Để không ‘lỡ nhịp’ phát triển trên hành trình năng lượng xanh

(KTSG Online) – Việc phát triển thị trường năng lượng tái tạo hiện gặp nhiều khó khăn, vướng mắc về lưới truyền tải điện và cơ chế biểu giá điện hỗ trợ.

• Gia Lai dự kiến phát triển 135 dự án năng lượng tái tạo và lưới điện
• ASEAN cần đầu tư gấp 3 lần cho năng lượng tái tạo

Trong bối cảnh các nguồn nhiên liệu hóa thạch như than đá, dầu mỏ, khí đốt được khai thác đến mức giới hạn, quá trình chuyển đổi năng lượng với xu hướng phát triển nhanh của năng lượng tái tạo (NLTT), đặc biệt là điện mặt trời và điện gió đã mở ra những cơ hội mới cho thị trường năng lượng Việt Nam.

Ngoài ra, tại tờ trình gửi Thủ tướng về việc phê duyệt Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch Điện VIII) ngày 13-10-2022, Bộ Công Thương đã kiến nghị tiếp tục giảm tỷ trọng điện than và tăng mạnh tỷ trọng năng lượng tái tạo trong tầm nhìn đến 2050 nhằm đáp ứng định hướng phát triển sạch, giảm phát thải khí nhà kính.

Tuy nhiên, quá trình phát triển NLTT cũng gặp rất nhiều khó khăn, vướng mắc.

Khó khăn hiện hữu

Ông Nguyễn Văn Vy, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, cho biết việc phát triển mảng NLTT đã và đang chững lại do cơ chế biểu giá điện hỗ trợ (giá FIT) với điện mặt trời và điện gió đã hết hạn.

Cụ thể, về mảng điện gió, có 3.479 MW công suất nguồn điện gió đã xây dựng xong những vẫn chưa được đưa vào vận hành.

Về điện sinh khối, phần lớn các nhà máy điện đang thực hiện đồng phát chỉ trong vụ mùa ép mía trong 4-5 tháng một năm.

“Nếu giá bán điện vẫn ở mức như điện đồng phát, hoạt động này sẽ không khả thi về mặt kinh tế vì việc mua nguyên liệu sinh khối sẽ làm giá thành sản xuất điện tăng cao”, ông Vy phân tích tại tọa đàm về thúc đẩy thị trường NLTT diễn ra nửa cuối tháng 11-2022.

Về phía doanh nghiệp, ông Nguyễn Đức Cường, chuyên gia cao cấp về năng lượng thuộc Công ty cổ phần Tập đoàn Năng lượng T&T, cho biết Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 15 quy định về phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện cho các nhà máy điện mặt trời mặt (trên mặt đất, nổi - PV), nhà máy điện gió (trong đất liền, trên biển - PV) vào ngày 3-10-2022.

Theo đó, cá nhân tham gia triển khai đầu tư nhà máy hoặc phần nhà máy điện mặt trời, điện gió đã ký kết hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) trước thời điểm 1-1-2021 và 1-11-2021, nhưng không đáp ứng điều kiện áp dụng giá FIT sẽ tham gia cơ chế chuyển tiếp để tiến hành đàm phán giá điện. Hợp đồng mua bán điện với EVN trong khung giá phát điện thống nhất.

Tuy nhiên, hiệu lực thi hành của thông tư này là từ ngày 25-11-2022 nên khung giá phát điện chưa thể có ngay và vẫn phải chờ quy trình xây dựng, thẩm định và phê duyệt để làm cơ sở cho đàm phán giá điện.

Với bối cảnh này, đại diện T&T cho rằng có 5 rủi ro tiềm ẩn trong trình xây dựng và ban hành khung giá phát điện, gồm: chưa có quy định về khung thời gian áp dụng biểu giá điện khi mà giá điện đã thương thảo và thống nhất giữa EVN và Nhà đầu tư; giá điện tính và chi trả theo đồng Việt Nam và sẽ không được neo theo tỷ giá giữa đồng Việt Nam và đô la Mỹ dẫn đến rủi ro về hoạch toán khi xét đến các tác động của yếu tố lạm phát và thay đổi tỷ giá; cách xác định một số hệ số trong công thức tính sản lượng điện, như hệ số về tổng mức độ bất định (kbđ) đối với các dự án nhà máy điện gió.

Ngoài ra, những khác biệt và khác nhau giữa các dự án khác nhau sẽ dẫn đến khó đồng thuận khi đàm phán, thương thảo giá bán điện.

“Sự khác nhau này có thể là do các yếu tố tác động khác nhau như quy mô công suất, chiều dài, cấp điện áp đường dây đấu nối khi xét đến cả chi phí đầu tư lẫn tổn thất điện trên đường dây và điều kiện tự nhiên tác động đến suất đầu tư và sản lượng điện bán tại điểm đấu nối”, ông Cường cho biết.

Sự khác biệt giữa các dự án có thể khiến thời gian đàm phán giá kéo dài, vì ngoài các yếu tố đặc thù của từng dự án so với dự án mẫu được sử dụng tính toán khung giá phát điện, còn có thời gian dành cho EVN, Bộ Công Thương tính toán kiểm tra với từng dự án cụ thể về sự phù hợp với hạ tầng lưới điện khu vực và khả năng giải tỏa công suất.

Tổng kết, đại diện T&T cho rằng có một số khó khăn chính cần xét đến là cách xây dựng và tính toán khung giá bán điện cho nguồn điện gió, điện mặt trời - được coi như giống hoặc gần như tương đồng cách xây dựng, tính toán với các Nhà máy điện truyền thống như điện than, điện khí và thủy điện lớn.

“Nếu cách tiếp cận sẽ áp dụng như vậy thì cần thiết phải xem xét thấu đáo, đồng bộ theo quan điểm định hướng mà Nghị quyết số 55 Nghị của Bộ Chính trị về chiến lược phát triển năng lượng quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn 2045 đã nêu là xây dựng các cơ chế, chính sách đột phá để khuyến khích và thúc đẩy phát triển mạnh mẽ các nguồn NLTT”, ông Cường đề xuất .

Ông Cường cũng cho rằng Thông tư số 15 của Bộ Công Thương và dự thảo Quy hoạch điện VIII chưa đề cập đến nghiên cứu đưa ra các khung giá điện khác nhau áp dụng cho các vùng miền khác nhau. Điều này có thể sẽ dẫn đến khó thu hút đầu tư vào NLTT tại các khu vực có tiềm năng năng lượng thấp như khu vực các tỉnh miền Bắc.

Về truyền tải điện, Nguyễn Văn Vy cho rằng độ phát triển giữa các dự án NLTT với lưới điện truyền tải không đồng bộ. Điều này đã gây ra các điểm nghẽn về truyền tải, phải giảm phát tới 30-40%, thậm chí có dự án phải giảm hơn 60% công suất.

Đồng quan điểm, ông Nguyễn Ngọc Tân, Thành viên Hội đồng thành viên Tổng Công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT), cho biết sự không đồng bộ giữa bổ sung quy hoạch tiềm năng và xây dựng các nhà máy NLTT, cũng như phát triển lưới điện, dẫn đến các nguồn năng lượng tái tạo đưa vào vận hành chưa đáp ứng được và mất cân đối vùng miền.

Trên thực tế, nhu cầu điện miền Bắc mỗi năm tăng 6-7%. Tuy nhiên, việc phát triển các nguồn năng lượng tái tạo lại chỉ tập trung khu vực miền Nam khiến đến khu vực này liên tục quá tải lưới điện.

Còn ông Hoàng Mạnh Tân, Chủ tịch Công ty cổ phnaaf Phát triển năng lượng Sơn Hà, một trong những nút thắt trong việc phát triển NLTT là truyền tải. Cụ thể, Chính phủ hiện rất khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo, nhưng chưa có cơ chế chuyển tiếp nên gây lãng phí nguồn lực.

Ngoài ra, vị này cho rằng nếu người dân đầu tư điện mặt trời mái nhà nếu tự sản tự tiêu thì lỗ khoảng 20% do việc lắp pin lưu trữ tốn kém chi phí, khi thừa lại không bán được do chưa có cơ chế.

Ông Hồ Tá Tín, Chủ tịch Công ty cổ phần Giải pháp năng lượng gió HBRE, cho biết việc phát triển năng lượng tái tạo có khâu chính gồm nguồn phát, lưới và tiêu thụ. Thời gian qua, nguồn phát được phát  triển nhanh, nhưng lưới truyền tải lại không theo kịp khiến cho nhiều dự án năng lượng tái tạo bị cắt giảm sản lượng.

Cụ thể, một số dự án của HBRE bị cắt giảm 10-20%, thậm chí có dự án bị cắt đến 50%

Đáng lưu ý, tại Quy hoạch điện VIII được Bộ Công thương trình Chính phủ, dự kiến từ nay đến năm 2030 sẽ có 7.000MW điện gió ngoài khơi, gồm 4.000MW cho miền Bắc và 3.000MW cho khu vực Nam Trung Bộ, phân phối các tỉnh: Bình Định, Phú Yên, Khánh Hòa và các tỉnh miền Nam.

Tuy nhiên, Ninh Thuận, Phú Yên, Khánh Hòa hiện đã quá tải lưới điện. Cụ thể, các dự án NLTT được tập trung phát triển tại các địa phương có tiềm năng lớn như tỉnh Bình Thuận, Ninh Thuận dẫn đến quá tải một số đường dây và trạm biến áp 110kV, 220kV. Việc mất đồng bộ giữa phát triển nguồn NLTT vừa qua đã gây ra các điểm "nghẽn" về truyền tải, phải giảm phát tới 30 - 40%, thậm chí có dự án phải giảm hơn 60% công suất.

Về nguồn vốn cho dự án NLTT, ông Vy cho biết đầu tư các dự án NLTT có nhu cầu về vốn lớn, rủi ro cao do công suất và sản lượng phụ thuộc thời tiết, khí hậu, khả năng thu hồi vốn lâu do suất đầu tư và giá điện cao hơn nguồn năng lượng truyền thống. Vì vậy, các tổ chức tài chính, ngân hàng thương mại thường chưa sẵn sàng cho vay các dự án đầu tư vào lĩnh vực NLTT.

“Các vướng mắc này cần được tháo gỡ để quá trình phát triển năng lượng tái tạo được đẩy nhanh hơn nữa, góp phần quan trọng vào quá trình chuyển đổi năng lượng của Việt Nam, góp phần thực hiện mục tiêu trung hòa khí nhà kính vào năm 2050 như cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại COP26”, ông Vy nhấn mạnh.

Xây dựng chính sách cho năng lượng tái tạo

Để thị trường NLTT không lỡ nhịp phát triển, ông Phạm Minh Hùng, Phó vụ trưởng Vụ Kinh tế Công nghiệp thuộc Bộ Kế hoạch và Đầu tư (KHĐT), cho rằng việc Chính phủ, Thủ tướng tiếp tục ban hành các cơ chế chính sách phát triển điện gió, điện mặt trời là rất cần thiết trong bối cảnh cơ chế giá FIT đã hết thời hạn áp dụng.

Ngoài ra, việc nghiên cứu xây dựng cơ chế chính sách sẽ phải đẩy nhanh hơn nữa để có thể triển khai thực hiện ngay sau khi Quy hoạch điện VIII với các mục tiêu, kế hoạch phát triển NLTT được Thủ tướng phê duyệt.

Theo ông Hùng, quy hoạch điện VIII cần đáp ứng hai yêu cầu. Thứ nhất, có mục tiêu phát triển NLTT với quy mô phù hợp nhưng phải ưu tiên khai thác, sử dụng triệt để và hiệu quả các nguồn NLTT. Sớm hoạch định chi tiết các nguồn NLTT cho từng địa phương để các địa phương có cơ sở tổ chức thực hiện.

Thứ hai, đẩy nhanh việc nghiên cứu, xây dựng và ban hành cơ chế chính sách phát triển NLTT trên nguyên tắc đảm bảo hiệu quả đầu tư các dự án NLTT, tăng cường tính cạnh tranh, công bằng, minh bạch cho các nhà đầu tư.

Ông Nguyễn Văn Vy cần có các chính sách minh bạch để tạo ra một lộ trình lâu dài. Cụ thể, trên cơ sở chuẩn xác lại tiến độ các dự án nguồn điện lớn đang xây dựng, cần tiến hành cân bằng công suất – điện năng, xác định khối lượng các dự án và các nguồn NLTT cần xây dựng tới năm 2030.

Với các dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp, EVN đã thực hiện đàm phán, ký hợp đồng mua bán điện trên giá phát điện tạm tính trong thời gian chờ tính khung giá chính thức.Tuy nhiên, NLTT vẫn có những dự án có quy mô công suất nhỏ cần được áp dụng theo biểu giá điện hỗ trợ (FIT), do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành hàng năm với mỗi loại công nghệ và tương ứng với các quy mô công suất và từng vùng riêng biệt.

Về nguồn vốn, TS Cấn Văn Lực, chuyên gia kinh tế, cho rằng cần xây dựng các tiêu chuẩn cho lĩnh vực năng lượng tái tạo, từ đó có cơ sở để cung cấp các dòng vốn ưu đãi.

Thực tế, năng lượng tái tạo đang là lĩnh vực được ưu tiên cao bởi các tổ chức tài chính, ngân hàng, quỹ đầu tư cũng như các nhà đầu tư trái phiếu, cổ phiếu trên thế giới. Tuy nhiên, để có thể nhận diện chính xác được các dự án năng lượng tái tạo đủ tiêu chuẩn "xanh" thì cần sự vào cuộc của các cơ quan quản lý.

Với bối cảnh này, ông Lực cho rằng Việt Nam cần sớm cân nhắc để đưa ra các tiêu chuẩn xanh này để thúc đẩy dòng vốn đầu tư cho các dự án xanh.

“Các tiêu chí này sẽ giúp các ngân hàng, quỹ đầu tư và nhà đầu tư nhận định đúng được về mức độ "xanh" của các dự án, từ đó có thể đưa ra các quyết định cho vay/đầu tư phù hợp. Điều này đặc biệt quan trọng trong việc thuyết phục các nhà đầu tư cá nhân và nhà đầu tư nước ngoài đưa ra quyết định đầu tư, bởi đây là những đối tượng có ít khả năng tiếp cận thông tin về các dự án hơn”, ông Lực cho biết.

Với doanh nghiệp, chuyên gia này cho rằng các doanh nghiệp và dự án cần minh bạch báo cáo tài chính, dòng tiền, áp dụng các tiêu chuẩn quốc tế về kế toán, kiểm toán cũng như quản trị công ty. Những việc này không chỉ giúp các doanh nghiệp, dự án hoạt động hiệu quả hơn mà còn tạo tiền để để họ có thể kêu gọi vốn đầu tư từ những kênh như niêm yết trên thị trường chứng khoán hay xin vốn tài trợ từ các tổ chức nước ngoài.

Về truyền tải điện, ông Nguyễn Văn Vy cho rằng cần thực hiện liên kết lưới điện với các nước trong khu vực. Ngoài ra, bảo đảm sự cân đối giữa nguồn NLTT và nhu cầu trong phạm vi lớn với lưới điện truyền tải mạnh và phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng quy mô lớn và đầu tư phát triển, cải tạo hệ thống lưới truyền tải.