Đề xuất giải pháp cơ chế ‘phí công suất’ để thúc đẩy tiến độ nguồn điện khí theo Quy hoạch điện VIII

Những thuận lợi và khuyết thiếu cần bổ sung cho dự án điện hạt nhân đầu tiên của Việt Nam Như chúng ta đều biết, Chỉ thị đầu tiên của năm 2025 (số 1/CT-TTg, ngày 3/1) Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính yêu cầu Bộ trưởng Công Thương chỉ đạo triển khai, hoàn thành công tác đầu tư dự án Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận trong 5 năm. Sau chỉ đạo của Thủ tướng, câu hỏi được dư luận quan tâm là: Trong khoảng thời gian này, chúng ta có thể hoàn thành được không? Để giải đáp phần nào cho nội dung này, bước đầu, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam có một số trao đổi, nhận định, đề xuất dưới đây.

Chính phủ Việt Nam đã và đang nỗ lực để đổi mới khung pháp lý cho phát triển các dự án điện, nhằm khai thông nguồn vốn đầu tư, đảm bảo cung cấp điện năng ổn định. Vừa qua, Luật Điện lực (sửa đổi) đã được thông qua chỉ trong một lần trình Quốc hội vào Kỳ họp thứ 8 (cuối tháng 11/2024) đã thể hiện tính cấp thiết, khẩn trương trong ban hành văn bản quy phạm pháp luật liên quan đến phát triển ngành điện lực. Hiệu lực của Luật được đẩy lên sớm vào ngày 1/2/2025, khá nhanh so với những Luật khác. Chính phủ đang nỗ lực hoàn thiện các văn bản dưới luật (Nghị định, Thông tư, Quyết định) để Luật Điện lực (mới) nhanh chóng đi vào cuộc sống. Dự kiến vào tháng 2/2025 sẽ ban hành Nghị định “Quy định chi tiết một số điều của Luật Điện lực về quy hoạch phát triển điện lực, phương án phát triển mạng lưới cấp điện và đầu tư xây dựng dự án điện lực”.

Trong quá trình hiệu chỉnh và xin ý kiến góp ý rộng rãi vào các bản dự thảo của Luật Điện lực và các văn bản dưới luật, cơ quan soạn thảo đã tổ chức các buổi thảo luận, xin ý kiến của các bên liên quan, các nhà đầu tư nước ngoài, các tổ chức quốc tế, nhà tài trợ, cũng như cộng đồng quốc tế. Cơ quan soạn thảo đã nhận được nhiều ý kiến đóng góp cho các dự thảo, thể hiện sự quan tâm đặc biệt tới các nút thắt về cơ chế, quy định và điều khoản thực hiện để có thể thúc đẩy sự phát triển của ngành điện nói chung, cũng như cho điện khí nói riêng.

Các nhà đầu tư tư nhân, các quỹ cho vay và các tổ chức quốc tế, trong đó có các nhà đầu tư Nhật Bản, Hàn Quốc tại Việt Nam hoan nghênh những nỗ lực mạnh mẽ của Chính phủ. Họ đang theo dõi sát sao quá trình đổi mới thể chế này và cung cấp ý kiến trong suốt quá trình sửa đổi các văn bản pháp lý để phản ánh các điều kiện cần thiết cho việc đầu tư, vay vốn và tháo gỡ các vướng mắc cho việc phát triển dự án.

Mặc dù các bên quốc tế được tham gia và thực sự đã nỗ lực đóng góp cho các văn bản pháp quy ngành điện lực trong nhiều tháng qua, nhưng thời gian để làm việc đó vẫn còn khá ngắn so với yêu cầu. Các nhà đầu tư tư nhân đã chưa có đủ thời gian để thảo luận với các cơ quan Chính phủ Việt Nam và giải thích về các điểm chính trong dự thảo văn bản, nên vẫn tồn tại khoảng cách giữa ý kiến của các cơ quan thuộc Chính phủ và ý kiến các nhà đầu tư, các tổ chức cho vay về những điều kiện thiết yếu để phát triển các dự án điện. Nhiều nhà đầu tư và các tổ chức cho vay đã trình ý kiến của họ về dự thảo Luật và Nghị định, nhưng vẫn còn nhiều ý kiến chưa được phản ánh, chưa đưa vào các bản dự thảo mới. Có lẽ các bên cần có thêm thời gian để thảo luận và trình bày ý kiến, luận cứ của mình.

Các đối tác nước ngoài mong muốn có thêm các cuộc thảo luận giữa Chính phủ và các bên liên quan của các dự án điện. Việc cập nhật thêm cơ sở pháp lý là rất quan trọng và cần thiết để đạt được mục tiêu theo Quy hoạch điện VIII.

Với tinh thần hỗ trợ các chủ đầu tư, Bộ Công Thương đã nhanh chóng ban hành Thông tư 07/2024/TT-BCT ngày 12/4/2024 về “Quy định phương pháp xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện” (chi tiết thông tư 07/2024/TT-BCT). Tuy nhiên, theo đánh giá sơ bộ, trên cơ sở báo cáo của các chủ đầu tư và địa phương có dự án, một trong các vướng mắc lớn nhất trong việc phát triển các nhà máy điện khí là cho các nhà máy cả tham gia gián tiếp và trực tiếp vào thị trường điện, cấu trúc doanh thu không xét đến việc đảm bảo thanh toán đủ để chi trả các chi phí giữ các nhà máy nhiệt điện chạy nền được khả dụng (bao gồm các khoản thanh toán vốn vay và các chi phí vận hành, bảo dưỡng). Ngoài vướng mắc này, vẫn cần có cơ chế phân bổ rủi ro công bằng trong các Hợp đồng mua bán điện (PPA), bao gồm việc quy định các cơ chế bất khả kháng, sự kiện vi phạm, bồi thường và chấm dứt, cũng như có cơ chế đủ để chuyển ngang các chi phí nhiên liệu sang chi phí điện.

Hiện tại, Bộ Công Thương đang tập trung vào xử lý vướng mắc quy định sản lượng hợp đồng điện tối thiểu dài hạn. Đây là một cơ chế cần thiết (và nên có), nhưng không phải là tất cả để có thể giải quyết mối lo ngại của các nhà đầu tư. Đặc biệt cho các dự án nhà máy điện khí tham gia trực tiếp vào thị trường bán buôn điện cạnh tranh, sản lượng hợp đồng (Qc) trong các khoản thanh toán CFD vì chỉ để một phần chống đỡ các rủi ro tài chính nên không phải là một thành phần có thể đủ đảm bảo sản lượng điện thực phát (Qm) nhằm đảm bảo việc thực hiện các nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu vật lý, quản lý kế hoạch thu xếp nhiên liệu dài hạn để có được giá nhiên liệu thấp hơn, cũng như đảm bảo có dòng tiền đủ để trả vay vốn và vận hành nhà máy. Dẫu vậy, vẫn cần có con số Qc cao, trong khi đó tỷ lệ do EVN đã đề xuất là 65% (theo https://www.erav.vn/News/Print/15505 - 23/4/2024).

Trong khi đó, Luật Điện lực (sửa đổi) có quy định rõ ràng về khả năng áp dụng cơ chế giá điện nhiều thành phần. Theo đó, khái niệm “phí công suất” cũng cần được quy định rõ ràng trong PPA để đảm bảo có đủ dòng tiền cho việc vận hành và trả vay vốn dự án. Vì vậy, cấp thẩm quyền cần thiết ban hành một văn bản rõ ràng để cho phép các dự án điện quy mô lớn được áp dụng cơ chế phí công suất này, và sửa đổi cấu trúc doanh thu, đảm bảo công bằng, minh bạch.

Theo đánh giá của các chuyên gia của Hiệp hội Năng lượng Việt Nam: Việc áp dụng cơ chế giá điện 1 thành phần (tiền điện chi trả theo điện năng mua, hoặc bán không phụ thuộc công suất phát, hoặc tiêu thụ) đang thực hiện ở Việt Nam hiện nay không phản ánh đúng chi phí khả dụng do bên tiêu thụ điện gây ra cho hệ thống điện và chi phí phải bỏ ra của các nhà đầu tư nguồn điện, lưới điện.

Mặc dù Bộ Công Thương đang soạn thảo văn bản quy định về giá điện 2 thành phần, nhưng mới là bước thử nghiệm đối với bên tiêu thụ điện. Đối với bên phát điện, hiện nay chưa có kế hoạch ban hành quy định về phí công suất song hành. Cần lưu ý rằng: Giá công suất của bên tiêu thụ điện cần chi trả cho những phí tổn của hệ thống điện nói chung, trong đó có phần quan trọng là trả phí công suất cho bên phát điện.

Qua đó, giá điện 2 thành phần (giá công suất và giá điện năng) cần được áp dụng cùng lúc cho hai khâu của quá trình: (1) từ bên phát điện đến EVN, và (2) từ EVN đến người tiêu dùng. Giá điện 2 thành phần được áp dụng cùng lúc sẽ đảm bảo việc phản ánh và chuyển ngang chính xác các chi phí điện, giúp nâng cao hiệu quả kinh tế, trong khi đó tạo động lực thúc đẩy các dự án nguồn điện vận hành đúng tiến độ theo Quy hoạch điện VIII.

Từ các phân tích nêu trên, để đảm bảo khả năng thu xếp tài chính cho các dự án điện khí trong nước, LNG nhập khẩu và đảm bảo khả năng cung ứng điện cho giai đoạn đến 2030, các chuyên gia đều nhận thấy: Việc cam kết một mức tỷ lệ điện năng qua hợp đồng dài hạn và bổ sung phí công suất trong hợp đồng nhằm đảm bảo khả năng hoàn vốn, cũng như có lợi nhuận hợp lý cho chủ đầu tư nhà máy điện, hài hòa lợi ích giữa nhà nước và các chủ đầu tư trong giai đoạn trả nợ của dự án điện khí trong nước, LNG nhập khẩu là cần thiết. (Phí công suất trong hợp đồng được hiểu là thanh toán cho sự sẵn sàng cấp điện, gồm chi trả cho các chi phí đầu tư cơ bản, các chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định). Cơ chế này cần được cơ quan nhà nước có thẩm quyền quyết định sớm để áp dụng chung cho các dự án.

Cũng theo Quy hoạch điện VIII, cùng với các dự án nhà máy điện sử dụng khí trong nước từ các mỏ khí Lô B và Cá Voi Xanh, các nhà máy điện khí hóa lỏng (LNG) nhập khẩu sẽ đóng vai trò rất quan trọng bổ sung cho nguồn cung trong giai đoạn 2024-2030. Tỷ trọng công suất lắp đặt bổ sung trong giai đoạn này (theo Quy hoạch điện VIII phê duyệt), nguồn điện khí LNG là lớn nhất (chiếm hơn 32% trong tổng công suất bổ sung cho đến năm 2030) nhằm đảm bảo an ninh cung cấp điện cho phát triển kinh tế, xã hội. (Công suất tăng thêm được thể hiện trong bảng dưới đây):

Nguồn: Quy hoạch điện VIII.

Trong bài báo “Nhu cầu vốn đầu tư và kế hoạch huy động cho các dự án điện trong QHĐ VIII” mà Năng lượng Việt Nam đã đăng tháng 8/2024 có phân tích về những hạn chế về vốn đầu tư của các doanh nghiệp năng lượng nhà nước, từ đó nhận định: “… nguồn vốn đầu tư thực hiện Quy hoạch điện VIII sẽ chủ yếu do các doanh nghiệp tư nhân trong hoặc ngoài nước thực hiện. Điểm khác biệt của các doanh nghiệp tư nhân là: Họ chỉ đầu tư kinh doanh khi các ‘điều kiện thị trường’ đảm bảo cho họ hoàn vốn và có lợi nhuận, họ không có ràng buộc trách nhiệm phải đầu tư để cung cấp điện, hay đảm bảo an ninh năng lượng. Vì vậy, các quy định từ cơ quan quản lý nhà nước cần được ban hành để kiến tạo đủ ‘điều kiện thị trường’”.

Cũng cần xác định rằng, để có thể huy động vốn tư nhân và FDI vào ngành điện, chúng ta cần chuẩn hóa, minh bạch theo thông lệ quốc tế về Hợp đồng mua bán điện (PPA). Vì đây là yếu tố quan trọng nhất quyết định thành bại trong huy động vốn. Trong đó, cần lưu ý có cơ chế chia sẻ, phân bổ rủi ro hợp lý (tránh chỉ đẩy rủi ro cho các nhà đầu tư), với nguyên tắc “hài hòa lợi ích, chia sẻ rủi ro” trên phương châm “cùng thắng và cùng phát triển”.

Nhìn chung, đã đến lúc các nhà quản lý, hoạch định chính sách cần có thay đổi thực chất khuôn khổ pháp lý để áp dụng thành công vào thực tế mới có thể huy động được các nhà đầu tư tích cực tham gia phát triển các dự án nguồn điện và làm cơ sở đảm bảo phát triển nguồn điện theo mục tiêu Quy hoạch điện VIII./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM