Góp ý dự thảo Thông tư giá dịch vụ của thủy điện tích năng và hợp đồng mua bán điện

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.

Trong bối cảnh nhu cầu điện của Việt Nam tăng nhanh và yêu cầu đảm bảo an ninh năng lượng, thủy điện tích năng (TĐTN) được coi là giải pháp chiến lược nhằm cân bằng hệ thống, lưu trữ năng lượng tái tạo và đảm bảo vận hành lưới điện ổn định. Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII đã xác định phát triển các nhà máy thủy điện tích năng với quy mô công suất khoảng 2.400-6.000 MW đến năm 2030; định hướng đến năm 2050 công suất thuỷ điện tích năng đạt 20.691-21.327 MW.

Tuy nhiên, TĐTN có suất đầu tư lớn, thời gian thu hồi vốn dài và phụ thuộc nhiều vào cơ chế giá, cũng như hợp đồng mua bán điện. Do đó, dự thảo “Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của nhà máy thủy điện tích năng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện” của Bộ Công Thương là một văn bản quan trọng. Khi được ban hành, nó tác động trực tiếp đến khả năng thu hút vốn đầu tư, đặc biệt từ khu vực tư nhân.

Nội dung chính của dự thảo Thông tư:

Dự thảo Thông tư tập trung vào hai nhóm nội dung lớn:

Phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện cho nhà máy TĐTN:

1. Quy định công thức tính giá dịch vụ bao gồm chi phí cố định, chi phí vận hành, bảo dưỡng, chi phí biến đổi và lợi nhuận hợp lý.

2. Tỷ suất lợi nhuận (IRR) cố định ở mức 12%.

3. Xác định giá dịch vụ phát điện riêng cho từng năm, có cơ chế cập nhật chi phí biến đổi.

Hợp đồng mua bán điện (PPA):

1. Xác định rõ quyền và nghĩa vụ của đơn vị phát điện và người mua là EVN.

2. Quy định về thanh toán chi phí dịch vụ phát điện, chi phí vận hành, bảo dưỡng.

3. Các phụ lục hợp đồng quy định về kế hoạch vận hành, biểu giá, cơ chế kiểm toán.

Cấu trúc này cho thấy dự thảo “Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của nhà máy thủy điện tích năng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện” đã tiếp cận khá đầy đủ, đưa ra khung pháp lý ban đầu cho việc triển khai TĐTN tại Việt Nam.

Đánh giá mức độ phù hợp với thực tiễn phát triển TĐTN tại Việt Nam:

Ưu điểm:

1. Văn bản đưa ra phương pháp tính toán cụ thể, có công thức chi tiết giúp các bên dễ dàng dự báo doanh thu và chi phí.

2. Việc quy định IRR 12% thể hiện nỗ lực của cơ quan quản lý, nhằm đảm bảo nhà đầu tư có mức lợi nhuận nhất định.

3. Hợp đồng mua bán điện có khung rõ ràng, phân định trách nhiệm giữa EVN và đơn vị phát điện.

Hạn chế:

1. Tỷ suất lợi nhuận 12% có thể chưa đủ hấp dẫn so với mức rủi ro thực tế của dự án TĐTN (suất đầu tư cao, vốn vay lớn, thời gian thu hồi trên 20 năm).

2. Chưa có cơ chế chia sẻ rủi ro về tỷ giá, lãi suất, giải phóng mặt bằng, hoặc biến động giá vật liệu xây dựng.

3. Cách tính giá dịch vụ vẫn mang nặng tính hành chính, chưa theo cơ chế thị trường điện cạnh tranh.

4. Phụ lục hợp đồng PPA chưa cụ thể, thiếu mẫu biểu rõ ràng để nhà đầu tư yên tâm.

Như vậy, dự thảo “Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của nhà máy thủy điện tích năng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện” đã bao quát được các yếu tố cơ bản, nhưng vẫn còn khoảng cách với nhu cầu thực tiễn của các dự án TĐTN quy mô lớn tại Việt Nam.

Khả năng khuyến khích đầu tư tư nhân:

Để đánh giá khả năng thu hút đầu tư tư nhân, cần nhìn vào một số yếu tố chính:

1. Suất đầu tư và chi phí vốn: TĐTN có suất đầu tư khoảng 18-20 triệu VND/kW - tức hàng chục nghìn tỷ đồng cho một dự án lớn. Nhà đầu tư tư nhân sẽ e ngại, nếu khung lợi nhuận và cơ chế giá chưa đủ an toàn.

2. Thời gian thu hồi vốn: Với IRR 12% và cơ chế giá dịch vụ cố định, nhà đầu tư khó đảm bảo dòng tiền ổn định trong bối cảnh biến động tài chính toàn cầu.

3. So sánh quốc tế: Tại Trung Quốc, Nhật Bản, hay EU, các dự án TĐTN thường có sự tham gia mạnh của nhà nước (thông qua bảo lãnh tín dụng, hợp đồng dài hạn, hoặc trợ giá).

4. Khung pháp lý Việt Nam: Dự thảo “Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của nhà máy thủy điện tích năng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện” mới chỉ đưa ra công thức và hợp đồng khung, nhưng chưa có cơ chế bảo lãnh thanh toán, chia sẻ rủi ro, hay hỗ trợ tín dụng xanh.

Nhìn chung, dự thảo hiện tại chưa đủ sức hấp dẫn để khuyến khích mạnh mẽ khu vực tư nhân tham gia, đặc biệt là trong bối cảnh cạnh tranh đầu tư toàn cầu và rủi ro chính sách tại thị trường mới nổi như Việt Nam.

Những điểm cần bổ sung, hoàn thiện:

Để Thông tư này khả thi hơn và thu hút nhà đầu tư, cần bổ sung:

1. Cơ chế chia sẻ rủi ro: Nhà nước/EVN cần chia sẻ một phần rủi ro về tỷ giá, lãi suất, giải phóng mặt bằng.

2. Bảo lãnh thanh toán: Có cơ chế bảo lãnh Chính phủ, hoặc quỹ bảo lãnh để đảm bảo EVN thực hiện nghĩa vụ hợp đồng.

3. Cập nhật chi phí vốn: Cần cho phép điều chỉnh IRR, hoặc suất vốn hóa khi lãi suất và điều kiện thị trường thay đổi.

4. Minh bạch PPA: Bổ sung các phụ lục mẫu cụ thể, bao gồm cơ chế thanh toán, biểu giá chi tiết, cơ chế xử lý tranh chấp.

5. Cơ chế hỗ trợ đầu tư xanh: Khuyến khích TĐTN tham gia JETP (Quan hệ đối tác chuyển đổi năng lượng công bằng), hoặc huy động vốn từ quỹ khí hậu quốc tế.

6. Quy định chuyển tiếp: Các dự án đã, đang triển khai như TĐTN Bác Ái cần có cơ chế riêng để tránh thiệt thòi.

Kết luận và khuyến nghị:

Dự thảo “Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của nhà máy thủy điện tích năng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện” là một bước đi đúng hướng, đặt nền tảng pháp lý cần thiết để phát triển TĐTN tại Việt Nam. Tuy nhiên, nếu chỉ dừng lại ở mức quy định công thức tính giá và hợp đồng khung như hiện nay, thì chưa đủ sức tạo ra niềm tin và động lực cho nhà đầu tư tư nhân .

Để đảm bảo các mục tiêu của Điều chỉnh Quy hoạch Điện VIII, Bộ Công Thương cần chỉnh sửa, bổ sung các cơ chế chia sẻ rủi ro, bảo lãnh thanh toán, điều chỉnh chi phí vốn và minh bạch PPA. Đồng thời, cần có chính sách ưu tiên huy động vốn quốc tế cho các dự án TĐTN - vốn được coi là cơ sở hạ tầng chiến lược cho hệ thống điện quốc gia.

Nếu hoàn thiện theo các khuyến nghị trên, dự thảo “Thông tư quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện của nhà máy thủy điện tích năng; nội dung chính của hợp đồng mua bán điện” sẽ không chỉ phù hợp với thực tiễn Việt Nam, mà còn đủ sức hấp dẫn để lôi kéo các nhà đầu tư tư nhân tham gia và tổ chức tài chính hỗ trợ vốn phát triển TĐTN, đóng góp quan trọng cho an ninh năng lượng quốc gia./.

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM