Trong lĩnh vực năng lượng, khi có sự cố rủi ro, đơn vị vận hành không chỉ chịu trách nhiệm về việc quyết định hành động hoặc việc không thể đưa ra những hành động kịp thời để ứng phó cho các tình huống khẩn cấp có thể dẫn đến tổn thất tài chính, thiệt hại về cơ sở vật chất. Đặc biệt là thương tích hoặc rủi ro nguy hiểm đến tính mạng con người, các đơn vị vận hành sẽ còn phải trải qua đánh giá liệu công tác phòng ngừa và chuẩn bị của đơn vị đã đầy đủ hay chưa.
• Kiểm tra lựa chọn thiết bị bảo vệ cho điện mặt trời mái nhà
• Tính toán tổn thất công suất hệ thống điện mặt trời áp mái nối lưới
Điểm quan trọng nữa là rủi ro luôn kéo theo hậu quả làm tăng tổng chi phí của dự án, và phần chi phí gia tăng này thường thậm chí có thể còn cao hơn khi tính cả chi phí công tác quản lý hậu quả rủi ro. Do đó, đơn vị vận hành cần trang bị năng lực cần thiết để quản lý rủi ro trước khi một sự kiện bất ngờ có thể xảy ra.
Việt Nam đang trên đà tăng trưởng kinh tế ổn định và mạnh mẽ, đồng thời nhu cầu điện cũng tăng trên 10% trong giai đoạn 2016-2020. Năng lượng tái tạo (NLTT), đặc biệt là điện mặt trời, đang ngày càng đóng vai trò quan trọng trong việc góp phần đáp ứng nhu cầu điện hiện tại và tương lai khi Việt Nam bắt đầu chuyển dịch từ hệ thống năng lượng dựa trên nhiên liệu hóa thạch không bền vững và ngày càng tốn kém sang hệ thống đa dạng hơn, tích hợp ngày càng nhiều NLTT vào cơ cấu năng lượng.
Đầu năm 2019, Thủ tướng Chính phủ đã thông qua hai quyết định, trong đó có những sửa đổi quan trọng về khung pháp lý đối với các dự án năng lượng mặt trời: 1) Sửa đổi, bổ sung Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về Cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam (Quyết định của Thủ tướng Chính phủ số 02/2019/QĐ-TTg ngày 08/01/2019) và 2) Sửa đổi và Bổ sung Thông tư 16/2017/TT-BCT hướng dẫn phát triển dự án và Hợp đồng mua bán điện tiêu chuẩn áp dụng cho các dự án điện mặt trời (Thông tư 05/2019/TT-BCT ngày 11/03/2019 của Bộ Công Thương). Những điểm sửa đổi này dẫn đến sự bùng nổ các dự án điện mặt trời đang vận hành và sẽ vận hành trước ngày 30 tháng 6 năm 2019 với 4,4 GW điện mặt trời được bổ sung và nối lưới.
Vào năm 2020, Chính phủ đã thông qua Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ về Cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam (ngày 06 tháng 4 năm 2020), trong đó chủ yếu tập trung vào việc quy định biểu giá điện FIT cho dự án điện mặt trời mặt đất (7,09 UScent/ kWh (tương đương 1.644 VND)), điện mặt trời nổi (7.69 US cent (tương đương 1.783 VND)) và hệ thống điện mặt trời mái nhà (8.38 UScent/ kWh (tương đương 1.943 VND)). Ngoài ra, Thông tư 18/2020/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định về phát triển dự án và hợp đồng mua bán điện mẫu cho dự án điện mặt trời (ngày 17 tháng 7 năm 2020) không chỉ sửa đổi khung luật định hợp đồng mua bán điện (PPA) đối với dự án điện mặt trời mà còn có các điều khoản để kích thích đầu tư vào dự án điện mặt trời được nối lưới. Điều này dẫn đến một làn sóng đầu tư mới vào các dự án điện mặt trời, công suất lắp đặt vượt quá kỳ vọng: đến hết năm 2020, các dự án điện mặt trời nối lưới đạt tổng công suất lắp đặt gần 9.000 MW.
Những điểm phát triển này tạo nên bước thành công lớn cho quá trình phát triển NLTT ở Việt Nam và góp phần vào quá trình chuyển dịch năng lượng quốc gia, hướng tới một hệ thống năng lượng bền vững hơn. Tuy nhiên, điều này có thể dẫn đến việc Chính phủ có thể sẽ phải giảm thiểu công suất lắp đặt để duy trì niềm tin vào thị trường đang phát triển này.
Ở cấp độ vĩ mô, rủi ro quan trọng nhất liên quan đến thực tế là một số phần lưới điện còn hạn chế trong khả năng hấp thụ/giải tỏa lượng lớn công suất NLTT biến đổi. Hầu hết các dự án điện mặt trời mặt đất và điện gió chủ yếu tập trung ở khu vực miền Trung và miền Nam. Trong khi điều này góp phần giảm thiểu tình trạng thiếu hụt năng lượng ở khu vực miền Nam, đặc biệt là ở TP.HCM, thì việc vận hành hệ thống lưới điện quốc gia đang đối mặt với những thách thức mới, do tỷ trọng năng lượng tái tạo biến đổi tăng lên trong cơ cấu năng lượng.
Ở cấp độ dự án, việc Việt Nam chuyển từ hiện trạng không có một dự án nối lưới nào trong năm 2017 lên gần 9 GW nối lưới chỉ trong 4 năm cũng tạo ra thách thức. Ví dụ, việc thiếu lực lượng lao động dày dặn kinh nghiệm, có kiến thức chuyên môn về thiết kế, lắp đặt, vận hành và bảo trì nhà máy điện mặt trời, cùng với tình trạng thiếu các tiêu chuẩn và kiểm soát chất lượng, chẳng hạn như thiếu tiêu chuẩn về lắp đặt, chắc chắn làm tăng nguy cơ sai sót hoặc trục trặc về kỹ thuật.
Phần này cung cấp hướng dẫn đơn giản về cách phát triển hệ thống quản lý rủi ro cho các dự án điện mặt trời mặt đất. Xác định rủi ro và thiết lập công cụ quản lý rủi ro để có thể theo dõi liên tục và giảm thiểu rủi ro là một bước quan trọng. Mặc dù, hoạt động này tốt nhất nên được hoàn thành ở giai đoạn đầu của quá trình phát triển dự án, nhưng các dự án chưa thực hiện việc này, kể cả những dự án đã đi vào hoạt động vẫn nên triển khai thực hiện. Như vậy, các đơn vị phát triển và quản lý dự án có thể chủ động biết trước những hạn chế tiềm ẩn đối với việc thực hiện dự án và phản ứng kịp thời để giảm xác suất xảy ra rủi ro hoặc giảm mức độ tác động nếu có xảy ra.
Điều quan trọng cần lưu ý là các bên liên quan tham gia vào dự án (ví dụ: chủ đầu tư, nhà thầu của EPC, ngân hàng cấp khoản vay,…) sẽ phát triển hệ thống quản lý rủi ro của riêng mình bởi các bên sẽ bị ảnh hưởng từ những rủi ro khác nhau hoặc từ những rủi ro giống nhau với tác động khác nhau.
Việc thiết lập một hệ thống quản lý rủi ro hiệu quả yêu cầu bốn (04) bước chính sau đây (Hình 1):
Phân tích và đánh giá rủi ro: sau khi đã xác định được rủi ro, điều quan trọng là phải phân tích các rủi ro này (tức là xác định yếu tố nào có thể dẫn đến phát sinh rủi ro), cũng như đánh giá khả năng có thể xảy ra và mức độ tác động đối với dự án.
2.1 Nhận diện rủi ro
Các dự án điện mặt trời có rủi ro đa dạng tùy vào bối cảnh và điều kiện hoạt động. Một số loại rủi ro khác có thể ảnh hưởng đến thành công của dự án (xem Hình 2).
Các nhà quản lý rủi ro và thành viên trong các nhóm liên quan có thể làm việc cùng nhau, chẳng hạn trong một buổi hội thảo, để cùng xác định các rủi ro kỹ thuật (và các rủi ro khác), cụ thể là đối với dự án điện mặt trời, thông qua việc xây dựng một cách hệ thống một bức tranh tổng quan về các yếu tố có thể ảnh hưởng đến dự án có thể tham khảo các loại hình rủi ro nêu trên và chia theo các giai đoạn phát triển của dự án khác nhau (Hình 3).
Trong bối cảnh này, điều quan trọng là phải xem xét các bước cần thực hiện ở mỗi giai đoạn phát triển dự án (ví dụ: đối với giai đoạn xin cấp phép, cần thiết lập danh mục các giấy phép/phê duyệt phải có), các quy trình trong mỗi bước đó (ví dụ: đối với mỗi giấy phép/phê duyệt, cần nắm tổng quan rõ ràng về quá trình xin cấp phép), các bên liên quan (như khi xin giấy phép/phê duyệt, cần nắm thông tin tổng quan rõ ràng về các cơ quan có thẩm quyền đảm nhận xử lý, địa chỉ liên hệ,…), hồ sơ đầu vào và kết quả đầu ra (là nắm thông tin tổng quan rõ ràng về hồ sơ phải nộp và hồ sơ cần nhận được để hoàn thành hồ sơ dự án), công nghệ và/hoặc dịch vụ yêu cầu, các yếu tố phụ thuộc lẫn nhau (ví dụ: nguồn cung) và thời hạn (như hiểu biết về thời gian thực hiện và hoàn thành mỗi thủ tục để tránh làm chậm trễ dự án), cũng như tiêu chuẩn chất lượng và các tiêu chuẩn quốc gia khác cần được tuân thủ trong suốt dự án.
Một số rủi ro có thể xuất hiện trong nhiều giai đoạn khác nhau, trong khi một số rủi ro khác chỉ đặc biệt xuất hiện ở một giai đoạn. Ví dụ, khi chọn địa điểm cho nhà máy điện mặt trời ở giai đoạn tiền khả thi, cần lưu ý đến những rủi ro có thể xảy ra liên quan đến điều kiện địa phương của địa điểm đó. Do đó, các nghiên cứu khả thi không chỉ tập trung vào việc lựa chọn theo bức xạ mặt trời mà còn phải xem xét các khía cạnh khác như địa hình, địa chất, điều kiện thời tiết, hệ động thực vật xung quanh và bất kỳ khía cạnh nào khác ở địa phương có thể ảnh hưởng đến tốc độ và hiệu quả chi phí của giai đoạn xây dựng và/hoặc đến hiệu quả hoạt động của nhà máy trong giai đoạn vận hành. Giai đoạn này cần thu thập dữ liệu hiện có và nếu dữ liệu không đủ tin cậy, cần lên kế hoạch thực hiện các nghiên cứu cần thiết để xây dựng báo cáo nghiên cứu tiền khả thi một cách đầy đủ.
Do đó, quá trình xác định rủi ro nên được bắt đầu từ rất sớm (giai đoạn tiền khả thi) để có thông tin rõ ràng về những rủi ro chính mà dự án có thể gặp phải, đặc biệt là để đảm bảo thiết kế nhà máy điện mặt trời phù hợp với điều kiện địa điểm và rủi ro có thể gặp phải (nếu không có thể dẫn đến hỏng hóc kỹ thuật và các chi phí trong hoạt động giảm thiểu rủi ro và/hoặc thay thế/sửa chữa tốn kém hơn).
Việc sớm thiết lập hồ sơ rủi ro thực tế cũng rất quan trọng cho hoạt động tài trợ dự án và bảo hiểm nhà máy vì cả ngân hàng và công ty bảo hiểm đều sẽ đánh giá hồ sơ rủi ro của nhà máy trong quá trình thẩm định. Khi dự án tiến triển, việc xác định và phân tích rủi ro phải càng chi tiết hơn và cần có các biện pháp quản lý rủi ro cụ thể , cũng như quy trình và công cụ giám sát rủi ro. Tuy nhiên, như đã đề cập ở trên, các dự án chưa thiết lập quy trình quản lý rủi ro sớm vẫn có thể và nên bắt đầu thực hiện quy trình này ở bất kỳ giai đoạn nào để củng cố hồ sơ rủi ro và tính toàn vẹn của dự án.
2.2 Phân tích và đánh giá rủi ro
Đối với mỗi rủi ro đã được xác định, điều quan trọng là phải xác định phạm vi của rủi ro bằng cách phân tích các nguyên nhân/yếu tố có thể gây ra rủi ro đó, khả năng xảy ra và hậu quả/tác động. Khi đó, cần phải xem xét kỹ lưỡng các vai trò cá nhân cũng như sự phụ thuộc lẫn nhau của các bên có liên quan.
Bước tiếp theo là đánh giá rủi ro, tức là phân tích khả năng xảy ra rủi ro và ước tính mức độ ảnh hưởng đối với dự án nếu rủi ro đó xảy ra. Có thể kết hợp hai tiêu chí đánh giá này để xếp hạng rủi ro, giúp các đơn vị phát triển dự án xếp hạng cũng như xác định và ưu tiên các biện pháp giám sát và giảm thiểu. Xếp hạng rủi ro được tính bằng cách nhân giá trị khả năng xảy ra rủi ro với giá trị tác động của rủi ro:
(Xếp hạng rủi ro = Khả năng xảy ra x Tác động)
Hình 4 minh họa cách xác định xếp hạng rủi ro:
Đương nhiên, việc phân tích và đánh giá rủi ro là khác nhau cho từng dự án vì một rủi ro có thể có ảnh hưởng lớn đối với dự án này nhưng lại ít tác động đối với dự án khác. Do đó, chúng tôi khuyến nghị thực hiện phân tích và đánh giá rủi ro chi tiết cho từng dự án đồng thời tham khảo ý kiến và kinh nghiệm của nhiều nhóm khác nhau.
Ví dụ sau đây minh họa một trường hợp đánh giá rủi ro: nếu nghiên cứu khả thi của dự án cho thấy địa điểm dự án có nguy cơ bị ngập ít nhất mỗi năm một lần, dựa trên dữ liệu từ ít nhất 20 năm, có thể nói rằng:
Khả năng xảy ra rủi ro lũ lụt là cao
Sau khi đã xếp hạng từng rủi ro, bước tiếp theo là cần quyết định cách quản lý rủi ro.
2.3 Biện pháp quản lý rủi ro
Dựa trên kết quả đánh giá rủi ro trước đó, bước này bao gồm việc xác định các chiến lược và biện pháp thích hợp nhất để giảm thiểu xác suất xảy ra rủi ro và giảm thiểu tác động nếu có xảy ra. Cần ưu tiên đưa ra các chiến lược quản lý rủi ro phù hợp nhất, nhất là đối với những rủi ro có mức xếp hạng cao. Trong bước này, điều quan trọng là phải cân nhắc kỹ về chi phí của các biện pháp quản lý rủi ro so với khả năng xảy ra và tác động của chúng. Do đó, có nhiều mức độ kỳ vọng dành cho những biện pháp quản lý rủi ro, như được mô tả trong Hình 5.
Trong một quy trình chuẩn về xác định chiến lược quản lý rủi ro phù hợp cho tất cả các rủi ro, điểm khởi đầu sẽ là kỳ vọng loại bỏ tối đa các rủi ro. Khi đó, những rủi ro không thể loại bỏ hoàn toàn sẽ cần được giảm thiểu. Nếu các chiến lược giảm thiểu không đủ để giảm thiểu rủi ro một cách đáng kể (hoặc nếu bên thứ ba có thể giảm thiểu hoặc chi trả cho rủi ro với chi phí thấp hơn), thì có thể xem xét chuyển giao rủi ro. Những rủi ro rất khó xảy ra hoặc có tác động không đáng kể thường thuộc nhóm có thể chấp nhận được.
Giảm thiểu – Giảm thiểu rủi ro bao gồm việc xác định các biện pháp làm giảm khả năng xảy ra rủi ro hoặc giảm mức độ tác động nếu rủi ro xảy ra ở mức độ có thể chấp nhận được. Nói chung, điều quan trọng là phải đánh giá chi phí của các biện pháp giảm thiểu rủi ro so với chi phí khắc phục ảnh hưởng của rủi ro. Ví dụ: có thể giảm thiểu lỗi kỹ thuật bằng cách đảm bảo rằng các thành phần hệ thống tuân thủ tiêu chuẩn quốc gia hoặc quốc tế và có hỗ trợ bảo hành.
Một ví dụ khác về giảm thiểu rủi ro là sắp xếp thời gian nhiều hơn cho các giai đoạn, ví dụ là tăng thêm thời gian cho các quy trình hành chính vốn có thể kéo dài hơn dự kiến, chẳng hạn như thủ tục nối lưới với EVN. Ở ví dụ trong phần trước với vị trí có rủi ro lũ lụt xếp hạng cao nhất ở mức 16, có thể áp dụng một số phương pháp giảm thiểu rủi ro. Phương pháp thứ nhất là các kết cấu giá đỡ (tấm quang điện) được đặt trên các cọc cao hơn, ở mức hợp lý so với mực nước lũ tối đa được ghi nhận (lên tới 7 hoặc 8 mét). Một cách khác là xây dựng một con đê xung quanh trang trại điện mặt trời. Tuy nhiên, phương án đầu tiên có thể tốn kém hơn, phương án thứ hai có thể không được phép thực hiện xét từ quan điểm môi trường (ví dụ, xây dựng đê bao sẽ loại bỏ một số loài thực vật nhất định). Điều này nhấn mạnh tầm quan trọng của việc nghiên cứu cẩn thận từng rủi ro và các phương án giảm thiểu, cả từ góc độ chi phí – lợi ích đến pháp lý.
Tài liệu tham khảo
1. BRE National Solar Centre, “Planning guidance for the development of large scale ground mounted solar PV systems”, 2013; (Trung tâm năng lượng mặt trời quốc gia, thuộc BRE – Anh Quốc, “Hướng dẫn lập kế hoạch phát triển hệ thống điện mặt trời mặt đất quy mô lớn”, 2013) https://www.bre.co.uk/filelibrary/pdf/other_pdfs/KN5524_Planning_Guidance_rednced.pdf
1. Solar Power Europe, “O&M Best Practice Guidelines” , 2019; (Hiệp hội Năng lượng mặt trời châu Âu, “Hướng dẫn thông lệ tốt nhất về O&M”, 2018) https://www.solarpowereurope.org/wp-content/uploads/2019/12/SolarPower_Europe_OM_Best_Practice_Guidelines_Version_4.0.pdf?cf_id=38128
3. Solar Bankability Consortium, “Technical Bankability Guidelines – Recommendations to Enhance Technical Quality of existing and new PV Investments” , 2017; (Hiệp hội Hiệu quả Tài chính cho dự án điện mặt trời, “Hướng dẫn kỹ thuật về đánh giá khả năng cho vay vốn – Khuyến nghị về nâng cao chất lượng kỹ thuật của các khoản đầu tư điện mặt trời mới và đang triển khai”, 2017).
http://www.solarbankability.org/fileadmin/sites/www/files/documents/D4.3_Technical_Bankability_Guidelines_Final-SB_Website_170215.pdf
4. Solar Bankability Consortium, “Best Practice Guidelines for PV Cost Calculation”, 2016; (Hiệp hội Hiệu quả Tài chính cho dự án điện mặt trời, “Hướng dẫn thông lệ tốt nhất trong tính toán chi phí điện mặt trời”, 2016) http://www.solarbankability.org/fileadmin/sites/www/files/documents/20161213_649997_Best_Practice_Guidelines_for_PV_Cost_Calculation_20161213.pdf .
Ngô Đăng Lưu (Đại học Quốc Gia Thành phố Hồ Chí Minh)
Nguyễn Đình Long (Trường Đại học Đồng Nai)
Nguyễn Hùng (Trường Đại học Công nghệ Thành phố Hồ Chí Minh)
