Công ty xây lắp dầu khí PetroVietnam


PTSC Geos & Subsea Services



(còn tiếp)



Tên Vai trò

PTSC Mechanical & Construction


PTSC Offshore Services Doanh nghiệp trong chuỗi cung ứng

Công ty dịch vụ biển Tân Cảng


Các tổ chức phi chính phủ

Danish Energy Ministry (DEA)

Cục Năng lượng Đan Mạch chịu trách nhiệm về chính sách và quy định năng lượng ở Đan Mạch và nỗ lực giảm lượng phát thải carbon, bao gồm cung cấp các chương trình năng lượng tái tạo quốc tế. DEA đang cung cấp một chương trình song song với lộ trình của WBG tại Việt Nam, với phạm vi coomg việc bổ sung.

Global Wind Energy Council (GWEC)

Tổ chức thương mại của quốc tế đối với ngành điện gió. GWEC đang hoạt động ở Việt Nam.

GIZ GIZ là cơ quan phát triển quốc tế của Đức. Tại Việt Nam, cơ quan này, thay mặt cho Bộ Công Thương, cung cấp một chương trình hỗ trợ ngành năng lượng tái tạo.

Viện sáng kiến về chuyển đổi năng lượng Việt Nam (VIET)

Một đơn vị nghiên cứu độc lập, VIET thực hiện các nghiên cứu chính sách và cung cấp dịch vụ tư vấn và đào tạo trong lĩnh vực chuyển đổi nắng lượng ở Việt Nam

Hiệp hội chế biến và xuất khẩu thủy sản Việt Nam (VASEP)

Cơ quan thương mại đại diện cho nghề cá ở Việt Nam

Các nhóm cộng đồng cấp dự án

Chưa xác định trong nghiên cứu này do phụ thuộc vào vị trí dự án




193

Danh sách ghi chú

1Tài liệu tiếng Anh WBG (World Bank Group, dịch chính xác là Nhóm Ngân Hàng Thế Giới), bao gồm Ngân Hàng Quốc Tế Tái Thiết và Phát Triển (IBRD), Hiệp Hội Phát Triển Quốc Tế (IDA), Tổng công ty Tài Chính Quốc Tế (IFC), Trung tâm Quốc Tế Giải quyết Mâu Thuẫn Đầu Tư (ICSID), và Cơ quan Bảo Lãnh Đầu Tư Đa Phương (MIGA). Thuật ngữ “Ngân Hàng Thế Giới” thường dung để chỉ IBRD và IDA.

2Trong tài liệu này “điện gió” và “năng lượng gió” được sử dung tương đương, dịch từ “wind energy”.

3Tất cả số liệu được lũy kế trong giai đoạn 2020–2035, trừ khi được ghi chú khác. Tỷ lệ cung cấp điện được thảo luận trong Phần 3.2 và 4.2. Công suất vận hành của điện gió ngoài khơi được trình bày trong Phần 1. Lượng điện năng sản xuất được thảo luận trong Phần 3.3 và 4.3. Chi phí ròng đối với người tiêu dùng được thảo luận trong Phần 3.3, 4.3 và 7.1. Lượng công việc tương đương trong nước và GVA được trình bày trong Phần 3.4, 4.4 và 11. Số lượng CO2 giảm thiểu (CO2 avoided) được thảo luận trong Phần 7.1.

4https://esmap.org/offshore-wind, truy cập lần cuối vào tháng 7 năm 2020.

5Nguyên gốc: intertidal, conventional fixed and floating activity.

6Phân tích tiềm năng kỹ thuật gió ngoài khơi Việt Nam. http://documents.worldbank.org/curated/vi/340451572465613444/pdf/Technical-Potential-for-Offshore-Wind-in-Vietnam-Map.pdf. Phương pháp luận được mô tả trong báo cáo của WBG; ‘Phát triển toàn cầu: Mở rộng điện gió ngoài khơi sang các thị trường mới nổi’. https://esmap.org/going_global_offshore_wind .

7Một năm FTE (Full-Time Equivalent) tương đương với một người làm việc toàn thời gian trong một năm. Trên thực tế, 190.000 năm FTE (190,000 FTE years) sẽ được tạo ra bởi một số người làm việc trong dự án ít hơn một năm và những người khác làm việc trong dự án trong nhiều năm, đặc biệt là trong giai đoạn vận hành. Hồ sơ việc làm của một dự án điển hình được thể hiện trong Hình 10.14.

8https://unfccc.int/process-and-meetings/the-paris-agreement/the-paris-agreement, truy cập lần cuối vào tháng 11 năm 2020.

9https://climateactiontracker.org/countries/vietnam/pledges-and-targets/, truy cập lần cuối vào tháng 11 năm 2020.

10Từ gốc Procurement.

11Xem giải thích tại mục 3.4 để hiểu về năm FTE.

12Phương pháp giảm chi phí trong điện gió ngoài khơi BVG Associates lập cho Ủy ban về biến đổi khí hậu, tháng 6/2015.

13Phương pháp giảm chi phí trong điện gió ngoài khơi BVG Associates lập cho Ủy ban về biến đổi khí hậu, tháng 6/2015.


https://unfccc.int/process-and-meetings/the-paris-agreement/the-paris-agreement

https://climateactiontracker.org/countries/vietnam/pledges-and-targets/


14Dữ liệu cho lộ trình phát triển điện gió ngoài khơi ở Việt Nam. Nhiệm vụ 3—Tài liệu trình nộp 5. Cục Năng lượng Đan Mạch thay mặt Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo Việt Nam và Bộ Công Thương tại Việt Nam, tháng 6 năm 2020.

15Kế hoạch năng lượng sản xuất tại Việt Nam 2.0, Diễn đàn kinh doanh Việt Nam, tháng 12/2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ: https://asiafoundation.org/wp-content/uploads/2020/02/Made-in- Vietnam-Energy-Plan-2.0_EN.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

16Cơ quan năng lượng quốc tế, https://www.iea.org/countries/viet-nam, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

17So sánh chi phí điện quy dẫn—Phân tích không tính đến trợ cấp, Lazard, 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ: https://www.lazard.com/media/451086/lazards-levelized-cost-of-energy-version-130-vf .pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020. Sử dụng giá trị 75US$/MWh vào năm 2020, mức gần cuối trong khoảng 66–152US$/MWh.

18Đây là chi phí ròng lũy kế của điện gió ngoài khơi, được thể hiện bằng đường màu đen trong hình. Mức tăng bày bắt đầu do chi phí điện gió ngoài khơi cao hơn, nhưng sau đó đạt đỉnh rồi giảm xuống bằng 0, trước khi âm khá lớn (cho thấy lợi ích ròng cuối cùng rất lớn đối với Việt Nam từ điện gió ngoài khơi). Trong cả hai kịch bản, vẫn còn chi phí ròng vào cuối năm 2035, nhưng trong kịch bản tăng trưởng cao, con số này thấp hơn so với kịch bản tăng trưởng thấp.

19Đây là năm mà tất cả chi phí ròng sẽ được trả hết (thực tế, đất nước đạt ‹hòa vốn› đối với điện gió ngoài khơi). Đó là điểm trên các hình mà đường màu đen đi qua trục X.

20Năng lượng tái tạo thay thế điện than ở Đông Nam Á, Viện năng lượng tái tạo, tháng 10 năm 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.renewable-ei.org/pdfdownload/activities/ SoutheastAsiaPowerReport_EN.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

21Giả định tăng chi phí công nghệ truyền thống: tăng 2% hàng năm so với lạm phát để tính chi phí nhiên liệu và các biện pháp thuế carbon/giảm thiểu.

22Dấu vết carbon của sản xuất điện, Quốc hội UK, tháng 6/2011, có sẵn trên mạng tại địa chỉ: https://www.parliament.uk/documents/post/postpn_383-carbon-footprint-electricity-generation .pdf, truy cập lần cuối vào tháng 6 năm 2020. Sử dụng giá trị 500 tấn CO2 cho mỗi GWh, xấp xỉ các giá trị trung bình được liệt kê cho than, CCS than, CCS khí và khí.

23Stacey Dolan và Garvin Heath, Phát thải khí nhà kính trong toàn bộ vòng đời điện gió quy mô công nghiệp: Tổng quan hệ thống và hài hòa, Tạp chí Sinh thái công nghiệp, 16 (2012), 136–S154. Phát thải trong toàn bộ tuổi thọ của điện gió ngoài khơi 12 tấn CO2 trên mỗi GWh là mức không đáng kể so với 500 tấn CO2 từ nhiên liệu hóa thạch.

24Anton Finenko và Elspeth Thomson, Phát thải carbon dioxide trong tương lai từ ngành sản xuất điện than của Việt Nam, Quy trình năng lượng, 61 (2014), 1519–1523.

25Một giải pháp năng lượng sạch—từ cái nôi đến nấm mồ, Năng lượng tái tạo của Siemens Gamesa, 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ: https://www.siemensgamesa.com/-/media/ siemensgamesa/downloads/en/sustainability/environment/siemens-gamesa-environmental- product-declaration-epd-sg-8-0-167.pdf, truy cận lần cuối vào tháng 11/2020.

26Cơ quan Thông tin Năng lượng Hoa Kỳ, https://www.eia.gov/, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.


https://asiafoundation.org/wp-content/uploads/2020/02/Made-in-Vietnam-Energy-Plan-2.0_EN.pdf

https://asiafoundation.org/wp-content/uploads/2020/02/Made-in-Vietnam-Energy-Plan-2.0_EN.pdf

https://www.iea.org/countries/viet-nam

https://translate.google.com/translate?hl=vi&prev=_t&sl=en&tl=vi&u=https://www.lazard.com/media/451086/lazards-levelized-cost-of-energy-version-130-vf.pdf

https://translate.google.com/translate?hl=vi&prev=_t&sl=en&tl=vi&u=https://www.lazard.com/media/451086/lazards-levelized-cost-of-energy-version-130-vf.pdf

https://www.renewable-ei.org/pdfdownload/activities/SoutheastAsiaPowerReport_EN.pdf

https://www.renewable-ei.org/pdfdownload/activities/SoutheastAsiaPowerReport_EN.pdf

https://www.parliament.uk/documents/post/postpn_383-carbon-footprint-electricity-generation.pdf

https://www.parliament.uk/documents/post/postpn_383-carbon-footprint-electricity-generation.pdf

https://www.siemensgamesa.com/-/media/siemensgamesa/downloads/en/sustainability/environment/siemens-gamesa-environmental-product-declaration-epd-sg-8-0-167.pdf



https://www.eia.gov/

Danh sách ghi chú 195

27Hiệp hội Năng lượng gió Hoa Kỳ, https://www.awea.org/wind-101/benefits-of-wind/ environmental-benefits, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

28Cơ quan Thông tin Năng lượng Hoa Kỳ, https://www.eia.gov/, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

29Ngân hàng Thế giới, 2020, https://datacatalog.worldbank.org/dataset/population- estimates-and-projections, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

30Cơ quan năng lượng quốc tế, https://www.iea.org/countries/viet-nam, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

31Để so sánh, Hoa Kỳ đã đạt mức sử dụng năng lượng bình quân đầu người gần như ổn định 13 MWh mỗi năm kể từ năm 2000, tham khảo Cơ quan năng lượng quốc tế, https://www.iea.org/countries/united-states, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

32Tiềm năng kỹ thuật điện gió ngoài khơi tại Việt Nam, Ngân hàng Thế giới, tháng 3 năm 2020, có sẵn trên mạng tại địa chỉ http://documents.worldbank.org/curated/en/781371586848751429/pdf/Technical-Potential-for-Offshore-Wind-in-Vietnam-Map.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

33Báo cáo sàng lọc và lựa chọn địa điểm điện gió ngoài khơi của Việt Nam, COWI lập cho Bộ Công Thương/EREA, tháng 3 năm 2020. Không lưu hành bên ngoài.

34Xu hướng tài chính và đầu tư, Wind Europe, tháng 4 năm 2020, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://windeurope.org/wp-content/uploads/files/about-wind/reports/Financing-and-Investment- Trends-2019.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

35Báo cáo chưa công bố—có thể tham chiếu trong phiên bản cuối của báo cáo này, hoặc xem thông cáo báo chí, https://orsted.co.uk/media/newsroom/news/2020/06/1400-gw-of-offshore-wind-is-possible-by-2050-and-will-be-key-for-green-recovery, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

36Xu hướng thị trường được thiết lập dựa vào việc lập mô hình từ dưới lên được thảo luận trong Phần 8.5, nhưng sử dụng kích thước tuabin điển hình và điều kiện địa điểm dự kiến tại các thị trường được thiết lập trong giai đoạn này.

37Có một sự không chắc chắn lớn về tốc độ gió ở Việt Nam so với các khu vực khác do quá trình đo tốc độ gió chi tiết ngắn hơn.

38Có một sự không chắc chắn lớn về chi phí móng vì sự không chắc chắn trong yêu cầu thiết kế và kết quả thiết kế cho các điều kiện mặt đất và bão; cũng như trong chi phí sản xuất do sự không chắc chắn trong việc sản xuất móng trong nước sẽ hiệu quả ra sao.

39Ngành này chưa chứng minh được mức độ mà lao động và chuỗi cung ứng trong nước có thể hỗ trợ hiệu quả cho vận hành, bảo trì và dịch vụ.

40Lợi ích năng lượng tái tạo: Tận dụng năng lực trong nước cho điện gió ngoài khơi, Cơ quan năng lượng tái tạo quốc tế, tháng 11/2018, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.irena.org/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2018/May/IRENA_Leveraging_for_Offshore_Wind_2018.pdf, last accessed, June 2020.

41Ví dụ: Tiêu chuẩn hoạt động xã hội và môi trường của IFC; và Hướng dẫn thực hành tốt và Bộ công cụ—GP WIND (trên bờ và ngoài khơi). http://pubdocs.worldbank.org/en/360141554756701078/World-Bank-Environmental-and-Social-Policy-for-Investment-Project-Financing.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.


https://www.awea.org/wind-101/benefits-of-wind/environmental-benefits

https://www.awea.org/wind-101/benefits-of-wind/environmental-benefits

https://www.eia.gov/

https://datacatalog.worldbank.org/dataset/population-estimates-and-projections

https://datacatalog.worldbank.org/dataset/population-estimates-and-projections

https://www.iea.org/countries/viet-nam

https://www.iea.org/countries/united-states

https://www.iea.org/countries/united-states

http://documents.worldbank.org/curated/en/781371586848751429/pdf/Technical-Potential-for-Offshore-Wind-in-Vietnam-Map.pdf

http://documents.worldbank.org/curated/en/781371586848751429/pdf/Technical-Potential-for-Offshore-Wind-in-Vietnam-Map.pdf

https://windeurope.org/wp-content/uploads/files/about-wind/reports/Financing-and-Investment-Trends-2019.pdf

https://windeurope.org/wp-content/uploads/files/about-wind/reports/Financing-and-Investment-Trends-2019.pdf

https://orsted.co.uk/media/newsroom/news/2020/06/1400-gw-of-offshore-wind-is-possible-by-2050-and-will-be-key-for-green-recovery

https://orsted.co.uk/media/newsroom/news/2020/06/1400-gw-of-offshore-wind-is-possible-by-2050-and-will-be-key-for-green-recovery

https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2018/May/IRENA_Leveraging_for_Offshore_Wind_2018.pdf

https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2018/May/IRENA_Leveraging_for_Offshore_Wind_2018.pdf

http://pubdocs.worldbank.org/en/360141554756701078/World-Bank-Environmental-and-Social-Policy-for-Investment-Project-Financing.pdf

http://pubdocs.worldbank.org/en/360141554756701078/World-Bank-Environmental-and-Social-Policy-for-Investment-Project-Financing.pdf


42https://www.worldbank.org/en/projects-operations/environmental-and-social-framework, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

43https://www.worldbank.org/en/projects-operations/environmental-and-social-framework/brief/environmental-and-social-standards#ess6, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

44Nghị định số 18/2015/NĐ-CP—quy định về quy hoạch tổng thể bảo vệ môi trường, đánh giá môi trường chiến lược, đánh giá tác động môi trường và kế hoạch bảo vệ môi trường, Diễn đàn pháp luật Việt Nam, tháng 2 năm 2015, có sẵn trên mạng tại địa chỉ http://extwprlegs1.fao.org/docs/pdf/vie168510.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

45Thu Vân Trung Hồ, Alison Cottrell và Simon Woodley, ‘Những rào cản nhận thức được đối với quản trị đa cấp hiệu quả của các hệ thống tự nhiên-con người: phân tích về các khu bảo tồn biển ở Việt Nam’, Tạp chí Sinh thái chính trị, tập 19, tháng 12 năm 2012, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.researchgate.net/publication/266012904_Perceived_barriers_to_effective_multilevel_ governance_of_human-natural_systems_an_analysis_of_Marine_Protected_Areas_in_Vietnam, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

46Hướng dẫn đánh giá tác động môi trường và xã hội đối với các dự án điện gió ở Việt Nam. GIZ thay mặt Bộ Công Thương, tháng 6 năm 2018, có sẵn trên mạng tại địa chỉ http://gizenergy.org.vn/media/app/media/GIZ-ESP_ESIA%20Report_ENG_Final.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

47T TeleGeography—Bản đồ cáp ngầm, https://www.submarinecablemap.com/, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

48‘Intertak bảo đảm hợp đồng cáp điện ngầm mới dưới biển ở Việt Nam’, Thông cáo báo chí, Năng lượng ngoài khơi, ngày 12 tháng 2 năm 2013, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.offshore- energy.biz/intertek-secures-new-submarine-power-cable-contract-offshore-vietnam/, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

49Mike Green và Douglas Burnett, ‘An ninh của cơ sở hạ tầng cáp ngầm quốc tế: Thời gian để suy nghĩ lại?‘, Ủy ban bảo vệ cáp quốc tế, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.google . c o . u k / u r l ? s a = t & rc t = j & q = & e s rc = s & s o u rc e = w e b & c d = 1 & c a d = r j a & u a c t = 8 & v e d = 2ahUKEwiPleGv0cLpAhXnURUIHaDlD1MQFjAAegQIBRAB&url=https%3A%2F%2Fwww.iscpc .org%2Fdocuments%2F%3Fid%3D2974&usg=AOvVaw2KwcGRWBy_CCGdSt7Qeyc0, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

50Ban Các vấn đề về Đại dương và Luật Biển, Văn phòng Pháp lý và Liên hợp quốc, https://www .un.org/Depts/los/LEGISLATIONANDTREATIES/STATEFILES/VNM.htm, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

51Khoảng cách từ tuabin đến các tuyến vận chuyển thay đổi từ dưới 0,5 nm (không chấp nhận được) đến hơn 3,5 nm (được chấp nhận rộng rãi).

52Dường như Việt Nam thích thuật ngữ ‘biển’ khi nói đến quy hoạch không gian ở vùng biển và ven biển (đó là MSP). ‘Việt Nam tích cực thực hiện sáng kiến của IOC về quy hoạch không gian biển’, Nhân Dân trực tuyến, ngày 18 tháng 2 năm 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://en.nhandan .org.vn/scitech/environment/item/7159502-vietnam-actively-implements-ioc%E2%80%99s- initiatives-on-marine-spatial-planning.html, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.


https://www.worldbank.org/en/projects-operations/environmental-and-social-framework

http://extwprlegs1.fao.org/docs/pdf/vie168510.pdf


https://www.researchgate.net/publication/266012904_Perceived_barriers_to_effective_multilevel_governance_of_human-natural_systems_an_analysis_of_Marine_Protected_Areas_in_Vietnam



http://gizenergy.org.vn/media/app/media/GIZ-ESP_ESIA%20Report_ENG_Final.pdf

http://gizenergy.org.vn/media/app/media/GIZ-ESP_ESIA%20Report_ENG_Final.pdf

https://www.submarinecablemap.com/

https://www.offshore-energy.biz/intertek-secures-new-submarine-power-cable-contract-offshore-vietnam/

https://www.offshore-energy.biz/intertek-secures-new-submarine-power-cable-contract-offshore-vietnam/

https://www.google.co.uk/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&cad=rja&uact=8&ved=2ahUKEwiPleGv0cLpAhXnURUIHaDlD1MQFjAAegQIBRAB&url=https%3A%2F%2Fwww.iscpc.org%2Fdocuments%2F%3Fid%3D2974&usg=AOvVaw2KwcGRWBy_CCGdSt7Qeyc0




https://www.un.org/Depts/los/LEGISLATIONANDTREATIES/STATEFILES/VNM.htm

https://www.un.org/Depts/los/LEGISLATIONANDTREATIES/STATEFILES/VNM.htm

https://en.nhandan.org.vn/scitech/environment/item/7159502-vietnam-actively-implements-ioc%E2%80%99s-initiatives-on-marine-spatial-planning.html




53Nghiên cứu cho Ủy ban PECH—Nghề cá tại Việt Nam, Vụ Chính sách về các chính sách kết cấu và liên kết—Tổng cục về Chính sách nội bộ, tháng 10 năm 2018, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/STUD/2018/629175/IPOL_STU(2018)629175_EN.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

54Kieran Reilly, Anne Marie O’Hagan và Gordon Dalton, ‘Xây dựng các chương trình lợi ích và biện pháp bồi thường tài chính cho ngư dân bị ảnh hưởng bởi các dự án năng lượng tái tạo ở biển’, Chính sách năng lượng, tập 97, tháng 10 năm 2016, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://doi.org/10.1016/ j.enpol.2016.07.034, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

55Đào Toàn, ‘Việt Nam đã sẵn sàng trở thành quốc gia hàng đầu trong ngành thủy sản đại dương’, SeafoodSource, ngày 8 tháng 8 năm 2018, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www .seafoodsource.com/news/aquaculture/vietnam-poised-to-become-top-player-in-ocean-aquaculture, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020; Helen Huynh, ‘Chiến lược phát triển tiềm năng nuôi trồng thủy sản bền vững ở Việt Nam’, Vietnam Insider, ngày 10 tháng 9 năm 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://vietnaminsider.vn/strategy-for-sustainable-aquaculture-potential-development-in- vietnam/, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

56Nuôi trồng thủy sản Việt Nam 2021, https://www.aquafisheriesexpo.com/vietnam/en-us/news-updates/vietnam-aquaculture-overview, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

57Trần Văn Dũng, Phạm Quốc Hùng và Nguyễn Tiến Thông. ‘Nuôi cá vây biển ở Việt Nam: tình trạng và phương hướng’ Tạp chí khoa học và công nghệ thủy sản, số 3, ngày 26 tháng 9 năm 2016. Có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.researchgate.net/publication/311224148_Marine_finfish_ farming_in_Vietnam_status_and_direction, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

58Quyết định số 1445/QĐ-TTg ngày 16 tháng 8 năm 2013. phê duyệt Quy hoạch tổng thể phát triển ngành thủy sản đến năm 2020 và tầm nhìn đến năm 2030, Diễn đàn pháp luật Việt Nam, 31 tháng 8 năm 2013, có sẵn trên mạng tại địa chỉ http://extwprlegs1.fao.org/docs/pdf/vie164823.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

59Sanchez-Jerez P, Karakassis I, Massa F, Fezzardi D và cộng sự, ‘Cuộc chiến giành không gian của nuôi trồng thủy sản: sự cần thiết của quy hoạch không gian biển và những lợi ích tiềm năng của khu phân bổ cho nuôi trồng thủy sản (azas) để tránh xung đột và thúc đẩy phát triển bền vững’ Tương tác môi trường và nuôi trồng thủy sản, tập 8, ngày 6 tháng 1 năm 2016, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://doi.org/10.3354/aei00161, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

60Hướng dẫn hội nhập tốt hơn về nuôi trồng thủy sản, nghề cá và các hoạt động khác ở vùng ven biển: Từ các công cụ đến các ví dụ thực tế. Ireland: Dự án cùng tồn tại, 2013, 79pp, có sẵn trên mạng tại địa chỉ http://www.coexistproject.eu/images/COEXIST/Guidance_Document/Best%20practices%20guidelines_FINAL.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

61Danh sách các cảnh quan được bảo vệ có sẵn tại đây—JE Clarke, ‘Hỗ trợ kỹ thuật môi trường khu vực 5771. Quản lý môi trường và giảm nghèo ở Tiểu vùng sông Mekong (GMS) (Giai đoạn I)’, có sẵn trên mạng tại địa chỉ http://www.mekonginfo.org/assets/midocs/0002519-environment -biodiversity-and-protected-areas-vietnam.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.


https://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/STUD/2018/629175/IPOL_STU(2018)629175_EN.pdf

https://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/STUD/2018/629175/IPOL_STU(2018)629175_EN.pdf

https://doi.org/10.1016/j.enpol.2016.07.034

https://doi.org/10.1016/j.enpol.2016.07.034

https://www.seafoodsource.com/news/aquaculture/vietnam-poised-to-become-top-player-in-ocean-aquaculture

https://www.seafoodsource.com/news/aquaculture/vietnam-poised-to-become-top-player-in-ocean-aquaculture

https://vietnaminsider.vn/strategy-for-sustainable-aquaculture-potential-development-in-vietnam/

https://vietnaminsider.vn/strategy-for-sustainable-aquaculture-potential-development-in-vietnam/

https://www.aquafisheriesexpo.com/vietnam/en-us/news-updates/vietnam-aquaculture-overview

https://www.aquafisheriesexpo.com/vietnam/en-us/news-updates/vietnam-aquaculture-overview

https://www.researchgate.net/publication/311224148_Marine_finfish_farming_in_Vietnam_status_and_direction

https://www.researchgate.net/publication/311224148_Marine_finfish_farming_in_Vietnam_status_and_direction


https://doi.org/10.3354/aei00161,%20last%20accessed%20May%202020.,%20last%20accessed%20May%202020.

http://www.coexistproject.eu/images/COEXIST/Guidance_Document/Best%20practices%20guidelines_FINAL.pdf

http://www.coexistproject.eu/images/COEXIST/Guidance_Document/Best%20practices%20guidelines_FINAL.pdf

http://www.mekonginfo.org/assets/midocs/0002519-environment-biodiversity-and-protected-areas-vietnam.pdf

http://www.mekonginfo.org/assets/midocs/0002519-environment-biodiversity-and-protected-areas-vietnam.pdf


62Quyết định số 186/2006/QĐ-TTg ban hành Quy chế quản lý rừng, Diễn đàn pháp luật Việt Nam, tháng 8/2006, có sẵn trên mạng tại địa chỉ http://extwprlegs1.fao.org/docs/pdf/vie68053.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

63Fred Engle, DoD đánh giá các hoạt động quân sự ngoài khơi và phát triển năng lượng gió trên thềm lục địa ngoài khơi Nam Carolina, Bộ Quốc phòng Hoa Kỳ, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.boem.gov/sites/default/files/renewable-energy-program/State-Activities/SC/DOD- assessment-offshore-military-activities-and-wind-energy-developmnet.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

64Quy hoạch hàng hải ngành điện gió ngoài khơi (bao gồm các phương án quy hoạch nước sâu) Đánh giá tác động kinh tế và xã hội, Marine Scotland thay mặt Chính phủ Scotland, tháng 6 năm 2018, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.gov.scot/publications/sectoral-marine-plan- offshore-wind-energy-encompassing-deep-waterplan-options/pages/15/, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

65Chính sách và Hướng dẫn về Tuabin gió—CAP764, Cục hàng không dân dụng, tháng 2 năm 2016, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://publicapps.caa.co.uk/docs/33/CAP764%20Issue6%20FINAL%20Feb.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

66Cục hàng không dân dụng Việt Nam, http://english.caa.gov.vn/, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

67Nguyễn Việt Hà và Nguyễn Hồng Hải, ‘Tạp chí luật năng lượng tái tạo: Việt Nam’, in Karen Wong, Tạp chí luật năng lượng tái tạo năm 2018, có sẵn trên mạng tại địa chỉ http://lexcommvn .com/image/files/Vietnam%20Renewable%20Energy%20Law%20Review%202019(1).pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

68Nguyễn Việt Hà và Nguyễn Hồng Hải, ‘Chính sách Năng lượng tái tạo và Quy điịnh ở Việt Nam’, Lex-ology, ngày 28 tháng 8 năm 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=1df596fd-0aa3-483b-a4ca-f60033fb9a70, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

69Ở Việt Nam, ý nghĩa của độc quyền địa điểm hơi khác so với ở châu Âu. Địa điểm vẫn dành riêng cho đơn vị phát triển/nhà đầu tư miễn là họ có thể tiếp tục duy trì tiến độ phát triển và thể hiện cam kết của mình. Nếu họ không thể, địa điểm đó có thể giành cho một đơn vị phát triển/nhà đầu tư khác.

70Đối với một số trang trại gió ngoài khơi đầu tiên tại Việt Nam (Thăng Long, Mainstream) đã tiến hành nghiên cứu khả thi trước khi đưa vào PDP.

71‘Thông tư mới 02 về Hướng dẫn phát triển cho các dự án điện gió ở Việt Nam’, Thông cáo báo chí, Baker McKenzie, tháng 1 năm 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=9c8618bb-427f-4a0b-801b-30b26e2648fd, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

72PDP7 được ban hành năm 2011 và được sửa đổi vào năm 2016. PDP8 dự kiến sẽ được lấy ý kiến vào năm 2020 và được ban hành năm 2021.

73VASI, tháng 6/ 2020.

74Nghị định số 51/2014/NĐ-CP của Chính phủ ngày 21 tháng 5 năm 2014 quy định việc giao các khu vực biển nhất định cho các tổ chức và cá nhân khai thác, sử dụng tài nguyên biển (Nghị định số 51).



https://www.boem.gov/sites/default/files/renewable-energy-program/State-Activities/SC/DOD-assessment-offshore-military-activities-and-wind-energy-developmnet.pdf

https://www.boem.gov/sites/default/files/renewable-energy-program/State-Activities/SC/DOD-assessment-offshore-military-activities-and-wind-energy-developmnet.pdf

https://www.gov.scot/publications/sectoral-marine-plan-offshore-wind-energy-encompassing-deep-waterplan-options/pages/15/

https://www.gov.scot/publications/sectoral-marine-plan-offshore-wind-energy-encompassing-deep-waterplan-options/pages/15/

https://publicapps.caa.co.uk/docs/33/CAP764%20Issue6%20FINAL%20Feb.pdf

https://publicapps.caa.co.uk/docs/33/CAP764%20Issue6%20FINAL%20Feb.pdf

http://english.caa.gov.vn/

http://lexcommvn.com/image/files/Vietnam%20Renewable%20Energy%20Law%20Review%202019(1).pdf

http://lexcommvn.com/image/files/Vietnam%20Renewable%20Energy%20Law%20Review%202019(1).pdf

https://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=1df596fd-0aa3-483b-a4ca-f60033fb9a70

https://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=1df596fd-0aa3-483b-a4ca-f60033fb9a70

https://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=9c8618bb-427f-4a0b-801b-30b26e2648fd

https://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=9c8618bb-427f-4a0b-801b-30b26e2648fd


75‘Việt Nam: Những cân nhắc về pháp lý để phát triển các dự án điện gió ngoài khơi quy mô lớn ở Việt Nam’, Thông cáo báo chí, Baker McKenzie, ngày 24 tháng 4 năm 2020, có sẵn trên mạng tại địa chỉ: https://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=7f5acbe3-be9f-4202-90ee-ecaf32beaced, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

76Lưu ý rằng PPC vẫn phải được tham vấn > 3 hải lý.

77Điều 23 quy định các nội dung của Quy hoạch không gian biển quốc gia từ Quốc hội lần thứ 14 ngày 29 tháng 12 năm 2017.

78Việt Nam hiện đang trong giai đoạn chuyển tiếp của Luật Quy hoạch. Hiện tại Bộ Công Thương vẫn là đầu mối quản lý các dự án điện.

79Quốc hội dự kiến có dự thảo vào cuối năm 2020 và phê duyệt vào năm 2021. Nó sẽ bao gồm hai quy hoạch: (1) Quy hoạch không gian biển quốc gia và (2) Quy hoạch của tỉnh về sử dụng biển trong vòng 3 hải lý.

80Tham vấn—Công ty năng lượng gió Việt Nam.

81Thông tư liên tịch số 198/2015/TTLT-BTC-BTNMT của Bộ Tài chính và BỘ TN&MT ngày 7 tháng 12 năm 2015 về phương pháp tính toán, phương thức thu và quy định về quản lý và sử dụng tiền để sử dụng các khu vực biển (Thông tư số 198).

82Ở Vương quốc Anh, Anh và xứ Wales, Scotland và Bắc Ireland có các quy trình khác nhau đối với cấp phép dự án. Để cho rõ ràng ở đây, chúng tôi tập trung vào Anh và xứ Wales.

83https://www.government.nl/topics/renewable-energy/offshore-wind-energy, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

84Cấp phép năng lượng điện gió ngoài khơi: Một cuộc khảo sát các đơn vị phát triển dự án Hoa Kỳ, Phòng thí nghiệm quốc gia Tây Bắc Thái Bình Dương thay mặt cho Bộ năng lượng Hoa Kỳ, tháng 11 năm 2010, có sẵn trên mạng tại địa chỉ: https://www.pnnl.gov/main/publications/ external/technical_reports/PNNL-20024.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

85https://www.gov.uk/government/publications/increasing-certainty-for-investors-in-renewable- electricity-final-investment-decision-enabling-for-renewables, truy cập lần cuối vào tháng11/2020.

86Bản tiếng Anh Corporate PPA: Hợp đồng mua bán điện trực tiếp giữa các công ty kinh doanh và công ty sản xuất điện.

87Lưu ý rằng chúng tôi chưa xem xét tất cả các tình huống có thể xảy ra—ví dụ như áp đặt các yêu cầu nội dung nghiêm ngặt trong nước.

88Bao gồm Baker McKenzie, Watson Farley & Williams, Mayer Brown, LNT & các đối tác và Hội đồng Năng lượng gió toàn cầu.

89https://www.ifc.org/wps/wcm/connect/topics_ext_content/ifc_external_corporate_site/ sustainability-at-ifc/policies-standards/performance-standards/ps6, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

90Những yêu cầu này bao gồm: (i) đơn đề nghị đưa vào PDP quốc gia có chương trình quy hoạch, chi tiết sử dụng đất/nước/tài nguyên thiên nhiên với ý kiến của các cơ quan có thẩm quyền và ý kiến bằng văn bản của tổng công ty điện lực liên quan; (ii) FS; và (iii) một hồ sơ thiết kế xây dựng.


https://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=7f5acbe3-be9f-4202-90ee-ecaf32beaced

https://l.facebook.com/l.php?u=https%3A%2F%2Fwww.government.nl%2Ftopics%2Frenewable-energy%2Foffshore-wind-energy%3Ffbclid%3DIwAR3OPLUW_aHmv44XbWnVhdQfQ0yeKjaXgEiT56Q5rIqLijah3Ih8rOgwVJ4&h=AT0HtxHwzyb1hLAt-COYgXk6N2C5e5F7FxmCw9gz7O_EYn8ERWjA-zR0BED1seNgfOIYeDgG0EaF6v1GWkjTebEl5P9tM61ht288wfHLGotdYzUhSEeAdHv2CjX5NzzWf6vXXKt6

https://www.pnnl.gov/main/publications/external/technical_reports/PNNL-20024.pdf

https://www.pnnl.gov/main/publications/external/technical_reports/PNNL-20024.pdf

https://www.gov.uk/government/publications/increasing-certainty-for-investors-in-renewable-electricity-final-investment-decision-enabling-for-renewables

https://www.gov.uk/government/publications/increasing-certainty-for-investors-in-renewable-electricity-final-investment-decision-enabling-for-renewables

https://www.ifc.org/wps/wcm/connect/topics_ext_content/ifc_external_corporate_site/sustainability-at-ifc/policies-standards/performance-standards/ps6



91Một chế độ đấu giá có thể vận hành cùng với phần còn lại của chế độ hiện có. Đấu giá đơn giản có thể là một phương tiện theo đó mức độ hỗ trợ cho một tập hợp các dự án nhất định đã được thiết lập (trái ngược với quy trình hành chính hiện tại). Mức này sau đó sẽ được bổ sung vào các PPA có liên quan.

92Ví dụ, thông qua một thực thể nhà nước thực hiện các nghiên cứu về gió để xác định các vị trí tiềm năng phù hợp nhất, có quyền về đáy biển, thu xếp cấp phép quy hoạch và sắp xếp thỏa thuận kết nối với đơn vị điều hành hệ thống điện. Các đơn vị phát triển sau đó sẽ đấu thầu quyền xây dựng và vận hành trang trại gió ở vị trí được chỉ định.

93https://www.worldbank.org/en/news/press-release/2019/04/11/fitch-ratings-confirms- creditworthiness-of-vietnam-national-power-transmission-corporation, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

94Lê Hồng Lâm và Ngô Văn Dương, 'Đề xuất giảm thiểu các vấn đề quá điện áp trong giai đoạn 2017–2020 và tầm nhìn đến năm 2025 ở miền trung Việt Nam, 2019 IEEE Milan PowerTech, năm 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://ieeexplore.ieee.org/document/8810457, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

95Báo cáo thường niên của Tập đoàn điện lực Việt Nam 2017t, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, tháng 2 năm 2018, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://en.evn.com.vn/d6/news/Annual- Report-2017-6-13-839.aspx, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

96Xanh hóa lưới điện, https://greeningthegrid.org/where-we-work/greening-the-grid-vietnam, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

97Điện gió, https://www.thewindpower.net/store_country_en.php?id_zone=74, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020/.

98Mô hình lưới chi tiết của hệ thống điện Việt Nam. Bối cảnh của Báo cáo triển vọng năng lượng Việt Nam 2019, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (EREA) và Cục Năng lượng Đan Mạch (DEA), 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://ens.dk/sites/ens.dk/files/Globalcooperation/grid_ modelling_of_the_vietnamese_power_system.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

99Nguyên gốc: Harmonics (current).

100PW Christensen và GT Tarnowski, Quán tính của các nhà máy điện gió Đánh giá hiện đại, năm 2011, Bài trình bày tại Hội thảo quốc tế lần thứ 10 về điện gió quy mô lớn, Aarhus, Đan Mạch, ngày 25 tháng 10 năm 2011.

101‘Công nghệ Đánh giá lưới điện thông minh áp dụng tại Việt Nam’, Thông cáo báo chí, Bộ Công Thương và GIZ, 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ http://gizenergy.org.vn/en/article/ technology-assessment-smart-grids-application-viet-nam, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

102‘Đường dây điện 500 kV bị quá tải, dự án 12.000 tỷ đồng—vấn đề cấp bách’, Thông cáo báo chí, Tập đoàn Điện lực Việt Nam, ngày 4 tháng 6 năm 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://en.evn.com.vn/d6/news/500kV-power-line-overloaded-VND-12000-billion-project-a-matter-of-urgency-66-163-1503.aspx#:~:text=500kV%20power%20line%20overloaded%2C%20VND%2012%2C000%20billion%20project%20%2D%20a%20matter,and%202%20have%20been%20 overloaded, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.



103Điện gió ngoài khơi trên thế giới, Khung pháp lý ở các quốc gia được lựa chọn, Hogan Lovells, tháng 3 năm 2020.

104Điện gió ngoài khơi ở Việt Nam: Tích hợp lưới 2020–2030, được trình bày trực tuyến bởi VIET và Tiến sĩ Phương Nguyễn của Đại học Kỹ thuật Eindhoven. Được sử dụng với sự cho phép.

105Điện lực của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia Việt Nam.

106Thomson Reuters Practical Law, (2019), https://uk.practicallaw.thomsonreuters.com/ 4-628-5349?transitionType=Default&contextData=(sc.Default)&firstPage=true&bhcp=1, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

107Truyền tải ngoài khơi: Cập nhật Hướng dẫn đánh giá chi phí, Ofgem, July 2017, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.ofgem.gov.uk/system/files/docs/2017/07/170629_update_cost_ assessment_guidance__0.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

108Michael Grubb và Paul Drummond, ‘Giá điện công nghiệp ở Anh: Cạnh tranh trong một thế giới ít phát thải cacbon, University College London, ngày 05 tháng 2 2018, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.researchgate.net/publication/323285801_UK_Industrial_Electricity_Prices_ Competitiveness_in_a_Low-Carbon_World, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

109Báo cáo năng lực cạnh tranh toàn cầu 2017 20152018, Diễn đàn kinh tế thế giới 2017, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.weforum.org/reports/the-global-competitiveness-report-2017–2018, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

110Báo cáo đánh giá mức độ sẵn sàng của cảng cho điện gió ngoài khơi Virginia Báo cáo 2: Kịch bản sử dụng cảng, BVG Associates, tháng 5 năm 2015, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www .vaoffshorewind.org/supply-chain, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

111https://www.ifc.org/wps/wcm/connect/topics_ext_content/ifc_external_corporate_site/ sustainability-at-ifc/policies-standards/performance-standards/ps6, truy cập lần cuối vào tháng 7/2020.

112MLAs cũng có thể cấp nợ cho các bên cho vay khác hoặc cung cấp quỹ dự phòng tổn thất khoản vay, giảm rủi ro vỡ nợ cho các nguồn tài chính khác.

113Dự án Thúc đẩy tiết kiệm năng lượng tại Việt Nam, Ngân hàng Thế giới, tháng 6 năm 2019, có sẵn trên mạng tại địa chỉ http://documents.worldbank.org/curated/en/321081568124943388/pdf/Vietnam-Scaling-up-Energy-Efficiency-Project.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

114‘Tăng cường tín dụng MIGA cho Dự án thủy điện Hồi Xuân tại Việt Nam’, Thông cáo báo chí, Cơ quan bảo lãnh đầu tư đa phương, ngày 13 tháng 1 năm 2016, có sẵn trên mạng tại địa chỉ https://www.miga.org/press-release/miga-credit-enhancement-backs-hoi-xuan-hydropower-vietnam, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

115Going Global: Expanding Offshore Wind to Emerging Markets https://openknowledge .worldbank.org/bitstream/handle/10986/32801/Going-Global-Expanding-Offshore-Wind-To-Emerging-Markets.pdf?sequence=5&isAllowed=y, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

116Những khía cạnh này có thể bao gồm chim, động vật có vú ở biển, cá, quần xã sinh vật đáy, dơi, rùa và các thụ thể trên bờ.


https://uk.practicallaw.thomsonreuters.com/4-628-5349?transitionType=Default&contextData=(sc.Default)&firstPage=true&bhcp=1

https://uk.practicallaw.thomsonreuters.com/4-628-5349?transitionType=Default&contextData=(sc.Default)&firstPage=true&bhcp=1

https://www.ofgem.gov.uk/system/files/docs/2017/07/170629_update_cost_assessment_guidance__0.pdf

https://www.ofgem.gov.uk/system/files/docs/2017/07/170629_update_cost_assessment_guidance__0.pdf

https://www.researchgate.net/publication/323285801_UK_Industrial_Electricity_Prices_Competitiveness_in_a_Low-Carbon_World

https://www.researchgate.net/publication/323285801_UK_Industrial_Electricity_Prices_Competitiveness_in_a_Low-Carbon_World

https://www.weforum.org/reports/the-global-competitiveness-report-2017-2018

https://www.vaoffshorewind.org/supply-chain

https://www.vaoffshorewind.org/supply-chain



http://documents.worldbank.org/curated/en/321081568124943388/pdf/Vietnam-Scaling-up-Energy-Efficiency-Project.pdf

http://documents.worldbank.org/curated/en/321081568124943388/pdf/Vietnam-Scaling-up-Energy-Efficiency-Project.pdf

https://www.miga.org/press-release/miga-credit-enhancement-backs-hoi-xuan-hydropower-vietnam

https://www.miga.org/press-release/miga-credit-enhancement-backs-hoi-xuan-hydropower-vietnam

https://openknowledge.worldbank.org/bitstream/handle/10986/32801/Going-Global-Expanding-Offshore-Wind-To-Emerging-Markets.pdf?sequence=5&isAllowed=y




117Nguồn: Marine Traffic https://www.marinetraffic.com/ .

118Nguồn: NOAA IBTrACS https://www.ncdc.noaa.gov/ibtracs/ .

119http://documents1.worldbank.org/curated/en/340451572465613444/pdf/Technical-Potential-for-Offshore-Wind-in-Vietnam-Map.pdf, truy cập lần cuối vào tháng 11/2020.

120Công ước Quốc tế về An toàn trên Biển (SOLAS) của Tổ chức Hàng hải Quốc tế (IMO) yêu cầu AIS phải được trang bị trên các tàu hành trình quốc tế có tổng trọng tải (GT) từ 300 trở lên, và tất cả các tàu chở khách bất kể kích thước. https://www.imo.org/en/OurWork/Safety/Pages/AIS.aspx .


https://www.marinetraffic.com/

http://documents1.worldbank.org/curated/en/340451572465613444/pdf/Technical-Potential-for-Offshore-Wind-in-Vietnam-Map.pdf

http://documents1.worldbank.org/curated/en/340451572465613444/pdf/Technical-Potential-for-Offshore-Wind-in-Vietnam-Map.pdf

Energy Sector Management Assistance Program The World Bank 1818 H Street, N.W. Washington, DC 20433 USA esmap.org | [email protected]


Date post:	11-Nov-2021
Category:	Documents
Upload:	others
View:	2 times
Download:	0 times

Public Disclosure Authorized LỘ TRÌNH ĐIỆN GIÓ NGOÀI …

Documents