Thúc đẩy đầu tư nguồn điện để tránh nguy cơ… thiếu điện

Thúc đẩy đầu tư nguồn điện để tránh nguy cơ… thiếu điện

Hà Đăng Sơn (*)

(TBKTSG) – Vào năm 2020, nhu cầu điện năng thương phẩm của Việt Nam sẽ tăng gần gấp đôi so với năm 2015. Với tình hình đa phần các dự án nguồn điện đều chậm hoặc chưa thể khởi công thì tình trạng thiếu điện và cắt điện luân phiên sẽ sớm xảy ra.

Theo Tổng sơ đồ phát triển điện lực quốc gia VII điều chỉnh (quy hoạch VII điều chỉnh), vào năm 2020, nhu cầu điện năng thương phẩm của Việt Nam sẽ tăng gần gấp đôi so với năm 2015, và tới năm 2030 thì nhu cầu sẽ tăng thêm gần 3 lần so với năm 2015. Việc tăng nhanh nhu cầu sử dụng điện năng cho các hoạt động sản xuất kinh doanh và cho đời sống tạo áp lực lớn lên ngành điện Việt Nam trong việc đảm bảo cung ứng đủ điện phục vụ tăng trưởng kinh tế – xã hội đồng thời bảo đảm hệ thống điện quốc gia vận hành ổn định, tin cậy.

Mặc dù tốc độ tăng trưởng phụ tải có nhiều biến động do các yếu tố thị trường, nhưng nhìn tổng thể thì phụ tải đỉnh vẫn tăng đều hàng năm, đặc biệt đạt các đỉnh mới vào các thời điểm nắng nóng kéo dài ở miền Bắc và miền Trung(1). Để đáp ứng nhu cầu phụ tải, tập đoàn Điện lực (EVN) cũng đã nỗ lực huy động nhiều nguồn điện khác nhau như thủy điện, điện than, điện khí; và huy động cả nguồn đốt dầu trong những ngày phụ tải cao mà lượng khí nội địa cung ứng không đủ trong khi các nguồn khác đã huy động tối đa, dẫn tới làm tăng chi phí phát điện trên toàn hệ thống.

Theo dự báo, với tình hình đa phần các dự án nguồn điện đều chậm hoặc chưa thể khởi công thì tình trạng thiếu điện và cắt điện luân phiên sẽ sớm xảy ra trong các năm đầu thập kỷ 20. Có nhiều nguyên nhân dẫn tới tình trạng này, tuy nhiên phần dưới đây sẽ tập trung phân tích một số rào cản chính dẫn tới sự chậm trễ triển khai các dự án nguồn điện.

Các vấn đề trong vận hành và đầu tư lưới điện truyền tải

Hệ thống lưới điện Việt Nam khá phức tạp và trải dài trên toàn đất nước, với đường dây truyền tải 500 kV đóng vai trò xương sống để lưu chuyển điện năng giữa các vùng nhằm đảm bảo cân đối phụ tải vùng. Theo quy định của Luật Điện lực, toàn bộ công tác đầu tư cho lưới điện truyền tải đều thuộc trách nhiệm thu xếp vốn của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (EVN-NPT). Tuy nhiên, trong điều kiện Chính phủ thôi bảo lãnh cho các dự án vay vốn nước ngoài của EVN và với mức phí truyền tải được quy định đồng đều mà không tính tới khoảng cách truyền tải, công tác thu xếp vốn của EVN-NPT cho các dự án lưới điện truyền tải cũng gặp nhiều khó khăn. Điều này dẫn tới chậm trễ trong việc nâng cấp hoặc mở rộng các tuyến trọng yếu, gây nên tình trạng nghẽn mạch đường dây truyền tải 500 kV trong các chu kỳ cao điểm, khiến nhiều nhà máy thủy điện miền Bắc dù công suất sẵn sàng tương đối cao nhưng không thể truyền tải hết vào miền Nam. Vai trò của nhà đầu tư tư nhân trong phát triển lưới điện truyền tải cũng bị hạn chế hoàn toàn do các quy định pháp lý liên quan.

Các thách thức từ việc chuyển đổi cơ cấu nguồn

Tăng tỷ trọng các nguồn điện tái tạo (gió, mặt trời, sinh khối…) trong cơ cấu nguồn điện là xu hướng chung của các quốc gia hiện nay và Việt Nam cũng đã có những động thái tích cực trong việc chuyển đổi cơ cấu nguồn với mục tiêu đảm bảo an ninh năng lượng, tận dụng các nguồn năng lượng sẵn có nhằm giảm phụ thuộc vào nguồn nhập khẩu. Việc ban hành cơ chế hỗ trợ phát triển điện mặt trời theo Quyết định 11/QĐ-TTg và Thông tư 16/2016/TT-BCT thời gian qua đã tạo nên một làn sóng thu hút đầu tư nước ngoài vào các dự án điện mặt trời, tuy nhiên cũng đã bộc lộ những hạn chế trong năng lực tiếp nhận.

Thứ nhất, Việt Nam hầu như chưa có kinh nghiệm xử lý các vấn đề liên quan tới tích hợp các nguồn điện tái tạo biến động (gió, mặt trời) vào lưới điện quốc gia, dẫn tới việc thẩm định bổ sung quy hoạch bị kéo dài, gây nên nhiều bức xúc từ phía các chủ đầu tư và các địa phương liên quan;

Thứ hai, các nguồn điện tái tạo biến động (gió, mặt trời) đã được phê duyệt bổ sung quy hoạch tập trung vào một số khu vực có tiềm năng cao (Ninh Thuận, Bình Thuận) nhưng nhu cầu phụ tải tại chỗ thấp hơn nhiều so với năng lực phát điện, đồng thời hạ tầng lưới điện hạn chế khiến lượng công suất dư vượt quá khả năng giải tỏa của lưới điện hiện hành. Điều này dẫn tới việc một số lượng lớn dự án không đủ điều kiện đấu nối cần thiết để ký kết thỏa thuận hợp đồng mua bán điện (PPA);

Thứ ba, có quá nhiều thông tin nhiễu hoặc chỉ phản ánh một phần sự thực về chi phí đầu tư dự án nguồn điện tái tạo biến động, khiến nhiều nhà đầu tư tư nhân ngộ nhận về các chỉ tiêu tài chính dự án (chi phí đầu tư thấp, thời gian hoàn vốn ngắn…), làm cho nhiều đề xuất dự án chỉ dừng ở mức phê duyệt chủ trương đầu tư mà không thể thu xếp được vốn. Đồng thời, các thông tin này cũng gây khó khăn cho việc đề xuất các cơ chế chính sách hỗ trợ, do chưa tính tới các chi phí “mềm” khi triển khai đầu tư dự án, dù các chi phí này trong nhiều trường hợp chiếm tỷ trọng rất cao trong tổng vốn đầu tư cần thiết.

Các thách thức từ việc bãi bỏ trợ giá điện và minh bạch hóa

Một nghiên cứu của Chương trình Phát triển Liên hiệp quốc (UNDP) phối hợp với Viện Quản lý kinh tế trung ương (CIEM) được công bố vào tháng 5-2016 cho thấy giá điện của Việt Nam hiện tại đang thấp hơn so với chi phí, và thậm chí chưa đủ để bù đắp trượt giá do lạm phát cũng như thay đổi tỷ giá(2). Theo một nghiên cứu tổng hợp khác của Chương trình Năng lượng phát thải thấp cho Việt Nam do Cơ quan Phát triển quốc tế Mỹ (USAID) tài trợ, hầu hết các phân tích và dự báo của các tổ chức quốc tế như Ngân hàng Thế giới, UNDP hay Viện Sử dụng năng lượng hiệu quả Nhật Bản đều chỉ ra rằng mức giá điện bán lẻ hiện tại đang thấp hơn khoảng 15-20% so với chi phí thực.

Do mức giá bán lẻ điện không thực sự phản ánh chi phí sản xuất nên không khuyến khích các nhà đầu tư tư nhân bỏ vốn vào các dự án nguồn điện hay áp dụng các giải pháp sử dụng năng lượng hiệu quả. Ngoài ra, việc kìm giữ giá điện cũng làm ảnh hưởng tới các lựa chọn nguồn cung ứng trong thị trường điện cạnh tranh, do các cơ chế chào giá chỉ tập trung đạt các chỉ tiêu giá thấp (do đó ưu tiên cho các nguồn thủy điện giá rẻ). Khi xét thêm các yếu tố khác như nguồn cung ứng nhiên liệu sơ cấp, đàm phán giá khí khác nhau cho các cụm nhà máy điện khí cùng chia sẻ chung một hệ thống cung cấp khí, và biến động giá nhiên liệu đầu vào theo thị trường thế giới… thì mức độ rủi ro trong đầu tư nguồn điện phi tái tạo cũng tăng lên khiến các nhà đầu tư muốn đảm bảo hợp đồng PPA sẽ bao trùm được các rủi ro này, dẫn tới quá trình đàm phán hợp đồng bị kéo dài hơn.

Các dự án BOT chậm trễ trong việc thương thảo và triển khai

Việc Quy hoạch điện VII sửa đổi đưa danh mục nhiều dự án BOT đi vào vận hành liên tục trong các năm 2021 (bảy dự án với tổng công suất hơn 5.200 MW) và 2022 (bảy dự án với tổng công suất gần 5.400 MW) khiến quá trình thương thảo các hợp đồng BOT diễn ra hết sức khó khăn do các tổ chức cung ứng vốn luôn ép đưa các điều khoản có lợi vào hợp đồng PPA, đặc biệt liên quan tới giá mua điện và các ưu đãi.

Giải quyết khó khăn về đầu tư nguồn điện

Để có thể giải quyết những khó khăn về đầu tư nguồn điện, Chính phủ cần xem xét ban hành các văn bản hướng dẫn hoặc các cơ chế phù hợp nhằm tạo niềm tin cho các nhà đầu tư tư nhân, qua đó tăng cường thu hút nguồn vốn cho các dự án điện.

Cụ thể, cần cam kết cụ thể về việc ban hành và thực thi lộ trình tăng giá điện, thay vì phụ thuộc vào các quy định và quyết định mang tính chủ quan, ngắn hạn. Việc minh bạch hóa thông tin thị trường điện sẽ giúp thu hút đầu tư vào nguồn điện – đặc biệt là nguồn điện năng lượng tái tạo;

Cần thúc đẩy các hoạt động sử dụng năng lượng hiệu quả, tiết kiệm, nhanh chóng triển khai các nội dung liên quan tới Chương trình Quản lý phụ tải (DSM) và Đáp ứng phụ tải (DR) cũng như lưới điện thông minh (smart grid);

Sớm cập nhật điều chỉnh các chỉ tiêu kỹ thuật liên quan tới đấu nối nguồn điện tái tạo biến động vào lưới truyền tải và phân phối, đồng thời cụ thể hóa các chi phí và cơ chế liên quan tới dịch vụ phụ trợ nhằm đảm bảo việc tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo biến động không gây ra các tác động xấu cho hệ thống điện quốc gia;

Nghiên cứu ban hành biểu phí truyền tải theo hai yếu tố đầu vào là điện lượng truyền tải và khoảng cách truyền tải, để đảm bảo công bằng và giảm tổn thất đường dây;

Sớm ban hành lộ trình khuyến khích đầu tư các dự án nguồn điện năng lượng tái tạo với các cơ chế tài chính phù hợp như giá FIT, đấu giá ngược (reverse auction), quy định tỷ lệ nguồn điện tái tạo (RPS)… Ưu tiên bổ sung quy hoạch cho các dự án nguồn điện tái tạo giúp giảm phụ tải đỉnh của địa phương và khu vực;

Cuối cùng, minh bạch thông tin môi trường của các dự án điện (đặc biệt với điện than). Đồng thời, tạo các cơ chế cần thiết nhằm đảm bảo sự phối hợp hiệu quả giữa các bộ liên quan (Công Thương, Tài nguyên và Môi trường, Xây dựng, Khoa học và Công nghệ…) trong việc xây dựng và ban hành các văn bản pháp quy cần thiết liên quan tới tiêu chuẩn thử nghiệm và triển khai các dự án năng lượng tái tạo cũng như để tạo hành lang pháp lý cần thiết trong việc sử dụng tro xỉ nhiệt điện than trong các hoạt động san lấp và sản xuất vật liệu xây dựng không nung.

(*) Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu năng lượng và tăng trưởng xanh

(1) http://moit.gov.vn/tin-chi-tiet/-/chi-tiet/nang-nong-dien-rong-lien-tuc-40-đo-tieu-thu-đien-ngay-4-7-2018-tiep tuc-pha-vo-ky-luc-12237-22.html

(2) http://www.vn.undp.org/content/vietnam/en/home/library/environment_climate/greening-the-power-mix.html

Nguồn: thesaigontimes.vn