Thách thức từ nhu cầu vốn khổng lồ
Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (gọi tắt là Quy hoạch điện VIII) đề ra mục tiêu 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. Tương ứng, tổng công suất các nhà máy điện phải đạt 150.489 MW và điện thương phẩm khoảng 505,2 tỷ kWh.
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 tỷ USD/năm), lưới điện truyền tải khoảng 14,9 tỷ USD (trung bình 1,5 tỷ USD/năm).
Trên thực tế, tổng số vốn đầu tư từ 2021 đến tháng 5/2024 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. Cụ thể, khối doanh nghiệp nhà nước 16,9 tỷ USD (gồm giá trị vốn đầu tư công trình điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), dự án điện khí thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN)); khối tư nhân cho điện gió và điện mặt trời khoảng 8,1 USD; cùng với 3 dự án điện than lớn đầu tư theo hình thức BOT khoảng 4,8 tỷ USD (nhà máy Nghi Sơn vận hành tháng 7/2022, Vân Phong vận hành tháng 3/2024 và Vũng Áng 2 dự kiến tháng 6/2025).
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.
Vấn đề huy động vốn đầu tư cho lưới truyền tải tuy lớn, chủ yếu thuộc trách nhiệm Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT). Đơn vị này 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 cần thực hiện từ nửa năm 2024 đến hết năm 2030.
Các dự án năng lượng tái tạo đang chờ các chính sách khuyến khích đầu tư cụ thể
Giảm dần thị phần vốn nhà nước
Đến năm 2023, trong quy mô tổng công suất nguồn điện, thành phần doanh nghiệp nhà nước (EVN, PVN, TKV) còn chiếm 48%. Mới xu thế thị phần nguồn điện thuộc EVN ngày càng giảm đi, 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.
Dễ dàng nhận thấy, 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. Ngoài khoảng 500 MW 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.
Điều đáng nói, thị trường điện cạnh tranh lẽ ra đã phải ở cấp độ thị trường bán lẻ điện cạnh tranh, nhưng đến nay vẫn 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. Trong khi đó, một trong các yếu tố để mở rộng thêm “người mua” là cơ chế Mua bán điện trực tiếp (DPPA) dù đã được dự thảo nhiều lần, nhưng đến nay, Nghị định về DPPA vẫn chưa thể ban hành.
Mặt khác, giá điện bán lẻ điện chưa phản ánh đúng, đầy đủ và linh hoạt chi phí các khâu của bên cung ứng điện không được điều chỉnh linh hoạt trong nhiều năm qua. Điều này dẫn tới lỗ lũy kế với EVN và 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.
Để thúc đẩy đầu tư điện gió ngoài khơi cần làm gió 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…
Cần có chính sách cụ thể
Trong các nhóm giải pháp chính sách huy động vốn đầu thư cho Quy hoạch Điện VIII, thứ nhất, cấp có thẩm quyền cần xem xét bổ sung, hoàn chỉnh các luật và quy định cụ thể cho cấp chủ trương đầu tư và huy động các nguồn vốn đầu tư cho phát triển nguồn điện, khuyến khích NLTT. 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…
Cần 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. 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. 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. 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. 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, các bên liên quan cần 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. 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.
Thứ ba, cần 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
Phó chủ tịch, kiêm Tổng thư ký Hiệp hội Năng lượng Việt Nam
(Theo monre.gov.vn)