‘Nút thắt’ trong đầu tư lưới truyền tải tích hợp nguồn điện tái tạo ở Việt Nam

Nhận diện những thách thức trong chuyển đổi số tại EVNNPT Tiếp theo kỳ trước, đề cập đến “Xu hướng, mục tiêu và những nội dung chuyển đổi số của EVNNPT”, trong kỳ này, chuyên gia Thường trực Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam sẽ nêu bật thêm một số kết quả đạt được và phân tích, nhận diện khó khăn thách thức trong quá trình chuyển đổi số của Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT).

Chuyển đổi số tại EVNNPT: Tiến trình phát triển và những thách thức Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) đặt mục tiêu ứng dụng mạnh mẽ công nghệ số trong công tác giám sát tiến độ và chất lượng dự án, đồng thời đẩy mạnh việc đấu thầu qua mạng, nhật ký điện tử, chữ ký số trong thẩm định các bước của quá trình đầu tư. Mục tiêu năm 2021 quản lý trên phần mềm toàn bộ vật tư trong quá trình đầu tư xây dựng và năm 2022 toàn bộ vật tư được số hóa, quản lý, theo dõi, cập nhật trên phần mềm. Dưới đây, chuyên gia Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam sẽ đề cập những nội dung định hướng cơ bản, mục tiêu cụ thể và kế hoạch thực hiện chuyển đổi số trong các lĩnh vực của EVNNPT.

Công nghệ tiên tiến và giải pháp số hóa trong vận hành lưới điện truyền tải Việt Nam Tiếp theo bài viết về ‘Ứng dụng công nghệ tiên tiến trong quản lý vận hành lưới điện truyền tải’, trong đó đã nêu 3 giải pháp công nghệ, dưới đây, chuyên gia Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam tiếp tục giới thiệu, phân tích các công nghệ tiên tiến, công nghệ số đang và sẽ được sử dụng trong vận hành lưới điện truyền tải của Việt Nam.

Ứng dụng công nghệ tiên tiến trong quản lý vận hành lưới điện truyền tải ở Việt Nam Trong những năm qua, do sự phát triển kinh tế và nhu cầu phụ tải điện tăng nhanh liên tục, việc đảm bảo các tiêu chí kỹ thuật về điện áp, sự cố, tổn thất, năng suất lao động đặt ra nhiều yêu cầu đổi mới về công tác quản lý vận hành lưới điện truyền tải. Đứng trước các đòi hỏi, yêu cầu về đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy, liên tục và ngày càng nâng cao chất lượng điện, Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) đã, đang nghiên cứu và ứng dụng nhiều công nghệ mới trong công tác quản lý vận hành đường dây truyền tải điện. Dưới đây chuyên gia Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam phân tích một số giải pháp công nghệ tiên tiến đang được áp dụng trên các đường dây truyền tải điện của Việt Nam.

Tình trạng vận hành đường dây truyền tải điện Việt Nam hiện nay Hệ thống điện Việt Nam với các cấp điện áp 500 kV, 220 kV (lưới truyền tải) và 110 kV, 35 kV, 22 kV (lưới phân phối) đã được đầu tư xây dựng đủ mạnh cho liên kết tỉnh, liên kết vùng và kể cả liên kết với các nước láng giềng. Lưới điện 220 kV đã trải rộng đến toàn bộ 63 tỉnh, thành phố, đảm bảo truyền tải cung cấp điện cho phát triển kinh tế của các tỉnh, thành, các địa phương trong toàn quốc. Khối lượng đường dây truyền tải lớn và trải rộng khắp các vùng địa lý đã, đang đặt ra những khó khăn, thử thách trong quản lý, vận hành an toàn, tin cậy cho hệ thống điện quốc gia.

Làm chủ công nghệ điều khiển tích hợp trạm biến áp: Thách thức và giải pháp Hệ thống truyền tải điện giữ vai trò là “xương sống” trong hệ thống điện quốc gia, trong đó, hệ thống điều khiển trạm biến áp (TBA) được ví như là trái tim. Toàn bộ các nhà máy điện truyền thống, có công suất lớn đều được phát điện lên hệ thống điện quốc gia trực tiếp thông qua lưới điện truyền tải; phần lớn các nhà máy điện năng lượng tái tạo đưa vào vận hành trong 2 năm qua đều trực tiếp, hoặc gián tiếp truyền tải công suất lên hệ thống quốc gia thông qua lưới điện truyền tải. Nhận thức được vấn đề quan trọng đó, đứng trước những vẫn đề khó khăn về quản lý, vận hành hệ thống điều khiển tích hợp TBA Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) đã xây dựng Chiến lược và các chỉ đạo xuyên suốt.

Đánh giá hiện trạng điều khiển tích hợp trong trạm biến áp của lưới truyền tải Việt Nam Như đã nêu trong kỳ trước, mức độ tiên tiến của hệ thống điều khiển được đánh giá có vai trò quyết định mức độ tự động hoá của trạm biến áp (TBA). Mục tiêu làm chủ và tự thực hiện các công việc trong lĩnh vực tự động hóa TBA là định hướng về công tác tự động hóa trong hệ thống điện quốc gia nói chung và trong lưới điện truyền tải thuộc Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) nói riêng để đảm bảo lưới điện truyền tải vận hành an toàn, tin cậy, giảm sự phụ thuộc vào các nhà cấp hàng. Với mục tiêu này, EVNNPT đã từng bước nghiên cứu và làm chủ công nghệ điều khiển tích hợp TBA. Tuy nhiên, với số lượng hệ thống điều khiển đa dạng, công tác quản lý vận hành và làm chủ công nghệ thực sự đối mặt với khó khăn, thách thức rất lớn.

Hệ thống tự động hoá trạm biến áp truyền tải của Việt Nam và giải pháp phát triển Hiện nay, hệ thống điện Việt Nam ngày càng phát triển lớn mạnh, với quy mô hàng chục nghìn MW công suất tiêu thụ, hàng trăm nhà máy điện và hàng nghìn các trạm biến áp ở cấp truyền tải điện 500 kV, 220 kV, 110 kV, việc áp dụng mức độ tự động hóa cao trong tất cả các khâu phát điện, truyền tải điện, phân phối điện là điều bắt buộc vì quy mô của hệ thống đã vượt quá khả năng điều khiển và kiểm soát của con người, nhằm đảm bảo vận hành an toàn, tin cậy cung cấp điện cho nền kinh tế. Bài viết dưới đây, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam phân tích, đánh giá những bước phát triển hệ thống tự động hoá và kiến nghị những giải pháp để củng cố ứng dụng, phát triển công nghệ tự động hoá trạm biến áp truyền tải, xin giới thiệu cùng bạn đọc.

Vận hành lưới truyền tải với tích hợp tỷ lệ cao nguồn năng lượng tái tạo Tăng cường tỷ trọng các nguồn năng lượng tái tạo sẽ góp phần cho ngành năng lượng Việt Nam phát triển ‘xanh’ hơn và bền vững, nhưng cũng đang đặt ra hàng loạt khó khăn thách thức với Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia về đầu tư tăng năng lực hạ tầng lưới điện, cũng như vận hành lưới truyền tải, đảm bảo dòng điện an toàn tin cậy cho nền kinh tế. Để làm rõ những vấn đề nêu trên, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam có loạt bài phân tích về công tác quản lý, vận hành, đầu tư hạ tầng, cũng như nhận diện một số trở ngại trong chuyển đổi số khi tích hợp năng lượng tái tạo với tỷ lệ cao trong hệ thống điện; đồng thời kiến nghị các giải pháp tới cơ quan quản lý Nhà nước chuyên ngành và lời khuyên cho các nhà đầu tư điện gió, mặt trời... Xin chia sẻ cùng bạn đọc.

Nhu cầu vốn đầu tư cho lưới truyền tải:

Năm 2020, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT) đã thực hiện vốn đầu tư khoảng 18,755 nghìn tỷ đồng (tương đương 812 triệu USD), đạt 101% kế hoạch. Trong đó, đã hoàn thành xây dựng 12 dự án lưới 500 kV, 26 dự án lưới 220 kV, với nhiều công trình phục vụ giải tỏa công suất nguồn năng lượng tái tạo (NLTT)¹.

Kết quả thực hiện đầu tư lưới điện truyền tải của EVNNPT giai đoạn 2016 - 2020 đạt gần 91 nghìn tỷ đồng [1] (khoảng 4 tỷ USD), bằng 90,6% kế hoạch được giao. Như vậy, bình quân 5 năm qua, mỗi năm lưới truyền tải đã đầu tư khoảng 800 triệu USD. Đây là nhu cầu vốn không ít, tỷ lệ đầu tư của lưới truyền tải trong tổng đầu tư toàn EVN là bằng 16,7%. Còn tính theo vốn đầu tư của nguồn điện và lưới truyền tải của EVN (chưa tính vốn đầu tư lưới trung hạ áp tại các tổng công ty điện lực) tỷ lệ đó là 25,5%.

Tuy nhiên, tổng kết giai đoạn 2016 - 2020 các nguồn điện truyền thống chậm nhiều so với quy hoạch, chỉ đạt khoảng 57%, nhưng do sự bùng nổ phát triển điện mặt trời (ĐMT) nên tổng công suất đặt của nguồn điện thực thi lại có vẻ như vượt quy hoạch (?). Và cũng có thể thấy là lưới điện cho truyền tải các nguồn ĐMT không được tiên liệu, chuẩn bị trước nên không đủ thời gian triển khai, việc bổ sung quy hoạch nguồn ĐMT, lưới điện thiếu đồng bộ (trình và duyệt bổ sung theo kiểu ‘one by one’) dẫn đến tình trạng quá tải, nghẽn lưới tại một số khu vực có ĐMT. Nếu các nguồn nhiệt điện vào đúng tiến độ, khối lượng lưới truyền tải còn cao hơn nhiều so với thống kê ở trên.

Ngược lại, một số công trình lưới điện đã hoàn thành, nhưng dự án nguồn bị chậm nhiều như: Đường dây (ĐZ) 500 kV Long Phú - Ô Môn - Mỹ Tho đã hoàn thành, nhưng cả 2 dự án điện than Long Phú 1 chưa biết khi nào xong và Cụm điện khí Ô Môn chỉ mới có duy nhất Ô Môn 1 - 660 MW vào vận hành từ năm 2009, còn trên 3.000 MW các dự án Ô Môn 2, 3 và 4 chưa rõ khi nào khởi công. EVNNPT sẽ và đang vẫn phải trả lãi vay, vốn vay cho các ĐZ này, mặc dù không sử dụng chúng nhiều năm, hậu quả là đọng vốn, lỗ đầu tư.

Năm 2021 dự kiến lưới truyền tải sẽ cần hoàn thành 19 công trình 500 kV và 53 công trình 220 kV; khởi công 8 dự án công trình lưới 500 kV, 45 dự án lưới 220 kV để đảm bảo cung cấp điện an toàn và giải tỏa nguồn các loại.

Theo tổng kết của EVN, năm 2020, mặc dù lưới truyền tải liên tục được mở rộng trong 5 năm (từ 2016 - 2020), ví dụ: Chiều dài ĐZ 500 kV tăng 1,32 lần và ĐZ 220 kV tăng 1,33 lần; dung lượng trạm biến áp 500 kV tăng 1,79 lần và trạm 220 kV tăng 1,73 lần, nhưng chỉ tiêu tổn thất lưới điện của Việt Nam lại liên tục giảm (từ 7,7% năm 2016 xuống 6,42% năm 2020), trong đó tổn thất điện năng trên lưới truyền tải năm 2016 là 2,36%, đến năm 2020 giảm còn 2,23% (giảm 6,6%). Các chỉ tiêu này tương đương với một số lưới điện hiện đại trên thế giới. Có thể nói, đây là những nỗ lực lớn và hiệu quả của ngành truyền tải điện Việt Nam.

Theo Dự thảo Quy hoạch điện VIII, do đưa tỷ lệ lớn các nguồn NLTT vào hệ thống, nhu cầu vốn đầu tư cao hơn nhiều so với giai đoạn trước, mặc dù tốc độ tăng nhu cầu điện giai đoạn này chỉ khoảng 8,5%/năm so với giai đoạn trước (9% đến 10%/năm). Dự kiến giai đoạn 2021 - 2030 vốn đầu tư cho cả nguồn và lưới điện là 128,3 tỷ USD, trong đó cho lưới điện khoảng 32,93 tỷ USD. Trong cơ cấu đầu tư lưới, nhu cầu vốn cho lưới truyền tải là 14,45 tỷ USD, hay hàng năm lưới truyền tải cần đầu tư khoảng 1,445 tỷ USD, cao hơn 1,8 lần so với đã thực hiện giai đoạn 2016 - 2020.

Do Việt Nam hiện đã ở mức quốc gia đang phát triển có mức thu nhập trung bình, các điều kiện hưởng vốn vay ưu đãi, hoặc vốn viện trợ phát triển chính thức ODA đã hầu như bị chấm dứt, cho thấy huy động các nguồn vốn vay bên ngoài sẽ ngày càng khó khăn hơn. Hơn nữa, hiện Chính phủ cũng dừng bảo lãnh vay vốn từ nước ngoài cho các dự án điện. Các doanh nghiệp ngành điện, trong đó có EVNNPT phải lấy sự tín nhiệm về tài chính của mình mỗi khi huy động vay vốn.

Đặc thù đầu tư lưới truyền tải khi tích hợp cao nguồn năng lượng tái tạo:

Không như các nguồn nhiệt điện, các nguồn NLTT và nhất là ĐMT, điện gió cần diện tích đất lớn và tiềm năng của chúng nằm ở các vùng có nhu cầu điện thấp như khu vực Bắc và Trung Trung bộ, duyên hải Nam Trung bộ, Tây Nguyên và vùng đồng bằng sông Cửu long… Vì vậy, bài toán truyền tải luôn là cần thiết, có vai trò lớn và cũng rất nhiều nan giải.

Do đặc điểm các nguồn ĐMT và điện gió phụ thuộc thời tiết, có thời gian sử dụng thiết bị cực đại (Tmax) thấp, chỉ bằng 1/4 đến 1/3 lần các nguồn nhiệt điện, việc đầu tư lưới truyền tải cho các nguồn này gặp phải thách thức lớn: Khối lượng quy mô đầu tư theo công suất đặt lớn, nhưng thời gian sử dụng vận hành thấp, thời gian thu hồi vốn chậm.

Thông thường các nguồn nhiệt điện có Tmax tới 6.000 - 7.000 h/năm, hoặc thủy điện, điện sinh khối có Tmax trên 4.000 h/năm, lượng điện truyền tải qua lưới hàng năm khá lớn, phí truyền tải được tính theo số kWh đi qua lưới cũng cho thấy hiệu quả kinh tế - tài chính của lưới truyền tải cao hơn nhiều so với lưới đầu tư phục vụ cho các nhà máy ĐMT và điện gió (chỉ có Tmax chỉ từ 1.600 - 2.300 h/năm). Như vậy, có thể suy ra thời gian hoàn vốn của lưới truyền tải cho các nguồn ĐMT, điện gió sẽ kéo dài gấp 3 lần so với thời gian hoàn vốn của lưới truyền tải phục vụ đầu tư cho các nguồn điện truyền thống. Như vậy, ngành truyền tải điện sẽ làm sao để huy động nguồn vốn cho các dự án lưới ĐMT, điện gió?

Trong năm 2020, khi số lượng và công suất các nguồn ĐMT tăng rất nhanh để kịp hưởng cơ chế FIT ưu đãi theo Quyết định 39 của Thủ tướng Chính phủ. Ngay từ cuối năm 2019, EVN đã gấp rút thực hiện 21 dự án công trình lưới truyền tải phục vụ giải tỏa các nguồn ĐMT, tổng số chiều dài ĐZ các loại từ cấp 110 - 500 kV trên 750 km và tổng dung lượng các máy biến áp trên 5.000 MVA. Đến đầu tháng 9/2020, toàn bộ 21 công trình nói trên đã được hoàn thành và đưa vào vận hành, trong đó đã thực hiện vượt tiến độ nhiều dự án như: Nâng công suất các trạm 500 kV Vĩnh Tân và Di Linh, các trạm 220 kV Tháp Chàm và Hàm Tân; đưa vào vận hành các trạm 220 kV mới Ninh Phước và Phan Rí; xây mới và nâng cấp các tuyến 110 kV trong khu vực…

Chúng tôi cho rằng, các dự án nói trên đã đóng góp cho giải tỏa nguồn NLTT khi đó. Nhưng dự kiến năm nay, khi hàng ngàn MW điện gió sẽ được đưa vào vận hành (để kịp cơ chế FIT trong Quyết định 39 của Thủ tướng Chính phủ vào trước ngày 1/11/2021), ngành truyền tải còn nhiều thách thức khi huy động vốn đầu tư lưới giải tỏa công suất cho các dự án này. Theo thống kê, trong 106 dự án điện gió đăng ký COD vận hành trước 1/11/2021 thì có 1 dự án đấu nối trực tiếp vào lưới điện 500 kV và 64 dự án điện gió đấu nối trực tiếp vào lưới điện 220 kV. Chưa kể, đối với lưới điện tích hợp các nguồn ĐMT, điện gió vào hệ thống chung, cần đầu tư thêm các thiết bị điều khiển lưới linh hoạt, các bộ thiết bị ngăn sóng hài, ngăn nhấp nháy điện áp và tần số khi các nguồn này luôn biến động… Nếu không có các cơ chế thích hợp, khả năng hoàn vốn cho các công trình lưới điện đó sẽ rất rủi ro.

Gần đây đã có một số công trình lưới truyền tải do tư nhân đầu tư với mục đích đấu nối các nhà máy điện NLTT vào hệ thống như: Trạm biến áp 220/500 kV và 17,5 km ĐZ 500 kV từ Nhà máy ĐMT Trung Nam - Thuận Nam (tỉnh Ninh Thuận) của Tập đoàn Trungnam; trạm 500 kV và 22,5 km ĐZ 500 kV từ nhà máy ĐMT Ea Sup (tỉnh Đắk Lắc) của Tập đoàn Xuân Thiện… Cũng có thông tin về dự án điện gió ngoài khơi Thang Long Wind (tỉnh Bình Thuận) do Tập đoàn Enterprize Energy đã dự kiến đầu tư hàng trăm km ĐZ 500 kV từ Mũi Kê Gà - Bình Thuận về các trạm 500 kV của hệ thống như trạm Song Mây và Bình Dương. Những công trình này mở ra khả năng tham gia đầu tư vào lưới truyền tải của khối tư nhân, giảm nhẹ vốn đầu tư cho các doanh nghiệp nhà nước đầu tư hạ tầng công ích.

Hiện nay, hầu hết các công trình 220 kV, 500 kV đấu nối NLTT nêu trên, chủ đầu tư sau khi hoàn thành xây dựng đều thuê EVNNPT vận hành để đảm bảo an toàn và sử dụng hiệu quả các lực lượng chuyên ngành sẵn có của ngành điện. Tuy nhiên, tới nay công tác vận hành, bảo hành, bảo dưỡng và bàn giao hạ tầng lưới truyền tải điện cho EVNNPT quản lý vẫn gặp nhiều vướng mắc do các bên lo ngại nhiều vấn đề chưa được quy định rõ, cụ thể:

Thứ nhất: Đối với các dự án do tư nhân đầu tư: Vấn đề tuân thủ quy định về quản lý đầu tư xây dựng công trình theo Luật Xây dựng, đặc biệt là tính tuân thủ Nghị định 46/2015/NĐ-CP ngày 12 tháng 5 năm 2015 của Chính phủ (từ 26 tháng 1 năm 2021 là Nghị định 06/2021/NĐ-CP ngày 26 tháng 1 năm 2021 của Chính phủ) về quản lý chất lượng và bảo trì công trình xây dựng. EVNNPT lo ngại việc không thể kiểm soát được chất lượng, chi phí đầu tư và hiệu quả, tiềm ẩn nguy cơ sự cố, hư hỏng thiết bị, tổn thất điện năng đối với các dự án do tư nhân đầu tư.

Thứ hai: Vấn đề bàn giao hạ tầng lưới điện truyền tải cho EVNNPT quản lý, đồng thời không yêu cầu hoàn trả kinh phí đầu tư. Mặc dù hệ thống lưới điện, đường dây 500 kV được bàn giao với giá 0 đồng, nhưng hơn 20% chi phí vận hành, quản lý vẫn do EVNNPT gánh chịu. Hơn nữa, việc ghi nhận tài sản này cho EVNNPT chưa phù hợp với quy định hiện hành.

Cụ thể, giá trị tài sản phải được đánh giá lại, thuế thu nhập bất thường, chi phí quản lý vận hành tăng thêm... hiện tại cũng chưa có quy định của cơ quan quản lý nhà nước quy định cơ chế cho doanh nghiệp nhà nước tiếp nhận tài sản từ chủ đầu tư tư nhân thành tài sản công [2]. Việc này, gây khó khăn, vướng mắc trong việc bàn giao tiếp nhận tài sản để quản lý vận hành lưới truyền tải quốc gia.

Vấn đề “muôn thuở” về bồi thường - giải phóng mặt bằng cho lưới truyền tải:

Đặc điểm lưới truyền tải là khoảng cách dài, thường đi qua nhiều địa phương giáp ranh, các thủ tục về xin cấp tuyến, bố trí quỹ đất thường bị kéo dài do yêu cầu đồng bộ về quy hoạch và bổ sung, điều chỉnh quy hoạch. Các vướng mắc trong thỏa thuận vị trí, hướng tuyến do quy hoạch chồng chéo của các địa phương; quản lý đất đai ở một số địa phương còn nhiều tồn tại nên thời gian lập phương án bồi thường và bàn giao mặt bằng kéo dài. Thực tế trong quá trình thực hiện thiếu thống nhất do thiếu đồng bộ giữa Quy hoạch phát triển điện lực với quy hoạch các lĩnh vực hạ tầng khác của địa phương (như Quy hoạch giao thông, Quy hoạch sử dụng đất, Quy hoạch đô thị). Cụ thể, Quy hoạch điện lực chỉ nêu chi tiết về kỹ thuật, thiếu các thông số triển khai thực địa dẫn tới việc xác định vị trí trạm biến áp, hướng tuyến đường dây gặp nhiều khó khăn, bị chồng lấn quy hoạch, thậm chí một số dự án phải điều chỉnh nhiều lần, kéo dài chậm hàng năm.

Việc thiếu đồng bộ giữa Quy hoạch điện với Quy hoạch sử dụng đất còn thể hiện ở chỗ danh mục dự án đã được phê duyệt vị trí địa điểm, tuy nhiên lại không được cấp địa phương đưa vào Quy hoạch sử dụng đất, không có trong kế hoạch sử dụng đất hàng năm, do tại thời điểm lập quy hoạch không đầy đủ thông số đầu vào. Nhiều dự án điện khi thực hiện bước phê duyệt thiết kế kỹ thuật phải chờ địa phương làm các thủ tục bổ sung kế hoạch sử dụng đất. Việc này kéo dài dự án chậm từ 6 tháng đến 1 năm.

Sau đó là câu chuyện “muôn thuở” về khó khăn khi thực hiện bồi thường - giải phóng mặt bằng. Các quy định về giá đất và chi phí đền bù đất đai của mỗi địa phương là khác nhau và thông thường giá đất do UBND tỉnh được quy định thấp hơn mong muốn của người dân, trong khi “chi phí cơ hội” của đất đai luôn là chuyện nhạy cảm, ảnh hưởng đến nhu cầu và hoạt động sinh kế của người dân tại các khu vực lưới điện đi qua, hay khu đất bố trí đặt trạm biến áp. Tại hầu hết các dự án, người dân đều không chịu giao ngay mặt bằng, thậm chí mất nhiều năm chưa giải quyết xong một vài điểm móng trụ ĐZ trên cả tuyến hàng trăm km. Đây là vấn đề xã hội và con người, do đó luôn khó khăn hơn cả và không thể giải quyết bằng các biện pháp hành chính đơn thuần.

Hiện nay công tác giải phóng mặt bằng (GPMB) chậm là một trong những khó khăn lớn ảnh hưởng đến tiến độ triển khai các dự án điện. Có nhiều khó khăn, vướng mắc khi thực hiện tại từng địa phương xuất phát từ cả nguyên nhân chủ quan trong công tác quản lý đất đai, tổ chức, bộ máy triển khai và phối hợp thực hiện giữa các cơ quan chưa đồng bộ, quyết liệt, nhưng có những nguyên nhân khách quan liên quan đến lịch sử về chính sách, thủ tục pháp lý quản lý đất đai và tài sản trên đất qua các thời kỳ để lại. Một số vướng mắc chính như sau:

Thứ nhất: Công tác quản lý đất đai của địa phương còn tồn tại nhiều bất cập: Khi xác định nguồn gốc đất đã phát hiện nhiều trường hợp chồng lấn quyền sử dụng đất giữa đất công, tư, chồng lấn quy hoạch ở địa phương dẫn đến dự án điện phải điều chỉnh tuyến nhiều lần.

Thứ hai: Về đơn giá đất chưa phù hợp với thực tế: Theo Điều 74 của Luật Đất đai số 45/2013/QH11: “… việc bồi thường được thực hiện bằng cách giao đất có cùng mục đích sử dụng với đất bị thu hồi, nếu không có đất để bồi thường thì bồi thường bằng tiền theo giá đất cụ thể, do UBND tỉnh quyết định”.

Để xác định giá cụ thể, UBND các huyện phối hợp với các sở chuyên ngành của tỉnh để thực hiện, hoặc thuê đơn vị tư vấn độc lập thực hiện. Việc xác định giá cụ thể được thực hiện trên thông tin đầu vào về giá đất đã chuyển nhượng trên thị trường, giá đất trúng đấu giá quyền sử dụng đất, thực hiện đều căn cứ vào các giao dịch đã thành công được lưu tại Văn phòng công chứng, Văn phòng đăng ký quyền sử dụng đất đất để tính toán. Vì vậy, khi triển khai trên thực tế, không mang đầy đủ ý nghĩa của giá thay thế/giá cụ thể, do đó các hộ dân rất bức xúc vì giá bồi thường bao giờ cũng thấp hơn giá chuyển nhượng trên thị trường dẫn đến việc người dân khiếu kiện kéo dài và gây khó khăn trong công tác GPMB. Ví dụ, Nhánh rẽ 1C Trạm 500 kV Phố Nối: Tồn tại đền bù phục vụ kéo căng dây một khoảng cột chỉ dài hơn 350 m, nhưng phải thực hiện từ năm 2016 đến tháng 1/2020 mới hoàn thành).

Thứ ba: Bố trí khu tái định cư chưa hợp lý: Bố trí quỹ đất cho khu tái định cư chưa phù hợp với nhu cầu của người dân như khu tái định cư cách xa khu dân cư đang ở.

Thứ tư: Nhân lực thực hiện công tác bồi thường, giải phóng mặt bằng (BTGPMB) của địa phương thiếu và không đảm bảo chất lượng. Lực lượng tham gia công tác BTGPMB của Trung tâm phát triển quỹ đất/Hội đồng bồi thường tại một số thời điểm còn chưa đáp ứng, chưa thực sự chủ động, độc lập trong giải quyết công việc. Khi có khó khăn, vướng mắc thuộc trách nhiệm của địa phương giải quyết còn chưa kịp thời tham mưu, đề xuất giải pháp thực hiện để báo cáo cấp trên chỉ đạo giải quyết, làm ảnh hưởng đến tiến độ bàn giao mặt bằng.

Thứ năm: Công tác tuyên truyền, vận động của chính quyền địa phương chưa tốt, chưa chu đáo đã gây bức xúc đối với người dân. Cạnh đó, công tác lập, thẩm định phương án bồi thường còn chậm trễ dẫn đến thời gian BTGPMB kéo dài. Mặt khác:

Thứ sáu: Đối với người dân bị ảnh hưởng bởi các dự án: Một số người dân lợi dụng dự án gây cản trở trong công tác thi công (như yêu cầu giá bồi thường thi công rất cao so với mức độ ảnh hưởng). Ví dụ như dự án ĐZ 220 kV Nho Quan - Thanh Nghị, nhà thầu kéo dây qua ao cá, chủ nhà đòi 300 triệu đồng trong khi không có ảnh hưởng gì đến việc nuôi cá…

Thứ bảy: Về công tác bồi thường phục vụ thi công không có quy định về chính sách xác định giá: Theo quy định tại Khoản 7 Điều 56, Nghị định số 43/2014/NĐ-CP ngày 15/5/2014, việc sử dụng đất tạm thời để thi công công trình công cộng có hành lang bảo vệ an toàn do đơn vị thi công và người sử dụng đất thỏa thuận theo quy định của pháp luật về dân sự. Nhưng trên thực tế, chủ tài sản (người sử dụng đất) yêu cầu với giá cao (không có cơ sở), dẫn đến phải mất nhiều thời gian để vận động, thuyết phục hộ dân và nhiều trường hợp phải áp dụng biện pháp hành chính.

Ngoài ra, một vấn đề trở ngại lớn đã phát sinh trong thời gian gần đây tại một số khu vực có đầu tư tư nhân về NLTT. Dẫn chứng là nhà đầu tư tư nhân khi đầu tư dự án ĐMT, điện gió và các đấu nối có thể tự quyết định, đàm phán trả tiền đền bù cao hơn rất nhiều so với đơn giá nhà nước quy định (để khẩn trương đóng điện, đưa công trình nguồn điện vận hành kịp thời gian hưởng giá FIT của cơ chế quy định) đã tạo tiền lệ đẩy giá đền bù đất đai, giá hỗ trợ hạn chế sử dụng đất cho hành lang tuyến tăng vô tội vạ, không kiểm soát và cũng tạo tiền lệ việc người dân không chấp hành đơn giá đất của nhà nước quy định. Đây là một khó khăn mới phát sinh, làm phức tạp thêm tình hình đền bù, giải phóng mặt bằng cho xây dựng đường dây điện hiện nay.

Kiến nghị giải pháp:

Với các phân tích nêu trên, để tháo gỡ các nút thắt trong phát triển và vận hành lưới truyền tải, nhằm mục đích huy động được nhiều nguồn NLTT như ĐMT, điện gió, tăng cường sử dụng hiệu quả tài nguyên đất nước, giảm ô nhiễm khí thải từ các nguồn nhiên liệu hóa thạch, cần có một số giải pháp cấp bách từ các cấp thẩm quyền. Dưới đây, chúng tôi xin kiến nghị một số giải pháp như sau:

Thứ nhất: Để có thể huy động được vốn đầu tư lưới truyền tải, cần có các cơ chế khuyến khích cho các dự án lưới làm nhiệm vụ giải phóng năng lượng từ các nguồn ĐMT và điện gió, nhằm đảm bảo hiệu quả đầu tư cho ngành truyền tải, trong đó, xét tới yếu tố chậm thu hồi vốn do số giờ vận hành đầy tải thấp hơn so với lưới của các nguồn truyền thống, hay lưới cung cấp cho phụ tải. Một trong các giải pháp là Bộ Công Thương sớm nghiên cứu và ban hành giá “nút” truyền tải, trong đó phí truyền tải tại các khu vực lưới cho nguồn ĐMT, điện gió được áp dụng cao hơn các khu vực khác, thay đổi cách tính giá truyền tải bình quân toàn lưới như hiện nay.

Thứ hai: Cần có cơ chế quy định về đầu tư, vận hành, hay bàn giao tài sản các nhánh lưới truyền tải do tư nhân đầu tư từ dự án nguồn của mình đấu nối với lưới trục của quốc gia, khuyến khích nguồn vốn tư nhân tham gia lưới truyền tải với nguyên tắc chia sẻ lợi ích - trách nhiệm, giảm nhẹ gánh nặng vốn nhà nước. Đồng thời, cần sớm xem xét ban hành phí cam kết đấu nối để đảm bảo công khai, công bằng giữa bên đầu tư nguồn và bên đầu tư lưới điện. Tránh trường hợp lưới điện đã xây dựng xong nhưng không có nguồn điện đấu nối, hoặc ngược lại.

Thứ ba: Cần nghiên cứu và sớm ban hành cơ chế tính phí truyền tải với 2 thành phần: Công suất và điện năng. Cho đến nay, trong các quy định đều dự kiến áp dụng 2 loại phí này, nhưng vẫn chưa có quy định cụ thể.

Thứ tư: Giá truyền tải hiện nay khá thấp - chỉ 86,25 VNĐ/kWh (theo Quyết định 1769-QĐ-BCT ngày 3/7/2020), chỉ bằng 4,6% so với giá bán điện bình quân 1.864,44 VNĐ/kWh (theo Quyết định 648/QĐ-BCT ngày 20/3/2019). Theo tính toán trong Dự thảo Quy hoạch điện VIII, với các điều kiện vay vốn nước ngoài và trong nước lãi suất lần lượt 4%/năm và 9%/năm tương ứng để đảm bảo hoàn vốn và có lợi nhuận ở mức thấp (3% vào năm 2025), trong khi khối lượng đầu tư lưới truyền tải giai đoạn 5 năm tới rất lớn nhằm giải tỏa các nguồn NLTT, do đó, phí truyền tải cần rà soát chi phí hàng năm của EVNNPT để tăng dần phí truyền tải lên đến 137,9 VNĐ/kWh vào năm 2025.

Mặt khác, để an toàn vận hành và ổn định hệ thống, đầu tư lưới truyền tải khu vực có nhiều nguồn NLTT cần bổ sung thêm vốn cho các thiết bị bảo vệ lưới, ngăn sóng hài, nhấp nháy điện áp/tần số, thiết bị điều khiển, đóng mở “thông minh”.

Thứ năm: Các quy trình, thủ tục bổ sung quy hoạch, thủ tục giao vị trí hướng tuyến và giao đất cho các dự án lưới của ĐMT, điện gió cần được ưu tiên cao hơn các dự án thông thường khác. Đặc biệt, các địa phương cần phối hợp chặt chẽ hơn với ngành truyền tải điện, tuyên truyền vận động song hành với các biện pháp hành chính để người dân các khu vực dự án lưới điện hiểu rõ lợi ích chung, bàn giao đất cho triển khai xây dựng lưới điện.

Thứ sáu: Trong điều kiện giãn cách xã hội do dịch Covid-19, các địa phương cũng cần tạo thêm điều kiện thuận lợi, giảm bớt các thủ tục hành chính nhằm đưa cán bộ, công nhân ngành truyền tải vào khu vực dự án, phối hợp công tác kiểm đếm, thỏa thuận đền bù và giám sát thi công, đảm bảo hoàn thành công trình lưới đồng bộ với các nguồn NLTT, cũng như cấp điện cho nhu cầu kinh tế - xã hội./.

THƯỜNG TRỰC HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

[1] Theo Báo cáo Tổng kết năm 2020, EVN

[2] https://tuoitre.vn/du-an-truyen-tai-tu-nhan-ban-giao-0-dong-co-loi-khong-20201203115825921.htm