Vốn đầu tư cho Quy hoạch điện VIII - Nhu cầu, kế hoạch, rủi ro và giải pháp chính sách

I. HIỆN TRẠNG, NHU CẦU, KẾ HOẠCH VÀ BIỆN PHÁP HUY ĐỘNG VỐN ĐẦU TƯ CHO QUY HOẠCH ĐIỆN VIII:

Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (gọi tắt là Quy hoạch điện VIII) được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 500/QĐ-TTg, ngày 15/5/2023. Một số quan điểm, mục tiêu phát triển Quy hoạch điện VIII được thể hiện như sau:

- Điện là ngành hạ tầng quan trọng, phát triển điện lực phải đi trước một bước tạo nền tảng thúc đẩy phát triển nhanh, bền vững đất nước, xây dựng nền kinh tế độc lập tự chủ, nâng cao đời sống Nhân dân và bảo đảm quốc phòng, an ninh.

- Nhà nước tập trung đầu tư và khuyến khích các thành phần kinh tế tham gia để phát triển nhanh ngành điện trên nguyên tắc cạnh tranh lành mạnh và thực hiện cơ chế thị trường về giá bán điện, bảo đảm hài hòa lợi ích của các chủ thể tham gia đầu tư, sử dụng điện và đáp ứng yêu cầu phát triển của các vùng, miền.

- Cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, đáp ứng mục tiêu phát triển kinh tế, xã hội với mức tăng trưởng GDP bình quân khoảng 7%/năm trong giai đoạn 2021-2030 với tổng công suất các nhà máy điện là 150.489 MW và điện thương phẩm khoảng 505,2 tỷ kWh.

Nhu cầu vốn đầu tư:

Để đạt được các mục tiêu nêu trên, giai đoạn 2021-2030 ước tính tổng vốn đầu tư phát triển nguồn và lưới điện truyền tải tương đương 134,7 tỷ USD (trung bình 13,5 tỷ USD/năm). Trong đó, đầu tư cho nguồn điện khoảng 119,8 tỷ USD (trung bình 12,0 tỷ USD/năm), lưới điện truyền tải khoảng 14,9 tỷ USD (trung bình 1,5 tỷ USD/năm).

Quyết định số 500/QĐ-TTg phê duyệt QHĐ VIII đã nêu giải pháp tạo nguồn vốn và huy động vốn đầu tư phát triển ngành điện:

- Nghiên cứu hoàn thiện các cơ chế tài chính và huy động vốn đầu tư cho phát triển ngành điện.

- Đa dạng hóa các nguồn vốn, các hình thức huy động vốn, thu hút có hiệu quả các nguồn vốn trong và ngoài nước vào phát triển điện lực, đảm bảo quốc phòng an ninh và cạnh tranh trong thị trường điện. Tăng cường kêu gọi, sử dụng có hiệu quả các cam kết hỗ trợ của quốc tế (JETP, AZEC…) các nguồn tín dụng xanh, tín dụng khí hậu, trái phiếu xanh…

- Đa dạng hóa hình thức đầu tư (nhà nước, tư nhân, đối tác hợp tác công tư…) đối với các dự án điện. Phát huy vai trò của doanh nghiệp nhà nước, thu hút mạnh khu vực tư nhân trong và ngoài nước tham gia đầu tư phát triển điện. Tiếp tục đàm phán, sử dụng có hiệu quả các nguồn tài trợ, hỗ trợ thu xếp vốn của các đối tác quốc tế trong quá trình thực hiện chuyển dịch năng lượng và hướng tới phát thải ròng bằng “0” của Việt Nam.

- Khuyến khích người dân và doanh nghiệp đầu tư phát triển điện mặt trời mái nhà, nguồn điện tự sản, tự tiêu.

- Tạo lập môi trường thuận lợi, minh bạch, thu hút, khuyến khích tư nhân tham gia đầu tư, phát triển các dự án điện.

- Từng bước tăng khả năng huy động tài chính của các doanh nghiệp trong lĩnh vực điện lực theo yêu cầu của các tổ chức tài chính trong nước và quốc tế.

- Thực hiện chính sách tín dụng linh hoạt, hiệu quả, tạo điều kiện thuận lợi cho các doanh nghiệp tiếp cận các nguồn vốn để phát triển điện lực.

Kiểm điểm thực hiện vốn đầu tư cho phát triển điện lực giai đoạn 2021-2024:

- Khối doanh nghiệp nhà nước:

Đối với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), kiểm điểm lại giá trị vốn đầu tư cho các công trình điện (bao gồm nguồn và lưới điện) được giải ngân trong các năm từ 2021-2023 và ước vốn đầu tư năm 2024 của riêng EVN, con số này là 365.925 tỷ đồng [1]. Nếu lấy trung bình tỷ giá USD là 23.500 đồng/USD qua 4 năm, ước tính vốn đầu tư cho các công trình nguồn và lưới điện giai đoạn 2021-2024 của EVN là 15,571 tỷ USD.

Nếu ước tính thêm vốn đầu tư đã thực hiện của dự án điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), tổng vốn đầu tư của doanh nghiệp nhà nước trong 4 năm đạt khoảng 16,9 tỷ USD (tương đương 31% nhu cầu vốn đầu tư toàn ngành theo Quy hoạch điện VIII).

- Khối tư nhân:

Giai đoạn vừa qua có 3 dự án điện than lớn đầu tư theo hình thức BOT là Nghi Sơn (vận hành tháng 7/2022), Vân Phong (vận hành tháng 3/2024) và Vũng Áng 2 (dự kiến tháng 6/2025), ước tính tổng vốn đầu tư thực hiện 3,5 năm qua đạt khoảng 4,8 tỷ USD.

Sau tháng 12/2020, khi chấm dứt hiệu lực của Quyết định số 11 và 13 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích điện mặt trời (FIT1 và FIT2), không có dự án điện mặt trời trang trại nào được đầu tư xây dựng mới.

Sau tháng 10/2021, khi hết hiệu lực của Quyết định số 39/QĐ-TTg về cơ chế hỗ trợ phát triển điện gió, cũng chưa có dự án điện gió nào được đầu tư xây dựng. Ước tính vốn đầu tư năm 2021 cho khoảng 4.000 MW điện gió kịp hưởng giá FIT là 2,4 tỷ USD.

Tính đến ngày 23/5/2024 có 8 dự án điện gió và 77 dự án điện mặt trời chậm tiến độ so với các quy định nêu trên, nhưng đã đầu tư và hoàn thành xây dựng với tổng công suất trên 4.734,5 MW. Trong đó có 81 dự án đang đàm phán để được vận hành phát điện với giá bán điện mà EVN tạm tính (bằng 50% tham chiếu giá trần theo Quyết định số 21/QĐ-BCT, ngày 7/1/2023 của Bộ Công Thương về khung giá phát điện nhà máy điện gió, mặt trời chuyển tiếp). Các dự án này đã được đầu tư trong các năm 2020-2022, ước tính vốn đầu tư các dự án trong hai năm này khoảng 5,2 tỷ USD [2].

Ngoài khoảng 500 MWp của các dự án điện mặt trời tự sản, tự tiêu được lắp đặt sau năm 2020 và một hai dự án điện rác, điện sinh khối đang triển khai với vốn không lớn, hầu như các nguồn vốn cho dự án điện năng lượng tái tạo đang “nằm chờ” cơ chế thích hợp.

Như vậy, tổng số vốn đầu tư cần thực hiện theo Quy hoạch trong các năm (từ 2021 đến nay) ước đạt khoảng 29,8 tỷ USD, chỉ đạt 63% so với dự kiến thực hiện vốn đầu tư hàng năm trong Quy hoạch điện VIII. Với quỹ thời gian còn lại chỉ còn khoảng hơn 6 năm mà phải thực hiện khối lượng với mức độ huy động vốn hàng năm đạt hơn 16 tỷ USD, cho thấy áp lực rất lớn để thực hiện Quy hoạch.

Kế hoạch và biện pháp huy động vốn đầu tư:

Quyết định số 262/QĐ-TTg của Thủ tướng chính phủ ngày 1/4/2024 về Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII nhắc lại một trong các mục tiêu quan trọng của Kế hoạch là: “Huy động tối đa các nguồn lực và sự tham gia của các thành phần kinh tế để phát triển điện lực”.

Theo Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII: Dự kiến giai đoạn 2021-2025, nhu cầu vốn đầu tư là 1.366,2 nghìn tỷ đồng, tương đương 57,1 tỷ USD. Như vậy, nếu ước tính trong 3,5 năm thực hiện đầu tư được 29,8 tỷ USD, thì chỉ trong một năm rưỡi (từ giữa năm 2024 đến hết năm 2025) cần thực hiện tổng vốn đầu tư là hơn 27,3 tỷ USD, thực sự là thách thức lớn.

Cũng theo Kế hoạch này, giai đoạn 2026-2030 vốn đầu tư dự kiến là 1.856,7 nghìn tỷ đồng, tương đương 77,6 tỷ USD (trong đó cho nguồn điện 71,7 tỷ USD, lưới truyền tải 5,9 tỷ USD).

1. Kế hoạch xây dựng nguồn điện:

Theo Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII: Tổng công suất nguồn điện xây dựng mới và mở rộng giai đoạn 2024-2030 là hơn 74.914 MW. Tổng hợp các dự án nguồn điện cần thực hiện từ nửa năm 2024 đến hết năm 2030 như bảng sau:

2. Kế hoạch xây dựng lưới điện:

Theo Quy hoạch điện VIII, khối lượng đầu tư lưới truyền tải từ năm 2021 đến năm 2030 cũng rất lớn, bao gồm:

- Đường dây 500 kV: Xây dựng mới 12.300 km và cải tạo 1.324 km.

- Trạm 500 kV: Xây dựng mới 49.350 MVA và cải tạo 38.168 MVA.

- Đường dây 220 kV: 16.285 km và cải tạo 6.484 km.

- Trạm 220 kV: Xây dựng mới 78.525 MVA và cải tạo 34.977 MVA.

Dù sao, đầu tư lưới truyền tải cũng chủ yếu thuộc trách nhiệm Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT). Đơn vị này trước nay đã luôn đảm bảo hoàn vốn các dự án truyền tải. Năm 2023 được Fitch Ratings - tổ chức xếp hạng tín nhiệm uy tín trên thế giới xếp hạng tín nhiệm ở mức “BB” dựa trên hồ sơ hợp nhất của công ty mẹ (EVN), còn đạt mức “BB+” dựa trên hồ sơ tín nhiệm độc lập của EVNNPT.

Vì vậy, vấn đề huy động vốn đầu tư cho lưới truyền tải tuy lớn, nhưng EVNNPT có thể vay vốn đầu tư các dự án lưới truyền tải thông thường. Khó khăn nằm ở huy động vốn cho các đường dây nhằm thu gom, tích hợp nguồn năng lượng tái tạo, thường có hệ số khai thác công suất thấp và khả năng hoàn vốn chậm hơn.

Nhưng khó khăn lớn nhất chủ yếu thuộc về khả năng huy động và tiến độ vốn đầu tư cho các dự án nguồn điện nói trên.

II. NHỮNG KHÓ KHĂN, THÁCH THỨC VÀ RỦI RO TRONG HUY ĐỘNG VỐN ĐẦU TƯ CHO QUY HOẠCH ĐIỆN VIII:

1. Nguồn vốn đầu tư từ các doanh nghiệp nhà nước ngày càng hạn chế, chủ yếu dựa vào tư nhân và các doanh nghiệp nước ngoài:

Trong nhiều năm, EVN luôn được coi là người chịu trách nhiệm đầu tư lớn nhất trong các dự án điện. Nhưng chúng ta biết thị phần nguồn điện thuộc EVN ngày càng giảm đi. Đến năm 2023, trong quy mô tổng công suất nguồn điện 80.556 MW, tổng công suất nguồn thuộc EVN và các công ty con (GENCO1, 2 và 3) chiếm 14,9% và 22,3% tương ứng - nghĩa là tổng công suất thuộc EVN đầu tư và quản lý vận hành chỉ còn 37,2% toàn hệ thống.

Doanh nghiệp nhà nước có quy mô công suất tiếp theo là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), chiếm 7,7%, Tập doàn CN Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) chiếm 2,3%. Các nhà đầu tư ngoài nhà nước chiếm 52%, trong đó BOT chiếm 11,2%.

Có thể thấy thị phần công suất nguồn của các doanh nghiệp nhà nước hiện nay đã xuống dưới 50%.

Trong 3 tập đoàn năng lượng quốc gia, sơ bộ có thể thấy khả năng huy động vốn đầu tư như sau:

Hiện EVN đang triển khai xây dựng dự án điện than Quảng Trạch 1 (1.200 MW), vốn đầu tư 41.130 tỷ đồng, khởi công cuối năm 2021 và dự kiến vào vận hành nửa cuối năm 2026. Hai dự án tiếp theo là điện khí Dung Quất 1 và 2 (quy mô 2x750 MW), tiến độ phụ thuộc vào nguồn khí từ mỏ Cá Voi Xanh, nhưng sớm nhất cũng vào năm 2028.

EVN tuy có mức tín nhiệm được Fitch Ratings xếp hạng “BB”, nhưng thua lỗ hai năm gần đây đã khiến khả năng huy động vay vốn càng ngày càng khó. Việc lỗ kinh doanh của EVN có nhiều nguyên nhân, nhưng chủ yếu là do giá các yếu tố đầu vào (nguyên, nhiên liệu, tiền mua điện…) tăng cao, trong khi giá bán lẻ điện tăng chậm, thiếu linh hoạt.

Vừa qua Thủ tướng Chính phủ đã phải điều chuyển 2 dự án điện khí Ô Môn 3 và 4 (2x1.050 MW) - trước đó do EVN là chủ đầu tư, giao sang PVN đảm nhiệm. Như vậy, khả năng đầu tư nguồn điện lớn sắp tới của EVN sẽ suy giảm.

PVN hiện đang vận hành 2 nhà máy điện than Vũng Áng 1, Thái Bình 2 và 4 nhà máy điện khí (Nhơn Trạch 1 - 2, Cà Mau 1 - 2). Mặt khác, PVN đang giải quyết các hậu quả để tiếp tục thực hiện dự án điện than đang xây dựng dở dang là Long Phú 1.

Theo nhiệm vụ, sắp tới PVN sẽ cần tham gia đầu tư tại khâu thượng nguồn của chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn, cùng với 2 dự án điện khí Ô Môn 3 và 4 (2x1.050 MW); đầu tư 2 dự án điện khí Miền Trung 1 và 2 (2x750 MW) tại Chu Lai, tỉnh Quảng Nam; đầu tư mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất lên 7,5 triệu tấn/năm. Như vậy cho thấy bản thân các nhiệm vụ đầu tư của PVN cũng khá nặng nề, khả năng đầu tư thêm các dự án nguồn mới sẽ khó khăn.

Với Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) hiện đang sở hữu, vận hành 6 nhà máy điện than và 1 nhà máy thủy điện với tổng công suất 1.735 MW, chiếm 2,3% tổng công suất toàn hệ thống. Nhiệm vụ chính của TKV là sản xuất, cung ứng than cho nền kinh tế, chủ yếu cho sản xuất điện. Theo Chiến lược phát triển TKV đến năm 2030, định hướng đến năm 2045: TKV không đầu tư thêm các dự án nguồn điện.

Với các nhận định nêu trên, nguồn vốn đầu tư thực hiện Quy hoạch điện VIII sẽ chủ yếu do các doanh nghiệp tư nhân trong, hoặc ngoài nước thực hiện. Điểm khác biệt của các doanh nghiệp ngoài nhà nước là: Chỉ đầu tư kinh doanh khi các “điều kiện thị trường” đảm bảo hoàn vốn và có lợi nhuận, không có ràng buộc trách nhiệm phải đầu tư để cung cấp điện, hay đảm bảo an ninh năng lượng. Vì vậy, các quy định từ cơ quan quản lý nhà nước cần được ban hành để kiến tạo đủ “điều kiện thị trường” như đã nêu.

Trong khi cơ chế hỗ trợ phát triển năng lượng sạch, tái tạo chưa được thông suốt, liên tục và đang bị gián đoạn như điện mặt trời đã bị chững lại từ sau ngày 31/12/2020 và điện gió sau ngày 1/11/2021, cơ chế cho các nguồn điện “nền” thế hệ mới (điện khí trong nước, LNG nhập khẩu) chưa đủ thông thoáng, chặt chẽ để đảm bảo mở đường cho các nhà đầu tư tư nhân.

2. Thị trường điện cạnh tranh chậm triển khai:

Chúng ta biết, thị trường điện cạnh tranh đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định 63/2013/QĐ-TTg ngày 8/11/2013. Theo đó, giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) đã được thực hiện trong giai đoạn 2012-2018; thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM) được thực hiện từ năm 2019-2021 và thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM) thí điểm từ năm 2021-2023, chính thức từ năm 2023.

- Thị trường điện cạnh tranh tiến triển chậm hơn so với lộ trình:

Trong thực tế, mặc dù VWEM đã đạt được một số bước tiến: Công khai, minh bạch trong công tác lập lịch huy động các nhà máy điện trong thị trường; giảm chu kỳ giao dịch thị trường điều độ xuống 30 phút/lần; rút ngắn thời gian sửa chữa bảo dưỡng các nhà máy điện. Nhưng VWEM đến nay vẫn chưa hoàn chỉnh, đúng nghĩa, vẫn như ở dạng VCGM (vì chỉ có một người mua duy nhất là EVN, các đơn vị mua buôn bán lẻ vẫn là các tổng công ty phân phối thuộc EVN). Vẫn độc quyền trong mua buôn và bán lẻ điện.

Một trong các yếu tố để mở rộng thêm “người mua” trong VWEM là cơ chế Mua bán điện trực tiếp (DPPA) đã được dự thảo, chỉnh sửa nhiều lần. Mới đây, ngày 3/7/2024, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Nghị định số 80/2024/NĐ-CP quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn.

- Giá bán lẻ điện chưa phản ánh đúng, đầy đủ và linh hoạt chi phí các khâu của bên cung ứng điện:

Giá điện không được điều chỉnh linh hoạt trong nhiều năm qua, kể cả khi đã có quy định cụ thể trong Quyết định số 24, dẫn tới lỗ lũy kế với EVN. Mặt khác, không truyền đạt tín hiệu thị trường đúng đắn với các nhà đầu tư ngoài nhà nước. Điều này càng gây khó khăn trong huy động vốn đầu tư cho ngành điện.

3. Chính sách, cơ chế phát triển nguồn điện còn chưa đầy đủ, gián đoạn:

- Gián đoạn chính sách khuyến khích nguồn điện gió, mặt trời; thiếu quy định về đầu tư điện gió ngoài khơi:

Theo chủ trương trong Nghị quyết 55 của Bộ Chính trị, Chính phủ đã ban hành một số cơ chế khuyến khích phát triển điện gió, mặt trời các loại qua các Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg và Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg (FIT1), Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg (FIT2).

Các cơ chế nói trên đã tạo làn sóng đầu tư “bùng nổ”, mạnh mẽ vào các nguồn điện mặt trời điện gió, mặt trời trong các năm 2018-2021. Việt Nam đã trở thành một trong các quốc gia hàng đầu Đông Nam Á về quy mô và tỷ lệ các nguồn năng lượng tái tạo trong hệ thống điện.

Tính đến cuối năm 2020 đã có 8.736 MW công suất điện mặt trời mặt đất, 7.555 MW điện mặt trời mái nhà được hòa lưới điện; đến hết tháng 10/2021 đã có gần 4.000 MW điện gió hòa lưới. Năm 2023, công suất các nguồn năng lượng tái tạo phi thủy điện đã đạt tỷ lệ 26,9% trong hệ thống nguồn điện, sản lượng từ khối năng lượng tái tạo này chiếm 13,5% tổng điện sản xuất.

Tuy nhiên việc phát triển tập trung nguồn điện gió, mặt trời tại các khu vực có tiềm năng tốt, nhưng nhu cầu phụ tải thấp (như các tỉnh duyên hải Nam Trung bộ và Tây Nguyên) đã gây ra tình trạng nghẽn lưới truyền tải, phải cắt giảm lượng điện phát. Công tác điều độ các nhà máy điện cũng khó khăn hơn do điện mặt trời chỉ phát huy tác dụng vào ban ngày, lớn nhất vào thấp điểm trưa, còn buổi tối không phát điện.

Trong giai đoạn phát triển bùng nổ, đã có hiện tượng xin - cho, chạy chọt để dự án năng lượng tái tạo kịp hưởng cơ chế FIT, xảy ra hiện tượng tham nhũng, gây hậu quả nghiêm trọng. Các cơ quan thanh tra, điều tra đã phải vào cuộc. Nhiều tổ chức, cá nhân bị kỷ luật, thậm chí bị kết án hình sự. Vì vậy, sau đó các cơ chế nối tiếp để khuyến khích điện mặt trời, điện gió bị chững lại trong cả năm 2022 và 2023. Điều này làm đứt gãy các chuỗi cung ứng công nghệ, thiết bị cho rất nhiều dự án đầu tư điện mặt trời, điện gió, gây thiệt hại lớn cho các chủ đầu tư.

Ngày 1/11/2023, Bộ Công Thương ban hành Thông tư số 19/2023/BCT về Phương pháp xây dựng khung giá phát điện áp dụng cho nhà máy điện mặt trời, điện gió, sau hai năm gián đoạn.

Với điện gió ngoài khơi, hiện nay nhiều luật, quy định còn chưa cụ thể về loại hình này, khiến cho mục tiêu phát triển 6.000 MW đến năm 2030 còn chưa có căn cứ triển khai. Chưa có dự án điện gió ngoài khơi nào được chấp thuận chủ trương đầu tư.

- Chính sách, cơ chế phát triển nguồn điện LNG chưa hoàn chỉnh:

Có thể thấy rằng, trong thời kỳ đến năm 2030, các nguồn điện khí, LNG được cho là loại hình phát điện chủ chốt, quan trọng, không phụ thuộc thời tiết, thay thế các nguồn điện than sớm dừng phát triển. Với 12 dự án điện LNG tổng quy mô 20.900 MW dự kiến sẽ xây dựng trong Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII, chính sách, cơ chế cho triển khai đầu tư sẽ có tác dụng rất quan trọng, quyết định tính khả thi của Kế hoạch.

Sau mấy năm vướng mắc trong thỏa thuận mua bán điện giữa nhà đầu tư dự án nguồn điện LNG và EVN về khung giá điện, chuyển ngang giá khí, sản lượng điện theo hợp đồng, thời hạn hiệu lực hợp đồng… Để tạo điều kiện cho việc đàm phán, Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định số 1260/QĐ-BCT ngày 27/5/2024 phê duyệt khung giá phát điện nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp sử dụng khí hóa lỏng. Theo đó, với một nhà máy điện LNG chuẩn công suất 1.579,125 MW, khung giá phát điện cho nhà máy này năm 2024 được quy định từ 0 - 2.590,85 đ/kWh (tương đương 10,57 US cent/kWh); giá LNG là 12,9792 USD/ triệu BTU.

Như vậy, một bước tiến là khung giá điện, chuyển ngang giá khí đã được tháo gỡ. Nhưng còn vấn đề sản lượng điện huy động tối thiểu hàng năm và thời hạn hiệu lực hợp đồng chưa được quy định cụ thể. Vì vậy, việc đàm phán PPA vẫn chưa thực sự được thúc đẩy nhanh.

III. ĐỀ XUẤT CÁC NHÓM GIẢI PHÁP CHÍNH SÁCH HUY ĐỘNG VỐN ĐẦU TƯ CHO QUY HOẠCH ĐIỆN VIII:

Thứ nhất: Cần thiết bổ sung, hoàn chỉnh các luật và quy định cụ thể cho việc cấp chủ trương đầu tư và huy động các nguồn vốn cho phát triển nguồn điện, khuyến khích năng lượng tái tạo. Các đề xuất với cơ quan quản lý nhà nước để xem xét ban hành các văn bản quy phạm pháp luật như sau:

1. Bổ sung, hoàn thiện các văn bản quy phạm pháp luật. Trong đó có định nghĩa về điện gió ngoài khơi; các quy định về khảo sát khu vực mặt biển, đáy biển cho dự án điện gió ngoài khơi, quy định đấu thầu dự án khu vực biển…

2. Hoàn chỉnh các quy định về đầu tư nguồn điện LNG. Trong đó xét đến các yếu tố đảm bảo hoàn vốn đầu tư dự án, nhưng đảm bảo tính cạnh tranh, công bằng giữa các loại hình trong thị trường phát điện.

3. Xem xét áp dụng một số cơ chế thí điểm đối với nguồn điện gió ngoài khơi, nguồn điện LNG để đảm bảo an ninh năng lượng trong giai đoạn đến năm 2030. Trong đó ưu tiên khu vực miền Bắc đang thiếu nguồn điện.

4. Ban hành nghị định về cơ chế cho phát triển nguồn điện mặt trời tự sản, tự tiêu để khuyến khích đầu tư phát triển mô hình này.

5. Ban hành cơ chế phù hợp để phát triển các nguồn điện linh hoạt, nguồn lưu trữ điện để tăng cường tích hợp năng lượng tái tạo vào hệ thống điện với tỷ lệ ngày càng cao như dự kiến trong Quy hoạch điện VIII.

6. Nghiên cứu, ban hành cơ chế giá điện hai thành phần (giá công suất và giá điện năng) nhằm đảm bảo hoàn vốn đầu tư cho các nguồn chạy nền, linh hoạt, đồng thời đảm bảo trách nhiệm chia sẻ của hộ sử dụng điện lớn với đầu tư nâng cấp hệ thống điện và chuyển dịch năng lượng.

Thứ hai: Thực hiện đúng về chủ trương điều hành giá điện theo thị trường có điều tiết của nhà nước và thúc đẩy các yếu tố để hoàn chỉnh thị trường điện cạnh tranh bán buôn, bán lẻ.

Việc kìm giá điện các năm qua so với các biến động tăng giá của các yếu tố đầu vào, nhất là giá nhiên liệu nhập khẩu, có ý nghĩa quan trọng trong hỗ trợ doanh nghiệp, ổn định kinh tế và đời sống người dân, nhưng đồng thời tạo ra tín hiệu sai về kinh tế thị trường, không tạo điều kiện huy động các nguồn vốn đầu tư. Thực hiện linh hoạt điều hành giá điện theo cân bằng cung cầu và giá cả thị trường là một trong các giải pháp quan trọng để huy động vốn cho phát triển hệ thống điện, phát triển thị trường điện cạnh tranh một cách thực chất, đầy đủ. (Quyết định số 5/2024/QĐ-TTg ngày 26/3/2024 của Thủ tướng Chính phủ về quy định về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân là hành lang pháp lý thuận lợi cho thực hiện vấn đề này).

Như đã nêu, thị trường điện cạnh tranh được triển khai chậm so với lộ trình được phê duyệt. Việc xúc tiến để hoàn chỉnh thị trường điện cạnh tranh là điều kiện tiên quyết để huy động vốn đầu tư cho cung cấp điện an toàn ổn định. Cơ chế mua bán điện trực tiếp DPPA là một trong những điều kiện thuận lợi để thị trường hoạt động hiệu quả, đồng thời thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo.

Thứ ba: Xử lý, giải quyết dứt điểm các dự án điện gió, mặt trời “chuyển tiếp” do lỡ cơ chế FIT, cũng như các dự án vi phạm về sai/thiếu các thủ tục đầu tư theo quy định để mở đường cho các dự án mới.

Trong giai đoạn 2018-2022 nhiều dự án, nhà máy điện gió, mặt trời chậm tiến độ so với cơ chế FIT, có 81 dự án đang gửi hồ sơ tới EVN để được hưởng giá “tạm tính” bằng 50% so với khung giá chuyển tiếp theo Quyết định số 21/QĐ-BCT, ngày 7/1/2023 của Bộ Công Thương. Ngày 1/11/2023, Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 19/2023/BCT về Phương pháp xây dựng khung giá phát điện áp dụng cho nhà máy điện gió, mặt trời.

Ngoài ra, một số nhà máy điện năng lượng tái tạo khác thiếu thủ tục, hoặc làm sai thủ tục đầu tư, cần thiết xử lý sớm theo hướng “không hợp thức cái sai” như chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ, nhưng hợp lý, hợp tình để đưa các dự án/nhà máy vào vận hành, tránh lãng phí vốn đầu tư, nguồn lực xã hội.

Sau cơ chế FIT có tác dụng “mồi” phát triển năng lượng tái tạo, các dự án còn lại và dự án mới sẽ phải chuyển sang cơ chế đấu thầu để chọn dự án, chọn nhà đầu tư phát triển. Việc giải quyết dứt điểm các tồn đọng, sai phạm hiện thời sẽ tạo điều kiện để chủ đầu tư các dự án mới tin tưởng, bỏ vốn triển khai. Các nguồn năng lượng tái tạo khi được “khơi thông” về cơ chế sẽ lấy lại đà tăng trưởng, đáp ứng yêu cầu của Quy hoạch điện VIII và Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII./.

NGUYỄN ANH TUẤN (A) - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Lài liệu tham khảo:

[1] Tổng hợp số liệu theo Báo cáo tổng kết EVN năm 2021, 2022 và 2023.

[2] Ước tính dựa trên suất đầu tư tham khảo trong “Cẩm nang công nghệ sản xuất điện Việt Nam”, công bố năm 2023.

[3] Nội suy từ tổng công suất ĐMT mặt đất cuối năm 2020 và quy mô công suất ĐMT mặt đất trong Quyết định số 500/QĐ-TTg phê duyệt QHĐ VIII.