Bộ Công Thương báo cáo Quốc hội về Đề án Quy hoạch điện 8

Những điểm mới, quan trọng trong ‘nhiệm vụ’ lập Quy hoạch điện 8

Theo báo cáo của Bộ Công Thương, Quy hoạch điện 8 sẽ phải phù hợp với các nội dung liên quan trong Quy hoạch tổng thể Quốc gia, Quy hoạch sử dụng đất Quốc gia, quy hoạch vùng. Đồng thời, quy hoạch đảm bảo phát triển cân đối giữa các vùng, miền, cân đối giữa nguồn và phụ tải.

Quy hoạch có tính mở, chỉ xác định danh mục những nguồn điện lớn, quan trọng cấp quốc gia, danh mục lưới điện truyền tải quan trọng ở cấp điện áp ≥ 220kV giai đoạn 2021 - 2030, định hướng phát triển nguồn điện theo miền, theo vùng và theo cơ cấu công suất giai đoạn 2031 - 2050, định hướng phát triển lưới điện truyền tải ở cấp điện áp ≥ 220kV giai đoạn 2031 - 2050.

Về vận hành hệ thống điện, Bộ Công Thương cho biết sẽ hoàn thiện các văn bản pháp lý cho vận hành hệ thống điện truyền tải, phân phối; điều độ các nhà máy điện trong bối cảnh tỷ trọng các nhà máy điện năng lượng tái tạo đang ngày càng tăng cao.

Bộ Công Thương sẽ xây dựng các cơ chế phù hợp để đẩy nhanh tiến độ các công trình nguồn, lưới điện để đảm bảo cơ bản nhu cầu sử dụng điện trong năm 2020 và các năm tiếp theo. Đồng thời, chỉ đạo các đơn vị cung cấp than, khí ổn định cho phát điện; tiếp tục mở rộng thị trường cạnh tranh bán buôn điện; tham mưu Thủ tướng Chính phủ cho phép thí điểm để các nhà máy điện gió và mặt trời bán điện trực tiếp cho khách hàng mua điện để tiến tới hình thành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

Bộ Công Thương cho rằng, thời gian qua, việc lập và thực hiện quy hoạch điện còn nhiều bất cập. Các số liệu phục vụ quy hoạch chưa hoàn toàn đầy đủ, thiếu đồng bộ dẫn tới các kết quả dự báo, tính toán có những sai số; lập quy hoạch còn chậm và kéo dài dẫn tới thời gian thực hiện quy hoạch sau phê duyệt bị rút ngắn... Cùng với đó, các dự án nguồn điện, đặc biệt là các dự án ngoài EVN thường bị chậm so với quy hoạch ảnh hưởng tới việc đảm bảo cung ứng điện. Cụ thể, theo Quy hoạch điện 7 (điều chỉnh), giai đoạn 2016-2030 có tổng cộng 116 dự án nguồn điện cần được đầu tư và đưa vào vận hành (chưa bao gồm các dự án năng lượng tái tạo).

Sau 3 năm thực hiện, nhiều dự án đã không được thực hiện do đề xuất, kiến nghị của địa phương như các dự án điện than ở Bạc Liêu, Quảng Ninh, Hà Tĩnh. Trong khi nhiều địa phương khác đề nghị bổ sung các trung tâm điện khí mới như Bạc Liêu, Bà Rịa - Vũng Tàu, Ninh Thuận. Hầu hết các dự án BOT do nước ngoài thực hiện đều bị chậm so với tiến độ trong quy hoạch. Nhiều dự án đang thi công cũng bị chậm tiến độ như: Long Phú 1, Sông Hậu 1, Thái Bình 2.

Theo kết quả rà soát mới đây, tổng công suất các dự án điện có thể đưa vào vận hành trong giai đoạn 2016-2020 chỉ đạt 15.500 MW/21.650 MW (đạt gần 72%). Việc chậm tiến độ các dự án điện, hoặc các dự án không được triển khai theo quy hoạch đang tạo ra các khó khăn, thách thức lớn trong việc đảm bảo cung ứng điện trong thời gian tới.

Bộ Công Thương cũng lưu ý: Trong giai đoạn sắp tới, hầu như chỉ có các dự án do EVN triển khai có thể đáp ứng tiến độ, các chủ đầu tư nguồn điện khác, đặc biệt là các nguồn điện BOT hầu hết đều chậm. 

Một trong những khó khăn nổi cộm được Bộ Công Thương đề cập là câu chuyện huy động vốn cho các dự án. Theo tính toán trong Quy hoạch 7 (điều chỉnh), mức vốn đầu tư bình quân hàng năm của ngành điện gần 7,6 tỷ USD/năm.

Tuy nhiên, trong bối cảnh giá điện của Việt Nam mới chỉ đảm bảo cho các đơn vị của EVN có mức lợi nhuận khiêm tốn, các doanh nghiệp nhà nước khác như Tập đoàn CN Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) cũng khó khăn về tài chính thì việc huy động vốn cho các dự án điện của các doanh nghiệp này sẽ rất khó khăn.

Tương tự như vậy, các dự án nguồn điện do khu vực tư nhân, đầu tư nước ngoài cũng gặp khó khăn trong việc thu xếp vốn do yêu cầu cao từ các bên cho vay (bảo lãnh Chính phủ, chuyển đổi ngoại tệ...).

Ở lĩnh vực năng lượng tái tạo, Bộ Công Thương cho biết, thời gian qua, trong khi khai thác các nguồn điện truyền thống gặp khó khăn, nhiều quan điểm cho rằng đẩy mạnh năng lượng tái tạo, điển hình như điện gió, điện mặt trời là phương án khả thi góp phần bù đắp lượng điện thiếu hụt. Tuy nhiên, do giá cao và phải thực hiện cơ chế bù giá là một trong những tồn tại, hạn chế điển hình của năng lượng tái tạo.

Giá điện từ nguồn năng lượng tái tạo hiện cao hơn so với nguồn điện từ nguồn năng lượng truyền thống (nhiệt điện, thủy điện lớn…). EVN đang được nhà nước giao thực hiện mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án điện năng lượng tái tạo với mức giá do nhà nước quy định.

Như vậy, EVN đang thực hiện chức năng thay Nhà nước, chi phí bù giá cho năng lượng tái tạo đang được hòa chung với chi phí của ngành điện, chưa tách rõ ràng trong hóa đơn tiền điện.

Đáng chú ý, khi tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng lên thì thành phần bù giá sẽ ngày càng tăng và ảnh hưởng lớn đến chi phí giá thành ngành điện.

Ngoài ra, do phụ thuộc nhiều vào điều kiện thời tiết, địa hình, khí hậu… nên tiềm năng các nguồn năng lượng tái tạo thường tập trung ở một số tỉnh (phần lớn các tỉnh có phụ tải tiêu thụ tại chỗ nhỏ), hệ thống lưới điện chưa đáp ứng yêu cầu về truyền tải công suất.

Bộ Công Thương cho rằng, đầu tư các dự án năng lượng tái tạo có nhu cầu về vốn lớn, rủi ro cao do công suất và sản lượng phụ thuộc thời tiết, khí hậu, khả năng thu hồi vốn lâu do suất đầu tư và giá điện cao hơn nguồn năng lượng truyền thống. Vì vậy, các tổ chức tài chính, ngân hàng thương mại thường chưa sẵn sàng cho vay các dự án đầu tư vào lĩnh vực năng lượng tái tạo./.

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM