Vốn đầu tư cho Quy hoạch điện VIII [kỳ 2]: Nhận diện rủi ro và thách thức

Vốn đầu tư cho Quy hoạch điện VIII [kỳ 1]: Hiện trạng, nhu cầu, kế hoạch, biện pháp huy động Tổng vốn đầu tư cho nguồn, lưới điện truyền tải giai đoạn 2021-2030 trong Quy hoạch điện VIII khoảng 134,7 tỷ USD (nguồn điện 119,8 tỷ USD, truyền tải điện 14,9 tỷ USD). Đây là một thách thức rất lớn. Trước thực tế này, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam thực hiện chuyên đề phản biện khoa học về: “Nhu cầu, thách thức huy động vốn đầu tư cho Quy hoạch điện VIII và giải pháp chính sách”. Trân trọng gửi tới các chuyên gia, nhà quản lý và bạn đọc.

KỲ 2: NHỮNG KHÓ KHĂN, THÁCH THỨC VÀ RỦI RO TRONG HUY ĐỘNG VỐN ĐẦU TƯ CHO QUY HOẠCH ĐIỆN VIII

1. Nguồn vốn đầu tư từ các doanh nghiệp nhà nước ngày càng hạn chế, chủ yếu dựa vào tư nhân và các doanh nghiệp nước ngoài:

Trong nhiều năm, EVN luôn được coi là người chịu trách nhiệm đầu tư lớn nhất trong các dự án điện. Nhưng chúng ta biết thị phần nguồn điện thuộc EVN ngày càng giảm đi. Đến năm 2023, trong quy mô tổng công suất nguồn điện 80.556 MW, tổng công suất nguồn thuộc EVN và các công ty con (GENCO1, 2 và 3) chiếm 14,9% và 22,3% tương ứng - nghĩa là tổng công suất thuộc EVN đầu tư và quản lý vận hành chỉ còn 37,2% toàn hệ thống.

Doanh nghiệp nhà nước có quy mô công suất tiếp theo là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), chiếm 7,7%, Tập doàn CN Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) chiếm 2,3%. Các nhà đầu tư ngoài nhà nước chiếm 52%, trong đó BOT chiếm 11,2%.

Có thể thấy thị phần công suất nguồn của các doanh nghiệp nhà nước hiện nay đã xuống dưới 50%.

Trong 3 tập đoàn năng lượng quốc gia, sơ bộ có thể thấy khả năng huy động vốn đầu tư như sau:

Hiện EVN đang triển khai xây dựng dự án điện than Quảng Trạch 1 (1.200 MW), vốn đầu tư 41.130 tỷ đồng, khởi công cuối năm 2021 và dự kiến vào vận hành nửa cuối năm 2026. Hai dự án tiếp theo là điện khí Dung Quất 1 và 2 (quy mô 2x750 MW), tiến độ phụ thuộc vào nguồn khí từ mỏ Cá Voi Xanh, nhưng sớm nhất cũng vào năm 2028.

EVN tuy có mức tín nhiệm được Fitch Ratings xếp hạng “BB”, nhưng thua lỗ hai năm gần đây đã khiến khả năng huy động vay vốn càng ngày càng khó. Việc lỗ kinh doanh của EVN có nhiều nguyên nhân, nhưng chủ yếu là do giá các yếu tố đầu vào (nguyên, nhiên liệu, tiền mua điện…) tăng cao, trong khi giá bán lẻ điện tăng chậm, thiếu linh hoạt.

Vừa qua Thủ tướng Chính phủ đã phải điều chuyển 2 dự án điện khí Ô Môn 3 và 4 (2x1.050 MW) - trước đó do EVN là chủ đầu tư, giao sang PVN đảm nhiệm. Như vậy, khả năng đầu tư nguồn điện lớn sắp tới của EVN sẽ suy giảm.

PVN hiện đang vận hành 2 nhà máy điện than Vũng Áng 1, Thái Bình 2 và 4 nhà máy điện khí (Nhơn Trạch 1 - 2, Cà Mau 1 - 2). Mặt khác, PVN đang giải quyết các hậu quả để tiếp tục thực hiện dự án điện than đang xây dựng dở dang là Long Phú 1.

Theo nhiệm vụ, sắp tới PVN sẽ cần tham gia đầu tư tại khâu thượng nguồn của chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn, cùng với 2 dự án điện khí Ô Môn 3 và 4 (2x1.050 MW); đầu tư 2 dự án điện khí Miền Trung 1 và 2 (2x750 MW) tại Chu Lai, tỉnh Quảng Nam; đầu tư mở rộng Nhà máy Lọc dầu Dung Quất lên 7,5 triệu tấn/năm. Như vậy cho thấy bản thân các nhiệm vụ đầu tư của PVN cũng khá nặng nề, khả năng đầu tư thêm các dự án nguồn mới sẽ khó khăn.

Với Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) hiện đang sở hữu, vận hành 6 nhà máy điện than và 1 nhà máy thủy điện với tổng công suất 1.735 MW, chiếm 2,3% tổng công suất toàn hệ thống. Nhiệm vụ chính của TKV là sản xuất, cung ứng than cho nền kinh tế, chủ yếu cho sản xuất điện. Theo Chiến lược phát triển TKV đến năm 2030, định hướng đến năm 2045: TKV không đầu tư thêm các dự án nguồn điện.

Với các nhận định nêu trên, nguồn vốn đầu tư thực hiện Quy hoạch điện VIII sẽ chủ yếu do các doanh nghiệp tư nhân trong, hoặc ngoài nước thực hiện. Điểm khác biệt của các doanh nghiệp ngoài nhà nước là: Chỉ đầu tư kinh doanh khi các “điều kiện thị trường” đảm bảo hoàn vốn và có lợi nhuận, không có ràng buộc trách nhiệm phải đầu tư để cung cấp điện, hay đảm bảo an ninh năng lượng. Vì vậy, các quy định từ cơ quan quản lý nhà nước cần được ban hành để kiến tạo đủ “điều kiện thị trường” như đã nêu.

Trong khi cơ chế hỗ trợ phát triển năng lượng sạch, tái tạo chưa được thông suốt, liên tục và đang bị gián đoạn như điện mặt trời đã bị chững lại từ sau ngày 31/12/2020 và điện gió sau ngày 1/11/2021, cơ chế cho các nguồn điện “nền” thế hệ mới (điện khí trong nước, LNG nhập khẩu) chưa đủ thông thoáng, chặt chẽ để đảm bảo mở đường cho các nhà đầu tư tư nhân.

2. Thị trường điện cạnh tranh chậm triển khai:

Chúng ta biết, thị trường điện cạnh tranh đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định 63/2013/QĐ-TTg ngày 8/11/2013. Theo đó, giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh (VCGM) đã được thực hiện trong giai đoạn 2012-2018; thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM) được thực hiện từ năm 2019-2021 và thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM) thí điểm từ năm 2021-2023, chính thức từ năm 2023.

- Thị trường điện cạnh tranh tiến triển chậm hơn so với lộ trình:

Trong thực tế, mặc dù VWEM đã đạt được một số bước tiến: Công khai, minh bạch trong công tác lập lịch huy động các nhà máy điện trong thị trường; giảm chu kỳ giao dịch thị trường điều độ xuống 30 phút/lần; rút ngắn thời gian sửa chữa bảo dưỡng các nhà máy điện. Nhưng VWEM đến nay vẫn chưa hoàn chỉnh, đúng nghĩa, vẫn như ở dạng VCGM (vì chỉ có một người mua duy nhất là EVN, các đơn vị mua buôn bán lẻ vẫn là các tổng công ty phân phối thuộc EVN). Vẫn độc quyền trong mua buôn và bán lẻ điện.

Một trong các yếu tố để mở rộng thêm “người mua” trong VWEM là cơ chế Mua bán điện trực tiếp (DPPA) đã được dự thảo, chỉnh sửa nhiều lần. Mới đây, ngày 3/7/2024, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Nghị định số 80/2024/NĐ-CP quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn.

- Giá bán lẻ điện chưa phản ánh đúng, đầy đủ và linh hoạt chi phí các khâu của bên cung ứng điện:

Giá điện không được điều chỉnh linh hoạt trong nhiều năm qua, kể cả khi đã có quy định cụ thể trong Quyết định số 24, dẫn tới lỗ lũy kế với EVN. Mặt khác, không truyền đạt tín hiệu thị trường đúng đắn với các nhà đầu tư ngoài nhà nước. Điều này càng gây khó khăn trong huy động vốn đầu tư cho ngành điện.

3. Chính sách, cơ chế phát triển nguồn điện còn chưa đầy đủ, gián đoạn:

- Gián đoạn chính sách khuyến khích nguồn điện gió, mặt trời; thiếu quy định về đầu tư điện gió ngoài khơi:

Theo chủ trương trong Nghị quyết 55 của Bộ Chính trị, Chính phủ đã ban hành một số cơ chế khuyến khích phát triển điện gió, mặt trời các loại qua các Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg và Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg (FIT1), Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg (FIT2).

Các cơ chế nói trên đã tạo làn sóng đầu tư “bùng nổ”, mạnh mẽ vào các nguồn điện mặt trời điện gió, mặt trời trong các năm 2018-2021. Việt Nam đã trở thành một trong các quốc gia hàng đầu Đông Nam Á về quy mô và tỷ lệ các nguồn năng lượng tái tạo trong hệ thống điện.

Tính đến cuối năm 2020 đã có 8.736 MW công suất điện mặt trời mặt đất, 7.555 MW điện mặt trời mái nhà được hòa lưới điện; đến hết tháng 10/2021 đã có gần 4.000 MW điện gió hòa lưới. Năm 2023, công suất các nguồn năng lượng tái tạo phi thủy điện đã đạt tỷ lệ 26,9% trong hệ thống nguồn điện, sản lượng từ khối năng lượng tái tạo này chiếm 13,5% tổng điện sản xuất.

Tuy nhiên việc phát triển tập trung nguồn điện gió, mặt trời tại các khu vực có tiềm năng tốt, nhưng nhu cầu phụ tải thấp (như các tỉnh duyên hải Nam Trung bộ và Tây Nguyên) đã gây ra tình trạng nghẽn lưới truyền tải, phải cắt giảm lượng điện phát. Công tác điều độ các nhà máy điện cũng khó khăn hơn do điện mặt trời chỉ phát huy tác dụng vào ban ngày, lớn nhất vào thấp điểm trưa, còn buổi tối không phát điện.

Trong giai đoạn phát triển bùng nổ, đã có hiện tượng xin - cho, chạy chọt để dự án năng lượng tái tạo kịp hưởng cơ chế FIT, xảy ra hiện tượng tham nhũng, gây hậu quả nghiêm trọng. Các cơ quan thanh tra, điều tra đã phải vào cuộc. Nhiều tổ chức, cá nhân bị kỷ luật, thậm chí bị kết án hình sự. Vì vậy, sau đó các cơ chế nối tiếp để khuyến khích điện mặt trời, điện gió bị chững lại trong cả năm 2022 và 2023. Điều này làm đứt gãy các chuỗi cung ứng công nghệ, thiết bị cho rất nhiều dự án đầu tư điện mặt trời, điện gió, gây thiệt hại lớn cho các chủ đầu tư.

Ngày 1/11/2023, Bộ Công Thương ban hành Thông tư số 19/2023/BCT về Phương pháp xây dựng khung giá phát điện áp dụng cho nhà máy điện mặt trời, điện gió, sau hai năm gián đoạn.

Với điện gió ngoài khơi, hiện nay nhiều luật, quy định còn chưa cụ thể về loại hình này, khiến cho mục tiêu phát triển 6.000 MW đến năm 2030 còn chưa có căn cứ triển khai. Chưa có dự án điện gió ngoài khơi nào được chấp thuận chủ trương đầu tư.

- Chính sách, cơ chế phát triển nguồn điện LNG chưa hoàn chỉnh:

Có thể thấy rằng, trong thời kỳ đến năm 2030, các nguồn điện khí, LNG được cho là loại hình phát điện chủ chốt, quan trọng, không phụ thuộc thời tiết, thay thế các nguồn điện than sớm dừng phát triển. Với 12 dự án điện LNG tổng quy mô 20.900 MW dự kiến sẽ xây dựng trong Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII, chính sách, cơ chế cho triển khai đầu tư sẽ có tác dụng rất quan trọng, quyết định tính khả thi của Kế hoạch.

Sau mấy năm vướng mắc trong thỏa thuận mua bán điện giữa nhà đầu tư dự án nguồn điện LNG và EVN về khung giá điện, chuyển ngang giá khí, sản lượng điện theo hợp đồng, thời hạn hiệu lực hợp đồng… Để tạo điều kiện cho việc đàm phán, Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định số 1260/QĐ-BCT ngày 27/5/2024 phê duyệt khung giá phát điện nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp sử dụng khí hóa lỏng. Theo đó, với một nhà máy điện LNG chuẩn công suất 1.579,125 MW, khung giá phát điện cho nhà máy này năm 2024 được quy định từ 0 - 2.590,85 đ/kWh (tương đương 10,57 US cent/kWh); giá LNG là 12,9792 USD/ triệu BTU.

Như vậy, một bước tiến là khung giá điện, chuyển ngang giá khí đã được tháo gỡ. Nhưng còn vấn đề sản lượng điện huy động tối thiểu hàng năm và thời hạn hiệu lực hợp đồng chưa được quy định cụ thể. Vì vậy, việc đàm phán PPA vẫn chưa thực sự được thúc đẩy nhanh.

Kỳ tới: Đề xuất các nhóm giải pháp chính sách thu hút nguồn vốn đầu tư cho Quy hoạch điện VIII

NGUYỄN ANH TUẤN (A) - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM