KẾ HOẠCH ĐẦU TƯ CHUYỂN ĐỔI NĂNG LƯỢNG CÔNG BẰNG (JET-IP) CỦA NAM PHI VÀ KINH NGHIỆM CHUẨN BỊ CHO KẾ HOẠCH HUY ĐỘNG NGUỒN LỰC JETP CỦA VIỆT NAM

Kế hoạch Đầu tư Chuyển đổi Năng lượng Công bằng (JET-IP) của Nam Phi và kinh nghiệm chuẩn bị cho Kế hoạch Huy động Nguồn lực JETP của Việt Nam

Nguyễn Hồng Minh, Đặng Thị Thúy Hạnh, Trương Như Tùng, Đặng Thanh Tùng

Viện Dầu Khí Việt Nam

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam

Email: hanhdtt@vpi.pvn.vn

JET-IP Nam Phi và một số đóng góp xây dựng Kế hoạch huy động nguồn lực JETP của Việt Nam

 

Bản tóm tắt

Phân tích này góp phần làm rõ đặc điểm của 3 lĩnh vực ưu tiên được xác định trong Kế hoạch đầu tư JETP của Nam Phi và nội dung được IPG chấp thuận cũng như tỷ trọng của chúng trong gói IPG, từ đó đưa ra một số khuyến nghị nhằm xây dựng JETP-RMP cho các lĩnh vực ưu tiên. các lĩnh vực của Việt Nam và khả năng mở rộng viện trợ trong tổng hỗ trợ cho Việt Nam. Từ khóa: JETP RMP, cấp, JETP IP.

 

1. Giới thiệu

Việt Nam và Nhóm đối tác quốc tế (gồm Đan Mạch, Đức, Pháp, EU, Anh, Nhật Bản, Ý, Canada, Na Uy và Mỹ) ký kết Lễ ký kết Đối tác chuyển đổi năng lượng công bằng - JETP vào ngày 14/12/2022. sẽ được thành lập vào tháng 4 năm 2023 và hoạt động dưới sự chỉ đạo của các bên. Trước tháng 11 năm 2023, việc xây dựng Kế hoạch huy động nguồn lực JETP Việt Nam (JETP-RMP) phải hoàn thành và việc huy động tài chính sẽ được thực hiện sau khi được phê duyệt.

Năm ngoái, Nam Phi đã ký Thỏa thuận JETP vào ngày 2 tháng 11 năm 2021 và cho đến nay, Nam Phi đã hoàn thành Kế hoạch đầu tư chuyển đổi năng lượng công bằng (JET IP), trong đó xác định các dự án và hoạt động cần thiết để đạt được chuyển đổi công bằng và hướng dẫn sử dụng vốn . Bước quan trọng tiếp theo là xây dựng Kế hoạch triển khai JET IP trong 5 năm đầu tiên (2023 - 2027), kế hoạch này sẽ được công bố vào cuối tháng 2 năm 2023. Một số lộ trình, chiến lược và quy định quan trọng [1] mà Nam Phi đã và đang làm việc là:

 

• Xây dựng Lộ trình nền kinh tế hydro, trong đó phát triển thị trường xuất khẩu hydro xanh là quan trọng nhất;
• Triển khai hệ thống phân loại tài chính xanh vào tháng 4 năm 2022, trong đó nêu rõ các tài sản, dự án và lĩnh vực được xác định là “xanh” phù hợp với thông lệ quốc tế tốt nhất và tiêu chuẩn quốc tế, ưu tiên quốc gia;
• Theo Kho bạc Quốc gia, thuế suất carbon sẽ tăng dần hàng năm để đạt 20 USD/tấn CO2 tương đương vào năm 2026, ít nhất là 30 USD vào năm 2030 và lên tới 120 USD sau năm 2050;
• Hoàn thiện Chiến lược đóng cửa mỏ quốc gia;
• Một quy hoạch tổng thể về năng lượng tái tạo đang được xây dựng.

 

Phân tích sau đây góp phần làm rõ đặc điểm của 3 lĩnh vực ưu tiên được xác định trong Kế hoạch đầu tư JETP của Nam Phi và nội dung được IPG chấp thuận cũng như tỷ trọng của chúng trong gói IPG, từ đó đưa ra một số khuyến nghị để xây dựng JETP-RMP cho các lĩnh vực ưu tiên của Việt Nam và khả năng mở rộng viện trợ trong tổng số hỗ trợ cho Việt Nam.

 

2. Đặc điểm và tiềm năng phát điện ở Nam Phi

2.1. Điện than

 

Nam Phi là nước sản xuất than lớn thứ 7 thế giới và hơn 85% điện năng được tạo ra từ than đá, khiến quốc gia hơn 61 triệu dân này trở thành quốc gia phát thải carbon lớn thứ 13 trên thế giới, khoảng 435 triệu người. tấn CO2, trong đó ngành điện chiếm khoảng 43%.

 

Tập đoàn Điện lực Quốc gia ESKOM, được thành lập năm 1923, hiện là tổ chức điện lực lớn nhất Nam Phi sản xuất khoảng 96% lượng điện quốc gia, trong khi các đô thị và nhà máy điện độc lập chiếm phần lớn còn lại [2]. Tổ hợp ESKOM có 15 nhà máy nhiệt điện than (công suất lắp đặt khoảng 38,8 GW), hầu hết tập trung ở tỉnh Mpumalanga do có các mỏ than; Nhà máy điện hạt nhân duy nhất ở châu Phi do ESKOM vận hành nằm ở khu vực Western Cape. ESKOM cũng vận hành một số nhà máy thủy điện và khí đốt.

 

Cuộc khủng hoảng thiếu điện trầm trọng hiện nay ở Nam Phi đã được ESKOM cảnh báo từ năm 1987 và việc phớt lờ cảnh báo, không tăng công suất điện đã dẫn đến tình trạng thiếu điện từ năm 2007 [2]. Hiện tại, ngoài khoản nợ ngày càng tăng hơn 2 tỷ USD [3, 4], ESKOM vẫn chưa hoàn thành nhiệm vụ cung cấp điện liên tục với giá cả phải chăng cho tất cả người dân Nam Phi.

 

Công suất lắp đặt tích lũy của thị trường điện Nam Phi là 64,5 GW vào năm 2021 và dự kiến ​​sẽ tăng hơn 1% mỗi năm từ năm 2021-2035 (khoảng 84 GW vào năm 2030 và 133 -174 GW vào năm 2050), với dự báo rằng tỷ trọng công suất từ ​​khí đốt và năng lượng tái tạo sẽ tăng trưởng nhanh chóng [3].

 

2.2.    Năng lượng khí

Để giảm dần nguồn điện than trong khi vẫn thiếu điện, Nam Phi xem xét các nguồn năng lượng khác để tăng nguồn cung điện và dự định tăng công suất điện khí để duy trì nguồn cung điện. Tuy nhiên, do Nam Phi không có đủ trữ lượng khí đốt nên đề xuất tìm nguồn cung cấp khí đốt bổ sung từ các quốc gia thành viên của Cộng đồng Phát triển Nam Phi (SADC) và kết nối lưới điện lớn với các quốc gia thành viên. Điều này dẫn đến sự phụ thuộc vào các nước khác về điện hoặc khí đốt. Vì vậy, phát triển năng lượng tái tạo được coi là có thể kiểm soát được sự phụ thuộc này [3].

 

Mặc dù mục tiêu cuối cùng là thay thế hoàn toàn nhiên liệu hóa thạch, nhưng do năng lượng mặt trời và năng lượng gió phụ thuộc vào thời tiết và không liên tục nên ban đầu có thể thay thế than bằng khí tự nhiên (lượng khí thải CO2 trên một đơn vị năng lượng chỉ khoảng một nửa), đặc biệt đối với việc tạo ra phụ tải cơ bản. năng lực [5].

 

Ngoài ra, công nghệ lưu trữ vẫn chưa đủ để có thể tăng nguồn cung cấp năng lượng tái tạo mà không cần đầu tư mới vào khí đốt hoặc các nguồn dự phòng đáng tin cậy khác. Vì vậy, nếu điều kiện kinh tế và chính sách cho phép, việc thay thế một phần nhiệt điện than bằng nhiệt điện khí vẫn có thể giảm đáng kể lượng phát thải khí nhà kính [5].

 

2.3. Năng lượng tái tạo- điện không phát thải khí nhà kính

Nguồn năng lượng tái tạo gió và mặt trời dồi dào cùng với sinh khối và thủy điện là cơ sở cho sự phát triển công nghệ điện tái tạo ở Nam Phi. Điện hạt nhân sử dụng uranium là nguồn khoáng sản không tái tạo, công nghệ này không thải ra khí nhà kính nhưng có chứa chất phóng xạ trong chất thải nên vẫn còn nhiều tranh cãi về việc liệu điện hạt nhân có được coi là nguồn năng lượng tái tạo hay không [2]. Nhà máy điện hạt nhân duy nhất của Koeberg, sử dụng uranium sản xuất trong nước, có công suất 900 MW, đóng góp khoảng 2% tổng nguồn cung năng lượng.

 

Đầu tư vào năng lượng tái tạo ở Nam Phi chủ yếu được thực hiện thông qua Chương trình mua sắm các nhà sản xuất điện độc lập có thể tái tạo (REIPPP, kể từ năm 2011), trong đó các dự án chiến thắng sẽ ký kết các hợp đồng mua bán. Điện năng dài hạn (20 năm) tính đến thời điểm hiện tại vẫn được Chính phủ đảm bảo [6]. Đến nay, công suất mới từ 5 vòng đấu thầu đầu tiên và 1 vòng dự án nhỏ đã đi vào vận hành, bao gồm 18 MW khí bãi rác, 52 MW sản xuất sinh khối, 80 MW thủy điện nhỏ và 600 MW điện mặt trời tập trung (CSP). ), 2,37 GW quang điện (PV) và 3,47 GW năng lượng gió. Kết quả đấu thầu vòng 5 đã được công bố gồm 1 GW điện mặt trời và 1,6 GW điện gió, công suất đấu giá vòng 6 đã tăng gấp đôi từ 2,6 GW lên 5,2 GW [8].

 

Nhờ REIPPP, tỷ trọng công suất điện tái tạo trong cơ cấu nguồn điện của Nam Phi đã tăng từ 0,8% năm 2010 [3] lên 10,5% vào năm 2020[5] và 15,1% vào năm 2021[3]. Công suất điện tái tạo dự kiến ​​đạt 40,6 GW vào năm 2035, chiếm 48,3% tổng công suất lắp đặt cả nước [3].

 

Hai nguồn năng lượng tái tạo quan trọng nhất cho quá trình chuyển đổi năng lượng ở Nam Phi là năng lượng gió (năng lượng gió) và năng lượng mặt trời (quang điện và năng lượng mặt trời tập trung) [2]. Với trung bình 2.500 giờ nắng mỗi năm và mức độ bức xạ từ 4,5 đến 6,6 kWh/m2, Nam Phi nằm trong top 3 thế giới. Tổng tiềm năng điện gió của Nam Phi ước đạt 6.700 GW và có thể cạnh tranh với tiềm năng năng lượng mặt trời [7]. Cùng với các dự án quang điện mặt trời quy mô lớn, thị trường năng lượng mặt trời trên mái nhà tiếp tục phát triển ở một số vùng của Nam Phi, phần lớn là do khả năng chi trả của công nghệ ngày càng tăng. Bên cạnh đó, hiện có 6 nhà máy điện mặt trời tập trung (CSP) với tổng công suất lắp đặt hơn 500 MW và các nhà máy khác vẫn đang được triển khai. Có thể thấy, tiềm năng tối đa của công nghệ CSP vẫn chưa được khai thác hết.

 

Thủy điện không phù hợp với những nước có khí hậu khô hạn vì vào thời điểm hạn hán, nước cần được giữ lại trong các đập nên không thể sản xuất ra điện. Do Nam Phi thường xuyên bị hạn hán nên sản lượng thủy điện địa phương (hiện chiếm 3% tổng sản lượng) không thể tăng nhiều [2]. Năng lượng từ sinh khối và khí bãi rác chỉ chiếm một tỷ lệ rất nhỏ trong tổng nguồn cung cấp năng lượng của Nam Phi.

 

Hạn chế của năng lượng mặt trời, năng lượng gió là hoàn toàn phụ thuộc vào thời tiết, quá trình sản xuất năng lượng mặt trời có chu kỳ ngày đêm, hiệu suất tối đa vào khoảng giữa trưa, không trùng với thời điểm có nhu cầu sử dụng. Nhu cầu sử dụng điện cao nhất vào lúc sáng sớm và chiều tối. Vì vậy, hệ thống điện tái tạo không thể trở thành nguồn điện chính ở Nam Phi cho đến khi công nghệ lưu trữ điện trở nên thiết thực và tiết kiệm.

 

3. JET IP cho 3 lĩnh vực ưu tiên [6]

Theo Kế hoạch đầu tư JET IP, Nam Phi dự định loại bỏ dần các nhà máy điện than (và các mỏ than) và phát triển ba lĩnh vực: (1) tăng cường mạng lưới truyền tải và phân phối, tăng cường điện tái tạo mới (từ gió, mặt trời, v.v. và pin) kho); (2) phương tiện sử dụng năng lượng mới (NEV); (3) hydro xanh.

 

3.1.    Điện than

Các nhà máy điện than ở Nam Phi sẽ ngừng hoạt động trong ba thập kỷ tới khi chúng hết tuổi thọ hoặc sớm hơn, ngoại trừ hai nhà máy mới nhất, một trong số đó vẫn chưa hoạt động hết công suất. Việc đóng cửa này sẽ làm giảm công suất tổng thể của ESKOM từ khoảng 38,8 GW vào tháng 3 năm 2021 xuống còn 33,9 GW vào đầu năm 2030 và 29,3 GW vào cuối năm 2030, xuống còn 16,8 GW vào năm 2035. GW. Đến cuối năm 2050, chỉ có hai nhà máy điện than trẻ nhất (Medupi-4,76 GW và Kusile- 4,8 GW) và một tổ máy của nhà máy Majuba-4,1 GW cũ là vẫn hoạt động như dự kiến ​​[8].

 

Do đó, nguồn điện tái tạo giá rẻ phải được bổ sung càng nhanh càng tốt, cùng với nguồn điện không phát thải CO2, có thể được bổ sung bằng các nhà máy tua bin khí chu trình hở, tua bin khí chu trình hỗn hợp và/hoặc nhà máy lưu trữ để hỗ trợ lưới điện. Điều này sẽ đòi hỏi phải mở rộng rất nhiều lưới truyền tải vì những nguồn năng lượng tái tạo này được bố trí trên khắp đất nước, đặc biệt là ở các tỉnh xa xôi của Mpumalanga, nơi sản xuất điện chủ yếu tập trung ngày nay.

Các nhà máy tua bin khí chu trình hở (OCGT)/tua bin khí chu trình hỗn hợp (CCGT) mới, mặc dù đã được lên kế hoạch nhưng không nằm trong kế hoạch đầu tư của JET IP.

 

Là đơn vị đóng góp đầu tiên cho JETP của Nam Phi, Viện Tín dụng Tái thiết (KfW, Cộng hòa Liên bang Đức) đã cung cấp khoản vay ưu đãi trị giá 300 triệu EUR cho Bộ Tài chính Nam Phi để cải cách toàn diện ngành năng lượng trong nước [9], được thực hiện tại Công ty năng lượng ESKOM Ngoài việc tách các công ty, những cải cách này còn chấm dứt tình trạng độc quyền năng lượng bằng cách cho phép các nhà sản xuất điện thương mại tư nhân [9,10].

 

Nhà máy điện than đầu tiên ngừng hoạt động vào năm 2022 là Nhà máy điện Komati ở Mpumalanga, được chính phủ coi là một ví dụ về JETP. Nhà máy đốt than 1 GW sẽ được thay thế bằng máy phát điện gió 70 MW và máy phát điện năng lượng mặt trời 150 MW với dung lượng pin lưu trữ 600 MW. Nhà máy điện cũ được tái sử dụng để sản xuất lưới điện nhỏ cho khu vực nông thôn, quy hoạch các hoạt động nông nghiệp và lắp đặt hệ thống thủy canh, mang lại giá trị gia tăng.

 

3.2.    Xe năng lượng mới (NEV) [6,10]

Ngành công nghiệp ô tô của Nam Phi tập trung phát triển các phương tiện sử dụng động cơ đốt trong (ICE) và một phần nhỏ sản xuất xe điện hybrid (HEV). Khu vực này đóng góp 5,7% vào GDP của Nam Phi năm 2020; Xuất khẩu ô tô và linh kiện từ Nam Phi chiếm khoảng 15% tổng doanh thu xuất khẩu. Hơn 60% sản lượng của Nam Phi được xuất khẩu và 77,1% trong số đó (vào năm 2021) được xuất khẩu sang Vương quốc Anh và EU, những quốc gia đang đưa ra luật cấm bán các loại xe có động cơ đốt trong (ICE) gây khí thải đáng kể, để nhanh chóng chuyển sang các thị trường chỉ sử dụng NEV và không phát thải, gây nguy hiểm cho tính bền vững và khả năng cạnh tranh của ngành sản xuất ô tô Nam Phi. Ngành giao thông vận tải của Nam Phi là ngành đóng góp lượng khí thải cao thứ ba (57 triệu tấn CO2/năm hay 10,8% lượng phát thải khí nhà kính quốc gia) ở Nam Phi, trong số lượng khí thải này, giao thông đường bộ chiếm 91,2%. Vì vậy, kế hoạch đầu tư tập trung vào chuỗi giá trị sản xuất ô tô trong nước là yêu cầu cho quá trình chuyển đổi công bằng và việc chuyển đổi sang sản xuất xe điện mới là yêu cầu tất yếu.

 

Vương quốc Anh và EU cũng đang xem xét áp thuế carbon xuyên biên giới (CBAM) đối với hàng nhập khẩu, CBAM nhắm mục tiêu nhập khẩu các sản phẩm sử dụng nhiều carbon, điều này tiếp tục là một thách thức đối với ngành, do đó, có nghĩa là xuất khẩu sang các thị trường đó có thể phải chịu thuế cao hơn. Điều này càng đòi hỏi phải loại bỏ cacbon trong ngành công nghiệp ô tô của Nam Phi theo hướng sản xuất xanh. Khí thải từ việc sản xuất một chiếc ô tô gia đình cỡ trung (ICE) điển hình sẽ thải ra khoảng 5,6 tấn CO2 tương đương và sản xuất 1 chiếc xe điện chạy ắc quy sẽ thải ra khoảng 8,8 tấn CO2 tương đương, chủ yếu từ thép và pin. Với hơn nửa triệu xe được sản xuất trong năm trước, lượng khí thải từ quá trình sản xuất xe thấp hơn lượng khí thải trong toàn bộ vòng đời của xe, thấp hơn lượng khí thải hàng năm từ giao thông [11]. Sản xuất xe điện chạy pin lãng phí hơn xe chạy xăng, nhưng cần tính đến lượng khí thải trong toàn bộ vòng đời, ô tô chạy pin thải ra ít hơn và khi nguồn điện cho quá trình sản xuất được thay thế bằng điện tái tạo, quá trình đó sẽ giảm lượng khí thải.

 

Theo JET IP, phạm vi sử dụng NEV (BEV) sẽ là ô tô cá nhân, xe buýt công cộng, xe buýt taxi mini, xe chính phủ và xe thương mại hạng nhẹ. Các phương tiện thương mại hạng nặng không được đưa vào kế hoạch đầu tư do chưa chắc chắn về công nghệ tối ưu (BEV, FCEV, ICE nhiên liệu xanh) và phương tiện công nghiệp do đóng góp tương đối thấp vào lượng khí thải vận chuyển hàng hóa, vận tải đường sắt, vận tải hàng không và vận tải đường biển.

 

3.3.    Hydro xanh [6]

Trên thế giới, hydro xanh và các dẫn xuất của nó ngày càng được coi là một phần quan trọng trong giải pháp giảm phát thải khí nhà kính trong các lĩnh vực khó giảm thiểu, bao gồm ngành giao thông vận tải, công nghiệp hóa dầu và công nghiệp sắt thép, xi măng. Về lâu dài, ngành điện đồng thời mang lại tiềm năng xuất khẩu mới. Theo Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), để thế giới hạn chế sự nóng lên toàn cầu ở mức dưới 1,5°C, hydro xanh cần chiếm 10-20% tổng năng lượng toàn cầu.

 

Trong lĩnh vực hydro xanh, đầu tư tập trung vào các biện pháp đưa Nam Phi trở thành nước xuất khẩu hydro xanh hàng đầu thế giới bằng cách ươm tạo các hệ sinh thái hydro xanh tại địa phương; lập kế hoạch, tính khả thi và bằng chứng về khái niệm cũng như phát triển các kỹ năng cần thiết. Điều này sẽ hỗ trợ tạo ra việc làm mới, xuất khẩu có giá trị và khử cacbon trong các ngành công nghiệp về lâu dài.

 

Hydro xanh có vai trò quan trọng trong quá trình chuyển đổi mới của Nam Phi, với các mối liên kết quan trọng trong toàn bộ nền kinh tế có thể tạo ra việc làm bền vững mới. Điều này bao gồm việc tăng cường sản xuất năng lượng tái tạo và các thành phần liên quan; sản xuất máy điện phân tiêu dùng trong nước và xuất khẩu; tăng trưởng và duy trì hoạt động khai thác bạch kim; vận chuyển, bảo quản và phân phối sản phẩm; vận hành, bảo trì, bảo dưỡng thiết bị.

 

Tuy nhiên, với việc sản xuất hydro xanh được đề xuất, IRP sẽ cần bổ sung điện tái tạo khi xây dựng kế hoạch năng lượng liên quan cho hydro xanh.

 

Lợi thế cạnh tranh của Nam Phi trong sản xuất hydro xanh và các dẫn xuất của nó bao gồm:

• Tiềm năng năng lượng tái tạo quy mô lớn, chất lượng cao.
• Vị trí địa lý trung tâm toàn cầu của Nam Phi cho phép xuất khẩu sang cả châu Âu ở phía Tây và Nhật Bản, Hàn Quốc cũng như các thị trường khác ở phía Đông.
• Có đủ đất, đó là đất nông nghiệp hoặc đất ở không có tính cạnh tranh để đáp ứng quy mô năng lượng tái tạo này.
• Việc sản xuất hydro xanh không mang tính cạnh tranh 'nhưng có tác dụng hiệp đồng đối với an ninh nguồn nước, vì việc sử dụng các nhà máy khử mặn nước biển chỉ chiếm một phần nhỏ giá thành của sản phẩm cuối cùng (dưới 0,01 USD)/kg H2 được sản xuất).
• Nam Phi có công nghệ chuyển đổi hydro xanh thành nhiên liệu không phát thải dựa trên công nghệ Fischer-Tropsch, than-lỏng (CTL) độc quyền của Sasol ở Secunda.

 

Thử thách

• Cần lập kế hoạch điều phối các trung tâm cung và cầu ở cấp độ liên chính phủ.
• Cần tiếp cận các giải pháp tài chính xanh sáng tạo, chi phí thấp.
• Thiết lập một khuôn khổ chính sách và quy định có liên quan trên toàn cầu. Điều này có thể được bổ sung bằng cách phát triển các chương trình “đảm bảo xuất xứ” tương thích quốc tế và làm rõ các yêu cầu “xanh”.
• Xây dựng lợi thế cạnh tranh bền vững và lâu dài thông qua phát triển kỹ năng và nội địa hóa.
• Định giá hydro xanh: Đến năm 2030, chi phí liên quan của hydro xanh  dự kiến ​​sẽ vào khoảng 4 USD/kg, đắt hơn 2-2,5 USD/kg so với  hydro xám. Bất chấp những dự đoán về việc giảm chi phí điện tái tạo và máy điện phân, cho đến khi điều này thành hiện thực, vẫn cần có sự hỗ trợ, trợ cấp và ưu đãi của chính phủ để giải quyết sự chênh lệch. chênh lệch giá và chi phí vốn.

 

Các sáng kiến ​​hydro xanh gần đây

• Bộ Khoa học và Đổi mới đã phát triển Lộ trình Xã hội Hydro và đang triển khai một nghiên cứu nhằm xác định các kỹ năng cần thiết cho quá trình công nghiệp hóa hydro xanh.
• DTIC đã thành lập Hội đồng Hydro xanh và tiến hành nghiên cứu về thương mại hóa hydro xanh để đưa ra khuyến nghị cho Nội các vào năm 2022.
• Cơ sở hạ tầng Nam Phi (ISA) công nhận hydro xanh là cơ hội ưu tiên cho công nghiệp hóa và dành một cảng mới tại Boegoebaai như một dự án cơ sở hạ tầng chiến lược tiềm năng để có thể xuất khẩu từ Northern Cape trong dài hạn.
• Nam Phi và Đức đã hình thành mối quan hệ song phương để công nhận tiềm năng hydro xanh của Nam Phi. Trong nỗ lực tìm kiếm nguồn hydro xanh và hỗ trợ sự phát triển của Nam Phi, chính phủ Đức, thông qua KfW (Viện Tín dụng Tái thiết) và GIZ (Cơ quan Hợp tác Quốc tế Đức), đang đồng tài trợ cho các dự án hydro xanh được chọn ở Nam Phi trong hình thức tài trợ, hỗ trợ kỹ thuật, quỹ phát triển dự án và nợ ưu đãi.
• Khu vực tư nhân của Nam Phi đã nhanh chóng hành động để tận dụng cơ hội hydro xanh, với các bên liên quan ở địa phương và đa quốc gia đang tiến hành các nghiên cứu khả thi và phát triển các chương trình thí điểm. Anglo American giới thiệu xe tải hydro xanh lớn nhất thế giới tại mỏ Mogalakwena.
• Có thêm 18 dự án đang được phát triển, với tổng chi phí khả thi ước tính là 4,5 tỷ ZAR (250 triệu USD) và 163 tỷ ZAR (9 triệu USD) cần thiết cho chi phí đầu tư. Các dự án này mở rộng các trường hợp sử dụng và yêu cầu triển khai nguồn vốn đáng kể để sớm ươm tạo hệ sinh thái hydro xanh của Nam Phi.

 

4.  Viện trợ và cho vay đối với Nam Phi

Nhu cầu tài chính cho JET IP trong 5 năm tới (2023 - 2027) ước tính khoảng 98,7 tỷ USD. Tuy nhiên, IPG cam kết huy động nguồn tài trợ ban đầu khoảng 8,5 tỷ USD trong 3-5 năm tới để tạo ra tác động xúc tác giúp đẩy nhanh quá trình khử cacbon trong hệ thống điện Nam Phi theo cách đảm bảo quá trình chuyển đổi công bằng, bao gồm các khoản tài trợ, ưu đãi cho vay, cho vay, bảo lãnh và đầu tư tư nhân theo lãi suất thị trường.

 

Bảng 1 ước tính sự phân bổ các ưu đãi IPG giữa các ngành và các chương trình ưu tiên của JET. Các khoản vay này có thể sẽ được điều chỉnh sau khi kết thúc đàm phán về các khoản vay ưu đãi, thương mại và các điều khoản bảo lãnh.

 

Bảng 1. Phân bổ ưu đãi IPG giữa các ngành và chương trình ưu tiên của JET

	Điện	Xe năng lượng mới	Hydro xanh
Tổng vốn đầu tư vào JET IP (98,7 tỷ USD)	68,7	8,5	21.3

Phân bổ cho JET IP từ IPG (8,5 tỷ USD)

Cơ sở hạ tầng	6,9	0,2	0,5
Khả năng lập kế hoạch và thực hiện	0,7	0,2
Phát triển kỹ năng	0,012
Đa dạng hóa và đổi mới kinh tế	0,022
Đầu tư xã hội và hòa nhập	0,016

Bảng 2. Nguồn và phương thức tài trợ ưu đãi IPG (triệu USD)

Triệu đô la	Tài trợ	Vay ưu đãi	Vay thương mại	Bảo đảm	Tổng cộng
Từ  chương trình CIF/ACT	50	2,555	0	0	2.605
EU - EIB	35	1.000 yên	0	0	1,035
Pháp	2,5	1.000 yên	0	0	1.002,5
Đức hạnh	198	770	0	0	968
Vương quốc Anh	24	0	500	1.300	1.824
Mỹ	20.15	0	1.000 yên	0	1.020,15
Tổng cộng	329,7	5.325	1.500 yên	1.300	8,455

 

Hiện tại, tổng khoản tài trợ là 329,7 triệu USD (3,9%), trong đó 35 triệu USD đến từ EU và 2,5 triệu USD từ Pháp để lập kế hoạch chiến lược dài hạn cho JET, dịch vụ tư vấn dịch thuật, hỗ trợ và nghiên cứu của chính quyền địa phương, chẳng hạn như đánh giá tình trạng nghèo năng lượng. Các khoản tài trợ từ Đức (198 triệu USD) dành cho cải cách chính sách và quy định liên quan đến chuyển đổi năng lượng; hỗ trợ chính quyền địa phương chuẩn bị cho quá trình chuyển đổi; thúc đẩy năng lượng tái tạo, bao gồm cả hydro xanh, đồng thời đào tạo mới và nâng cao kỹ năng cho lực lượng lao động trong lĩnh vực năng lượng khử cacbon. Vương quốc Anh (24 triệu USD) dành cho nghiên cứu và phát triển liên quan đến quá trình khử cacbon, vận chuyển xanh và nghiên cứu khả thi về lưu trữ năng lượng. Hoa Kỳ (20,15 triệu USD) để hỗ trợ kỹ thuật, nghiên cứu khả thi và các dự án thí điểm.

 

JET IP cũng chỉ rõ Nam Phi sẽ tìm cách tăng tỷ lệ tài trợ trong gói IPG với các mối quan hệ đối tác song phương và đa phương trong tương lai. Quỹ từ thiện sẽ là nguồn tài trợ quan trọng cho JET IP.

 

5. Các lĩnh vực ưu tiên thuộc JETP của Việt Nam

• Tăng cường đầu tư vào năng lượng tái tạo và lưu trữ; năng lượng gió và năng lượng mặt trời (bao gồm nhưng không giới hạn việc phát triển các trung tâm năng lượng tái tạo, sản xuất pin lưu trữ và thiết bị năng lượng tái tạo, sản xuất hydro xanh, phát triển giàn khoan gió ngoài khơi kết hợp nuôi trồng thủy sản biển và hậu cần nghề cá);
• Cải tiến công nghệ phát điện, mở rộng, hiện đại hóa lưới điện truyền tải và phân phối, sử dụng công nghệ mới nhất để tăng hiệu suất sử dụng năng lượng, đàm phán loại bỏ các nhà máy nhiệt điện than cũ, kém hiệu quả để tạo điều kiện tiếp cận năng lượng sạch;
• Xe điện

 

5.1. Thực trạng sản xuất điện ở Việt Nam

Sản lượng điện của Việt Nam năm 2021 đạt 256,73 TWh, trong đó thủy điện (28,5%), các nguồn năng lượng tái tạo khác (12,27%), khí đốt tự nhiên (9,3%) và than đá (32,2%)[13]. Việt Nam không có điện hạt nhân như Nam Phi nhưng tỷ trọng thủy điện lớn hơn rất nhiều.

 

Theo dự thảo Quy hoạch phát triển điện VIII (phiên bản tháng 12 năm 2022), tính đến tháng 9 năm 2022, có 39 nhà máy điện than, với tổng công suất 24,7 GW. Ngoài ra, có 13,8 GW từ các dự án chưa đi vào hoạt động, 7 dự án/7 GW đang xây dựng, 5 dự án/6,8 GW sắp đầu tư nhưng gặp khó khăn về vốn, 600 MW được chuyển sang LNG, 600 MW được chuyển sang sử dụng LNG, còn lại vẫn giữ nguyên hoặc có thể bảo lưu phương án chuyển sang sử dụng điện gió, sinh khối. Điện đốt than sẽ được chuyển đổi thành NH3 đồng đốt và sinh khối trước năm 2050. Điện khí sẽ chuyển hóa GH2 thành GH2 đồng đốt, hoàn toàn trước năm 2050 (cần 23 triệu tấn GH2 vào năm 2050)[13]. Không giống như Nam Phi, các nhà máy điện than của Việt Nam vẫn còn khá non trẻ, tính đến năm 2022, khoảng 90% công suất lắp đặt mới sẽ bắt đầu hoạt động trong thế kỷ này, và tuổi trung bình của các cơ sở tư nhân là khoảng. 5 năm và nhà nước khoảng 14 năm, vẫn có khả năng hoạt động trong vài chục năm tới. Như vậy, việc dừng sớm điện than để đạt Net Zero vào năm 2050 sẽ đắt hơn nhiều so với Nam Phi. Hiện chưa có kế hoạch ngừng hoạt động bất kỳ nhà máy nào trước năm 2040, ngay cả những nhà máy cũ đã hoạt động từ những năm 1970 [12].

 

Tỷ trọng công suất điện dự kiến ​​đến năm 2030: nhiệt điện than 29,8%; điện khí sinh hoạt 12,3%; điện LNG 12,6%; điện gió trên bờ 9,8%; điện mặt trời 7,2%; sinh khối, rác thải và 1% khác; thủy điện và ắc quy tăng 1,2%; tỷ lệ công suất điện tái tạo là 18% (riêng thủy điện là 22,5%) [13].

Theo Đóng góp do quốc gia tự quyết định (NDC), ước tính tổng lượng phát thải của Việt Nam vào năm 2020 sẽ là 528,4 triệu tấn CO2 tương đương. Ngành năng lượng chiếm 66% (347,5 triệu tấn) và điện sản xuất 39% (207,5 triệu tấn)[14].

 

5.2. Xe sử dụng nhiên liệu hóa thạch

Phát thải từ ngành giao thông vận tải năm 2020 là 45,5 triệu tấn CO2 tương đương, chiếm 8,6% tổng lượng phát thải ước tính [14] cả nước. Vận tải đường bộ là nguồn phát thải lớn nhất khi tạo ra 79,5% tổng lượng khí thải, tiếp theo là vận tải đường thủy nội địa và đường biển với 9,6% và bằng đường hàng không với 5,9%. Đường sắt tạo ra lượng khí thải nhỏ nhất là 0,4% [15].

Vì vậy, các biện pháp giảm khí thải trong giao thông cần bao gồm cải thiện việc tiết kiệm nhiên liệu của phương tiện, thay đổi phương thức vận tải hàng hóa từ đường bộ sang đường thủy, từ sử dụng xe máy sang phương tiện công cộng và sử dụng các phương tiện chạy điện bao gồm xe máy, ô tô, xe buýt.

 

Sản lượng sản xuất xe máy tại Việt Nam trước đại dịch Covid-19 đạt 4 triệu xe/năm vào năm 2021, giảm mạnh chỉ còn 2,5 triệu xe/năm, doanh nghiệp Việt tham gia chuỗi cung ứng Năm 2022, sản lượng xe đạt 3,3 triệu xe. Ngành công nghiệp ô tô cũng được ưu tiên phát triển ở Việt Nam, được hình thành và phát triển từ năm 1991 trong khi các nước trong khu vực, Thái Lan, Indonesia, Malaysia đều phát triển ngành công nghiệp ô tô từ những năm 1960, hiện nay ngành này có sản lượng rất thấp. Sản lượng năm 2020 chỉ đạt 323.892 xe [16]. Sự tham gia của doanh nghiệp Việt Nam vào chuỗi này cũng thấp, lĩnh vực chính mà các nhà cung cấp Việt Nam cung cấp cho các nhà sản xuất ô tô tại Việt Nam chủ yếu là nhựa và cao su vì các linh kiện này cồng kềnh, doanh nghiệp buộc phải nội địa hóa trong nước [17].

 

Về sản xuất ô tô điện, việc Việt Nam chưa sản xuất được phụ tùng ô tô ICE là một lợi thế bởi việc chuyển sang sản xuất ô tô điện sẽ nhanh hơn rất nhiều so với các nước đang sản xuất ô tô ICE. Hiện nay, sản lượng ô tô chạy xăng quá thấp, đây là thời điểm thích hợp để chuyển sang ô tô điện, đồng thời với việc bắt đầu giai đoạn “tự động hóa” của Việt Nam. Giai đoạn này diễn ra ở mỗi quốc gia khi có bình quân trên 50 ô tô/1.000 dân và dự kiến ​​sẽ diễn ra ở Việt Nam trong khoảng thời gian từ 2020 đến 2025 khi GDP bình quân đầu người lớn hơn 3.000 USD. Đến năm 2025, quy mô thị trường sẽ đạt mức cao khoảng 800-900 nghìn xe/năm [18].

 

5.3. Hydro

Hiện tại, thị trường hydro hoàn chỉnh quy mô lớn vẫn chưa được hình thành ở Việt Nam. Hydro chủ yếu được sản xuất từ ​​các nguồn hóa thạch (dầu mỏ, khí đốt tự nhiên, than đá) và được sử dụng tại chỗ trong các nhà máy lọc dầu và phân bón. Một lượng rất nhỏ hydro được sử dụng trong các ngành công nghiệp thép, thủy tinh, điện tử, thực phẩm và được cung cấp một phần bởi các nhà sản xuất hydro trong nước như Vietnam Air Liquide, Vietnam Linde gas... Phần còn lại được các đơn vị nói trên nhập khẩu từ các nước như Singapore, Thái Lan, Đài Loan và Trung Quốc. Quốc gia.

 

Theo dự thảo Quy hoạch phát triển điện lực VIII, tiềm năng điện gió trên đất liền khoảng 221 GW, tiềm năng điện gió ngoài khơi khoảng 165 GW [13]. Hệ số công suất điện gió ở Việt Nam ước tính trung bình khoảng 36% trên đất liền và 54% ngoài khơi. Tổng tiềm năng kỹ thuật điện mặt trời sơ bộ như sau: 48 GW điện mặt trời trên mái nhà, 837 GW điện mặt trời trên mặt đất và 77 GW điện mặt trời trên mặt nước. Cùng với nước biển nhờ vị trí địa lý trải dài dọc bờ biển khoảng 3.260 km, Việt Nam có thể xem xét khả năng trở thành trung tâm xuất khẩu hydro xanh

 

Việc sử dụng hydro xanh trong nước cho các lĩnh vực khó giảm phát thải như giao thông vận tải, công nghiệp hóa dầu, công nghiệp sắt thép, xi măng hay điện đòi hỏi chi phí đầu tư lớn cho vận chuyển, lưu trữ, cơ sở hạ tầng phân phối và thay đổi công nghệ và quy trình phù hợp. thiết bị (trừ ngành lọc hóa dầu và phân bón hóa học đang sử dụng hydro xám), trong khi các công nghệ chuyển đổi khác cũng chưa tối ưu. Ngoài ra, như đã đề cập trong Phần 3.3, chi phí liên quan của GH2 dự kiến ​​vẫn đắt hơn so với hydro xám. Cho đến khi dự báo giảm chi phí điện tái tạo và điện phân trở thành hiện thực, việc tiêu thụ hydro xanh khó có thể phù hợp với các quốc gia có thu nhập bình quân đầu người thấp như Việt Nam (3.730 USD vào năm 2021). Ưu tiên xuất khẩu sẽ thu hút đầu tư sớm và giúp Việt Nam theo kịp sự phát triển của hydro xanh.

 

Chính sách của Việt Nam cũng tập trung vào hydro. Nghị quyết số 55-NQ/TW đã đề ra mục tiêu, giải pháp cho Việt Nam về năng lượng tái tạo, trong đó nêu rõ: “Nghiên cứu công nghệ, xây dựng một số dự án sản xuất thử nghiệm và khuyến khích sử dụng năng lượng hydro phù hợp với nhu cầu xu hướng của thế giới” [19].

 

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) cùng với cơ sở nghiên cứu là Viện Dầu khí Việt Nam (VPI) và các đơn vị thành viên, với thế mạnh và nguồn lực (con người, thiết bị) sẵn có trong việc khảo sát, giám sát, tư vấn, xây dựng, lắp đặt, bảo trì, sửa chữa, đầu tư các dự án ngoài khơi sẽ có lợi thế lớn để tham gia sâu vào chuỗi giá trị điện gió ngoài khơi và từ đó sản xuất hydro xanh. Hơn nữa, Petrovietnam hiện đã có sẵn cơ sở hạ tầng và kinh nghiệm sản xuất hydro “xám” tại các nhà máy lọc dầu, hóa dầu. Đã có các dự án nghiên cứu sản xuất hydro xanh như “Tua bin gió nổi phục vụ sản xuất dầu khí & sản xuất hydro ngoài khơi” giữa Viện Dầu khí Việt Nam và GICON GroBmann Ingenieur Consult GmbH, Đức.

 

6. Kết luận và kiến ​​nghị

JET IP của Nam Phi chưa phải là một kế hoạch chi tiết chính xác và còn quá sớm để đánh giá sự thành công của nó “nhưng sẽ là bài học hữu ích cho các quốc gia sau này”. Do mỗi nước có điều kiện khác nhau và đang ở các giai đoạn chuyển đổi năng lượng khác nhau nên Việt Nam có thể coi mô hình các nước phát triển (có nhiều nguồn lực) và Nam Phi làm mô hình tham chiếu chứ không phải là hình mẫu.

 

Trong giai đoạn từ 3 đến 5 năm, để sử dụng toàn bộ nguồn vốn của IPG cho quá trình chuyển đổi năng lượng hướng tới mục tiêu Net Zero vào năm 2050 một cách hiệu quả nhất cần có một kế hoạch đồng bộ, toàn diện, được xây dựng với sự tham gia đa ngành của ngành năng lượng. ngành, tổ chức có năng lực kỹ thuật. Những khuyến nghị, đề xuất cho việc phát triển JET RMP nói riêng là:

 

a. So với hệ thống điện của Nam Phi, điện tái tạo, đặc biệt là điện mặt trời ở Việt Nam phát triển mạnh mẽ trong những năm gần đây nhưng hệ thống lưu trữ và truyền tải chưa theo kịp. Việt Nam cần ưu tiên tăng cường hệ thống lưu trữ/truyền tải bằng điện tái tạo (lưu trữ, truyền tải, vận hành pin...).

 

b. Xu hướng loại bỏ dần điện than vào năm 2050 cũng tương tự như Việt Nam, nhưng giải pháp của Nam Phi không có bước chuyển tiếp (đồng đốt hydro xanh, amoniac xanh, sinh khối) như dự kiến ​​trong QHĐ VIII của Việt Nam, trong khi Nam Phi dừng các nhà máy điện già cỗi hoặc dừng các nhà máy điện non trẻ để thay thế chúng bằng điện tái tạo và lưu trữ. Để chuyển đổi thành công từ than sang nguồn năng lượng sạch, các yếu tố liên quan đến nguồn năng lượng sạch đó cần được nghiên cứu chi tiết. Ví dụ như trường hợp thay thế bằng sinh khối, chất thải thì mức độ sẵn có và tiềm năng định lượng như thế nào; Trong trường hợp sử dụng hydro xanh, nguồn điện tái tạo (cho sản xuất) là bao nhiêu và công suất điện tái tạo bổ sung cần đưa vào quy hoạch là bao nhiêu, liệu nhu cầu sử dụng đất có đáp ứng được không, hiệu quả sử dụng của mỗi nguồn điện là bao nhiêu? quá trình? Quy trình công nghệ hiện nay như thế nào...? Mặc dù Nam Phi có nhiều lợi thế hơn Việt Nam trong việc sản xuất hydro xanh (gần các thị trường lớn, năng lượng tái tạo và nguồn khoáng sản dồi dào), nhưng việc sử dụng hydro xanh để sản xuất điện chỉ được xem là phương án khả thi về lâu dài (ưu tiên sử dụng hydro xanh để xuất khẩu và các ứng dụng khác như trong công nghiệp và giao thông vận tải) với điều kiện chi phí đã giảm xuống mức chấp nhận được. Bên cạnh phương án thay thế bằng sinh khối và hydro xanh, các phương án khác cũng cần được so sánh như sử dụng công nghệ CCUS để tích hợp vào các nhà máy điện than cùng với các phương pháp cải tiến công nghệ, tiết kiệm năng lượng hay thay thế bằng điện tái tạo kết hợp công nghệ lưu trữ.

 

c. Nếu các giải pháp trên không đáp ứng được yêu cầu kinh tế kỹ thuật nhằm giảm phát thải cho điện than thì việc đẩy nhanh quá trình dừng điện than để chuyển đổi sang điện tái tạo cần được tài trợ từ nguồn tài trợ của JETP.

 

d.  Việt Nam không có nhiều lợi thế về khoáng sản như Nam Phi để phát triển điện hạt nhân, nhưng với tiềm năng điện tái tạo, Việt Nam có thể cân nhắc khả năng trở thành trung tâm xuất khẩu hydro xanh.

 

đ.  Nội dung cấp quyền IP của JET đã được xây dựng [Phần 3). Đối với Việt Nam, khoản tài trợ này có thể lấp đầy những khoảng trống trong hệ thống chính sách về chuyển đổi năng lượng, xây dựng năng lực và hỗ trợ những người lao động bị ảnh hưởng tiêu cực. Cụ thể, về chính sách, cho đến nay, Nam Phi đang xây dựng các chính sách quan trọng cho 3 lĩnh vực ưu tiên, trong đó có Lộ trình nền kinh tế hydro, trong đó xác định phạm vi chuyển đổi NEV trong giao thông vận tải, xác định mức thuế carbon, xác định các lĩnh vực “xanh”. /các ngành nghề; Indonesia, vào ngày 22 tháng 2 năm 2023, cũng đã triển khai giai đoạn đầu tiên của việc mua bán carbon bắt buộc đối với các nhà máy nhiệt điện than, một nỗ lực của nền kinh tế lớn nhất Đông Nam Á nhằm hiện thực hóa giai đoạn giảm dần điện than, thúc đẩy năng lượng tái tạo và đạt được lượng phát thải ròng bằng 0 vào năm 2060 [12]. Đây là những chính sách quan trọng cho quá trình chuyển đổi năng lượng nhưng ở Việt Nam còn thiếu hoặc chưa rõ ràng. Đặc biệt, cần nhanh chóng xây dựng lộ trình Net Zero phù hợp với JETP.

 

f. Bên cạnh việc ưu tiên chính sách và thu hút đầu tư, xây dựng lộ trình phát triển cho từng loại năng lượng tái tạo cần gắn với các ngành liên quan và xác định lộ trình thay thế nguyên liệu/nhiên liệu hóa thạch trong từng ngành.

 

g. Đối với các ngành xuất khẩu, cần tập trung xác định phạm vi phát thải bằng các phương pháp phù hợp quốc tế, từ đó xác định mục tiêu xanh hóa quy trình sản xuất.

 

h.  Ngoài ra, cần xây dựng chiến lược, lộ trình phát triển công nghệ ecu, đây là công nghệ được JETP công nhận và Việt Nam có thể sử dụng.

 

i. Để mở rộng hơn nữa phần kinh phí này và sự chuẩn bị quan trọng cho quá trình chuyển đổi năng lượng ở Việt Nam, có thể tập trung hơn nữa vào các hoạt động R&D, dự án thí điểm, nghiên cứu khả thi, dự án thí điểm/trình diễn và chú ý đến các dự án thí điểm tích hợp, cho từng lĩnh vực liên kết, từng lĩnh vực. . Ví dụ, trong lĩnh vực hydro xanh, các nghiên cứu thí điểm và khả thi cần thực hiện trong giai đoạn đầu là i) so sánh việc sản xuất hydro sạch từ các nguồn tái tạo (năng lượng gió, năng lượng mặt trời, sinh khối, rác thải, rác thải nhựa). , ...), từ nguồn hóa thạch kết hợp với ecus； ii) vận chuyển và phân phối (khí nén, đường ống, cảng biển, trạm phân phối...); iii) ứng dụng hydro thay thế trong các ngành công nghiệp ở Việt Nam. Một ví dụ khác là lĩnh vực sản xuất điện bằng nguồn năng lượng sạch thay thế cho than được đề cập ở phần 5b.

j.  Ngoài ra, cần xây dựng, bổ sung các chương trình đào tạo đại học về chuỗi giá trị của từng loại năng lượng tái tạo và công nghệ tương ứng, xây dựng kế hoạch đào tạo nghề/dạy nghề cho các cơ sở sản xuất, sử dụng trực tiếp hoặc gián tiếp năng lượng tái tạo (như cơ sở sản xuất, kinh doanh năng lượng tái tạo). và sử dụng hydro xanh, năng lượng gió) một cách toàn diện.

 

k. Nghiên cứu ứng dụng nhiên liệu sạch thay thế nhiên liệu hóa thạch trong phương tiện giao thông vận tải của Việt Nam (có sẵn từng loại nhiên liệu sạch, phù hợp với yêu cầu của từng loại phương tiện giao thông), nghiên cứu xây dựng chính sách khuyến khích người dân sử dụng phương tiện sử dụng nhiên liệu sạch (như xe điện). phương tiện...), phát triển hạ tầng trạm sạc; chính sách khuyến khích, ưu đãi sản xuất, nhập khẩu phương tiện giao thông sử dụng nhiên liệu sạch, đề ra lộ trình, phạm vi áp dụng phương tiện sử dụng nhiên liệu sạch, đánh giá việc loại bỏ phương tiện sử dụng nhiên liệu sạch. việc sử dụng nhiên liệu hóa thạch và các tác động của nó (chuyển đổi nghề nghiệp, đào tạo, đào tạo lại, v.v.)

Theo dự báo của Ngân hàng Thế giới (WB) trong Báo cáo Quốc gia về Khí hậu và Phát triển cho Việt Nam mới công bố, tổng nhu cầu tài chính bổ sung của Việt Nam để xây dựng khả năng chống chịu và giảm thiểu tác động của biến đổi khí hậu, hướng tới Net Zero có thể lên tới 368 tỷ USD trong giai đoạn này. 2022 - 2040 khoảng 6,8% GDP/năm.