Tỷ trọng nhiệt điện than của Trung Quốc trong nửa đầu năm nay đã giảm xuống 49,7%. Theo thống kê của Cục Năng lượng Quốc gia Trung Quốc, sản lượng nhiệt điện than từ tháng 1 đến tháng 6 là 2.500 tỷ kWh. Đây là lần đầu tiên mức này xuống dưới 50% tính theo nửa năm. Cùng kỳ, sản lượng điện tái tạo đạt gần 2.000 tỷ kWh và chiếm 41,2% tổng sản lượng.
Thay đổi ở phía công suất lắp đặt rõ nét hơn. Trong nửa đầu năm, công suất điện gió và điện mặt trời cộng lại là 1,95 tỷ kW, tăng 16,8% so với một năm trước. Lượng điện hai nguồn này tạo ra vượt 1.200 tỷ kWh. Hai nguồn này đảm nhiệm một phần tư lượng điện tiêu thụ của toàn xã hội Trung Quốc.
Trung Quốc là nước phát thải lớn nhất thế giới.
IEA ước tính tỷ trọng điện than của Trung Quốc theo số liệu năm 2024 là khoảng 60%. Con số này khác với số liệu của Cục Năng lượng Quốc gia cả về cơ quan thống kê lẫn năm, nên khó đặt lên cùng một hàng. Dù vậy, hai con số cùng chỉ ra rằng dòng chảy đang hướng về một phía.
Trong thống kê năm 2024 của IEA, tỷ trọng điện than của Hàn Quốc là 28,7%. Nhật Bản là 26,1%, Mỹ là 16%, EU là 11%. Trong số các nền kinh tế lớn, mức phụ thuộc vào than của Hàn Quốc thuộc nhóm cao.
Mục tiêu công suất lắp đặt năng lượng tái tạo tích lũy đến năm 2030 của chính phủ là 100GW. Đó là bức tranh gồm điện mặt trời 87GW, điện gió 9GW cộng thêm 4GW còn lại. Theo phân tích của KDI, để chạm tới mục tiêu này phải lắp mới trung bình hơn 6,8GW mỗi nửa năm.
Kết quả 5,5 năm qua là 1,7GW mỗi nửa năm. Nghĩa là phải làm được gấp khoảng bốn lần.
Chia theo từng nguồn điện thì khoảng cách còn giãn ra hơn. Điện mặt trời cần gấp 3,6 lần kết quả trước đây, điện gió cần gấp 10 lần. Dù mục tiêu 9GW điện gió trông nhỏ, gánh nặng thực tế nặng hơn điện mặt trời.
Cũng không phải là tiền chưa được bỏ ra. Chi phí thực hiện nghĩa vụ RPS chỉ riêng năm 2025 là 4.500 tỷ won. Kể từ khi chế độ này được đưa vào áp dụng năm 2012, tổng tiền thanh toán tích lũy lên tới khoảng 28.000 tỷ won.
Theo ước tính của KDI, lợi ích xã hội trên mỗi 1 won trợ cấp năm 2020 là 1,33 won với điện mặt trời và 1,18 won với điện gió trên bờ. Nếu trừ hiệu ứng học tập, hai mức này giảm xuống lần lượt 0,89 won và 0,80 won. Cùng năm đó, ở Mỹ là 3,50 won với điện mặt trời và 5,21 won với điện gió.
Chỉ tăng trợ cấp thì khoảng cách này không được lấp đầy. Dù xây nhà máy điện, nếu lưới truyền tải thiếu thì việc đấu nối bị dồn lại, và sau khi đã kết nối vẫn bị cắt giảm công suất. Nếu giá SMP và REC dao động, giới tài chính khó rót vốn. Nút thắt dồn về phía truyền tải và định giá điện nhiều hơn phía sản xuất điện.
Ngày 30, tại Phòng Thương mại và Công nghiệp Hàn Quốc ở quận Jung, Seoul, Hội Kinh tế Môi trường Hàn Quốc và Viện Hàn lâm Kỹ thuật Hàn Quốc cùng tổ chức 'Diễn đàn chính sách kết nối ngành hydro vì bước nhảy vọt của năng lượng tái tạo'. Giáo sư Yoo Jong-min, Khoa Kinh tế Đại học Hongik, phụ trách bài phát biểu chính. Trục thảo luận là xử lý thế nào với lượng điện dư ra vào những khung giờ nhất định.
Đường cong của Trung Quốc không bẻ được bằng một quyết định. Họ liên tục tăng công suất lắp đặt, và cùng lúc tạo ra nơi sử dụng lượng điện đó. Kỷ lục nửa năm của Hàn Quốc cũng chỉ tích lại theo cách như vậy.
Có một việc các hộ gia đình có thể làm ngay. Chuyển máy giặt, máy rửa bát và việc sạc xe điện sang giữa trưa, lúc sản lượng điện mặt trời dồn lại. Đó là việc giữ lại từng chút điện suýt bị bỏ đi, và tiền điện cũng giảm theo.
