Anh quốc bỏ than, chuyển sang NLTT như thế nào? Kỳ 3: Thể chế cho năng lượng tái tạo

Anh quốc bỏ than, chuyển sang NLTT như thế nào? Kỳ 1: Chỉ tiêu kinh tế, năng lượng

Anh quốc bỏ than, chuyển sang NLTT như thế nào? Kỳ 2: Vì sao quốc gia này rời bỏ than?

KỲ 3: THỂ CHẾ CỦA VƯƠNG QUỐC ANH CHO PHÁT TRIỂN NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO [3]

PGS, TS. NGUYỄN CẢNH NAM [*]

 

I. Giới thiệu hệ thống nghĩa vụ năng lượng tái tạo:

1. Khởi động xây dựng thể chế phát triển năng lượng tái tạo:

Vương quốc Anh đã thực hiện tư nhân hóa ngành điện theo Luật Điện lực 1989 ban hành dưới thời Chính phủ Thatcher. Mặc dù, Anh tăng cường ưu tiên chính sách biến đổi khí hậu, song nước này đã xem xét lại chính sách của mình và nhận thấy cần phải xây dựng thể chế nhằm tạo điều kiện cho đầu tư các dự án điện năng lượng tái tạo (NLTT) thay vì để các lực lượng thị trường tự quyết. Đồng thời cũng yêu cầu đạt được các mục tiêu phát triển NLTT theo Chỉ thị của EU khuyến khích sản lượng điện từ các nguồn NLTT trong thị trường nội địa (Chỉ thị NLTT EU2001 được ban hành bởi Hội đồng châu Âu năm 2001).  

Tiếp theo, Vương quốc Anh đã khởi động xây dựng thể chế cho phát triển NLTT (chậm hơn Đức gần 10 năm) với sự ra đời Luật Tiện ích 2000 (The Utility Act 2000) có hiệu lực từ năm 2000. Luật quy định hệ thống Nghĩa vụ NLTT (RO), đặt ra nghĩa vụ cho các nhà sản xuất điện phải cung cấp một phần sản lượng điện của họ từ các nguồn NLTT. Tháng 4/2002, Lệnh nghĩa vụ NLTT (số 914) được ban hành để cụ thể hóa và thực hiện đầy đủ hệ thống RO. “Sách trắng Năng lượng - Tương lai Năng lượng của chúng ta - Xây dựng nền kinh tế các bon thấp” phát hành tháng 2/2003 đã xác lập 4 mục tiêu như sau:

Thứ nhất: Lượng phát thải CO2 phải cắt giảm 60% vào năm 2050 so với năm 1990 để góp phần vào các giải pháp ứng phó biến đổi khí hậu.

Thứ hai: Việc ổn định cung cấp năng lượng phải được bảo đảm sẵn sàng cho trường hợp cạn kiệt nguồn tài nguyên trong nước.

Thứ ba: Các thị trường cạnh tranh trong nước và ngoài nước phải được thúc đẩy để duy trì tăng trưởng kinh tế, nâng cao năng suất.

Thứ tư: Phải đảm bảo việc sưởi ấm đủ cho tất các hộ gia đình ở mức giá hợp lý. 

NLTT giữ vai trò quan trọng trong việc hoàn thành các mục tiêu đó. Ví dụ, Sách trắng đã nêu rằng: Điện NLTT phải đáp ứng 30 - 40% tổng sản lượng điện vào năm 2050 để đạt được mục tiêu thứ nhất.  

Tháng 1/2000, Chính phủ Vương quốc Anh đã công bố mục tiêu nâng cao tỷ phần điện NLTT trong tổng sản lượng điện lên 10% vào năm 2010 theo Chỉ thị NLTT EU2001. Theo Sách trắng, điện NLTT (không bao gồm thủy điện công suất lớn và các nhà máy nhiệt điện đốt rác) chỉ đạt tỷ phần 1,3% tổng sản lượng điện năm 2000 ở Anh, trong khi ở Đan Mạch là 16,7%; Hà Lan 4,0%; Đức 3,2% và ở Tây Ban Nha 3,4%. Vương quốc Anh đã yêu cầu xây dựng mới tổng công suất điện NLTT khoảng 10.000 MW vào năm 2010 để hoàn thành mục tiêu tỷ phần điện NLTT của năm này. Tiếp theo, hệ thống RO được triển khai nhằm thúc đẩy sự phát triển NLTT.  

2. Hệ thống RO:

Hệ thống RO bắt buộc các nhà cung cấp điện phải cung cấp một phần sản lượng điện bán ra từ các nguồn điện NLTT với mức giá không quá cao đối với người tiêu dùng. Các nhà cung cấp điện nhận được chỉ tiêu RO hàng năm (annual RO order), hoặc hạn ngạch sản lượng điện NLTT bán ra từ Chính phủ ít nhất 6 tháng trước khi bắt đầu mỗi năm hoạt động kinh doanh. Các nhà cung cấp điện NLTT được công nhận phải báo cáo sản lượng điện phát ra cho Cơ quan Thị trường Khí đốt và Điện năng (Ofgem) hàng tháng và nhận được Tín chỉ Nghĩa vụ điện NLTT (ROCs) tương ứng. Ofgem quản lý hệ thống RO bằng cách phát hành chứng chỉ ROC và công nhận các cơ sở phát điện có khả năng sản xuất điện từ các nguồn NLTT đủ điều kiện, giám sát việc tuân thủ các yêu cầu của chỉ tiêu RO, tính toán và tiếp nhận giá mua ngoài (buy-out price). Các nhà cung cấp điện bắt buộc phải mua lượng ROC tương ứng với hạn ngạch bán điện NLTT và chuyển chi phí mua ROC vào giá điện.

Theo cách đó, các nhà sản xuất điện NLTT có thể bán điện với giá cao hơn giá bán buôn bằng cách bán ROCs do Ofgem phát hành cho các nhà cung cấp điện. Các nhà sản xuất điện NLTT có động cơ muốn nhận được khoản bù giá/phụ thu (premium) trên giá bán buôn điện. Các nhà cung cấp điện có thể chứng minh sự tuân thủ các nghĩa vụ bán hàng của họ bằng cách trình ROCs cho Ofgem. Nếu các nhà cung cấp điện không mua đủ lượng ROC, họ được coi là đã đáp ứng nghĩa vụ của mình bằng cách mua khoảng 33 bảng Anh cho mỗi 1.000 kWh điện thiếu hụt như giá mua ngoài (buy-out price) của Ofgem. Thanh toán giá mua ngoài được sử dụng cho hoạt động Ofgem. Số tiến thanh toán thừa sẽ được trả lại cho nhà cung cấp điện theo số lượng ROC mà họ đã trình.

Các loại điện NLTT áp dụng hệ thống RO là điện mặt trời, điện gió, điện thủy triều, điện địa nhiệt, điện sinh khối, thủy điện, điện rác thải, điện khí bãi rác, điện khí thoát nước (sewerage gas). Khi hệ thống RO được triển khai thực hiện, chứng chỉ ROC cho 1 MWh được phát hành cho tất cả các loại điện NLTT. Theo công cụ pháp định được thực hiện tháng 4/2009, nhiều chứng chỉ ROC được phát hành cho các loại điện NLTT ưu tiên hơn so với các loại khác dưới hạng (under banding).

Ví dụ, năm 2009, số chứng chỉ ROC cho 1 MWh đã tăng lên 2 cho điện gió ngoài khơi, điện mặt trời, điện thủy triều và các trạm điện sóng, trong khi giữ nguyên là 1 đối với điện gió trên bờ và điện hỗn hợp hóa thạch/sinh khối. Từ năm 2013 đến 2015 số chứng chỉ vẫn giữ nguyên là 2 cho các trạm điện gió ngoài khơi nhưng giảm xuống 0,9 cho các trạm điện gió trên bờ và 1,7 các trạm điện mặt trời. Theo cách đó, sự ưu tiên được áp dụng cho các công nghệ đang phát triển, hoặc các khu vực quan trọng với mức hỗ trợ khác nhau (đa dạng hóa).

Dưới hệ thống RO, sản lượng điện NLTT không ngừng tăng lên hàng năm. Đáng chú ý, điện gió có sự tăng trưởng đáng kể. Từ 534 MW năm 2002 khi hệ thống RO bắt đầu khởi xướng, tổng công suất lắp đặt tích lũy đã tăng lên 933 MW năm 2004 và 5.421 MW năm 2010 - tăng lên hơn 10 lần dưới hệ thống RO. Đặc biệt, công suất lắp đặt tích lũy của điện gió ngoài khơi đã tăng kịch tính từ 4 MW năm 2002 lên 1.342 MW năm 2010.

3. Loại bỏ hệ thống RO:

Năm 2011, tỷ phần điện NLTT trên tổng sản lượng điện cung cấp ở Vương quốc Anh lần đầu tiên đạt tới 10% với sản lượng phát ra 35 TWh. Như vậy, nước này đã thực hiện được mục tiêu đề ra từ tháng 1/2000, chậm 1 năm so với lịch trình. Hệ thống RO đã phát huy lợi thế của chỉ tiêu RO cho việc thúc đẩy NLTT đạt được một số thành tựu ở quốc gia này. 

Cho rằng, các chỉ tiêu ROC có thể giao dịch theo hệ thống RO vẫn được định giá thông qua thỏa thuận giữa các nhà cung cấp điện và các nhà sản xuất điện NLTT và theo sự thay đổi cân đối cung cầu, điều đó gây khó khăn cho các nhà sản xuất điện NLTT trong việc lập kế hoạch kinh doanh cho tương lai. Đặc biệt, thủ tục của hệ thống RO quá phức tạp đối với các nhà sản xuất điện NLTT quy mô công suất nhỏ, ngăn cản sự phát triển của các cơ sở này. Hơn nữa, Vương quốc Anh thiếu sự điều chỉnh kịp thời các biện pháp hỗ trợ cho từng loại công nghệ NLTT như đã thấy ở Đức. Vì những vấn đề đó quốc gia này đã quyết định loại bỏ các cơ sở mới sản xuất điện NLTT được xây dựng trong và sau ngày 31/3/2017 khỏi hệ thống RO, trong khi vẫn để các cơ sở hiện có được áp dụng hệ thống RO đến tận năm 2037.

Trong bối cảnh các vấn đề buộc loại bỏ hệ thống RO, Vương quốc Anh được yêu cầu triển khai các biện pháp bổ sung mới nhằm nâng cao tỷ phần điện NLTT trong tổng sản lượng điện tiêu dùng từ mức thấp hơn 2% năm 2009 lên 15% năm 2020 theo Chỉ thị NLTT EU2009. Theo đó, đã triển khai thực hiện hệ thống FIT như là một biện pháp khuyến khích mới phát triển NLTT.

II. Giới thiệu hệ thống giá hỗ trợ FIT:

1. Thảo luận hướng tới giới thiệu hệ thống giá hỗ trợ FIT: 

Trước khi ban hành hệ thống giá hỗ trợ FIT (FIT), chính phủ Đảng Lao động thành lập Ban Cố vấn NLTT và thực hiện tham vấn về chiến lược NLTT để vạch ra định hướng phát triển. Tháng 6/2008, Ban Cố vấn NLTT phát hành sách khuyến nghị chính sách có tên là “Tầm nhìn 2020 - Cách thức để Vương quốc Anh đạt được mục tiêu 15% NLTT” đã chỉ ra rằng: Tỷ phần điện NLTT trong tổng sản lượng điện tiêu dùng sẽ chỉ giới hạn ở mức khoảng 6% cho đến năm 2020 nếu theo kịch bản hiện hành, mặc dù hệ thống nghĩa vụ NLTT (RO) có góp phần phát triển NLTT.

Sách này khuyến nghị rằng: Vương quốc Anh phải đặt các sáng kiến phát triển NLTT ở trung tâm chính sách năng lượng và khuyến khích chính sách đổi mới kinh tế, các sáng kiến xã hội làm động lực để đạt được mục tiêu 15% NLTT. Tiếp theo, kêu gọi triển khai các giải pháp hỗ trợ tài chính để tạo điều kiện cho các nhà đầu tư tin tưởng rằng: Thị trường NLTT chắc chắn sẽ hỗ trợ cho đầu tư NLTT. Báo cáo có tựa đề “Tham vấn về chiến lược NLTT” ban hành tháng 6/2008 sau những cuộc thảo luận đó, đã chỉ ra vai trò, ý nghĩa của việc tăng cường hệ thống lưới điện và phát triển các công nghệ mới NLTT, cũng như sự cần thiết hỗ trợ tích cực cho các cơ sở phát điện NLTT quy mô nhỏ.    

2. Khởi động hệ thống giá hỗ trợ FIT:

Vương quốc Anh quyết định triển khai áp dụng hệ thống FIT theo quy định của Luật Năng lượng 2008 - tháng 11/2008. Hệ thống này được đưa vào thực hiện theo công cụ pháp định số 678 tháng 4/2010. Dưới tiêu đề “Giá hỗ trợ (FIT) cho sản xuất điện quy mô nhỏ”, Phần 41, Chương 32 Luật Năng lượng 2008 trao quyền cho Bộ trưởng Năng lượng và Biến đổi khí hậu thiết lập và vận hành một hệ thống khuyến khích tài chính để thúc đẩy phát triển sản xuất điện quy mô nhỏ các bon thấp. Các đối tượng được áp dụng hệ thống giá FIT theo quy định của Luật Năng lượng tháng 4/2010 là điện mặt trời, điện gió, điện khí phân hủy kỵ khí (A.D), thủy điện và điện đồng phát nhiệt nhỏ (CHP) có công suất 50 kW, hoặc nhỏ hơn, hoặc các nhà máy phát điện công suất từ 50 kW đến 5 MW đi vào hoạt động từ/hoặc sau ngày 15/7/2019. 

Hệ thống giá FIT của Vương quốc Anh được thiết kế cho các nhà cung cấp điện được cấp phép mua điện từ các cơ sở phát điện NLTT quy mô nhỏ với giá FIT cố định. Theo hệ thống này, các nhà sản xuất điện NLTT được nhận khoản tiền thanh toán theo giá hỗ trợ phát điện cho mỗi kWh phát ra và khoản thanh toán giá FIT xuất khẩu cho lượng điện dư thừa bán ra. Điều đó có nghĩa là các nhà phát điện NLTT được nhận số tiền thanh toán theo giá FIT cố định theo tổng sản lượng điện kể cả phần điện tự dùng mà không bán lên lưới và có thể bán phần sản lượng điện dư thừa theo mức giá FIT đã định. Các nhà phát điện tư nhân quy mô nhỏ có thể được nhận giá FIT phát điện và xuất khẩu (generation and export tariffs) và lợi ích từ việc tiết kiệm hóa đơn bằng cách tiêu thụ điện mà họ tạo ra để cắt giảm việc mua điện.

Giá FIT phát điện được xác định cố định chi tiết theo công suất và năm đưa vào hoạt động cho từng loại công nghệ điện NLTT. Giá FIT hỗ trợ sản xuất điện được tính vào chỉ số giá bán lẻ và được xem xét lại hàng năm theo nguyên tắc đã định. Giá hỗ trợ FIT được cố định ở mức hy vọng đạt được tỷ suất sinh lời 5 - 8% trên vốn đầu tư cho các cơ sở tại những địa điểm mong muốn. Các nhà sản xuất điện NLTT có thể lựa chọn bán điện theo giá FIT xuất khẩu bảo đảm (export tariffs guaranteed) hoặc giá thị trường. Cũng như giá FIT phát điện, giá FIT xuất khẩu được tính vào chỉ số giá bán lẻ và được điều chỉnh hàng năm.

3. Những điều chỉnh hệ thống FIT:

Khi hệ thống FIT được triển khai, Chính phủ đã đề ra chính sách duy trì hệ thống giá FIT cho phát điện không đổi đến năm 2013 trước khi xem xét lại chúng mỗi kỳ 5 năm. Tuy nhiên, chưa đầy 1 năm sau khi triển khai đã đưa ra kế hoạch xem xét lại hệ thống này. Điều đó là do có quá nhiều cơ sở so với mong đợi, đặc biệt là các trạm phát điện mặt trời đã được đăng ký áp dụng hệ thống giá FIT với quy mô sản lượng điện vượt quá mức dự kiến. Hơn nữa, số các trạm điện mặt trời quy mô công suất lớn từ 0,25 - 5 MW tăng nhanh hơn dự kiến. Việc gia tăng nhanh các trạm điện mặt trời quy mô công suất lớn đã khiến ngân sách FIT được chi tiêu nhanh chóng và có nguy cơ gây áp lực lên chi tiêu ngân sách cho các loại NLTT khác. Kết quả đó không đáp ứng được mục tiêu của hệ thống FIT là phát triển các cơ sở sản xuất điện NLTT quy mô nhỏ. Tháng 8/2011, Chính phủ đã xem xét lại căn bản hệ thống giá FIT phát điện cho các trạm điện mặt trời và điện sinh khối quy mô công suất 50 kW, hoặc lớn hơn nhằm cải thiện hiệu quả về chi phí. Tuy nhiên, kể cả sau khi xem xét lại, biểu giá FIT phát điện và khung công suất đã được xem xét sửa đổi một số lần mỗi năm.

Theo đó, điện mặt trời, từng bị trì trệ dưới hệ thống RO đã phát triển nhanh chóng sau khi áp dụng hệ thống giá FIT nhờ các điều chỉnh nhanh chóng đáp ứng với tiến độ phát triển theo hệ thống giá FIT này. Tổng công suất tích lũy điện mặt trời bị giới hạn đến 4 MW năm 2002 khi hệ thống RO được triển khai áp dụng, 8 MW năm 2004 và 95 MW năm 2010. Tuy nhiên, sau khi hệ thống giá FIT được triển khai áp dụng công suất đó đã tăng lên hơn 10 lần trong năm 2011 và tiếp tục bùng phát sau đó.

III. Giới thiệu hệ thống FIT-CfD: 

1. Cải cách thị trường điện:

Như đã nêu trên, hệ thống giá FIT được triển khai năm 2010 đã thúc đẩy phát triển NLTT ở Anh nhờ khuyến khích phát triển điện mặt trời, đã từng không phát triển dưới hệ thống RO trước đó. Tuy nhiên, Chính phủ Vương quốc Anh nhận thấy rằng cần phải có nhiều biện pháp sáng tạo hơn nữa để tiếp tục thúc đẩy các giải pháp ứng phó biến đổi khí hậu là ưu tiên chính sách và đạt được mục tiêu nâng cao tỷ phần NLTT trong tổng năng lượng tiêu dùng lên 15% năm 2020 theo Chỉ thị NLTT của EU.

Tháng 6/2011, Chris Huhne, Bộ trưởng Bộ Năng lượng và Biến đổi khí hậu đã trình Quốc hội bản chính sách có tựa đề “Kế hoạch điện tương lai của chúng ta: Sách trắng cho điện an toàn, giá hợp lý và các bon thấp”. Theo báo cáo đó, 20 GW, hay ¼ tổng công suất điện lắp đặt được lập kế hoạch dừng hoạt động do cũ kỹ (lão hóa) và các vấn đề khác trong 10 năm, điều đó bắt buộc đất nước phải có biện pháp cấp bách để đảm bảo cung cấp điện ổn định. Tiếp theo, mục tiêu cắt giảm phát thải khí CO2 80% đến năm 2050 so với năm 1990. Nó cho thấy rằng, ngành điện phải thúc đẩy mạnh mẽ quá trình khử cácbon vào năm 2030. Hơn nữa, tổng nhu cầu điện của Vương quốc Anh dự kiến sẽ tăng gấp đôi vào năm 2050 cùng với sự tăng giá do điện khí hóa ngành giao thông vận tải và ngành nhiệt.

Tiếp theo cuộc tham vấn tháng 12/2010, báo cáo chính sách đã đưa ra cải cách thị trường điện để giải quyết tình hình. Chính phủ Vương quốc Anh nhận thấy rằng các cơ sở phát điện các bon thấp mới thường đã vượt qua các rào cản tương đối cao để gia nhập thị trường và tính kém thanh khoản của thị trường dẫn đến việc sản xuất điện cácbon thấp khó cạnh tranh hơn với nhiên liệu hóa thạch và cản trở việc tiếp cận thị trường. Ước tính lên đến 110 tỷ bảng Anh cần phải đầu tư cho phát điện và truyền tải vào năm 2020 để đồng thời đạt được cả 2 mục tiêu nền kinh tế các bon thấp và cung cấp điện ổn định. Chính phủ đã nhận thức rằng thị trường điện cần phải được cải cách để thu hút sự đầu tư cần thiết và đạt được các mục tiêu một cách hiệu quả về chi phí.

Với sự thừa nhận đó, các mục tiêu ban đầu của cải cách thị trường điện được xác định là:

(1) Đảm bảo an toàn cung cấp điện trong tương lai.

(2) Thúc đẩy quá trình khử các bon hóa của sản xuất điện.

(3) Tối thiểu hóa chi phí cho người sử dụng điện.

Chính phủ đã đề ra 4 giải pháp để thực hiện các mục tiêu đó: Giải pháp thứ nhất gọi là hợp đồng dài hạn cho cả gói các bon thấp và công suất.

Thứ hai là thiết lập thể chế để hỗ trợ cách tiếp cận hợp đồng đó.

Thứ ba là để tiếp tục gia tăng, ủng hộ nguyên tắc không thay đổi, ngược lại đối với các chính sách khuyến khích các bon thấp, trong một chu trình lập kế hoạch rõ ràng và hợp lý.

Thứ tư là đảm bảo một thị trường thanh khoản, cho phép các công ty năng lượng hiện có và các công ty mới gia nhập cạnh tranh với các điều kiện công bằng.

Các giải pháp đã được thiết kế để tạo ra môi trường thị trường đảm bảo khả năng dự đoán kinh doanh dài hạn và thu hút đầu tư tích cực, chủ động vào các dự án các bon thấp.

2. Thảo luận về hệ thống FIP và FIT-CfD:

Đối với giải pháp thứ nhất về cải cách thị trường điện, báo cáo chính sách đã đề nghị hệ thống Biểu giá FIT cùng với Hợp đồng sự khác biệt (FIT-CfD system). Hệ thống này là một trong những vấn đề chủ chốt trong tham vấn tháng 12/2010. Vấn đề là liệu hệ thống FIT-CfD, hay hệ thống FIP nên được triển khai. Vì hệ thống FIP tương tự như hệ thống RO ở chỗ các nhà sản xuất điện sẽ nhận được một khoản thanh toán bổ sung ngoài thu nhập bán điện thu được từ thị trường điện bán buôn, các nhà sản xuất điện NLTT đã ủng hộ hệ thống FIP vì họ nhận thấy rằng là dễ hiểu đối với các nhà đầu tư và phù hợp để thực hiện suôn sẻ.

Trong khi đó, hệ thống FIT-CfD đã được nhìn nhận rộng rãi là khung khổ khuyến khích sản xuất điện cácbon thấp hiệu quả về chi phí, mặc dù quan ngại rằng hệ thống này quá phức tạp cho việc thực hiện.

Sau khi nghe các ý kiến như vậy từ các bên liên quan khác nhau, Chính phủ Vương quốc Anh đã kết luận rằng: Hệ thống FIT-CfD có ưu thế hơn. Hệ thống FIT-CfD được coi là phù hợp hơn cho việc tối thiểu hóa rủi ro biến động giá điện trong dài hạn, khuyến khích đầu tư cho các nguồn điện cácbon thấp. Hệ thống này gắn liền với:

(1) Thị trường công suất.

(2) Giá sàn các bon.

(3) Tiêu chuẩn hiệu suất khí thải để đạt được một xã hội các bon thấp và cung cấp điện ổn định một cách hiệu quả về chi phí.

Việc phát triển NLTT cho nền kinh tế các bon thấp đương nhiên sẽ làm tăng các nguồn điện gián đoạn dễ bị ảnh hưởng bởi sự thay đổi thời tiết, đe dọa làm mất ổn định nguồn cung cấp điện. Để giải quyết vấn đề này, Chính phủ Vương quốc Anh đã kết hợp các giải pháp phát triển điện NLTT với sử dụng hiệu quả sản xuất điện từ nhiên liệu hóa thạch có hiệu suất cao. Đồng thời, do khả năng bù đắp tình trạng thiếu hụt nguồn cung đã được đảm bảo thông qua thị trường công suất, tiêu chuẩn hiệu suất phát thải trên mỗi công suất lắp đặt và giá sàn các bon đã được thiết lập cho các nhà máy điện chạy bằng nhiên liệu hóa thạch mới để thúc đẩy điện các bon thấp.

3. Thảo luận của Quốc hội về hệ thống FIT-CfD:

Edward Davey được cử làm Bộ trưởng Bộ Năng lượng và Biến đổi khí hậu tháng 12/2012, công bố dự thảo Luật Năng lượng vào tháng 5/2012.

Theo hệ thống FIP-CfD, một trong các vấn đề quan trọng là loại cơ chế nào nên được sử dụng để thực hiện thanh toán giữa các nhà sản xuất điện và cung cấp điện nhằm tạo ra môi trường đầu tư ổn định trong dài hạn. Bộ Năng lượng và Biến đổi khí hậu (DECC) đã đề xuất một cơ chế gọi là mô hình “Thanh toán nhiều bên”. Mô hình, lấy cảm hứng từ hệ thống mất cân bằng hiện có, kêu gọi giao cho Alexon - một Công ty con của Lưới điện Quốc gia đóng vai trò là Công ty Mã Cân bằng và Thanh toán (BSCCo) và tích lũy kinh nghiệm về tính toán, giải quyết chi phí mất cân bằng, đảm nhận các dịch vụ thanh toán FIT-CfD. Mô hình này giả định rằng: Alexon sẽ dàn xếp các khoản thanh toán tương tác theo các hợp đồng riêng lẻ cho sự khác biệt giữa các nhà sản xuất điện và các nhà cung cấp điện.

Bộ DECC cho rằng: Việc kết hợp thanh toán thường xuyên cho các nhà máy phát điện với việc thành lập tổ chức hợp tác của nhà cung cấp để hạn chế rủi ro vỡ nợ sẽ có hiệu quả trong việc giảm thiểu rủi ro tín dụng, hoặc rủi ro các bên ký hợp đồng có thể không thu xếp được các khoản tín dụng do tình hình tài chính của đối tác thương mại của họ suy thoái. Người ta tin rằng Elexon thành thạo trong các dịch vụ tính toán và giải quyết phức tạp, nên được sử dụng để hiện thực hóa mô hình này.

Ủy ban Năng lượng và Biến đổi khí hậu của Hạ viện chỉ trích rằng: Mô hình thanh toán đa bên do DECC đề xuất sẽ khiến các nhà cung cấp điện cuối cùng phải chịu trách nhiệm thanh toán và không loại bỏ được những lo ngại về rủi ro tín dụng, hoặc tạo cơ sở vững chắc cho đầu tư. Sau đó họ đề xuất mô hình đối tác thay thế. Mô hình thay thế kêu gọi tạo ra một cơ quan đối tác CfD đáng tin cậy để tự mình ký kết các hợp đồng chênh lệch/khác biệt với các nhà phát điện.

Theo mô hình này, cơ quan đối tác CfD sẽ thực hiện việc thanh toán của các nhà cung cấp điện cho các nhà máy phát điện, các dịch vụ bù trừ và được kiểm soát bởi Chính phủ và cơ quan lưới điện quốc gia. Nó nỗ lực phát triển môi trường, trong đó các nhà máy phát điện có thể ký kết hợp đồng chỉ với cơ quan được Chính phủ giao nhiệm vụ/ủy quyền để hạn chế các rủi ro tín dụng của các nhà sản xuất điện và thu hút đầu tư chi phí tài chính thấp.

Ủy ban Năng lượng và Biến đổi khí hậu của Hạ viện khuyến nghị một cách mạnh mẽ với Chính phủ chấp thuận mô hình đối tác thay thế, trong khi lưu ý rằng: Liệu mô hình có thể hoạt động quá mức gây bất lợi cho các nhà cung cấp điện nhỏ hay không cần được xem xét đầy đủ.

4. Phản ứng của Chính phủ đối với đề nghị của Quốc hội:

Đáp ứng kiến nghị của Quốc hội, Bộ DECC đã thảo luận thiết kế hệ thống FIT-CfD, bao gồm cả mô hình thanh toán nhiều bên và mô hình đối tác thay thế với các tác nhân có liên quan như các nhà vận hành lưới và các nhà sản xuất điện. Tháng 11/2012, đã chấp nhận mô hình đối tác thay thế cho việc thanh toán và công ty TNHH thuộc sở hữu của Chính phủ là cơ quan đối tác CfD. Theo hướng đó, Bộ DECC đã phát triển khung khổ FIT-CfD, trong đó các nhà sản xuất điện cácbon thấp ký kết hợp đồng về sự khác biệt với cơ quan đối tác CfD do Chính phủ ủy nhiệm để cơ quan này dàn xếp các khoản thanh toán giữa các nhà sản xuất và cung cấp điện.

Bộ DECC tin rằng: Hệ thống FIT-CfD sẽ được vận hành thông qua thủ tục minh bạch đảm bảo sự chắc thắng của các nhà đầu tư theo hệ thống này và coi trọng đầu tư cho các dự án điện các bon thấp. Để hiện thực hóa quy trình có tính minh bạch cao đã xác định vai trò, nhiệm vụ và các mối quan hệ giữa Chính phủ, Cơ quan Lưới điện Quốc gia và cơ quan đối tác CfD.

5. Hệ thống FIT-CfD:

Theo Luật Năng lượng 2012, Chính phủ Vương quốc Anh quyết định thực hiện hệ thống FIT-CfD được thiết kế theo luật này. Luật ủy quyền cho Bộ DECC đưa ra các quy định về hợp đồng cho sự khác biệt (CfD) sẽ được thực hiện giữa các nhà sản xuất điện các bon thấp và cơ quan đối tác CfD. Căn cứ vào quy định của luật, Bộ DECC đã thiết lập các quy định về hệ thống FIT-CfD, chỉ định cơ quan đối tác CfD và xây dựng đơn xin CfD và các thủ tục phân bổ hạn ngạch từ năm 2014. Trong quá trình đó, đã thực hiện các điều chỉnh chi tiết, cụ thể, kịp thời phù hợp với thực tiễn, bao gồm các sửa đổi nhỏ đối với thủ tục quản lý CfD, các sửa đổi nhỏ và tạm ngừng thanh toán CfD trong thời gian mà giá bán điện là âm.

Theo hệ thống FIT-CfD, các nhà sản xuất điện NLTT cung cấp cho Cơ quan Lưới điện Quốc gia các thông tin như: Đề cương dự án, phê duyệt xây dựng/thiết kế, và thời gian vận hành trong giai đoạn đầu của các dự án tương ứng của họ trước khi ký kết hợp đồng cho sự khác biệt (CfD), trong đó họ sẽ được đưa ra giá thực tế (strike prices) trong vòng 15 năm. Theo hợp đồng CfD, các nhà sản xuất điện NLTT sẽ được nhận các khoản giá thực tế tăng thêm so với giá tham chiếu được tính bằng giá điện bán buôn bình quân, hay trả khoản chênh lệch trong trường hợp giá tham chiếu cao hơn giá thực tế. Hệ thống này cho phép các nhà phát điện phòng ngừa rủi ro giảm giá giao ngay.

Kế hoạch chi tiết cải cách thị trường điện được công bố vào tháng 12/2013 cho biết có một loạt các yếu tố cần xem xét trong việc thiết lập giá thực tế (strike price), bao gồm các yếu tố cụ thể về công nghệ như vốn, chi phí vận hành, tài chính, các điều kiện thị trường như giá bán buôn và các cân nhắc về chính sách. Kế hoạch này cũng công bố các giá thực tế cho từng nguồn điện và từng năm bắt đầu vận hành của các cơ sở đi vào vận hành trong giai đoạn 2014/2105 - 2018/2019. Cuộc đấu giá đầu tiên về giá được thực hiện vào tháng 2/2015, đưa đến kết quá giá thầu (bid price) thành công thấp hơn giá thực tế do Chính phủ xác định cho các cơ sở sản xuất điện mặt trời, điện gió trên bờ và điện gió ngoài khơi. 

Kết quả đấu giá đã được tích lũy đều đặn, với các dự án đấu thầu thành công được đăng ký trong sổ đăng ký CfD do Công ty Hợp đồng Các bon thấp quản lý. Sổ đăng ký ghi cụ thể tên dự án, tên nhà vận hành, loại công nghệ, loại hợp đồng và giá thực hiện hiện hành. Theo hệ thống hiện hành của Vương quốc Anh, đấu giá được sử dụng để thúc đẩy NLTT ở mức giá cạnh tranh nhất có thể. Thông tin về các dự án đấu giá thành công được công bố kịp thời, chứng tỏ rằng hệ thống này được quản lý rất minh bạch.

Kỳ tới: Nhận xét về thể chế NLTT và một số điều (các quốc gia nghèo, đang phát triển) cần lưu ý khi tham khảo kinh nghiệm của Vương quốc Anh

[*] HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM; KHOA QUẢN LÝ CÔNG NGHIỆP VÀ NĂNG LƯỢNG - EPU

Tài liệu tham khảo:

[1] BP Statistical Review of World Energy, 2020, 2016, 2011, 2002.

[2] Niên giám thống kê Việt Nam 2019, 2012.

[3] Akiko Sasakawa: Transition to Renewable Energy Society in Germany and United Kingdom: Historical Paths to FIP and CfD Introduction and Implications for Japan. IEEJ: April 2021 ©IEEJ2021.

[4] “OPEC: World proven crude oil reserves by country, 1960-2011”.

[5] https://www.globalpetrolprices.com/electricity_prices/

[6] World Economic Outlook Database-October 2017, Quỹ Tiền tệ Quốc tế, accessed on 18 January 2018.

[7] https://vi.wikipedia.org/wiki/ Kinh_tế_Vương_quốc_Liên_hiệp_Anh_và_Bắc_Ireland.