Bài toán khó của Quy hoạch Điện VIII

Ngành điện có vai trò đặc biệt quan trọng trong việc đáp ứng nhu cầu sinh hoạt và sản xuất công nghiệp, thương mại, dịch vụ…, thúc đẩy sự phát triển kinh tế, xã hội. Quy hoạch điện VIII đã tạo hành lang pháp lý cho ngành điện Việt Nam phát triển đến năm 2030, tầm nhìn 2050.

Việc chuyển dịch sang các loại hình năng lượng xanh phù hợp với xu thế phát triển của thế giới, tuy nhiên cần tính toán tới các yếu tố đặc thù từ điều kiện và xuất phát điểm của Việt Nam.

Quyền cấp phép tại địa phương

Trước hiết, Quy hoạch điện VIII và Quy hoạch điện VII có một số khác biệt mang tính chất cốt lõi quan trọng. Quy hoạch điện VIII giải quyết bài toán tích hợp tỉ trọng lớn nguồn điện tái tạo mang đặc tính cố hữu không ổn định (điện gió, điện mặt trời) trong cơ cấu nguồn điện (trước mắt là từ nay tới  năm 2030 và sau đó định hướng tới năm 2050) nhằm đảm bảo cam kết thực thi mục tiêu net zero của Chính phủ Việt Nam tuyên bố tại COP26 diễn ra cuối năm 2021.

Vì vậy, cách thức xây dựng các kịch bản cân đối cung – cầu tại Quy hoạch điện VIII cũng thực hiện ở mức độ chi tiết hơn nhiều so với khi xây dựng Quy hoạch điện VII. Từ sự thiếu ổn định của năng lượng tái tạo nên cần các loại hình điện nền khác mang tính dự phòng như thủy điện, điện than, điện khí…

Vì vậy, với Quy hoạch điện VIII tỉ trọng nguồn dự phòng phải đảm bảo đủ công suất để huy động trong trường hợp xảy ra biến động bất thường về sản lượng từ các nguồn điện tái tạo.

Khi tỉ trọng nguồn điện tái tạo tăng lên, thì tổng công suất nguồn điện nền cũng cần tăng cao tương ứng, lớn hơn nhiều so với cơ cấu nguồn điện nếu chỉ bao gồm các nguồn truyền thống (thủy điện, điện than, điện khí). Điều này dẫn tới việc cần một nguồn vốn rất lớn cho đầu tư nguồn điện và mạng lưới truyền tải lưới điện.

Năng lực tài chính của các doanh nghiệp nhà nước như Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tập đoàn Than và Khoáng sản Việt Nam (TKV) không thể đáp ứng đủ, chúng ta cần có sự huy động nguồn lực khá lớn từ khối tư nhân và nhà đầu tư nước ngoài.

Tại Quy hoạch điện VIII, một số lượng lớn các nguồn điện (nhất là các nguồn điện gió và điện mặt trời) không được xác định cụ thể vị trí, công suất cũng như chủ đầu tư (khác biệt lớn so với Quy hoạch điện VII khi danh mục nguồn điện trong Quy hoạch điện VII đều được nêu rõ vị trí, công suất và chủ đầu tư).

Việc thu hút đầu tư của khối tư nhân vào các dự án này sẽ phụ thuộc lớn vào một số yếu tố: (i) các cơ chế/chính sách của cơ quan quản lý trung ương; (ii) các yêu cầu/điều kiện cấp phép đối với việc đầu tư tại mỗi địa phương và nỗ lực thu hút đầu tư của các tỉnh thành.

Một mặt, điều này sẽ tạo điều kiện cho các địa phương ban hành các cơ chế chính sách riêng biệt kèm ưu đãi để thu hút đầu tư tư nhân vào các dự án nguồn điện cũng như lưới điện.

Tuy nhiên, mặt khác điều này sẽ tiềm ẩn rủi ro khi các địa phương có thể chỉ vì mục tiêu thu hút vốn đầu tư tư nhân mà đơn giản hóa các thủ tục cấp phép, hệ lụy có những nhà đầu tư kém năng lực, thiếu kinh nghiệm nhận được giấy phép đầu tư cho các dự án nhưng không có năng lực triển khai dự án.

Điều này tạo nên các “dự án treo” gây ảnh hưởng tới tiến độ chung của kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII. Tổng thể điều này làm ảnh hưởng tới an ninh năng lượng quốc gia.

Thách thức các loại hình bổ sung

Việt Nam cam kết đạt mục tiêu net zero vào năm 2050. Một trong các trọng tâm lớn nhất là chuyển đổi lĩnh vực năng lượng. Theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030 các nguồn được ưu tiên phát triển là LNG, điện gió, điện mặt trời áp mái. Việc thực hiện mục tiêu phát triển ba dạng nguồn điện được xác định trong kịch bản phát triển nguồn điện này còn tiềm ẩn nhiều rủi ro và thách thức:

Với điện khí LNG, thách thức lớn nhất vẫn là đàm phán giá bán điện cho EVN, trong điều kiện EVN vừa phải đảm bảo cung ứng đủ điện cho các nhu cầu phát triển kinh tế – xã hội lại vừa phải đảm bảo giá điện bán lẻ ở mức độ phù hợp với khả năng chi trả của nền kinh tế cũng như của người dân.

Trong khi đó giá nhập khẩu LNG lại phụ thuộc nhiều vào sự biến động trên thị trường thế giới. Hai điều kiện quan trọng mà các nhà đầu tư nêu ra trong các cuộc đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) là việc chuyển ngang giá nhiên liệu LNG và việc cam kết về sản lượng huy động ở mức khá cao (từ 80–90%).

Với điện gió trên bờ, qua thời gian vận hành vừa qua đã cho thấy nhiều dự án không đạt được các chỉ tiêu kỹ thuật như nêu trong hồ sơ báo cáo nghiên cứu tiền khả thi (FS) khi đăng ký cấp phép. Ngoài ra, việc cắt giảm sản lượng phát cũng làm ảnh hưởng tới cân đối tài chính của dự án, khiến các nhà đầu tư mang tâm lý e ngại trong việc triển khai các dự án sắp tới, đặc biệt khi chưa có quy định rõ ràng về cơ chế giá bán điện.

Hơn nữa, các dự án điện gió ngoài khơi có vốn đầu tư cao hơn nhiều so với điện gió trên bờ khi điều kiện khảo sát, lắp đặt hay bảo trì, bảo dưỡng cũng khó khăn và đòi hỏi kỹ thuật cao hơn. Hiện tại chưa có quy định nào về một cơ chế giá mua điện riêng biệt cho loại hình dự án này khiến các nhà đầu tư tư nhân trong nước và quốc tế chưa an tâm huy động vốn. Cần biết rằng một dự án điện gió ngoài khơi sẽ kéo dài từ 6-7 năm, thậm chí dài hơn nếu các quy định pháp lý liên quan chưa kịp hoàn thiện.

Với điện mặt trời mái nhà, mặc dù đây là loại hình nguồn năng lượng phân tán dễ đầu tư, dễ triển khai lắp đặt, nhưng nếu quy mô công suất quá lớn mà không có những biện pháp kiểm soát phù hợp sẽ có nguy cơ ảnh hưởng tới an toàn của lưới điện phân phối, cũng như ảnh hưởng đến việc dự báo phụ tải, sản lượng điện năng cung ứng của các công ty điện lực địa phương.

Cơ chế hai giá điện

Công suất năng lượng tái tạo tại Việt Nam gần như giẫm chân tại chỗ kể từ năm 2021 đến nay khi giá FiT (Feed-in Tariffs) – biểu giá hỗ trợ thiết kế để thúc đẩy đầu tư vào các nguồn năng lượng tái tạo chấm dứt. Một trong các nút thắt và rủi ro khiến nhà đầu tư tư nhân và nhà đầu tư quốc tế chưa mặn mà rót thêm vốn đầu tư là giá bán điện.

Gần đây khái niệm “giá bán điện hai thành phần” được nhắc đến và xem như chìa khóa giải quyết nút thắt này.  Cần hiểu cơ chế giá điện hai thành phần (bao gồm giá điện năng và giá công suất) đã được nhiều quốc gia trên thế giới áp dụng, và gần đây nhất là Trung Quốc đã bắt đầu thực hiện từ ngày 1.1.2024.

Theo đó các nhà máy nhiệt điện than được trả tiền công suất khi ở chế độ dự phòng (nghĩa là duy trì lò hơi ở chế độ chờ nhưng không phát điện lên lưới, mà chỉ vận hành phát điện khi có lệnh của điều độ hệ thống điện), trong điều kiện các nhà máy điện tái tạo được ưu tiên huy động.

Với Thái Lan, việc áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần trong hợp đồng mua bán điện giữa bên mua điện và bên bán điện (PPA – Power Purchase Agreement) đã giúp đảm bảo khoản chi trả cho nhà đầu tư dự án điện khí LNG ngay cả trong điều kiện bị giảm sản lượng huy động, giảm thiểu rủi ro về dòng tiền và do đó tạo niềm tin cho nhà đầu tư tư nhân khi thực hiện các dự án điện khí.

Trên thực tế, giá điện hai thành phần đã được áp dụng tại Việt Nam cho các nhà máy tham gia thị trường phát điện cạnh tranh. Theo đó, mỗi nhà máy tham gia bán điện trên thị trường sẽ được chi trả theo giá điện năng thị trường điện (SMP – áp dụng cho phần sản lượng mà nhà máy bán lên lưới) và giá công suất thị trường (CAN – áp dụng cho phần công suất thanh toán của từng nhà máy trực tiếp tham gia thị trường và có phát điện trong chu kỳ thanh toán).

Tuy nhiên hạn chế của cơ chế giá này là các nhà máy điện không được huy động thì không nhận được khoản chi trả từ thị trường điện, do đó sẽ ảnh hưởng tới dòng tiền và phương án kinh doanh của chủ đầu tư.

Rõ ràng việc áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần trong điều kiện Việt Nam đang trong quá trình chuyển dịch cơ cấu năng lượng là yêu cầu cấp thiết.

Điều kiện giúp khối tư nhân có thể yên tâm đầu tư vào các dự án điện nền sử dụng LNG cũng như các dự án điện tái tạo trong điều kiện không thể cam kết một mức sản lượng huy động cao như kỳ vọng, cũng như khó áp dụng các điều khoản khả thi cấp vốn như thông lệ quốc tế.

Quy hoạch điện VIII đã tạo hành lang pháp lý cho ngành điện phát triển nhưng phía trước vẫn còn nhiều bài toán khó cần giải quyết.

—————————————

Bản in Forbes Việt Nam số 129, tháng 5.2024