Trong những năm qua, ngành điện đã hoàn thành các nhiệm vụ mà Đảng, Chính phủ và nhân dân giao phó, xứng đáng là một trong những trụ cột của nền kinh tế đất nước. Trong bối cảnh tăng trưởng nhu cầu điện luôn ở mức cao, ngành điện đã có nhiều cố gắng trong phát triển và cơ bản đã đáp ứng được nhu cầu điện phục vụ cho phát triển kinh tế - xã hội, an ninh quốc phòng của đất nước.
1. Một số thành tựu của ngành điện
Theo báo cáo của Bộ Công Thương, nhu cầu điện tại Việt Nam ngày một tăng cao (sản lượng điện đã tăng khoảng 10 lần từ năm 1990 tới năm 2019). Tính đến hết năm 2019, điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống đạt 239 tỷ kWh, tăng 2,35 lần so với năm 2010 (101,4tỷ kWh).
Công tác đầu tư xây dựng hạ tầng cung cấp điện đã có sự phát triển mạnh mẽ và là điều kiện quan trọng cho việc đảm bảo an ninh cung ứng điện. Công tác đầu tư đưa điện về nông thôn, miền núi, hải đảo luôn được Đảng, Chính phủ quan tâm để đảm bảo thực hiện chính sách xóa đói giảm nghèo, xây dựng nông thôn mới, giữ gìn ổn định chính trị, an ninh, chủ quyền biên giới và hải đảo. Tính đến nay 100% số xã và gần 99,5% hộ dân nông thôn đã có điện. Về quy mô, hệ thống điện Việt Nam đã vươn lên đứng đầu 10 nước khối ASEAN từ năm 2021.
Đặc biệt trong giai đoạn 2018-2021, Chính phủ đã ban hành nhiều cơ chế, chính sách khuyến khích phát triển nguồn năng lượng sạch-bền vững đã tạo điều kiện lớn cho phát triển nhanh các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT). Phát triển năng lượng theo hướng tăng cường các nguồn điện phát thải thấp như điện gió, điện mặt trời (ĐMT) phù hợp với định hướng trong Nghị quyết số 55/NQ-TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị về định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045, phù hợp với tuyên bố Việt Nam sẽ nỗ lực, cùng với sự hỗ trợ quốc tế, tiến tới giảm phát thải khí nhà kính ròng bằng ‘không’ vào năm 2050 như Thủ tướng Chính phủ đã nêu trong Hội nghị thượng đỉnh về Biến đổi khí hậu của Liên Hợp quốc lần thứ 26 (COP26), tháng 11-2021.
Trong giai đoạn 2011-2020 tăng trưởng công suất nguồn điện tăng bình quân 11,6%/năm; ĐMT trong 2 năm 2019-2020 tăng từ 4.700 MW lên tới 16.400 MW, gấp gần 3,5 lần; điện gió từ 518 MW năm 2020 lên tới gần 4.000 MW năm 2021; trong khi đó không có dự án điện khí nào được xây dựng.
Các quy hoạch ngành lớn như Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn tới năm 2045 (Quy hoạch điện VIII), Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 đang được gấp rút hoàn thiện để Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, làm cơ sở pháp lý và khoa học tiếp tục phát triển các nguồn cung cấp năng lượng, đảm bảo an ninh năng lượng cho phát triển đất nước. Trong các quy hoạch này, cơ cấu nguồn điện được dự kiến sẽ càng ngày càng tăng tỷ trọng các nguồn điện phát thải thấp. Theo Dự thảo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030: dự kiến sẽ xây dựng 6.900 MW tuabin khí dùng khí trong nước (khí từ Lô B và mỏ Cá Voi Xanh) và 14 dự án tuabin khí sử dụng LNG nhập khẩu với tổng công suất 23.900 MW; điện gió sẽ từ khoảng 4.000 MW hiện nay tăng lên trên 23.100 MW, bao gồm cả điện gió ngoài khơi; nguồn ĐMT từ hơn 16.000 MW hiện nay có thể được phát triển thêm 2.000 – 2.400 MW từ các dự án đang thực hiện đầu tư ở các giai đoạn khác nhau; tuy nhiên không quy định quy mô phát triển ĐMT mái nhà.
Nhiều nhà đầu tư trong và ngoài nước đang kỳ vọng tiếp tục tham gia vào chuỗi cung ứng điện của Việt Nam, một trong những hệ thống điện phát triển nhanh nhất thế giới hiện nay và hàng chục năm sắp tới.
2. Những khó khăn của ngành điện
Tuy nhiên, bên cạnh những thành tựu mà ngành điện đạt được, đã có không ít những khó khăn, thách thức và rào cản xuất hiện, đối với các nguồn điện khí và NLTT, có thể điểm qua một số vấn đề sau:
Đối với nguồn ĐMT
- Vấn đề về nghẽn lưới truyền tải tích hợp các nguồn ĐMT, phải cắt giảm điện năng phát là lãng phí và gây rủi ro tài chính cho chủ đầu tư. Có các nguyên nhân về khách quan do lưới điện không theo kịp tốc độ xây dựng ĐMT, nhưng có nguyên nhân chủ quan là các nhà đầu tư thiếu kinh nghiệm, phát triển quá tập trung vào một số địa phương có bức xạ nắng tốt, nhưng nhu cầu phụ tải thấp, lưới điện yếu. Hiện nay chưa có cơ chế cụ thể, rõ ràng về cắt giảm công suất nguồn NLTT, kèm theo các hỗ trợ tài chính cho phần bị cắt giảm;
- Đã có hiện tượng một số nhà đầu tư trục lợi chính sách, không thực hiện đầy đủ các thủ tục đầu tư xây dựng (tiêu chuẩn kỹ thuật, an toàn, đấu nối lưới điện…), nhất là tại một số dự án ĐMT mái nhà, làm ảnh hưởng tới an toàn vận hành lưới điện. Sự tập trung nhiều dự án với quy mô 1 MW tại một khu vực nhỏ dẫn đến nghẽn lưới cao áp, không đúng với tiêu chí phát triển ĐMT mái nhà;
- Các cơ quan quản lý còn chậm trễ việc ban hành các quy định hợp lý, liên tục và dự đoán được để tiếp tục cho phát triển các dự án ĐMT tập trung, nguy cơ sẽ đứt gãy chuỗi cung ứng công nghệ và nguồn tài chính quốc tế, huy động được nguồn lực xã hội (ví dụ: cơ chế đấu thầu dự án mới, cơ chế chuyển tiếp đối với các dự án đang thực hiện nhưng chậm sau biểu giá điện hỗ trợ - FIT);
- Đối với nguồn ĐMT mái nhà, việc dừng lại và không để tiếp tục phát triển loại hình này với tỷ lệ tự dùng bắt buộc, quy mô nhỏ (ví dụ: dưới 100 kW), có hạn ngạch với từng khu vực địa lý, chỉ phát phần dư điện năng lên lưới hạ và trung áp là lãng phí về nguồn lực người dân, giảm hiệu quả chia sẻ gánh nặng đầu tư Nhà nước về cung cấp điện;
- Đến nay hầu hết các thiết bị công nghệ của ĐMT và điện gió có tỷ lệ nội địa hóa rất thấp, chủ yếu là thiết bị nhập khẩu. Nếu chúng ta không có các cơ chế khuyến khích đủ mạnh để tăng tỷ lệ nội địa hóa thiết bị, sẽ mãi thiệt thòi cho nền sản xuất trong nước;
- Còn thiếu các cơ chế về dịch vụ phụ trợ để phát triển các loại hình thủy điện tích năng, pin lưu trữ trong thị trường điện; khuyến khích chuyển đổi sang sử dụng xe điện và trạm sạc điện… để tăng hiệu quả sử dụng ĐMT và điện gió, tận dụng giờ nắng, không lãng phí và tăng hiệu quả vận hành hệ thống điện.
Với nguồn điện gió
- Mặc dù điện gió được phát triển khá nhanh trong các năm 2020-2021, nhưng tác động xấu của đại dịch Covid-19, thời gian phong tỏa, giãn cách xã hội trong dịch bệnh đã ảnh hưởng nặng nề đến quá trình đầu tư xây dựng dự án điện gió, nhiều công trình không thể được công nhận ngày vận hành thương mại-COD, gây rủi ro lớn cho nhà đầu tư và các bên cho vay vốn. Đến nay phương án giải quyết hợp lý nhất vẫn chưa được ban hành;
- Chính phủ còn chậm ban hành cơ chế đấu thầu dự án điện gió mang tính dài hạn, có phân kỳ để huy động nguồn vốn tư nhân trong thời gian tới;
- Chưa có các quy định rõ ràng và chặt chẽ để xúc tiến các dự án điện gió ngoài khơi. Do tính phức tạp hơn của điện gió ngoài khơi, thời gian cần từ 7-8 năm để hoàn thành khảo sát, đầu tư xây dựng. Nếu các quy định được ban hành chậm, sẽ không có điện gió ngoài khơi trước năm 2030;
- Việc chậm ban hành cơ chế hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA) để thí điểm sẽ làm giảm hiệu quả của khuyến khích phát triển các nguồn NLTT.
Với các dự án điện khí
- Chuỗi khí điện Lô B - Ô Môn đã bị kéo dài hàng chục năm, nhưng các thủ tục để xúc tiến từng dự án thành phần vẫn chậm trễ, chưa có sự quyết liệt thể hiện tính trách nhiệm cao của các Bộ liên quan;
- Chuỗi khí điện Cá Voi Xanh cũng nhiều vướng mắc, một mặt phụ thuộc vào độ ưu tiên của nhà thầu nước ngoài ExxonMobil, một phần do tính phức tạp của quy định hiện hành các dự án dầu khí, và cũng thiếu sự quyết tâm của địa phương trong giải phóng mặt bằng với các cấu phần trong chuỗi dự án;
- Còn thiếu các quy định cụ thể, rõ ràng (Nghị định, Thông tư) các thủ tục thẩm định, phê duyệt chủ chương đầu tư, quyết định đầu tư (do đây là các dự án lớn, có quy mô nhóm A trở lên, nguồn huy động vốn có thể kết hợp nhiều dạng nguồn vốn), dẫn đến các tham vấn lòng vòng lãng phí rất nhiều thời gian giữa các bộ, địa phương và Chính phủ. Rất không nên để kéo dài, chậm trễ đưa vào nguồn khí đốt trong nước, tăng chủ động an ninh cung cấp, trong khi lại phải xúc tiến nhập khẩu loại nhiên liệu rất đang nóng - LNG trên thị trường quốc tế;
- Trong bối cảnh giá khí hóa lỏng LNG có nhiều biến động, đặc biệt tác động của xung đột Nga - Ukraine làm giá LNG hiện thời tăng vọt. Có thể phải vài ba năm nữa giá mới ổn định, nhưng thị trường LNG sẽ khốc liệt hơn trước do Khối EU sẽ tăng nhập khẩu từ các thị trường xuất khẩu truyền thống để bù đắp thiếu hụt nguồn cung khí đốt từ LB Nga, trong khi Việt Nam mới bắt đầu gia nhập phía các nhà nhập khẩu. Bài toán giải quyết vấn đề thể xây dựng được hàng chục ngàn MW công suất nguồn điện LNG trong Dự thảo Quy hoạch điện VIII là rất “hóc búa”, cụ thể như:
Như nói trên, để tránh loạn giá khi từng nhà đầu tư điện LNG tự xúc tiến nhập khẩu, rất cần vai trò của Chính phủ, ngành ngoại giao, các Bộ liên quan hỗ trợ nhà đầu tư để tìm kiếm và hợp tác với các nhà xuất khẩu thích hợp, đảm bảo giá LNG ổn định trong dài hạn;
Các dự án nguồn điện LNG thuộc dạng ‘chuỗi’ phức hợp, từ cảng nhập khẩu, kho chứa LNG đến hệ thống tái hóa khí và nhà máy điện. Cần đầu tư quy mô 4 tổ máy, từ 3.000 MW trở lên mới hiệu quả kinh tế, nếu chỉ đầu tư 2 tổ máy, và giãn tiến độ thời gian dài của 2 tổ máy sau, dự án sẽ kém khả thi, kém hiệu quả;
Khi tích hợp với tỷ lệ cao các nguồn điện tái tạo biến đổi (ĐMT, điện gió), hệ thống điện vận hành an toàn sẽ có xu hướng giảm số giờ vận hành của các nguồn nhiệt điện, gây khó khăn hơn cho nguồn điện khí;
Phần sản lượng điện “trên-bao tiêu” của điện khí/ LNG sẽ do thị trường quyết định, nhưng nếu quy định về sản lượng bao tiêu khí – điện tối thiểu không đảm bảo hoàn vốn cho nhà đầu tư, dự án sẽ không thể thực hiện. Mặt khác, cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện sẽ làm cơ sở xác định hiệu quả dự án và để các tổ chức tín dụng có thể thu xếp vốn cho vay, nhưng các điểm nói trên lại đẩy rủi ro cho người mua điện và người tiêu dùng một khi mặt bằng giá LNG tăng lên cao hơn dự báo.
Với các địa phương có dự án điện LNG
- Nhiều tỉnh ven biển đều mong muốn có dự án điện khí/ LNG để thúc đẩy tăng trưởng kinh tế và tạo việc làm cho nhân dân, nhưng đề xuất phát triển nguồn điện LNG kiểu ‘phong trào’ như hiện nay sẽ dẫn đến rủi ro về đánh giá năng lực nhà đầu tư, có thể xảy ra hệ lụy mua bán dự án. Để đảm bảo tính hợp lý, công bằng và hiệu quả dự án, rất cần có sự phối hợp giữa Bộ Công Thương và các địa phương để đưa ra các quy định cụ thể về lựa chọn nhà đầu tư, cũng như các quy định về tiêu chuẩn kỹ thuật, an toàn còn thiếu.
- Nhiều địa phương còn thiếu các chính sách rõ ràng trong thủ tục quy định về bài toán giải phóng mặt bằng, tạo điều kiện bàn giao mặt bằng cho dự án kể cả kho cảng LNG, nhà máy điện khí, đường ống khí trên bờ và trạm/đường dây truyền tải đồng bộ.
Với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)
- Trong hợp đồng mua bán điện - (PPA) giữa nhà đầu tư nguồn điện LNG và EVN, do bị ‘chặn trên’ về mặt bằng giá bán điện, cái khó là ENV hiện chưa có chính sách về chia sẻ rủi ro giữa hai bên, nhất là các điều khoản về thanh toán, điều này cũng đang gây khó khăn cho đầu tư dự án.
- Cái khó tiếp theo là huy động nguồn lực cho đầu tư đường dây truyền tải đồng bộ để giải phóng công suất. Với các nguồn điện khí/ LNG, do số giờ vận hành thiết bị cao hơn các nguồn NLTT, nên Tổng công ty truyển tải (EVNNPT) có thể vay vốn đầu tư được từ các tổ chức tín dụng. Nhưng với các nguồn NLTT có số giờ vận hành thấp, do lưới điện đồng bộ bị chậm thu hồi vốn, sẽ khó khăn hơn nhiều nếu không có cơ chế hỗ trợ, hoặc nếu chủ đầu tư nguồn NLTT không đảm nhiệm đầu tư phần lưới kết nối đến điểm nhận. Điều này cho thấy rất cần có các văn bản dưới luật để triển khai nội dung sửa đổi trong Luật Điện lực vừa qua: “Thu hút mọi thành phần kinh tế tham gia hoạt động đầu tư xây dựng lưới điện truyền tải trên cơ sở đảm bảo quốc phòng, an ninh và theo quy hoạch phát triển điện lực”./.
Đỗ Thị Bích Thủy
Phòng Thông tin, Thư viện và Xúc tiến Thương mại - VIOIT