Kinh nghiệm quốc tế khi chuyển từ FIT sang đấu thầu năng lượng tái tạo

Kiến nghị chính sách phát triển nguồn điện khí, điện gió, mặt trời tại Việt Nam Từ kết quả Hội thảo quốc tế “Chính sách cho phát triển các dự án điện gió, điện mặt trời và điện khí tại Việt Nam” do Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo - Bộ Công Thương, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam tổ chức hồi cuối tháng 8/2022 tại TP. HCM, Ban tổ chức Hội thảo vừa có Văn bản báo cáo tổng hợp kiến nghị tới Thủ tướng Chính phủ, Ban Kinh tế Trung ương về cơ chế, chính sách phát triển các nguồn điện này trong thời gian sắp tới.

Cơ chế cho các dự án điện gió, mặt trời ‘chuyển tiếp’ cần được ban hành sớm Hiện nay, các dự án điện gió, điện mặt trời không hoàn thành đấu nối kịp trước thời hạn 31/12/2020 và 31/10/2021 đang chờ giá bán điện. Đó là một số vốn lớn xã hội đã bỏ ra, cần phải được sử dụng. Do đó, mới đây, Bộ Công Thương đã có Báo cáo trình Thủ tướng Chính phủ để giải quyết vấn đề này.

Tham khảo nhanh về FIT:

Theo Bách khoa thư Năng lượng (EPI) của Đức: FIT là thuật ngữ viết tắt tiếng Anh từ Feed-in Tariffs, ra đời từ những năm 70 của thế kỷ trước liên quan tới năng lượng tái tạo (NLTT). Nguyên thủy, FIT có nguồn gốc từ tiếng Đức Stromeinspeisungsgesetz (StrEG), hay ‘Luật cung cấp điện vào lưới’ và được Anh ngữ hoá thành Electricity feed law (Luật nạp điện vào lưới) và ngày nay đến lượt FIT.

Hiểu cặn kẽ cụm từ này thì đó là giá bán điện (tariff) sản xuất ra từ nguồn NLTT được bán cho lưới điện (feed-in). FIT còn có những thuật ngữ đồng nghĩa khác như: Standard offer contract (Hợp đồng cung cấp tiêu chuẩn), Advanced Renewable Tariffs (ART hay giá điện tiên tiến), hoặc Incentive Payments (Giá ưu đãi)...

Thực chất FIT là giá điện cố định được trả cho các nhà sản xuất NLTT trên mỗi đơn vị năng lượng được sản xuất và đưa vào lưới điện, và là một cơ chế chính sách thành công nhất trên thế giới để thúc đẩy phát triển NLTT. Việc thanh toán FIT được đảm bảo trong một thời gian nhất định, thường liên quan đến vòng đời kinh tế của dự án NLTT tương ứng (từ 15 - 25 năm). FIT thường được chi trả bởi các đơn vị vận hành lưới điện, hệ thống, hoặc thị trường điện, thường là theo các thỏa thuận mua bán điện (PPA).

Hiện nay, trong hầu hết các chương trình hỗ trợ NLTT, mức FIT được xác định trên cơ sở tính toán chi phí LCOE (Chi phí điện năng san bằng, hay còn thường được gọi là chi phí điện năng quy dẫn). Điều này cho phép nhà đầu tư NLTT thu hồi các chi phí khác nhau (vốn, vận hành và bảo dưỡng, nhiên liệu, tài chính) trong khi nhận được lợi tức đầu tư của mình phụ thuộc vào chi phí tài chính giả định.

FIT bao gồm 3 tiêu chí cốt lõi, đó là:

1/ Đảm bảo để nguồn NLTT kết nối lưới điện.

2/ Tạo ra hợp đồng bán điện dài hạn.

3/ Tạo ra một mức giá bán điện năng có lãi hợp lý cho nhà đầu tư.

Nói cách khác, FIT được phân biệt theo công nghệ để phản ánh sự khác biệt về chi phí phát điện giữa các công nghệ NLTT khác nhau. Sự khác biệt thứ hai cũng thường được thực hiện đối với quy mô của dự án NLTT về công suất lắp đặt, phản ánh chi phí phát điện cao hơn của các dự án NLTT quy mô vừa và nhỏ.

FIT cũng có thể được phân biệt theo chất lượng tài nguyên NLTT (ví dụ tốc độ gió trung bình) tại các vị trí dự án khác nhau.

FIT thường ổn định trong toàn bộ thời gian sau khi dự án NLTT đi vào hoạt động. Trong một số trường hợp, FIT cao hơn được trả trong những năm đầu hoạt động và FIT thấp hơn cho những năm còn lại. FIT “đi trước” có thể tạo điều kiện hỗ trợ tài chính cho các dự án NLTT cần nhiều vốn. Trong các trường hợp khác, FIT được tăng lên hàng năm để bù đắp cho sự trượt giá của chi phí vận hành và bảo trì.

Các mức FIT thường được xác định bằng các quy định của pháp luật về NLTT. Ví dụ: Luật NLTT, nghị định, quyết định của cấp bộ, hoặc bởi các cơ quan quản lý quốc gia. Điều này có nghĩa là việc sửa đổi FIT thông thường sẽ yêu cầu một quyết định hành chính bổ sung.

Do đó, nhiều chương trình hỗ trợ NLTT đã bao gồm một cơ chế loại bỏ tự động được áp dụng cho FIT trong các khoảng thời gian đều đặn. Mức giảm này có thể được xác định trước. Ví dụ: Mức giảm FIT theo tỷ lệ phần trăm cố định hàng năm, hoặc nó có thể đáp ứng, có tính đến sự phát triển của thị trường đối với một công nghệ NLTT cụ thể.

Kinh nghiệm thế giới khi FIT kết thúc:

1/ Kinh nghiệm của Đức:

Năm 1990, Đức đã thông qua StrEG, hay Luật cung cấp điện vào lưới yêu cầu các công ty điện lực phải mua điện từ các nhà cung cấp năng lượng tái tạo với giá theo tỷ lệ phần trăm của giá bán lẻ điện hiện hành. Tỷ lệ giá cho điện mặt trời (ĐMT) và gió được đặt ở mức 90% giá điện dân dụng, trong khi các công nghệ khác như thủy điện và nguồn sinh khối được đưa ra tỷ lệ từ 65% đến 80% với “hạn ngạch’ dự án là 5 MW.

Mặc dù StrEG không đủ để khuyến khích các công nghệ đắt tiền hơn (như điện mặt trời khi đó), nhưng nó lại tương đối hiệu quả trong việc khuyến khích các công nghệ chi phí thấp hơn như gió, dẫn đến việc triển khai 4.400 MW công suất gió mới từ năm 1991 đến 1999, chiếm khoảng một phần ba tổng số công suất gió toàn cầu vào năm 1999.

Một thách thức khác mà StrEG đã giải quyết là quyền kết nối với lưới điện. StrEG đảm bảo các nhà sản xuất điện tái tạo được tiếp cận với lưới điện, và xa hơn Đạo luật đã chứng tỏ là một khuôn khổ chính sách hiệu quả cao để đẩy nhanh việc triển khai năng lượng tái tạo.

Trước khi giá FIT kết thúc, Đức đã nhiều lần đưa ra những thay đổi quan trọng vào năm 2004, 2009 và 2012. Một số thay đổi lớn gồm có Đạo luật về các nguồn năng lượng tái tạo (năm 2000). Sự thành công của điện mặt trời ở Đức khiến giá điện giảm tới 40% trong thời gian sản lượng cao điểm, tiết kiệm được từ 520 triệu Euro đến 840 triệu Euro cho người tiêu dùng.

Đầu tháng 8 năm 2014, Đạo luật về các nguồn năng lượng tái tạo tiếp tục được sửa đổi và có hiệu lực. Các hành lang triển khai cụ thể hiện quy định mức độ mở rộng năng lượng tái tạo trong tương lai và tỷ lệ tài trợ (biểu giá bổ sung) cho công suất mới sẽ dần dần không còn do chính phủ đặt ra mà sẽ được xác định bằng đấu giá, bắt đầu với nhà máy điện mặt trời trên đất liền. Điều này thể hiện một sự thay đổi lớn trong chính sách và được mở rộng hơn kể từ năm 2017 với các quy trình đấu thầu cho điện gió trên bờ và ngoài khơi.

Tại hội thảo IEREA2021 tổ chức trung tuần tháng 8/2021, ông Thomas Krohn - Giám đốc Chương trình hỗ trợ các dự án năng lượng của GIZ tại Hà Nội đã có tham luận trình bày về quá trình chuyển đổi từ cơ chế giá FIT sang đấu thầu, hệ thống đấu thầu và bài học kinh nghiệm của quốc gia này.

Từ năm 2000, trước khi có Luật NLTT (EEG), Chính phủ Đức đã đề ra các nguyên tắc giá FIT được áp dụng đến hiện nay:

(1) Tất cả dự án NLTT đều có thể đấu nối vào lưới điện quốc gia.

(2) Ưu tiên phát điện NLTT.

(3) Chính phủ trợ giá đến 90%.

Đến năm 2003, Đức đã ban hành EEG, FIT có thời điểm cao lên trong năm 2004 và sau đó giảm dần khi công suất các dự án điện gió và điện mặt trời ngày càng tăng.

Từ năm 2009 - 2011, Đức điều chỉnh một số nội dung trong luật, bổ sung trợ giá cho điện gió ngoài khơi, song chưa có dự án nào được thực hiện ngoài khơi. Giai đoạn từ năm 2013, giá hỗ trợ của Chính phủ ngày càng giảm, riêng dự án điện gió ngoài khơi có tăng nhẹ và đã có một tỷ trọng nhỏ công suất lắp đặt điện gió ngoài khơi trong tổng ngành.

Hiện tại, giá FIT của Đức đã ổn định trong khoảng 5 - 7 cent Euro cho tất cả các công nghệ.

Giám đốc GIZ lấy ví dụ về đấu thầu tua bin gió: Trong quá trình đấu thầu các nhà đầu tư NLTT tại Đức kết hợp với các tổ chức dân sự được phép đấu giá tối đa 6 tua bin công suất 16 MW/1 chiếc, với giá khởi điểm bằng giá cao nhất có được sau vòng đấu giá trước đó. Vì vậy, dù không có nhiều nguồn lực kỹ thuật về đánh giá, khảo sát, nghiên cứu, nhưng các cộng đồng này thắng hầu hết các dự án tại Đức trong năm 2017 và cơ cấu này đã phải thay đổi vào năm 2018.

Ngoài ra, điện gió ngoài khơi của Đức cũng gặp nhiều khó khăn về lưới truyền tải, nên buộc phải xây dựng thêm cơ chế mới để bù lại cho các chi phí tổn thất chưa được tính toán rõ ràng với các bên ngay từ đầu.

Cuối cùng là tác động kinh tế khi Đức đã giảm được chi phí trợ giá xuống 4 lần trong giai đoạn thực hiện.

Theo đánh giá của ông Juan Frias - Chuyên gia tư vấn cao cấp của hãng tư vấn Hàn Quốc (OWC) - người có nhiều kinh nghiệm trong tư vấn hồ sơ đấu thầu tại Đức đã cập nhật những thông tin chi tiết về giai đoạn sử dụng giá FIT tại Đức từ năm 2000 với luật EEG giúp tiết kiệm ngân sách cho Chính phủ và các doanh nghiệp khi công nghệ đã sử dụng ổn định.

Ngoài các lợi ích như ông Thomas đã trình bày ở trên, khi cơ chế giá FIT bắt đầu xuất hiện những bất cập trong thị trường (như lưới truyền tải bất ổn, hạ tầng quy hoạch không đồng bộ, tranh chấp khu vực sử dụng…) nước Đức đã chuyển sang cơ chế đấu thầu.

Đạo luật năng lượng biển từ năm 2017 định hướng việc kết hợp với FIT trong giai đoạn đầu và dần chuyển thành đấu thầu toàn bộ các dự án điện gió từ năm 2021. Trong giai đoạn chuyển tiếp này, chỉ trong 2 năm (2017 - 2018) đã có 3 GW điện được hoàn thành và một số nhà đầu tư không cần trợ giá từ Chính phủ. Từ năm 2019, khung cơ chế đấu thầu cơ bản được hoàn thành và giá ngày càng giảm khi công suất ngày càng tăng.

Về quy hoạch, Đức đưa ra mục tiêu năm 2030 sẽ hoàn thành 7,5 GW và năm 2035 sẽ có thêm 13 GW công suất điện gió ngoài khơi. Giai đoạn tiếp theo với mô hình tập trung ở đặc khu kinh tế Biển Bắc, Đức đã đưa ra mục tiêu 20 GW điện gió ngoài khơi vào năm 2035 và 40 GW năm 2040. Để đạt được các thành công hiện tại, chính Đức chú trọng vào quy hoạch biển và việc xây dựng cơ chế đấu thầu rõ ràng, minh bạch, có tính cạnh tranh cao.

2/ Kinh nghiệm của Nam Phi:

Theo Cơ quan Quản lý Năng lượng Quốc gia Nam Phi (NERSA): Giá FIT của Nam Phi được áp dụng trong 20 năm. NERSA cho biết, biểu giá cho năng lượng gió và mặt trời là một trong những mức giá hấp dẫn nhất trên toàn thế giới. Giá FIT của Nam Phi cho năng lượng gió 1,25 ZAR/kWh (0,104 €/kWh) cao hơn giá ở Đức và ở Ontario, Canada. Còn điện mặt trời là 2,10 ZAR/kWh, thấp hơn ở Tây Ban Nha. Chương trình sửa đổi của NERSA tuân theo sự tham vấn rộng rãi của cộng đồng.

Chương trình mua điện từ nhà sản xuất điện độc lập về NLTT (Renewable Energy Independent Power Producer Procurement Program) gọi tắt là REIP của Nam Phi chính thức được thực hiện với bốn cuộc đấu thầu/đấu giá cạnh tranh kể từ năm 2011, chứng kiến ​​19 tỷ USD đầu tư tư nhân, và giá điện gió giảm 46%, giá điện mặt trời giảm 71% trên điều kiện chuẩn.

Các cuộc đấu thầu bao gồm các tài liệu hợp đồng tiêu chuẩn, bao gồm các Thỏa thuận mua bán điện (PPA) 20 năm và Thỏa thuận thực hiện (IA) theo đó Chính phủ Nam Phi bảo lãnh các khoản thanh toán IPP (trả góp) của cơ quan quốc gia Eskom. Tất cả các dự án này đều đã đạt thỏa thuận tài chính cho đến nay và một số dự án đã được cung cấp điện lên lưới. Sự thành công trong việc cấp vốn một phần là do các yêu cầu đối với các ngân hàng thương mại phải thực hiện thẩm định kỹ các dự án trước khi chào thầu. Các chi tiết của gói chính sách được mô tả có thể hữu ích cho các nhà hoạch định chính sách khác ở các quốc gia đang phát triển năng lượng tái tạo.

Tại Nam Phi, biểu giá FIT đã được loại bỏ trước khi bắt đầu theo quy trình đấu thầu cạnh tranh được đưa ra vào ngày 3 tháng 8 năm 2011. Theo quy trình đấu thầu nói trên, Chính phủ Nam Phi có kế hoạch mua 3.750 MW năng lượng tái tạo: 1.850 MW điện gió trên bờ, 1.450 MW điện mặt trời, 200 MW CSP (điện mặt trời tập trung), 75 MW thủy điện nhỏ, 25 MW khí bãi rác, 12,5 MW khí sinh học, 12,5 MW sinh khối và 100 MW cho các dự án nhỏ.

Quá trình đấu thầu bao gồm hai bước: Giai đoạn đánh giá chất lượng các dự án, tiêu chí đánh giá dựa trên cấu trúc của dự án, pháp lý, thu hồi và sử dụng đất, sự đồng ý về tài chính, môi trường, kỹ thuật, phát triển kinh tế và bảo đảm dự thầu. Giai đoạn thẩm định giá, các giá thầu được đánh giá dựa trên:

(1) Giá so với mức trần được cung cấp trong hồ sơ mời thầu, chiếm 70% quyết định.

(2) Phát triển kinh tế, xã hội, chiếm 30% quyết định.

Vòng đấu thầu đầu tiên diễn ra vào ngày 4 tháng 11 năm 2011. PPA được ký kết hiện vào tháng 6 năm 2012. Các dự án được vận hành vào tháng 6 năm 2014 (ngoại trừ các dự án CSP vận hành ​​vào tháng 6 năm 2015).

Qua bốn vòng đấu thầu, 19 tỷ USD đã được đầu tư vào 92 dự án, với tổng công suất 6.327 MW. Cạnh tranh gia tăng chắc chắn là động lực chính khiến giá giảm qua các vòng đấu thầu. Nhưng, cũng có những yếu tố khác. Giá quốc tế đối với thiết bị năng lượng tái tạo đã giảm trong vài năm qua, cũng như sự đổi mới đang diễn ra và tính kinh tế theo quy mô. Giá NLTT hiện tại đang đạt được sự ngang bằng với lưới điện hiện tại và có tiềm năng cho các quốc gia khác khám phá cách mà Nam Phi đã làm, giúp giảm chi phí giao dịch và thiết kế các đấu thầu cạnh tranh phù hợp với thị trường địa phương.

Trong 4 năm qua, chương trình REIP của Nam Phi đã mang lại kết quả đầu tư và giá cả đáng kể, đây có thể là bài học cho các quốc gia khác về lợi ích tiềm năng của đấu thầu, hoặc đấu giá cạnh tranh./.

KHẮC NAM - CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

(THEO: IO/EI/LC/OWC/TKNL/PCV - 9/2022)

Link tham khảo:

1/ https://www.irena.org/publications/2019/Dec/Renewable-energy-auctions-Status-and-trends-beyond-price

2/ https://energypedia.info/wiki/Feed-in_Tariffs_(FIT)

3/ https://ae-africa.com/read_article.php?NID=2690

4/ https://www.lexology.com/library/detail.aspx?g=3615fcb8-2ef9-47a1-b3da-ec3d5400361f

5/ https://www.pecc3.com.vn/kinh-nghiem-tu-duc-trong-chuyen-doi-co-che-dau-thau-nang-luong-tai-tao/

6/ https://tietkiemnangluong.evn.com.vn/d6/news/Hoi-thao-Chia-se-kinh-nghiem-bai-hoc-ve-dau-thau-cac-du-an-dien-mat-troi-cua-Nam-Phi-115-109-10093.aspx

7/ https://onlinelibrary.wiley.com/doi/full/10.1002/ese3.118