Báo cáo nhận diện rủi ro, gợi ý giải pháp chính sách phát triển ngành điện Việt Nam [phần 1]

Chính phủ ghi nhận kiến nghị hoàn thiện các yếu tố quan trọng để phát triển điện hạt nhân Việt Nam Thực hiện Quy chế làm việc của Chính phủ ban hành kèm theo Nghị định 39/2022/NĐ-CP, Văn phòng Chính phủ vừa chuyển Báo cáo kiến nghị của Tạp chí Năng lượng Việt Nam về “thúc đẩy hoàn thiện các yếu tố quan trọng đối với phát triển điện hạt nhân ở Việt Nam” đến Bộ Công Thương, Bộ Khoa học và Công nghệ để nghiên cứu, xử lý theo thẩm quyền, đảm bảo đúng quy định. Được biết, hiện các bộ đang nghiên cứu, tổng hợp về nội dung liên quan để báo cáo Thủ tướng Chính phủ.

I. Các thách thức hiện hữu:

“Quy hoạch điện thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050” (Quy hoạch điện VIII) đã được Thủ tướng Chính phủ quyết định phê duyệt vào ngày 15 tháng 5 năm 2023, trong đó mục tiêu và lộ trình chuyển dịch năng lượng được xác định cụ thể, nhất là giai đoạn từ nay đến năm 2030. Song song với phê duyệt Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII vào tháng 4/2025, các quy định về cơ chế, chính sách mới đã được ban hành. Các quy định này (cùng khung giá các loại nguồn điện) có kỳ vọng tạo được động lực cho huy động đầu tư nhiều nguồn điện lớn và năng lượng tái tạo trong Quy hoạch điện VIII. Tuy nhiên, phần lớn các dự án nguồn điện đều chậm tiến độ, đặc biệt là nhiều dự án nguồn điện lớn chưa chọn được nhà đầu tư, chưa khởi công và chưa ký được hợp đồng mua bán điện; việc thực hiện các mục tiêu tiến độ còn nhiều thách thức. Cụ thể là:

1. Số lượng dự án cần thực hiện đầu tư rất lớn, nhất là các dự án điện khí LNG và dự án năng lượng tái tạo, thời gian đến năm 2030 chỉ còn 5 năm, nhưng các vướng mắc vẫn hiện hữu trong thực hiện đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư, cũng như lựa chọn nhà thầu, trong khi nhân lực chuyên môn của các địa phương hạn chế, các quy định lựa chọn nhà đầu tư còn nhiều điểm chưa rõ ràng với đặc điểm của dự án điện lực.

2. Vốn đầu tư vào ngành điện theo Quy hoạch là rất lớn, vốn nhà nước chiếm tỷ lệ không cao, sẽ phụ thuộc nhiều vào các nhà đầu tư tư nhân và thị trường vốn ngoài nước.

3. Một số cơ chế còn thiếu như:

3.1. Khung giá mua/bán điện cho pin lưu trữ và nguồn linh hoạt.

3.2. Chưa có hợp đồng mẫu cho các nhà máy năng lượng tái tạo lắp đặt pin lưu trữ.

3.3. Chưa có giá công suất tách bạch với giá điện năng.

3.4. Chưa có quy định về việc chuyển ngang nghĩa vụ bao tiêu khí nội địa sang Hợp đồng mua bán điện (PPA).

3.5. Chưa có quy định về việc thanh toán mua lại dự án khi chấm dứt hợp đồng trước thời hạn mà không do lỗi của nhà đầu tư.

3.6. Chưa có quy định về việc có bảo vệ cho nhà đầu tư khi có các sự kiện bất khả kháng.

3.7. Chưa rõ ràng trong quy định tham gia thị trường điện cạnh tranh đối với các dự án nguồn điện theo quy hoạch.

4. Một số quy định còn thiếu như:

4.1. Quy chuẩn/tiêu chuẩn kỹ thuật cho các hệ thống pin lưu trữ.

4.2. Quy định về phòng cháy chữa cháy, bảo vệ môi trường và nghiệm thu xây dựng các hệ thống pin lưu trữ.

4.3. Quy định về nội dung, phạm vi khảo sát biển đối với các dự án điện gió ngoài khơi.

4.4. Chưa có quy định về việc khảo sát phải thực hiện trước/hay sau khi chấp thuận chủ trương đầu tư cho các dự án điện gió ngoài khơi.

4.5. Chưa ban hành dự thảo hợp đồng mua bán điện (PPA) mẫu đối với các dự án điện gió ngoài khơi bán điện lên hệ thống điện quốc gia.

II. Một số đề xuất quan trọng chung cho thực hiện Quy hoạch điện VIII Điều chỉnh:

1. Để đảm bảo an ninh cung cấp điện, chúng ta cần duy trì đa dạng các nguồn cung cấp điện. Do đó, phải giữ các nhà máy điện chạy nền khả dụng, dự phòng với việc có đủ nhiên liệu sơ cấp năng lượng trong nước và nhập khẩu, cùng lúc phát triển các nguồn năng lượng tái tạo để tránh phụ thuộc quá nhiều vào một nguồn nào đó. Mặt khác, tiếp tục đẩy mạnh thăm dò, khảo sát nhằm tăng trữ lượng than và dầu khí trong nước.

2. Vốn đầu tư cho nguồn điện từ nay đến 2030 khoảng 118 tỷ USD và cho lưới điện 18,1 tỷ USD. Rất khó để đạt được mức huy động vốn đó. Ngành năng lượng cần huy động mạnh mẽ nhà đầu tư tư nhân trong nước và nước ngoài với cơ chế huy động vốn minh bạch, hấp dẫn, chú trọng nguồn vốn FDI. Đồng thời Chính phủ đẩy mạnh việc chấp thuận và giải ngân hiệu quả các nguồn vốn đã cam kết như cơ chế Đối tác chuyển dịch năng lượng công bằng (JETP), tín dụng xanh.

3. Các văn bản pháp quy cần xác định rõ vai trò của UBND cấp tỉnh. Vì theo phân cấp hiện nay, cấp tỉnh có vai trò quyết định trong lựa chọn nhà đầu tư, bố trí quỹ đất, giải phóng mặt bằng.

4. Giá điện chưa hợp lý dẫn đến việc hài hòa lợi ích gặp nhiều trở ngại. Vì vậy, cần chỉ đạo sát sao việc điều chỉnh (tăng, giảm) giá điện bán lẻ linh hoạt để từ đó giá điện bán buôn, bán lẻ được đảm bảo ở mức hợp lý của thị trường, phù hợp trong xu thế tăng tỷ lệ năng lượng tái tạo.

5. Đẩy nhanh lộ trình phát triển thị trường bán lẻ điện cạnh tranh thông qua việc tách bạch mảng truyền tải và tính toán chi phí truyền tải điện qua lưới cho công ty truyền tải, vận hành, đảm bảo minh bạch và bình đẳng cho nhà đầu tư. Bổ sung cơ chế giá công suất và dịch vụ phụ trợ trong thị trường điện để phản ánh đúng giá trị hệ thống của các nguồn điện linh hoạt, hệ thống pin lưu trữ năng lượng (BESS).

6. Với các quy định pháp luật có nội dung chồng chéo, cho phép doanh nghiệp được quyền lựa chọn áp dụng quy định nào phù hợp nhất tại thời điểm thực hiện đầu tư dự án.

III. Đề xuất giải pháp cho từng lĩnh vực:

1. Giải pháp cho điện khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) nhập khẩu và điện khí nội địa:

1.1. Kiến nghị xây dựng mô hình kho cảng LNG trung tâm quy mô lớn (LNG Hub) và hệ thống hạ tầng kết nối đồng bộ, hạn chế việc thực hiện mô hình mỗi kho cảng LNG phục vụ cho một dự án điện LNG.

1.2. Đối với sản lượng Qc tối thiểu cho các dự án điện khí LNG: Có cơ chế đảm bảo nhà máy điện LNG được huy động chạy nền phù hợp với lịch nhập LNG trong hợp đồng mua LNG dài hạn. Phần sản lượng còn lại được huy động theo nhu cầu của thị trường và được thanh toán đầy đủ các chi phí vận hành và nhiên liệu.

1.3. Đối với các nhà máy điện khí sử dụng khí thiên nhiên được huy động tối đa theo khả năng cấp khí của các mỏ khí nội địa trong nước: Bổ sung cơ chế bao tiêu (take-or-pay) để chuyển ngang nghĩa vụ bao tiêu khí sang hợp đồng mua bán điện.

1.4. Xem xét áp dụng cơ chế giá công suất, hoặc cơ chế tương đương như khoản thanh toán bảo đảm dự phòng trong hợp đồng mua bán điện (PPA): Đó là khoản thanh toán tiền điện cho các thành phần chi phí cố định (FC), chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định (FOMC) trong giá điện - bất kể sản lượng điện phát lên lưới, dựa trên độ khả dụng thực tế của nhà máy cho hệ thống điện. (Luật Điện lực 2024 đã có quy định về giá công suất trong Mục b, Khoản 8 Điều 51).

1.5. Giá LNG trên thị trường quốc tế có sự biến động khó lường, có thể tăng, hoặc giảm đột ngột. Điều này làm cho các nhà đầu tư gặp khó khăn trong việc xác định giá điện hợp lý trong hợp đồng mua bán điện. Ngoài ra, quy định thời gian giao nhận LNG rất chặt chẽ là khi tàu đến trong khi lượng LNG tồn trong kho vẫn còn mà chủ đầu tư không thực hiện nghĩa vụ nhận khí sẽ bị phạt. Với đặc thù mua LNG phải cam kết sử dụng 100% lượng khi mua, việc điều chỉnh mức Qc hợp lý chính là điều kiện tiên quyết để chủ đầu tư nhà máy điện lập kế hoạch mua LNG dài hạn và chủ động cân đối kế hoạch vận hành phù hợp với kế hoạch cung cấp nhiên liệu.

1.6. Theo yêu cầu kỹ thuật vận hành kho chứa LNG có sự hóa hơi tự nhiên (Boil Off Gas - BOG) sinh ra. Do vậy, để không phải đốt bỏ lượng BOG này, yêu cầu vận hành kỹ thuật kho chứa cần duy trì công suất tái hóa khí để hấp thụ toàn bộ lượng BOG sinh ra. Vì vậy, Qc tối thiểu dài hạn đủ lớn sẽ giúp hạn chế rủi ro phải đốt bỏ khí BOG.

1.7. Xem xét Cơ chế điều chỉnh theo tỷ giá hối đoái: Phần chi phí bằng ngoại tệ trong giá điện trong PPA được tính bằng đồng USD và thanh toán bằng VNĐ. Việc thanh toán khoản chênh lệch ngoại tệ (nếu có) được thực hiện thường xuyên (ví dụ hàng tháng). Đồng thời, xem xét Bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ trong khi giá nhiên liệu LNG phải sử dụng ngoại tệ để thanh toán.

1.8. Xem xét cơ chế mua lại dự án khi bị chấm dứt trước thời hạn mà không do lỗi của nhà đầu tư, để duy trì vận hành nhà máy cho đến hết đời sống kinh tế dự án.

1.9. Xem xét cơ chế bảo vệ nhà đầu tư trong trường hợp có sự kiện bất khả kháng.

2. Giải pháp cho phát triển điện năng lượng tái tạo:

2.1. Việt Nam đã dừng cơ chế giá FIT cho năng lượng tái tạo. Vì vậy, có thể xem xét chuyển từ giá FIT sang đấu thầu cạnh tranh, hoặc cơ chế giá ưu đãi FiP (Feed In Premium) - tức là nguồn điện năng lượng tái tạo bán trên thị trường, nhưng nhận được hỗ trợ từ Chính phủ khi giá thị trường thấp và chủ đầu tư trả lại phần chênh lệch khi giá thị trường cao hơn mức FiP. Cơ chế nào được chọn cần phù hợp với hoàn cảnh cụ thể và cần ban hành bằng các văn bản quy phạm pháp luật để có cơ sở pháp lý thực thi, lấy lại lòng tin của các nhà đầu tư.

2.2. Điện mặt trời đã bước vào giai đoạn phát triển chín muồi về công nghệ với chi phí sản xuất thấp. Cần tiếp tục có chính sách hỗ trợ điện mặt trời phù hợp hơn, tách biệt rõ cho từng loại hình và mức công suất để có thể thúc đẩy công nghệ này (điện mặt trời trang trại, mặt nước, công nghiệp và dịch vụ, điện mặt trời kết hợp nông nghiệp, điện mặt trời mái nhà; đấu nối và bán lên lưới, không phát/bán lên lưới điện quốc gia). Các chính sách khuyến khích phù hợp cho từng loại hình sẽ hỗ trợ điện mặt trời phát triển, đóng góp cho mục tiêu an ninh năng lượng và ổn định hệ thống điện, đạt mục tiêu “hài hòa lợi ích” cho cả quốc gia và người dân.

2.3. Cần có tiêu chuẩn kỹ thuật cho pin lưu trữ năng lượng (BESS) tương thích các tiêu chuẩn quốc tế (như: IEC 62933; IEC 61427; IEC 62485; IEC 62133…) và quy định ngắn hạn về mức độ bắt buộc tỷ lệ BESS trong các dự án năng lượng tái tạo (tùy theo quy mô công suất và loại hình công nghệ), từ đó tạo ra thị trường trong nước. Các doanh nghiệp sẵn sàng đầu tư vào sản xuất BESS, nếu họ thấy thị trường đủ lớn. Hiện tại hầu hết các máy móc thiết bị phải nhập khẩu, dẫn đến phụ thuộc yếu tố nước ngoài, rủi ro đứt gẫy chuỗi cung ứng và mối đe dọa an ninh mạng khi BESS ngày càng được kết nối với mạng lưới có thể dễ bị tấn công từ xa, gián đoạn hoạt động, xâm phạm dữ liệu, hoặc bị sử dụng làm điểm vào cho các cuộc xâm nhập mạng rộng hơn. Nên nếu có đơn vị sản xuất BESS tại Việt Nam sẽ là bước tự chủ quan trọng. Cần có cơ chế giá/mua bán điện cho BESS (ví dụ như 2 thành phần, bao gồm giá công suất (capacity payment) + giá điện năng, hoặc giá dịch vụ phụ trợ) để bảo đảm tính khả thi tài chính.

2.4. Khuyến khích phát triển dự án Trang trại điện mặt trời (Solar Farm) cùng với tỷ lệ BESS cao hơn mức 20% với mức giá khung cao hơn để phát lại vào giờ cao điểm tối với giá cao hơn (giúp giảm công suất đỉnh phát buổi trưa của điện mặt trời và hỗ trợ hệ thống vào giờ cao điểm tối).

2.5. Ban hành các cơ chế chính sách ưu đãi, khuyến khích xã hội hóa và các nhà đầu tư tư nhân tham gia đầu tư vào trạm sạc pin, trạm đổi pin, sản xuất pin lưu trữ như ưu đãi về thuế, tín dụng xanh, thu nhập doanh nghiệp và tham gia thị trường tín chỉ carbon. Quy hoạch triển khai hệ thống trạm sạc, trạm đổi pin, tập trung vào các trung tâm đô thị, đường cao tốc chính và các khu vực có tỷ lệ sử dụng xe điện cao để đảm bảo phạm vi phủ sạc rộng rãi và hỗ trợ thị trường. Tăng cường hợp tác giữa khu vực công và tư nhân: như các tổng công ty Điện lực và công ty tư nhân, nhà sản xuất trạm sạc, trạm đổi pin...đảo bảo phù hợp với quy hoạch điện, với quy mô công suất và phương thức vận hành của hệ thống.

2.6. Cần thống nhất công tác đấu thầu các dự án năng lượng tái tạo chọn nhà đầu tư ở các địa phương. Hiện tại mỗi nơi hiểu và làm theo cách khác nhau.

2.7. Vướng mắc lớn nhất làm các nhà đầu tư còn lo ngại khi tham gia đầu tư là: Theo quy định, kể cả sau khi đã trúng thầu thực hiện đầu tư dự án nhà máy điện năng lượng tái tạo (đã phù hợp với giá trần của khung giá) thì nhà đầu tư vẫn phải thực hiện đàm phán giá bán điện với EVN trên cơ sở chi phí hợp lý, hợp lệ (giống như quy trình đàm phán giá điện của các dự án nhà máy điện truyền thống (nhiệt điện than) trước đây vốn không phải áp dụng quy trình đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư). Việc này, không khác lần đấu thầu thứ hai, làm tăng gánh nặng thủ tục giấy tờ, kéo dài thời gian thực hiện dự án, giảm động lực của nhà đầu tư nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế của dự án. Vì vậy, cần xem xét bỏ quy trình đàm phán giá điện đối với các nhà máy điện năng lượng tái tạo đã được thực hiện theo quy trình đấu thầu theo khung giá phát điện. Giá trúng thầu chính là giá bán điện đưa vào trong hợp đồng PPA.

2.8. Một số văn bản quy phạm pháp luật còn chồng chéo giữa các quy định, còn chưa rõ ràng, khiến cho đúng - sai cực kỳ mong manh đối với các bên khi thực hiện dự án năng lượng tái tạo, làm cho nhà đầu tư rất lo ngại. Vì vậy, văn bản cần phải rõ ràng, có tính kế thừa và dự đoán được xu hướng.

2.9. Giá điện còn thấp, tăng, giảm chưa linh hoạt. Nhà đầu tư lo lắng, không đủ tự tin để xúc tiến đầu tư. Cần có lộ trình điều chỉnh (tăng, giảm) giá điện bán lẻ linh hoạt và từ đó giá điện bán buôn được đảm bảo ở mức hợp lý của thị trường, phù hợp cho xu thế tăng tỷ lệ năng lượng tái tạo.

2.10. Một số giải pháp riêng cho điện gió ngoài khơi: Theo Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, mục tiêu đến năm 2030 là phát triển công suất điện gió ngoài khơi (ĐGNK) khoảng 6.000 MW, tăng lên 17.032 MW vào năm 2035, với định hướng phát huy tối đa tiềm năng kỹ thuật 600.000 MW để sản xuất điện. Tuy nhiên, dự án ĐGNK là loại hình dự án mới, quy mô lớn và liên quan đến nhiều lĩnh vực quản lý do nhiều cơ quan khác nhau chủ trì (tài nguyên biển do Bộ Nông nghiệp và Môi trường quản lý; công nghiệp năng lượng do Bộ Công Thương quản lý; đất đai do Bộ Nông nghiệp - Môi truờng và địa phương quản lý; an ninh biển đảo do Bộ Quốc phòng, Bộ Công an quản lý...). Vì vậy, ĐGNK được đặt trong tình trạng có môi trường pháp lý giao thoa phức tạp. Cần sự phối hợp thể chế và cần có các dự án thí điểm. Các doanh nghiệp nhà nước như Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và Tập đoàn Công nghiệp - Năng lượng Quốc gia Việt Nam (PVN) được giao nhiệm vụ khảo sát và chuẩn bị triển khai các dự án điện gió ngoài khơi. Các dự án thí điểm này nhằm thử nghiệm các khung pháp lý liên quan đến quy hoạch không gian biển (MSP), cấp phép khảo sát và hợp đồng mua bán điện (PPA), tạo nền tảng để mở rộng quy mô với sự tham gia của khu vực tư nhân thông qua đấu giá, hoặc các cơ chế phân bổ khác. Vì vậy, ngoài những giải pháp nêu trên cho năng lượng tái tạo, điện gió ngoài khơi có thể cần một số giải pháp riêng đặc thù sau:

Thứ nhất: Đề nghị ban hành cơ chế chính sách riêng cho điện gió ngoài khơi, bao gồm thủ tục cấp phép/đấu thầu một cửa, ưu tiên giải phóng mặt bằng và đầu tư hạ tầng truyền tải. Áp dụng cơ chế hợp đồng PPA dài hạn, ổn định, Qc cao để có thể tận dụng hết năng lượng sạch, giảm giá chi phí điện năng quy dẫn (LCOE) và có khả năng vay vốn cao (bankable) nhằm thu hút tài chính quốc tế. Cần xem xét ban hành một mẫu hợp đồng PPA áp dụng riêng cho các dự án ĐGNK, trong đó giải quyết hài hòa phân bổ các rủi ro giữa EVN và nhà đầu tư khi triển khai ĐGNK, kể cả những vấn đề về bảo lãnh tài chính của Chính phủ và vấn đề đấu nối ĐGNK vào lưới điện truyền tải quốc gia.

Thứ hai: Cần ban hành Quy định trình tự thủ tục khảo sát, đánh giá tài nguyên biển và chấp thuận chủ trương đầu tư với các dự án điện gió ngoài khơi. Quy định về nội dung, phạm vi khảo sát nghiên cứu nội bộ (Destop Study) đối với giai đoạn phục vụ chấp thuận chủ trương đầu tư cho các dự án điện gió ngoài khơi.

3. Giải pháp cho phát triển thủy điện tích năng:

Phát triển thủy điện tích năng (TĐTN) tại Việt Nam là hướng đi cần thiết để đảm bảo an ninh năng lượng và hỗ trợ năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, những thách thức lớn về vốn đầu tư, công nghệ, môi trường và cơ chế chính sách cần được giải quyết.

3.1. Khung giá mua điện:

Giá điện ​​cho TĐTN được xác định bởi các thông số kỹ thuật, các yếu tố kinh tế như chi phí đầu tư, vận hành và bảo dưỡng và tỷ suất hoàn vốn nội bộ (IRR) mà các nhà phát triển yêu cầu.

Với suất đầu tư khá cao (khoảng 18.000.000 đồng/kW), các nhà đầu tư sẽ cần một khoảng thời gian dài để thu hồi vốn. Mức giá 3.457,02 đồng/kWh (Quyết định số 1198/QĐ-BCT ngày 26/4/2025 của Bộ Công Thương) chưa đủ hấp dẫn so với các loại hình năng lượng tái tạo khác, với chi phí đầu tư thấp hơn và thời gian thu hồi vốn nhanh hơn. Điều này làm giảm tính hấp dẫn của TĐTN, đặc biệt là khi so với các dự án điện mặt trời, hay điện gió có chi phí đầu tư thấp hơn và thu hồi vốn nhanh hơn. Một mức giá điện hợp lý hơn, không chỉ dựa trên chi phí sản xuất, mà còn phải phản ánh giá trị thực của việc đảm bảo tính ổn định cho lưới điện quốc gia sẽ giúp thu hút các nhà đầu tư.

3. 2. Áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần:

TĐTN có vai trò quan trọng trong hệ thống điện quốc gia, có nhiệm vụ lưu trữ điện năng, phát điện phủ đỉnh, dự phòng công suất phát, giúp ổn định hệ thống, điều chỉnh tần số - là công cụ giúp điều độ hệ thống điện quốc gia vận hành ổn định, an toàn, tin cậy trong bối cảnh công suất lắp đặt của điện gió, mặt trời ngày càng tăng cao. Giả định TĐTN mỗi năm chỉ vận hành phát điện trong khoảng 1.800-2.000 giờ, trong khi phải chịu chi phí mua điện từ hệ thống để bơm nước lên hồ trên từ 3.000-3.650 giờ/năm. Vì vậy, việc áp dụng cơ chế giá điện hai thành phần sẽ giúp các nhà đầu tư có thể dự báo thu nhập ổn định từ hai nguồn chính: Công suất và sản lượng điện. Điều này giúp tăng tính ổn định cho việc thu hồi vốn và giảm rủi ro tài chính cho các nhà đầu tư.

Biểu giá hai thành phần công nhận vai trò của TĐTN trong việc cung cấp các dịch vụ như cắt giảm phụ tải đỉnh, điều chỉnh tần suất và giảm biến động điện gió/mặt trời. Cơ chế giá điện hai thành phần cho TĐTN tách doanh thu thành biểu giá công suất (cho chi phí cố định) và biểu giá điện (cho chi phí biến đổi). Cơ chế này cải thiện hiệu quả kinh tế, tăng cường thu hồi vốn đầu tư TĐTN và hỗ trợ việc tích hợp năng lượng tái tạo vào lưới điện bằng cách phản ánh giá trị của TĐTN trong tính linh hoạt của lưới điện và các dịch vụ cân bằng. Bằng cách đảm bảo các nhà máy TĐTN nhận được doanh thu từ công suất, cơ chế này giúp trang trải chi phí cố định đáng kể và cải thiện lợi nhuận chung của nhà máy, khuyến khích đầu tư nhiều hơn vào công nghệ lưu trữ năng lượng quan trọng này.

3. 3. Cơ chế tài chính:

Cơ chế tài chính cho thủy điện tích năng dựa trên sự chắc chắn về doanh thu từ chênh lệch giá năng lượng (mua khi giá thấp, bán khi giá ở thời điểm cao) và các dịch vụ phụ trợ (dịch vụ lưới điện như dự trữ vận hành), thường được hỗ trợ bởi các ưu đãi của chính phủ, tài chính xanh và tài trợ dự án được thiết kế riêng từ các tổ chức tín dụng. Các nhà đầu tư cần các chính sách hỗ trợ tài chính tốt hơn như giảm thuế, hỗ trợ tín dụng, hoặc các khoản vay ưu đãi. Chính phủ cũng cần có các chương trình tài trợ nhằm hỗ trợ chi phí đầu tư ban đầu, giảm thiểu rủi ro cho các nhà đầu tư.

4. Giải pháp cho lĩnh vực truyền tải điện:

4.1. Luật Điện lực hiện hành cho phép thu hút mọi thành phần kinh tế tham gia đầu tư xây dựng công trình lưới điện theo Quy hoạch điện. Tuy nhiên, thực tế cho thấy, ngoài EVN và các đơn vị thành viên thuộc EVN, việc đầu tư lưới điện truyền tải rất khó thu hút được các nhà đầu tư ngoài nhà nước tham gia đầu tư, do cơ chế tính giá truyền tải không đủ hấp dẫn. Vì vậy, bên cạnh các giải pháp về mô hình đối tác cho thuê dài hạn, hoặc sở hữu tài chính, thì cần nhất vẫn là cơ chế tính giá truyền tải đủ để trang trải các chi phí hợp lý, hợp lệ và lợi nhuận hợp lý để thu hồi vốn đầu tư. Chính phủ và các bộ, ngành liên quan cần tiếp tục xem xét, xây dựng, ban hành các cơ chế, chính sách đầu tư thực sự hấp dẫn để thu hút nguồn vốn tư nhân vào lĩnh vực truyền tải điện. Các chính sách này cần đảm bảo minh bạch về giá, phí truyền tải, cơ chế thu hồi vốn và lợi nhuận hợp lý cho các nhà đầu tư.

4.2. Trình tự, thủ tục triển khai các dự án đầu tư xây dựng phức tạp và kéo dài. Đặc biệt các thủ tục liên quan đến chấp thuận chủ trương đầu tư, quy hoạch, kế hoạch sử dụng đất, chuyển đổi mục đích sử dụng rừng, bồi thường, giải phóng mặt bằng. Cần ưu tiên hỗ trợ (thu xếp vốn, bố trí quỹ đất của địa phương…) các dự án truyền tải xương sống, liên kết miền như các đường dây 500 kV, truyền tải điện cao áp một chiều (HVDC) và các trạm biến áp nút quan trọng, các dự án lưới điện truyền tải liên miền.

4.3. Cần tiếp tục tăng cường đầu tư lưới điện truyền tải theo hướng lưới điện thông minh và tăng mức độ tự động hóa lưới điện, đầu tư công nghệ để nâng cao hiệu quả và độ tin cậy theo hướng chú trọng đảm bảo an ninh mạng, tránh gián đoạn lưới điện có thể trở thành một vấn đề nghiêm trọng của hệ thống.

Đón đọc phần 2: Phân tích rủi ro, thách thức và đề xuất cơ chế đặc thù phát triển điện hạt nhân ở Việt Nam

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM