Vấn đề tài chính, công nghệ, thể chế cho đầu tư phát triển năng lượng sạch Việt Nam

Đề nghị Ban KTTW, Bộ Công Thương nghiên cứu phản biện Tạp chí Năng lượng Việt Nam

Dưới đây là nội dung Báo cáo kết quả “Diễn đàn quốc tế về Tài chính và Công nghệ cho các dự án năng lượng sạch Việt Nam (lần thứ Nhất)” và Bình chọn “TOP thương hiệu thiết bị điện uy tín ở Việt Nam năm 2020 và một số đề xuất kiến nghị:

Với sự kiện này, Ban tổ chức đã tổng hợp trên 20 bài tham luận của các cơ quan quản lý nhà nước (Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, Cục Điều tiết Điện lực, Văn phòng Ban chỉ đạo Quốc gia về Phát triển Điện lực), các doanh nghiệp nhà nước ngành điện (Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia, Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia), các tổ chức, nhà đầu tư nước ngoài (Chương trình Năng lượng GIZ tại Việt Nam, Marubeni), các tổ chức tài chính, ngân hàng (HSBC Bank, HDBank, BIDV), các nhà đầu tư, doanh nghiệp điện lực, năng lượng, năng lượng tái tạo trong và ngoài nước (Jinko Solar, VSUN, Trina Solar, Growatt, Solis, GoodWe, Jetion Solar, Vietsovpetro, Gelex Group, Cadivi, EMIC - Gelex, Alena Energy). Nội dung chính của các tham luận tập trung vào:

(i) Chia sẻ tiềm năng sản xuất, công nghệ các thiết bị tiên tiến, hiệu suất cao và gắn với bảo vệ môi trường của dự án năng lượng sạch (điện gió, điện mặt trời, thuỷ điện, khí hóa lỏng - LNG...).

(ii) Kinh nghiệm quốc tế trong việc lựa chọn công nghệ tiên tiến, bền vững, hài hòa về tài chính, giá cả; kinh nghiệm xây dựng các bộ tiêu chuẩn kỹ thuật - công nghệ cần được ban hành, tạo hành lang pháp lý và minh bạch trong phát triển dự án.

(iii) Những điều kiện cấp tín dụng cho vay phát triển dự án năng lượng xanh, sạch; kinh nghiệm chính sách quốc tế của các nước đang phát triển về chính sách thu hút nguồn đầu tư và các khoản tín dụng đối với đầu tư dự án năng lượng sạch.

(iv) Các thuận lợi, khó khăn, vướng mắc khi áp dụng và triển khai phát triển các dự án năng lượng sạch.

(v) Đề xuất với các cơ quan quản lý nhà nước xem xét, ban hành các cơ chế, chính sách để tháo gỡ những vướng mắc, khó khăn cho các nhà đầu tư.

Ngoài ra, Ban tổ chức Diễn đàn đã bình chọn và công bố 12 doanh nghiệp thuộc TOP thương hiệu thiết bị điện uy tín tại Việt Nam năm 2020.

Trên cơ sở các nội dung báo cáo tham luận và thông qua quá trình trao đổi với các chuyên gia, các nhà đầu tư, doanh nghiệp và các nhà quản lý… Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam kính báo cáo một số nội dung liên quan về tài chính và công nghệ năng lượng sạch Việt Nam, cùng với một số kiến nghị về chính sách phát triển như sau:

I. Tình hình phát triển năng lượng sạch hiện nay:

Đến cuối năm 2020, tổng công suất đặt các nhà máy điện của hệ thống điện Việt Nam là trên 62.300 MW (nếu tính cả nguồn điện mặt trời mái nhà thì tổng công suất nguồn điện trên 71.000 MW). Trong đó, điện năng lượng tái tạo (NLTT) “phi thủy điện” (điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối) là 19.300 MW, chiếm 27,1% công suất đặt hệ thống (nếu tính cả thuỷ điện nhỏ thì điện NLTT là 23.200 MW), chiếm tỷ lệ 32,6% công suất đặt toàn hệ thống; thuỷ điện lớn là 17.000 MW, tua bin khí là 7.400 MW. Như vậy, tổng nguồn điện sạch gồm NLTT, thuỷ điện và tua bin khí là 47.570 MW, chiếm tỷ lệ 67% tổng công suất đặt của toàn hệ thống.

Trong năm 2020, phụ tải cực đại là 38.617 MW (ngày 23/6/2020). Tuy nhiên, năm 2020, tốc độ biến thiên phụ tải trung bình ghi nhận từ 7h - 8h hàng ngày là 79.3 MW/phút, tốc độ biến thiên phụ tải trung bình ghi nhận từ 7h - 7h30 hàng ngày là 88.7 MW/phút. Điều này làm gia tăng áp lực đối với việc huy động nguồn để đảm bảo công suất dự phòng quay và dự phòng điều tần cho hệ thống, giữ ổn định tần số và chống quá giới hạn lưới truyền tải trên các giao diện liên kết miền. Trong 6 tháng đầu năm 2021, có thời điểm phụ tải (Tết Nguyên Đán) còn thấp hơn công suất đặt của điện mặt trời, là thách thức lớn về độ an toàn vận hành của hệ thống.

Dự kiến đến cuối năm 2021, các nhà máy điện gió đưa vào vận hành khoảng 5.600 - 6.000 MW. Như vậy, công suất hai loại nguồn (điện gió, điện mặt trời) sẽ chiếm tới 29% tổng công suất nguồn (khoảng 78.200 MW) vào cuối năm nay và ước tính chiếm tới 54% phụ tải cực đại 42.146 MW ngày cao điểm nắng tháng 6 vừa qua. Theo tình trạng vận hành, thời điểm tháng 6, với phụ tải cực đại trên 42 nghìn MW nêu trên, trước thời điểm dịch bện Covid-19 (lần thứ 4) bùng phát tại Việt Nam, hệ thống điện quốc gia đã đứng trước nguy cơ cung không đủ cầu, vận hành thiếu tin cậy. Dự báo sẽ phải tiết giảm phụ tải, hạn chế sử dụng điện vào giờ cao điểm cho thấy cơ cấu hệ thống điện vẫn thiếu an toàn, nhu cầu điện vẫn tăng cao, yêu cầu phải liên tục phát triển nguồn cung theo kế hoạch.

II. Hiện trạng khó khăn trong phát triển các dự án điện sạch:

1. Đối với điện mặt trời: Theo thống kê, điện mặt trời nối lưới đã được phê duyệt bổ sung vào Quy hoạch điện đến năm 2020 với công suất 19.079 MWp (tương đương 15.260 MW), đến ngày 31/12/2020 đã vào vận hành 146 dự án, với công suất 9.000 MW, còn lại các nhà đầu tư đã và đang chờ cơ chế, chính sách để tham gia đầu tư xây dựng dự án với công suất hơn 6.000 MW.

2. Đối với điện gió: Đã có 187 dự án, với công suất 11.584 MW được phê duyệt bổ sung quy hoạch. Hiện tại 106 dự án với công suất khoảng 6.000 MW đang khẩn trương hoàn thành xây dựng kịp tiến độ của thời hạn giá FIT vào cuối ngày 31/10/2021, còn lại các dự án với trên 5.000 MW chưa triển khai. Tuy nhiên, các dự án đang xây dựng này đang gặp khó khăn nghiêm trọng do tác động ảnh hưởng “bất khả kháng” của dịch Covid-19, nhiều nhà đầu tư đang đứng trước nguy cơ phá sản nếu không kịp vận hành thương mại trước thời hạn trên. Những khó khăn đó là:

2.1. Do thiết bị tua bin điện gió phải nhập khẩu 100% từ nước ngoài, việc bảo mật công nghệ và lắp đặt phụ thuộc lớn vào việc hướng dẫn của chuyên gia, kỹ sư cao cấp do hãng cung cấp thiết bị điều động. Dịch bệnh Covid-19 bùng phát nên đa số chuyên gia, kỹ sư đến công trường chậm rất nhiều so với kế hoạch đề ra, phải cách ly sau khi nhập cảnh (có trường hợp có kết quả dương tính tại công trường), làm ảnh hưởng chậm tiến độ lắp đặt chung của toàn bộ các dự án.

2.2. Đối với các hạng mục xây dựng: Do dịch bệnh bùng phát và diễn biến phức tạp, nhân lực thi công thiếu hụt do quy định hạn chế di chuyển giữa các địa phương; một số địa phương đã thực hiện Chỉ thị 16 của Chính phủ nên các hạng mục xây dựng sử dụng nhiều lao động trong nước bị thiếu hụt trầm trọng do phải cách ly (từ 14 đến 21 ngày) khi di chuyển qua nhiều địa phương khác nhau.

2.3. Việc cung cấp và giao thiết bị từ nước ngoài chậm trễ: Tại nhiều dự án, thiết bị không về kịp do thủ tục hải quan, do cảng biển đóng cửa, do thủ tục ngăn chặn kiểm tra trên đường.

2.4. Đối với việc vận chuyển thiết bị, vật tư của tua bin điện gió (hàng siêu trường, siêu trọng): Do đặc thù các tuyến đường phải đi qua nhiều địa phương nằm trong diện phải thực hiện Chỉ thị 15, 16 của Chính phủ, trong khi đại dịch Covid-19 bùng phát liên tục, việc huy động nhân lực cũng như lên kế hoạch vận chuyển gặp nhiều khó khăn do giãn cách xã hội, có những trường hợp vận chuyển đã phải dừng kế hoạch do nhân viên đội ngũ lái xe siêu trường, siêu trọng bị dương tính Covid, phải xử lý điều chuyển nhân lực thay thế. Vận chuyển vật tư thiết bị đến công trường bị cản trở đáng kể, có những điểm phải nâng chiều cao tĩnh không của đường dây tải điện đi qua, hoặc mở rộng bán kính cong của đường giao thông, nhất là các dự án điện gió tại vùng rừng núi…

2.5. Giá cả vật tư thị trường: Trong những tháng đầu năm 2021 đến nay (như sắt, thép, xi măng, cát…) tăng cao bất thường và khan hiếm nguồn cung cấp nghiêm trọng do ảnh hưởng dịch Covid-19, làm chậm trễ tiến độ chung.

2.6. Lưới điện đấu nối: Lưới đấu nối không hoàn thành đúng hạn một phần do nguyên nhân của giãn cách xã hội để phòng chống dịch.

2.7. Công tác nghiệm thu, vận hành thử và thủ tục công nhận ngày vận hành thương mại: Công tác này bị kéo dài, cá biệt có dự án khi mời thử nghiệm, nghiệm thu cũng không có cá nhân, cơ quan hữu trách nào đến được do điều kiện giãn cách xã hội tại khu vực dự án và các khu vực liên quan (các thủ tục ngăn chặn, phong tỏa, cách ly quá ngặt nghèo tại các địa phương để chống dịch)…

Theo thông lệ quốc tế và pháp luật Việt Nam quy định: “Dịch Covid-19” là “nguyên nhân bất khả kháng” nên các chủ đầu tư điện gió không thể yêu cầu nhà thầu bồi thường, hoặc khắc phục một phần tổn thất, đặc biệt là các nhà thầu nước ngoài cung cấp thiết bị tua bin điện gió. Các chủ đầu tư dự án đã nỗ lực rất nhiều để đẩy nhanh toàn bộ các phần việc trong nước có thể hoàn thiện bằng việc chấp nhận tăng suất đầu tư, tăng giá vật tư, thiết bị để đưa về công trường sớm hơn kế hoạch ban đầu, tăng cường huy động nhân lực, bố trí liên tục ca, kíp… Với tình trạng dịch bệnh diễn biến phức tạp, phát sinh chi phí dự án tăng cao dù lãi suất huy động vốn đã ấn định, các dự án rất khó có thể hoàn vốn và dẫn đến nguy cơ phá sản.

III. Các vấn đề về cơ chế, chính sách cho phát triển nguồn điện sạch:

Theo Luật Quy hoạch, quyết định phê duyệt Quy hoạch điện quốc gia sẽ chỉ quy định danh mục các dự án ưu tiên đầu tư, quan trọng với quốc gia, vì vậy, danh mục các dự án khác (không được nêu trong quyết định phê duyệt) cần được quy định cơ chế cụ thể, đảm bảo nguyên tắc được quy định trong Luật Điện lực. Cụ thể là “Đầu tư phát triển điện lực phải phù hợp với quy hoạch phát triển điện lực. Dự án đầu tư chưa có trong quy hoạch phát triển điện lực chỉ được thực hiện khi cấp có thẩm quyền phê duyệt quy hoạch phát triển điện lực cho phép”. Nếu không có các cơ chế này, thì dù Quy hoạch điện VIII được phê duyệt, nhưng các dự án khác sẽ không có cơ sở để triển khai, kể cả việc đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án.

Tổng hợp tham luận, cũng như ý kiến của các chuyên gia, nhà quản lý về cơ chế, chính sách cho phát triển nguồn điện sạch có một số vấn đề như sau:

1. Về chính sách đấu thầu giá, lựa chọn nhà đầu tư các nguồn điện gió, điện mặt trời: Cơ chế đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư thực hiện dự án điện mặt trời, điện gió có thể được xây dựng trên cơ sở cạnh tranh về giá bán điện và trên cơ sở Nghị định 25 về đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư; UBND các tỉnh tổ chức đấu thầu cạnh tranh theo giá điện trong khung giá trần do Bộ Công Thương ban hành.

2. Để phát triển NLTT một cách bền vững theo đúng mục tiêu của Nghị quyết 55, về nguyên tắc cần hoạch định cơ chế, chính sách căn cơ, theo lộ trình cụ thể rõ ràng, chuyển từ cơ chế gia FIT sang cơ chế đấu thầu và hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA) và dần chuyển sang cơ chế tích hợp với thị trường điện, để các nhà đầu tư có kế hoạch thực hiện.

3. Trong bối cảnh kỹ thuật, công nghệ thuộc lĩnh vực NLTT ngày một phát triển, chi phí đầu tư nguồn điện này có xu hướng ngày càng giảm, cho phép các nhà máy NLTT tiếp cận và tham gia cạnh tranh trực tiếp tốt hơn trong thị trường điện. Đồng thời, khi tỷ trọng các nguồn NLTT trong hệ thống điện tăng lên một mức độ nhất định, việc tham gia của các nguồn điện NLTT trong thị trường điện cạnh tranh là hết sức cần thiết để đảm bảo tối ưu, hiệu quả trong vận hành hệ thống điện và thị trường điện. Việc các nhà máy điện NLTT tham gia thị trường điện và ký kết hợp đồng mua bán điện trực tiếp với khách hàng sử dụng điện qua cơ chế DPPA đã và đang trở thành xu thế tại nhiều quốc gia phát triển như: Mỹ, Anh, Thụy Điển, Úc, Na Uy, Hà Lan, Mexico, Ai-len… với sự tham gia và ủng hộ mạnh mẽ của các tập đoàn lớn như: Apple, Google, Facebook, Amazon, Microsoft, Samsung… Đây được cho là cơ chế mang tính chất bền vững, giúp Việt Nam đạt được các mục tiêu kép về thu hút nguồn vốn đầu tư trực tiếp vào NLTT, chống biến đổi khí hậu và phát triển bền vững.

4. Theo định hướng chiến lược năng lượng trong Nghị quyết 55 của Bộ Chính trị, ban hành tháng 2/2020, Kịch bản cơ sở của Dự thảo Quy hoạch điện VIII (bản dự thảo tháng 3/2021) đã đưa tổng công suất các nguồn NLTT chiếm tỷ trọng trong tổng công suất nguồn điện lên tới 53,9% vào năm 2025 và 47,8% vào năm 2030. Nếu chỉ tính các nguồn NLTT “phi thủy điện” thì các con số đó tương ứng là 30,0% và 29,8%, trong đó điện gió, điện mặt trời là 28.560 MW (2025) và 37.850 MW (2030). Quy mô đó đòi hỏi có một cơ chế trung hạn, dài hạn để có thể đầu tư phát triển các dự án theo mục tiêu đề ra.

5. Đối với hệ thống lưu trữ năng lượng, hệ thống này với đặc điểm thay đổi năng lực (công suất) phát điện nhanh sẽ giải quyết các vấn đề vận hành của hệ thống như: Chống quá tải lưới điện gây ra bởi các nguồn điện năng lượng tái tạo; ổn định tần số, giảm yêu cầu dự phòng công suất điều tần của các tổ máy phát điện trong hệ thống; điều chỉnh, dịch chuyển biểu đồ phụ tải giữa các chế độ cao điểm/thấp điểm của hệ thống và giải quyết vấn đề dự trữ năng lượng, tối ưu chi phí vận hành hệ thống theo nguyên lý thu hồi vốn theo chênh lệch giá, hoãn thời gian nâng cấp cơ sở hạ tầng truyền tải và phân phối.

Đặc điểm của điện mặt trời và điện gió là không kiểm soát, điều khiển được các bất thường, gây ra dao động đáng kể tới hệ thống điện mỗi khi bức xạ mặt trời, gió biến thiên, hoặc ngừng. Nếu các nguồn điện khác không được đầu tư thêm để thay thế tại các thời điểm đó, hoặc các nguồn điện hiện có không được điều chỉnh tăng, hay giảm công suất kịp thời để bù - trừ trong khi có điện gió, mặt trời tham gia, hệ thống điện sẽ mất cân bằng nguồn cung cấp và phụ tải tiêu thụ. Khi đó, điện áp, cũng như tần số hệ thống điện sẽ trượt ra ngoài chỉ số định mức cho phép và các hệ thống bảo vệ kỹ thuật sẽ tác động, hậu quả nặng nề là có thể rã lưới, mất điện trên diện rộng.

Để giải quyết vấn đề này, có thể xử lý một phần bằng đầu tư hệ thống lưu trữ năng lượng. Tuy nhiên, theo các văn bản quy phạm pháp luật hiện hành thì hệ thống lưu trữ năng lượng không được phép tham gia cung cấp dịch vụ cho hệ thống do đây là một loại hình mới, không sản xuất ra điện năng, chưa được định nghĩa trong các văn bản quy phạm pháp luật, chưa có cơ chế.

6. Đối với nguồn điện khí hóa lỏng (LNG), theo phê duyệt bổ sung dự án Quy hoạch điện VII điều chỉnh, hiện có 9 dự án nhà máy điện khí LNG, với tổng công suất khoảng 17.900 MW (cho giai đoạn 1) đang thực hiện công tác chuẩn bị đầu tư xây dựng, với mục tiêu vào vận hành trước năm 2025. Các dự án này đang trong quá trình lựa chọn nhà đầu tư, hoặc thu xếp vốn đầu tư với lượng vốn rất lớn (khoảng 900.000 US$/MW). Một trong các khó khăn là thiếu cơ chế, chính sách, cơ cấu đầu tư dự án để có khả năng đạt được thu xếp tài chính từ quốc tế và các hướng dẫn rõ ràng về thủ tục, quy trình thẩm định phê duyệt/giấy phép liên quan đến dự án. Trong giai đoạn 10 năm tới, các dự án lớn về điện gió ngoài khơi, các dự án điện LNG và các dự án điện xanh khác rất cần sự huy động từ các nguồn vốn quốc tế. Vì vậy, cần tiếp tục hoàn thiện các luật và quy định chính sách liên quan đến ngành điện và năng lượng sạch đến mức mà các nhà đầu tư, các tổ chức cung cấp tín dụng nước ngoài có thể cam kết đầu tư thông suốt.

IV. Một số đề xuất, kiến nghị:

Trên cơ sở các phân tích bối cảnh như trên, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam xin kiến nghị:

1. Đối với Quy hoạch điện VIII: Đã qua thời gian quy định để phê duyệt Quy hoạch điện, cần gấp rút hoàn thành công tác phê duyệt Quy hoạch điện VIII làm cơ sở cho chuẩn bị đầu tư các dự án đảm bảo nhu cầu cung cấp điện phát triển kinh tế. Trong Quyết định phê duyệt, danh mục các dự án khác (không được nêu trong Quyết định) cần được quy định cơ chế cụ thể, tạo cơ sở để triển khai, kể cả việc đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án.

2. Đối với cơ chế chính sách phát triển năng lượng tái tạo (một số cơ chế đang được thực hiện, hoặc đang được soạn thảo, nghiên cứu), các kiến nghị như sau:

2.1. Về gia hạn thời gian áp dụng giá FIT điện gió: Như đã phân tích ở trên, trên cơ sở đề xuất của các doanh nghiệp, UBND một số tỉnh phía Nam, Tây Nguyên... trước mắt, đề nghị Thủ tướng Chính phủ xem xét gia hạn thời hạn áp dụng giá FIT cho các dự án điện gió đang được xây dựng và đã ký hợp đồng mua bán điện (PPA), thời gian gia hạn tương ứng với “bất khả kháng” của dịch bệnh Covid-19 bùng phát (trong đợt 3 và đợt 4) vừa qua.

2.2. Đối với điện gió ngoài khơi: Cần ban hành chính sách quy định rõ ràng cho điện gió ngoài khơi, trong đó có các quy định về thuế, phí… tạo khuôn khổ pháp lý để phê duyệt, khuyến khích phát triển các dự điện gió xa bờ. Đồng thời, có lộ trình chính sách điện gió dài hạn, tạo điều kiện để nhà đầu tư có thể chủ động nắm bắt và có kế hoạch cụ thể, huy động nguồn vốn, tài chính, cũng như nguồn nhân lực cho phù hợp, tránh lãng phí.

2.3. Trong ngắn hạn, kiến nghị Chính phủ, Bộ Công Thương ban hành cơ chế, chính sách đấu thầu lựa chọn giá dự án NLTT được xây dựng kèm theo quy định về quy mô lượng công suất cụ thể đạt được (theo cơ chế đấu giá) để có thể kiểm soát tốt lượng công suất đưa vào vận hành trong 3 năm tới để có được giá mua điện từ các dự án điện gió, mặt trời cạnh tranh sát với giá thị trường. Ngoài ra, kiến nghị xem xét việc ưu tiên lựa chọn nhà đầu tư có đề xuất công nghệ tiên tiến, hiệu suất cao, có giải pháp giảm ảnh hưởng môi trường. Những ưu tiên này cần được xem xét lượng hóa đưa vào giá đấu thầu khi xác định cơ chế đấu giá.

2.4. Trong trung hạn, các nhà máy điện NLTT tham gia trực tiếp vào thị trường điện cạnh tranh đang là xu hướng ngày càng phổ biến và được coi là một cơ chế kế tiếp cơ chế giá FIT. Vì vậy, kiến nghị Chính phủ và Bộ Công Thương sớm ban hành quy định thực hiện thí điểm mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện từ NLTT với khách hàng sử dụng điện với quy mô trong giai đoạn thí điểm mua bán điện trực tiếp 1.000 MW. Trên cơ sở thí điểm, sau hai năm cần tổng kết để quyết định về việc áp dụng chính thức cơ chế như là một trong những chính sách góp phần phát triển bền vững và thu hút đầu tư dài hạn vào ngành điện, góp phần hình thành một thị trường điện cạnh tranh hoàn chỉnh, minh bạch và thu hút đầu tư vào năng lượng tái tạo tại Việt Nam.

2.5. Kiến nghị Thủ tướng cần sớm chỉ đạo xây dựng chính sách thúc đẩy ứng dụng giải pháp lưu trữ điện năng đối với các nhà máy năng lượng tái tạo, hoặc cho toàn hệ thống để không lãng phí nguồn đầu tư hiện tại của xã hội.

2.6. Kiến nghị Bộ Công Thương cần sớm có những nghiên cứu, ban hành các tiêu chuẩn yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống lưu trữ năng lượng nối lưới; đồng thời bổ sung, điều chỉnh các thông tư, quy trình, quy định nhằm đảm bảo đầy đủ cơ sở pháp lý cho sự xuất hiện của loại hình lưu trữ năng lượng trong hệ thống điện quốc gia. Trên cơ sở này, cho phép đầu tư các hệ thống lưu trữ năng lượng tại các nhà máy NLTT và đầu tư thí điểm tại nút của hệ thống điện (lưới truyền tải và lưới phân phối) với chức năng như phương tiện điều khiển hệ thống, hoặc chức năng điều chỉnh tần số hệ thống.

3. Về huy động tài chính đầu tư nguồn điện sạch:

Đây là một trong những khó khăn, vướng mắc trong đầu tư xây dựng với cơ chế thị trường điện, đặc biệt với các dự án lớn. Vì vậy, Chính phủ cần giao cơ quan chức năng nghiên cứu tổng thể, gắn việc huy động đầu tư dự án với vận hành thị trường điện (hiện nay hai mảng này đang tách biệt, ít tương tác, gây khó khăn cho xây dựng chính sách khả thi). Trước mắt, cần xem xét việc chia sẻ rủi ro đến mức có thể “huy động tín dụng được” trong các quy định của hợp đồng PPA.

Theo đó:

3.1. Bộ Công Thương cần xem xét sửa đổi Thông tư về “quy định phương phát xác định giá phát điện, hợp đồng mua bán điện” nhằm huy động được các nguồn vốn quốc tế. Cần có cơ chế chia sẻ rủi ro phù hợp giữa các bên liên quan (bao gồm cả Chính phủ). Cơ chế chia sẻ rủi ro có thể được đồng thuận trong các tài liệu dự án (cụ thể là PPA và các điều khoản trong PPA) cần có các điều khoản dưới dạng “thu xếp tài chính được” để tạo điều kiện cho các nhà đầu tư có thể thu xếp được nguồn vốn.

3.2. Bộ Kế hoạch và Đầu tư cần xem xét hoàn thiện các quy định hướng dẫn rõ ràng, đơn giản về thủ tục, quy trình thẩm định phê duyệt/giấy phép liên quan đến dự án điện lớn (các dự án điện gió ngoài khơi, các dự án điện khí LNG…), tránh những ách tắc về các thủ tục lựa chọn nhà đầu tư, thẩm định phê duyệt chủ trương đầu tư (như chậm trễ quy trình thẩm định chủ trương đầu tư Thuỷ điện Trị An mở rộng, điện khí Ô Môn III, đường dây 500 kV Vân Phong - Vĩnh Tân, v.v… thời gian vừa qua kéo dài tới 3 - 4 năm).

3.3. Ngân hàng Nhà nước cần xem xét xây dựng quy định về cấp tín dụng và bảo lãnh ngân hàng áp dụng cho các dự án năng lượng xanh (năng lượng sạch). Trước mắt, xem xét sửa đổi Thông tư 41/2016/TT-NHNN về “quy định tỷ lệ an toàn vốn đối với ngân hàng, chi nhánh ngân hàng nước ngoài” theo hướng xem xét áp dụng trọng số rủi ro thấp hơn đối với cấp tín dụng cho dự án năng lượng xanh; giảm ảnh hưởng của trần tăng trưởng tín dụng cho các ngân hàng thương mại cấp tín dụng cho dự án xanh. Thông tư 07/2015/TT-NHNN và Thông tư 13/2017/TT-NHNN “quy định về bảo lãnh ngân hàng” - đề nghị sửa đổi để tạo hành lang pháp lý đầy đủ cho các ngân hàng thương mại trong việc phát hành bảo lãnh nghĩa vụ trả nợ ngoại tệ cho các dự án năng lượng xanh.

Trên đây là kết quả tổng hợp về các tham luận, ý kiến chia sẻ, đóng góp trong quá trình chuẩn bị “Diễn đàn quốc tế về Tài chính và Công nghệ cho các dự án năng lượng sạch Việt Nam (lần thứ Nhất)” và kiến nghị một số cơ chế, chính sách để phát triển bền vững năng luợng tái tạo, năng lượng sạch nhằm góp phần đưa Nghị quyết 55 vào cuộc sống. Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam kính báo cáo Thủ tướng Chính phủ, Ban Kinh tế Trung ương, Bộ Công Thương và các bộ, ngành xem xét, cho ý kiến chỉ đạo./.

HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM