Tình hình đầu tư các dự án, vấn đề nhiên liệu, rủi ro cung ứng điện và giải pháp đề xuất của EVN

Phản biện độc lập về các vướng mắc trong dự án khí, điện Lô B - Ô Môn và Nhơn Trạch (LNG) Trước những vướng mắc trong Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn, cũng như dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 chưa được tháo gỡ một cách triệt để, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) tiếp tục kiến nghị giải pháp chính sách tới cấp thẩm quyền. Cùng với kiến nghị của PVN, Tạp chí Năng lượng Việt Nam đóng góp thêm một số ý kiến độc lập dưới đây.

TỔNG QUAN HIỆN TRẠNG HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM:

1. Thực trạng cơ cấu nguồn điện và mức độ vận hành tin cậy của hệ thống điện (HTĐ) hiện nay khi tích hợp cơ cấu nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) ngày càng tăng vào hệ thống:

Tính đến cuối năm 2023, tổng công suất nguồn điện toàn hệ thống khoảng 80.555 MW. Trong đó:

- Tổng công suất các nguồn điện NLTT biến thiên (điện gió, mặt trời) là 21.664 MW, chiếm tỷ trọng 26,9%.

- Nhiệt điện than là 26.757 MW, chiếm tỷ trọng 33,2%.

- Thủy điện là 22.872 MW, chiếm tỷ trọng 28,4%.

- Các nhà máy điện khí chiếm 8,9%.

- Nhiệt điện dầu và nguồn khác chiếm 1,4%.

- Công suất nguồn điện nhập khẩu khoảng 1%.

Hình 1: Cơ cấu công suất nguồn điện toàn hệ thống đến cuối năm 2023 (theo loại hình nguồn điện cơ cấu theo chủ sở hữu):

Mặc dù tổng công suất lắp đặt nguồn điện toàn hệ thống khá cao so với nhu cầu công suất phụ tải cực đại, tuy nhiên, phân bố nguồn điện và dự phòng nguồn điện giữa các miền không đồng đều. Trong đó, khu vực miền Bắc cơ bản không có dự phòng về nguồn điện (tổng công suất đặt của HTĐ miền Bắc là 28.614 MW trong khi so với nhu cầu công suất lớn nhất (Pmax) là 23.568 MW. Còn HTĐ miền Trung và miền Nam có dự phòng khá lớn (tổng công suất nguồn điện tương ứng là 16.802 MW và 35.140 MW) trong khi nhu cầu công suất lớn nhất tương ứng là 4.939 MW và 19.702 MW.

Hình 2: Công suất nguồn điện và nhu cầu công suất lớn nhất toàn HTĐ quốc gia và các miền năm 2023:

Hình 3: Biểu đồ cơ cấu huy động nguồn ngày điển hình trong giai đoạn mùa khô (tháng 5) và mùa lũ (tháng 8) của HTĐ quốc gia:

Tình hình phát triển của các nguồn NLTT:

Trong thời gian qua, nhờ việc triển khai các chính sách khuyến khích phát triển NLTT của Chính phủ, các nguồn điện gió, điện mặt trời đã được đầu tư, phát triển mạnh mẽ từ quy mô công suất khoảng 583 MW (chiếm tỷ trọng ~1,2%) vào năm 2018 đã tăng lên 21.664 MW (chiếm tỷ trọng 27% công suất toàn hệ thống) góp phần bổ sung nguồn cung cấp điện cho hệ thống điện quốc gia, đặc biệt giải quyết tình trạng thiếu điện khu vực miền Nam.

Tuy nhiên, các nguồn điện gió, điện mặt trời có tính bất định cao, công suất phát phụ thuộc vào điều kiện thời tiết (bức xạ mặt trời, tốc độ gió) nên khi tỉ trọng NLTT trong hệ thống ở mức cao sẽ gây một số ảnh hưởng đến công tác đảm bảo điện và vận hành HTĐ.

2. Tình trạng an toàn vận hành của các nhà máy nhiệt điện theo công nghệ trước đây và vai trò cung cấp điện ổn định, hiệu quả của các nhiệt điện theo công nghệ mới đã vào vận hành theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh:

Các nhà máy điện (NMNĐ) than đã được xây dựng và đưa vào vận hành tại Việt Nam trên 40 năm. Trong đó, một số nhà máy vẫn đang được duy trì vận hành để cung ứng điện khu vực miền Bắc như NĐ Ninh Bình (100 MW), NĐ Phả Lại 1 (440 MW). Trong thời gian qua, công nghệ nhà máy nhiệt điện than đã từng bước được cải tiến. Trong đó:

- Các NMNĐ than được đưa vào vận hành trong giai đoạn 2001-2010 với công nghệ cận tới hạn như NĐ Phả Lại 2, Uông Bí (mở rộng), Quảng Ninh, Hải Phòng…. Đây là công nghệ điều khiển hoàn toàn mới và hiện đại nhất tại Việt Nam thời gian này khi nhà máy sử dụng hệ thống theo dõi, giám sát và điều khiển phân tán (DCS) hỗ trợ vận hành, giảm thiểu rủi ro sự cố chủ quan.

- Với sự phát triển của khoa học, công nghệ, các NMNĐ than được đưa vào vận hành trong các năm gần đây đều được sử dụng công nghệ tiên tiến (công nghệ lò hơi siêu tới hạn - Super Critical - SC) nâng cao hiệu suất của nhà máy, hiệu quả của dự án, cũng như đảm bảo các tiêu chuẩn về môi trường. Đây là các nguồn điện có công suất lớn, vận hành ổn định và thực hiện nhiệm vụ chạy nền cho HTĐ quốc gia, đóng góp quan trọng trong việc đảm bảo an ninh cung cấp điện trong thời gian qua.

TÌNH HÌNH TRIỂN KHAI CÁC DỰ ÁN TRỌNG ĐIỂM DO EVN LÀM CHỦ ĐẦU TƯ VÀ NHỮNG THÁCH THỨC:

Tình hình đầu tư xây dựng các dự án trọng điểm:

Trong giai đoạn 2016-2020, EVN và các đơn vị thành viên đã hoàn thành đưa vào vận hành các nguồn điện với tổng công suất là 6.212 MW, gồm 19 tổ máy thuộc 11 dự án nguồn điện truyền thống (thủy điện, nhiệt điện) với tổng công suất 5.908 MW, bằng 96,83% so với kế hoạch 5 năm (2026-2020) đã được Thủ tướng Chính phủ giao. Trong đó, dự án Nhà máy Thủy điện Lai Châu đã hoàn thành vượt trước 1 năm so với tiến độ được duyệt.

Đối với các công trình lưới điện, EVN và các đơn vị đã hoàn thành 1.113 dự án lưới điện 110-500 kV với quy mô thực hiện lưới điện 500-220 kV là 5.345 km đường dây và 55.060 MVA trạm biến áp; lưới điện 110 kV là 6.396 km đường dây và 30.805 MVA trạm biến áp. Đã đưa vào vận hành nhiều dự án quan trọng để nâng cao năng lực hệ thống lưới điện truyền tải, phân phối đảm bảo yêu cầu đấu nối, giải tỏa công suất các nguồn điện, cũng như đáp ứng yêu cầu cung cấp điện cho phát triển kinh tế, xã hội đất nước.

Hiện nay, EVN đang gấp rút triển khai đầu tư các dự án trọng điểm để đáp ứng nhu cầu phụ tải tăng trưởng hàng năm. Tình hình triển khai các dự án như sau:

Về đầu tư các dự án nguồn điện:

1. Đang khẩn trương triển khai để đưa vào vận hành Nhà máy Thủy điện Ialy (mở rộng) theo kế hoạch. Hiện đã hoàn thành lắp đặt stator và rotor của tổ máy 2 (sớm hơn 2 tuần). Tính đến tháng 8/2024 đã lắp đặt thiết bị điện đạt 73%, dự kiến hoàn thành phát điện cả 2 tổ máy vào cuối năm 2024.

2. Nhà máy Thủy điện Hòa Bình (mở rộng), hiện tại tiến độ một số hạng mục đạt và vượt kế hoạch điều chỉnh, phấn đấu hoàn thành công trình năm 2025.

3. Nhà máy Nhiệt điện Quảng Trạch 1, tính đến cuối tháng 8/2024, tiến độ xây dựng tổng thể đạt khoảng 68,35%, dự kiến công trình hoàn thành phát điện thương mại năm 2026.

Cùng với đó là tiếp tục triển khai thực hiện thủ tục đầu tư các dự án nguồn điện (hoàn thiện thủ tục đầu tư, thu xếp vốn cho các dự án):

1. Nhà máy Thủy điện Trị An (mở rộng), đang rà soát thẩm tra, thẩm định TKKT và phương án huy động vốn, kế hoạch khởi công cuối năm 2024.

2. Nhà máy Thủy điện Tích năng Bác Ái, đang triển khai công tác lựa chọn nhà thầu và bồi thường giải phóng mặt bằng, đàm phán các điều kiện vay vốn với các bên cho vay để khởi công dự án cuối năm 2024.

3. Nhà máy Nhiệt điện Quảng Trạch 2 (chuyển đổi nhiên liệu than sang LNG), quy mô công suất 1.500 MW đã được UBND tỉnh Quảng Bình đã chấp thuận điều chỉnh chủ trương đầu tư vào đầu tháng 9/2024.

4. Nhà máy điện tua bin khí hỗn hợp Dung Quất 1 và 2 tiếp tục các công tác chuẩn bị dự án nhằm triển khai được ngay sau khi rõ ràng về tiến độ mỏ khí Cá Voi Xanh...

Về đầu tư lưới điện:

1. Tập trung mọi nguồn lực đầu tư xây dựng 5 dự án của tuyến đường dây 500 kV mạch 3 (từ Quảng Trạch đến Phố Nối) với tổng chiều dài 519 km, nhằm nâng cao năng lực kết nối lưới điện truyền tải liên miền Bắc - Trung - Nam, góp phần bảo đảm cung ứng điện cho miền Bắc và hỗ trợ vận hành tối ưu các nguồn điện trong hệ thống. Đã hoàn thành đóng điện toàn tuyến trước 2/9/2024 - trở thành công trình có tiến độ kỷ lục của ngành điện.

2. Tập trung đầu tư các dự án lưới điện trọng điểm đấu nối, giải tỏa công suất các nguồn điện, bao gồm:

- Lưới điện 500 kV và 220 kV đồng bộ Nhiệt điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4. Kế hoạch tiến độ đường dây 500 kV đấu nối Nhơn Trạch 4 trong cuối năm 2024 và các đường dây 220 kV đấu nối Nhơn Trạch 3 trong năm 2025.

- Các công trình giải tỏa thủy điện Tây Bắc (500 kV Lào Cai - Vĩnh Yên) đang chậm và lùi tiến độ do thủ tục chủ trương đầu tư.

- Đường dây 220 kV Huội Quảng - Nghĩa Lộ, Nghĩa Lộ - Việt Trì và Trạm 220 kV Nghĩa Lộ đang bị chậm tiến độ do các thủ tục bồi thường GPMB và điều chỉnh tuyến (chậm tiến độ sang năm 2025).

3. Tập trung đầu tư lưới điện tăng cường nhập khẩu điện từ Lào, nhất là các đường dây 500 kV, 220 kV đấu nối khu vực Quảng Nam và Nghệ An (220 kV Trạm cắt 220 kV Đak Ooc và đấu nối). Nhưng các dự án này hiện đang chậm tiến độ, do chậm thủ tục về đường tạm thi công qua đất rừng. Đường dây 500 kV Monsoon - Thạnh Mỹ cũng không đạt tiến độ do chậm thủ tục về đất rừng. Còn với đường dây 220 kV Nậm Sum - Nông Cống, hiện đang vướng hành lang kéo dây cho một số khoảng néo, cần hoàn thành trong năm 2024.

4. Các công trình lưới điện 500 kV, 220 kV, 110 kV đảm bảo cung cấp điện các phụ tải, đặc biệt là các đường dây trục, các phụ tải lớn, quan trọng và dự án cấp điện Côn Đảo theo Quy hoạch điện VIII. Các dự án này đang thực hiện các thủ tục đầu tư theo kế hoạch, nhưng còn nhiều vướng mắc trong công tác bồi thường GPMB và chuyển đổi sử dụng đất rừng, đất quốc phòng.

Một số khó khăn, vướng mắc chính trong đầu tư xây dựng:

1. Về công tác quy hoạch, kế hoạch thực hiện quy hoạch:

Phương án phát triển mạng lưới cấp điện tại các quy hoạch tỉnh đã được phê duyệt còn một số sai khác, tồn tại ảnh hưởng khó khăn đến quá trình thỏa thuận vị trí trạm biến áp, hướng tuyến đường dây, cũng như việc thẩm định hồ sơ thiết kế các dự án của đơn vị đang triển khai thực tế. EVN và các đơn vị (đầu mối là các tổng công ty điện lực) đang tích cực rà soát quy hoạch tỉnh (phương án phát triển mạng lưới cấp điện) để có ý kiến góp ý gửi UBND các tỉnh cập nhật vào Kế hoạch thực hiện Quy hoạch tỉnh.

Trong đó, Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) đã có các văn bản gửi UBND các tỉnh về việc chỉnh lý hồ sơ và lập kế hoạch thực hiện Quy hoạch tỉnh thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (các tỉnh Trà Vinh, Bà Rịa - Vũng Tàu, An Giang, Tiền Giang, Long An, Bình Phước, Cà Mau, Lâm Đồng, Ninh Thuận, Bạc Liêu, Bến Tre).

Đây là một trở ngại lớn sẽ làm chậm tiến độ hàng loạt các dự án lưới điện ngay từ khâu chuẩn bị đầu tư, có thể dẫn đến nguy cơ không đảm bảo cung cấp điện cho các địa phương.

Để góp phần giải quyết căn cư vấn đề này, cần xem xét bổ sung trong Luật Điện lực nội dung Quy hoạch điện lực tỉnh và bổ sung trong Luật Quy hoạch danh mục Quy hoạch điện lực tỉnh (Quy hoạch điện lực tỉnh sẽ tích hợp vào Quy hoạch chung của Tỉnh), hoặc là trong Luật Điện lực bổ sung một điều, khoản riêng và cụ thể về “quy định nội dung phương án phát triển mạng lưới cấp điện”, được xác định nội dung, dự toán riêng để lập, tích hợp vào Quy hoạch tỉnh.

2. Về thủ tục chấp thuận chủ trương đầu tư và nhà đầu tư:

Trong thời gian vừa qua, một số địa phương đã chấp thuận chủ trương đầu tư cho các dự án lưới điện theo Luật Đầu tư. Tuy nhiên, còn nhiều địa phương chưa thống nhất áp dụng các quy định pháp luật để phê duyệt chủ trương đầu tư các dự án lưới điện do EVN và các đơn vị đề xuất.

Ngày 23/7/2024, Bộ Kế hoạch và Đầu tư đã có văn bản số 5808/BKHĐT-KTCNDV hướng dẫn về việc thủ tục chấp thuận chủ trương đầu tư các dự án lưới điện của EVN.

Để giải quyết căn cơ thống nhất vấn đề này, cần đưa vào văn bản quy phạm pháp luật (Luật Điện lực, hoặc Nghị định của Chính phủ) nội dung quy định các dự án được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt danh mục trong Kế hoạch sản xuất, kinh doanh và đầu tư phát triển 5 năm của doanh nghiệp do Thủ tướng Chính phủ quyết định thành lập). Trong đó, các dự án điện của EVN là loại dự án thuộc trường hợp “được chấp thuận chủ trương đầu tư, đồng thời chấp thuận nhà đầu tư không thông qua đấu giá quyền sử dụng đất, không đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư”.

3. Các vấn đề về bồi thường, giải phóng mặt bằng. Đây là một khó khăn, trở ngại lớn, ảnh hưởng đến tiến độ của các dự án, nhất là các dự án dạng tuyến. Để giải quyết vấn đề này đòi hỏi sự nỗ lực không chỉ của chủ đầu tư, mà phụ thuộc lớn vào chỉ đạo điều hành của các cấp chính quyền ở địa phương và sự ủng hộ của người dân bị tác động để thực hiện theo các chính sách hiện hành.

Ngoài ra, với công trình dạng tuyến, cần bổ sung quy định nội dung phối hợp các thủ tục về bồi thường mặt bằng và thực hiện xây dựng.

4. Về nghĩa vụ ký quỹ để bảo đảm thực hiện dự án đầu tư được nhà nước giao đất, cho thuê đất, cho phép chuyển mục đích sử dụng đất (theo điều 25, 26 của Nghị định 31/2021/NĐ-CP): Với quy định việc ký quỹ để bảo đảm thực hiện dự án, sẽ ảnh hưởng lớn đến dòng tiền, tình hình tài chính và thực hiện đầu tư xây dựng của các đơn vị. Một trong những mục tiêu của việc ký quỹ và bảo lãnh thực hiện dự án là nhằm hướng tới các chủ đầu tư phải đảm bảo năng lực trách nhiệm thực hiện, đảm bảo tiến độ dự án, không trở thành dự án đầu tư “treo”.

Trong trường hợp các dự án của EVN thực hiện đầu tư xây dựng đều nằm trong danh mục Kế hoạch sản xuất, kinh doanh và đầu tư phát triển 5 năm được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, nhiệm vụ xây dựng các dự án đều nhằm mục tiêu đảm bảo cung cấp điện cho các địa phương, phục vụ cho kinh tế và an ninh năng lượng quốc gia; nhiều dự án, các cơ quan có thẩm quyền thuộc Chính phủ còn phải hỗ trợ EVN đàm phán vay vốn của các tổ chức tín dụng trong và ngoài nước, thì đây là một khó khăn lớn đối với EVN, cũng như các đơn vị. Vì vậy, cần có các quy định hướng dẫn cụ thể của cấp thẩm quyền để giảm khó khăn tài chính, tránh các hệ lụy về thực hiện đầu tư dự án hạ tầng năng lượng của nhà nước.

CUNG ỨNG ĐIỆN TIỀM ẨN RỦI RO VÀ CÁC GIẢI PHÁP ĐỀ XUẤT:

Theo Quy hoạch điện VIII, trong thời gian tới các nguồn điện sẽ được phát triển như sau:

Thủy điện: Các nguồn thủy điện lớn cơ bản đã được xây dựng và đưa vào vận hành, chỉ còn một số dự án thủy điện với quy mô công suất nhỏ.

Nhiệt điện khí: Theo đánh giá của Bộ Công Thương tại văn bản số 3631/BCT-ĐL ngày 30/5/2024, ngoại trừ dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3-4 và Hiệp Phước 1, với tổng công suất khoảng 2.824 MW có thể hoàn thành trước năm 2030, các dự án LNG còn lại khó đáp ứng tiến độ hoàn thành trước năm 2030. Như vậy, khả năng đưa vào vận hành các nguồn điện LNG thực tế thấp hơn nhiều so với mục tiêu tại Quy hoạch điện VIII (đến năm 2030 là 22.400 MW).

Các nguồn điện gió ngoài khơi: Cơ chế phát triển nguồn điện này đang được Bộ Công Thương xây dựng đề án thí điểm phát triển (kèm theo các cơ chế, chính sách đồng bộ) để trình Chính phủ. Để đạt được mục tiêu 6.000 MW điện gió ngoài khơi vào năm 2030 cần sớm ban hành các cơ chế để các đơn vị có cơ sở triển khai.

Nhập khẩu điện từ Lào: Theo biên bản ghi nhớ giữa Chính phủ Việt Nam và Lào (ngày 5/10/2016), cũng như mục tiêu phát triển tại Quy hoạch điện VIII, quy mô công suất nhập khẩu tối thiểu đến năm 2030 khoảng 5.000 MW, tăng thêm khoảng 4.000 MW so với các nguồn nhập khẩu Lào đang vận hành hiện nay. EVN cũng đang phối hợp với các đối tác để nghiên cứu, đề xuất với Bộ Công Thương chủ trương nhập khẩu điện từ các dự án, đáp ứng theo quy mô công suất đã được hai Chính phủ thống nhất. Các nguồn điện nhập khẩu trong thời gian tới sẽ góp phần hỗ trợ, bổ sung thêm nguồn điện cung ứng cho nhu cầu phụ tải tăng thêm hàng năm của Việt Nam.

Còn với các nguồn năng lượng tái tạo mới được bổ sung trong Quy hoạch điện VIII hiện nay vẫn đang cần các cơ chế, chính sách từ các cấp có thẩm quyền để triển khai theo Quy hoạch.

Giải pháp chính sách:

Từ các phân tích trên cho thấy, việc phát triển các nguồn điện đáp ứng tiến độ và quy mô công suất theo định hướng, mục tiêu tại Quy hoạch điện VIII là rất khó khăn, việc đảm bảo cung ứng điện cho nhu cầu phụ tải tăng thêm trong các năm tới sẽ gặp nhiều thách thức. Để góp phần hỗ trợ đảm bảo an ninh cung ứng điện cho phát triển kinh tế, xã hội và nhu cầu sinh hoạt của nhân dân, chúng ta cần thực hiện một số giải pháp/nhóm giải pháp như sau:

Thứ nhất: Các giải pháp tăng cường cung cấp điện đến 2030 (nhóm giải pháp nâng cao khả năng khả dụng và tính linh hoạt của các nhà máy điện hiện hữu). Cụ thể:

1. Đảm bảo nguồn cung nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện, đặc biệt là các nhà máy nhiệt điện chạy khí.

2. Cải tạo, nâng cấp thiết bị của các nhà máy điện hiện hữu để tăng độ tin cậy và linh hoạt trong vận hành, đáp ứng các điều kiện về môi trường. Tiếp tục duy trì vận hành các nhà máy này khi chưa xây dựng được các nguồn điện khác thay thế.

Với nhóm các giải pháp đầu tư phát triển nguồn điện:

1. Quyết liệt chỉ đạo, đôn đốc các chủ đầu tư nguồn điện đảm bảo tiến độ đã được phê duyệt trong Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII.

2. Sớm ban hành các chính sách phát triển nguồn điện năng lượng tái tạo, trong đó ưu tiên phát triển nguồn điện này tại miền Bắc trong giai đoạn 2025-2027 để tăng cường nguồn cung.

3. Đầu tư các nguồn điện có thời gian xây dựng nhanh như nguồn linh hoạt, pin tích trữ, mở rộng các nhà máy thủy điện hiện hữu (đặc biệt ở miền Bắc) để tăng nguồn cung, cũng như độ linh hoạt trong vận hành khi tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo tăng cao.

Với các giải pháp khác:

1. Tăng cường nhập khẩu điện.

2. Đẩy mạnh việc tuyên truyền, khuyến khích sử dụng điện tiết kiệm và sử dụng năng lượng hiệu quả.

3. Áp dụng giá điện 2 thành phần (theo công suất và sản lượng) đối với các phụ tải điện. Điều chỉnh lại giá bán điện theo khung giờ.

Thứ hai: Các cơ chế, chính sách tăng cường cung cấp điện đến 2030 (nhóm cơ chế, chính sách liên quan đến đầu tư phát triển nguồn điện). Cụ thể là:

1. Hoàn thiện các cơ chế về phát triển nguồn năng lượng tái tạo quy mô lớn (cơ chế giá, đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư, phát triển năng lượng tái tạo kết hợp pin tích trữ).

2. Hoàn thiện cơ chế phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà, nguồn tự sản tự tiêu, pin tích trữ.

3. Hoàn thiện cơ chế khuyến khích đầu tư các nguồn cung cấp công suất và dịch vụ phụ trợ cho hệ thống.

3. Xây dựng cơ chế đầu tư các dự án điện cấp bách.

4. Xây dựng cơ chế phát triển dự án điện gió ngoài khơi.

Với nhóm cơ chế, chính sách khác:

1. Ban hành khung giá nhập khẩu điện từ Lào sau năm 2025.

2. Có cơ chế khuyến khích tăng cường tiết kiệm và sử dụng hiệu quả năng lượng.

3. Xây dựng cơ chế giá điện 2 thành phần, điều chỉnh theo khung giờ.

4. Có cơ chế hỗ trợ về tài chính với các dự án điện cấp bách.

Thứ ba: Sửa đổi Luật Điện lực, Luật Đầu tư: Qua các lần dự thảo Luật Điện lực (sửa đổi), các ý kiến góp ý của EVN đã được cơ quan chủ trì soạn thảo xem xét để tiếp thu hoàn thiện dự thảo. Trong đó, có các chính sách nội dung quan trọng như:

1. Các chính sách của Nhà nước về phát triển điện lực; đầu tư xây dựng, quy hoạch, phát triển năng lượng tái tạo, năng lượng mới.

2. Nội dung về giấy phép, hoạt động mua bán điện, vận hành điều độ hệ thống điện quốc gia.

3. Giá điện và các dịch vụ về điện.

4. Thanh toán tiền điện trong hợp đồng mua bán điện đối với khách hàng sử dụng điện.

5. Quản lý nhu cầu điện và tiết kiệm điện.

6. Vấn đề an toàn điện, an toàn công trình thủy điện và bảo vệ công trình điện lực.

Thứ tư: Theo dự thảo Luật Điện lực (sửa đổi) đã được trình Chính phủ và đang được Bộ Công Thương tiếp tục rà soát hoàn thiện theo ý kiến của cấp có thẩm quyền. EVN cũng đã, đang tiếp tục có các ý kiến liên quan đến các chính sách, quy định trên cơ sở quy định của Đảng, pháp luật của Nhà nước để làm căn cứ thực hiện, bảo đảm an ninh cung cấp điện và các hoạt động điện lực khác nêu trên. Cụ thể là:

1. Các ý kiến về nội dung cơ chế đảm bảo và trách nhiệm của các đơn vị điện lực trong việc bảo đảm an ninh cung cấp điện.

2. Tiêu chí giá điện (theo giá thấp nhất) khi lựa chọn chủ đầu tư công trình điện nguồn điện thông qua đấu thầu, cơ chế khuyến khích phát triển dự án điện lớn (bao gồm cả dự án khí, năng lượng tái tạo, năng lượng mới).

3. Đề nghị bổ sung giá bán lẻ điện sinh hoạt theo bậc thang và theo thời điểm, nhằm điều chỉnh hành vi sử dụng điện.

4. Giá mua điện của các nhà máy điện bổ sung thêm giá theo thời điểm huy động (cao điểm, thấp điểm).

5. Cơ chế xử lý các dự án nguồn điện chậm tiến độ, quy định về hài hòa lợi ích khi phát triển các dự án chuỗi khì, điện.

6. Quy định liên quan đến thị trường điện cạnh tranh.

7. Bổ sung quy định trường hợp khách hàng cố tình né tránh nghĩa vụ thanh toán.

8. Trách nhiệm kiểm tra công tác an toàn sử dụng điện cho sản xuất, sinh hoạt, dịch vụ.

9. Quy định liên quan đến thực hiện quy chuẩn môi trường, quy định liên quan đến quản lý nhà nước về điện lực.

Kết luận:

Theo đánh giá của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Trong bối cảnh nhu cầu tiêu thụ điện ngày càng gia tăng, đặc biệt là phục vụ cho sự phát triển kinh tế, xã hội, vấn đề cung ứng điện của EVN vẫn đối diện nhiều rủi ro đáng lo ngại. Những khó khăn trong việc triển khai các dự án nguồn điện mới, đặc biệt là điện khí LNG, cũng như việc phát triển năng lượng tái tạo đang gặp nhiều thách thức về cơ chế, chính sách - những yếu tố ảnh hưởng trực tiếp đến an ninh năng lượng quốc gia.

Tuy nhiên, EVN đã đưa ra nhiều nhóm giải pháp có tính chiến lược nhằm giảm thiểu các rủi ro này. Cụ thể là EVN sẽ tăng cường cung cấp điện thông qua cải thiện hiệu suất các nhà máy hiện hữu, đẩy mạnh đầu tư phát triển các nguồn năng lượng tái tạo và mở rộng hợp tác quốc tế để nhập khẩu điện. Việc thúc đẩy các chính sách hỗ trợ phát triển nguồn điện năng lượng tái tạo và các cơ chế giá điện hợp lý, kèm theo đó là các quy định pháp luật sửa đổi phù hợp với tình hình mới, sẽ là những bước đi cần thiết để đạt được mục tiêu cung ứng điện ổn định và bền vững trong tương lai.

Cuối cùng, sự thành công của các giải pháp này không chỉ phụ thuộc vào sự nỗ lực của EVN, mà còn cần sự phối hợp từ các cơ quan quản lý nhà nước trong việc sửa đổi Luật Điện lực, Luật Đầu tư... nhằm tạo hành lang pháp lý thuận lợi cho việc phát triển các nguồn điện mới và đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. Việc hoàn thiện các quy định pháp luật liên quan đến thị trường điện cạnh tranh, cơ chế giá điện và trách nhiệm của các bên liên quan trong việc cung cấp điện sẽ là nền tảng vững chắc để đảm bảo Việt Nam không chỉ vượt qua các khó khăn trước mắt mà còn tiến tới một hệ thống điện lực hiện đại, bền vững và hiệu quả trong dài hạn./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM