Vướng mắc của T&T Group khi triển khai Quy hoạch điện VIII và các đề xuất, kiến nghị

Theo dõi KTMT trên

- Nối tiếp chuỗi phản biện, kiến nghị cơ chế, chính sách phát triển nguồn, lưới điện theo Quy hoạch điện VIII, Tạp chí giới thiệu bài viết của bà Nguyễn Thị Thanh Bình - Phó tổng Giám đốc T&T Group.

Nội dung bài viết đề cập đến tổng quan Quy hoạch, Kế hoạch (dự kiến) triển khai Quy hoạch điện VIII - Những khó khăn, vướng mắc của T&T Group và đề xuất, kiến nghị giải pháp tháo gỡ... Rất mong nhận được sự chia sẻ, đồng thuận của cơ quan quản lý nhà nước về năng lượng, chuyên gia và bạn đọc.

Đề xuất mô hình và chính sách hiện thực hóa mục tiêu điện LNG theo Quy hoạch điện VIII

Quy hoạch điện VIII đã xác định nguồn nhiệt điện khí tái hóa từ LNG (hay gọi tắt là “khí LNG”) chiếm tỷ trọng khoảng hơn 14,9% tổng công suất toàn hệ thống phát điện vào năm 2030 và là một trong các nguồn giúp đảm bảo cung cấp đủ, ổn định, an toàn hệ thống điện quốc gia.

Nhưng để hiện thực hóa mục tiêu phát triển nguồn điện này, rất cần thúc đẩy sự phát triển thị trường khí LNG tại Việt Nam hiệu quả, cạnh tranh và bền vững. Khi ngành công nghiệp khí LNG phát triển thuận lợi sẽ đóng góp tích cực vào an ninh năng lượng và phát triển bền vững của đất nước.

T&T là một trong những Tập đoàn tư nhân hàng đầu Việt Nam, hoạt động kinh doanh đa lĩnh vực, ngành nghề, với các hoạt động chủ chốt: Tài chính, bất động sản, năng lượng, hạ tầng giao thông, cảng biển - Logistic, nông nghiệp, môi trường, y tế, giáo dục và thể thao. Tập đoàn hiện có quy mô tổng tài sản khoảng 45.000 tỷ đồng, với hơn 100 công ty con, công ty thành viên, liên danh, liên kết tại các tỉnh, thành phố trong nước và quốc tế.

Tập đoàn T&T chú trọng đầu tư vào các nguồn năng lượng các bon thấp, năng lượng tái tạo để giảm thiểu các phát thải gây ô nhiễm môi trường. Các nguồn điện được Tập đoàn T&T đầu tư cả hiện tại lẫn tương lai gồm: Điện gió, mặt trời, sinh khối, điện từ rác thải và điện khí hóa lỏng (LNG).

Mục tiêu chiến lược trong 10 năm tới, Tập đoàn sẽ tập trung đầu tư phát triển mạnh vào các dự án nguồn điện từ năng lượng tái tạo và các bon thấp, với tổng công suất dự kiến đạt từ 12 GW - 15 GW (chiếm khoảng gần 10% tổng công suất nguồn điện của Việt Nam).

Để hướng tới mục tiêu chiến lược trên, Tập đoàn T&T đã ký kết hợp tác đầu tư với nhiều tập đoàn năng lượng lớn, hàng đầu thế giới để liên danh, liên kết cùng đầu tư phát triển các dự án nguồn điện.

Tổng quan về Quy hoạch, Kế hoạch (dự kiến) triển khai Quy hoạch điện VIII:

Quy hoạch điện VIII được phê duyệt là cơ sở pháp lý quan trọng để triển khai đầu tư và phát triển các dự án nguồn, lưới điện trong giai đoạn tới. Thực hiện Quy hoạch lần này là nhằm đảm bảo cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, đáp ứng mục tiêu phát triển kinh tế, xã hội với mức tăng trưởng GDP bình quân khoảng 7%/năm (giai đoạn đến 2030), khoảng 6,5 - 7,5%/năm (giai đoạn 2031 - 2050) và hướng tới mục tiêu cam kết phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050.

Để thực hiện mục tiêu và phương án phát triển điện lực quốc gia như đã đề ra trong Quy hoạch điện VIII, Thủ tướng Chính phủ đã giao Bộ Công Thương xây dựng Kế hoạch thực hiện Quy hoạch để trình Thủ tướng Chính phủ trong tháng 6 năm 2023.

Theo tờ trình của Bộ Công Thương gửi Thủ tướng Chính phủ ngày 12/7/2023 về đề nghị ban hành Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII, với nguồn điện lớn (như tua bin khí LNG nhập khẩu, tua bin khí sử dụng khí nội địa, nhiệt điện than và thủy điện) sẽ được phân theo loại hình dự án, quy mô công suất, địa phương và giai đoạn đưa vào vận hành dự án.

Với các dự án điện gió ngoài khơi sẽ được phân bổ theo vùng (6 vùng điện lực). Quy mô công suất sẽ được chuẩn hóa trong quá trình triển khai thực hiện dự án. Các địa phương sẽ quyết định việc lựa chọn quy mô, vị trí cụ thể căn cứ vào các yếu tố chính gồm: Chi phí sản xuất điện, khả năng giải tỏa công suất của lưới điện, chi phí truyền tải và hiệu quả tổng thể về kinh tế, xã hội các địa phương.

Với nguồn điện gió trên bờ và gần bờ sẽ được phân bổ theo vùng/tỉnh, với tổng công suất lắp đặt tại các năm mục tiêu (năm 2025 và 2030).

Với nguồn điện mặt trời tập trung sẽ được tính toán quy mô công suất theo các địa phương căn cứ vào tính khả thi áp dụng trong thực tiễn, tiến độ triển khai thực tế, khả năng giải tỏa công suất của lưới điện địa phương, chi phí sản xuất điện quy dẫn (LCOE), có xét đến chi phí truyền tải điện. Còn với các dự án điện mặt trời mái nhà sẽ được phân bổ theo địa phương, với công suất phát triển khoảng 2.600 MW vào năm 2030. Điện mặt trời mái nhà (tự sản, tự tiêu) khu vực nhà công sở, nhà dân sẽ thực hiện theo lộ trình đảm bảo mức bao phủ đạt 50% vào năm 2030.

Còn đối với các nguồn năng lượng tái tạo khác (như sinh khối, rác…) sẽ được phân bổ theo địa phương và tính toán, đánh giá giới hạn truyền tải giữa các khu vực, cũng như chế độ vận hành lưới điện cho phát triển.

Để thực hiện các dự án nguồn và lưới điện truyền tải theo Quy hoạch điện VIII, nhu cầu huy động vốn cho giai đoạn đến 2030 dự kiến từ 113,3 - 134,7 tỷ USD. Nhu cầu sử dụng đất đạt khoảng 86.500 ha và nhu cầu diện tích mặt biển cần sử dụng khoảng 111.600 ha vào năm 2030.

Trong tờ trình, Bộ Công Thương cũng đề xuất Chính phủ chỉ đạo các bộ, ngành đề xuất cơ chế, giải pháp tháo gỡ vướng mắc. UBND tỉnh, thành phố rà soát quy hoạch địa phương đảm bảo đồng bộ, thống nhất với Kế hoạch thực hiện. Các địa phương lựa chọn nhà đầu tư các dự án phù hợp quy mô công suất từng loại nguồn điện được phân bổ và xác định cho từng địa phương.

Những vướng mắc về chính sách và khó khăn trong triển khai Quy hoạch điện VIII:

Để tạo thuận lợi cho việc triển khai Quy hoạch điện VIII, theo chúng tôi, Kế hoạch thực hiện Quy hoạch cần được cụ thể hóa, tránh dàn trải và chung chung. Cụ thể là Kế hoạch phải đưa ra được tiến độ theo từng năm cho từng loại hình dự án nguồn và lưới điện trong danh mục các dự án được thực hiện giai đoạn 2023 - 2030, thay vì chỉ đưa ra theo giai đoạn, hoặc theo năm mục tiêu như dự thảo Tờ trình.

Đối với dự án điện gió, hiện chưa thấy có tiêu chí, hoặc thuật ngữ định nghĩa thế nào là một dự án điện gió trên bờ, gần bờ và ngoài khơi. Do vậy, cần phân định cụ thể trong Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII ranh giới điện gió trên bờ và ngoài khơi. Hiện nay, trong dự thảo Kế hoạch thực hiện đang gộp điện gió trên bờ và gần bờ thành một loại hình dự án, trong khi đặc tính, đặc điểm của điện gió trên bờ và gần bờ là không giống nhau về môi trường đầu tư, chi phí lắp đặt, giá thành điện quy dẫn (LCOE), cũng như điều kiện vận hành.

Theo Quy hoạch điện VIII, mục tiêu phát triển điện gió (bao gồm cả điện gió ngoài khơi, điện gió trên bờ) đạt 27.880 MW vào năm 2030. Trong đó, điện gió ngoài khơi là 6.000 MW, còn điện gió trên bờ là 21.880 MW là khá lớn về quy mô, trong khi xuất phát điểm (tính từ năm 2023) như hiện nay sẽ là thách thức rất lớn về tiến độ, đặc biệt là đối với điện gió ngoài khơi nếu không có được lộ trình thuyết phục thì rất khó đạt được quy mô lắp đặt 6.000 MW vào năm 2030, bởi thời gian còn lại chỉ là 7 năm.

Tương tự điện gió ngoài khơi là điện khí LNG. Để xây dựng mới 22.400 MW điện khí LNG vào năm 2030 là một thách thức rất lớn về tiến độ, đặc biệt là công việc đàm phán hợp đồng mua bán điện. Hiện các nhà đầu tư đều mong muốn có một tỉ lệ cam kết về sản lượng điện hợp đồng ở mức mong muốn (hợp lý) để phù hợp với khả năng huy động vốn cho thực hiện dự án và thu hồi được chi phí đầu tư.

Để phát triển các nguồn điện mặt trời (tự sản, tự tiêu) như Quy hoạch điện VIII đề ra, cần sớm xây dựng, ban hành trình tự thủ tục thực hiện, nhằm tránh các phát sinh trong quá trình triển khai và đảm bảo tính pháp lý. Bên cạnh đó, cần ban hành các quy chuẩn, tiêu chuẩn kỹ thuật liên quan, các cơ chế, chính sách hỗ trợ về tài chính, thuế, phí để hiện thực hóa chủ trương này.

Theo Quy hoạch điện VIII, định hướng phát triển mạnh điện gió ngoài khơi kết hợp với các loại hình năng lượng tái tạo khác (điện mặt trời, điện gió trên bờ…) để sản xuất năng lượng mới (hydro, amoniac xanh…) phục vụ nhu cầu trong nước và xuất khẩu.

Ngoài ra, trong Quy hoạch điện VIIII, các nhà máy chuyển đổi từ nhiên liệu khí và than sang các nguồn năng lượng mới rất lớn, đòi hỏi phải phát triển cơ sở hạ tầng, cũng như chuỗi cung ứng đồng bộ. Để triển khai hiệu quả định hướng phát triển năng lượng mới và chuyển đổi nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện, cần thiết phải có cơ chế, chính sách khuyến khích, thúc đẩy và quy hoạch hệ thống hạ tầng hỗ trợ thích hợp.

Như chúng ta đã biết, ngày 7/1/2023, Bộ Công Thương ban hành Quyết định số 21/QĐ-BCT về khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp, trong đó có biểu giá điện (giá trần, giá cao nhất). Theo biểu giá này sẽ “bãi bỏ thời hạn áp dụng giá mua điện trong thời hạn 20 năm; bãi bỏ điều khoản chuyển đổi tiền mua điện sang USD và bãi bỏ điều khoản Bên mua điện có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện từ dự án điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp nối lưới…”. Hiện nay, rất nhiều nhà đầu tư thuộc phạm vi điều chỉnh của Thông tư số 15/2022/TT-BCT và Quyết định 21 đều có chung sự lo lắng, bất an, quan ngại về việc không thể đảm bảo hiệu quả đầu tư do không đảm bảo các chỉ số kinh tế - tài chính khi áp dụng khung giá điện mới ban hành với mức giảm từ khoảng 21 - 29% (tính theo giá trị USD tương tương) so giá FIT tại Quyết định 13 cho điện mặt mặt trời và Quyết định 39 (cho điện gió) và có thể đối diện với nguy cơ phá sản…

Các đề xuất và kiến nghị:

Một là: Sớm hoàn thiện khung chính sách pháp luật về phát triển các nguồn năng lượng tái tạo: Để thực hiện có hiệu quả Quy hoạch điện VIII trong thời gian tới, cần hoàn thiện khung chính sách, pháp luật về phát triển các nguồn điện từ năng lượng tái tạo, bao gồm cả điện mặt trời mái nhà (tự sản, tự tiêu). Đồng thời, cần sớm nghiên cứu, xây dựng và ban hành Luật về năng lượng tái tạo. Cùng với đó là xây dựng cơ chế, chính sách khuyến khích các doanh nghiệp trong nước tham gia phát triển năng lượng tái tạo, phát triển công nghiệp năng lượng tái tạo đáp ứng nhu cầu trong nước và có thể xuất khẩu.

Đến năm 2030, thời gian thực hiện Quy hoạch không còn nhiều, Bộ Công Thương khẩn trương xây dựng Kế hoạch chi tiết với lộ trình cụ thể (theo năm) để thực hiện đối với từng hạng mục nguồn điện đồng bộ với lưới điện truyền tải.

Mặt khác, sớm xây dựng cơ chế mua bán điện trực tiếp. Đồng thời, cần hoàn thiện các cơ chế tài chính và huy động cho đầu tư phát triển điện, cũng như chính sách thu hút, khuyến khích tư nhân tham gia đầu tư, phát triển các dự án truyền tải điện.

Hai là: Sớm xây dựng cơ chế phát triển (chính sách, cơ chế giá) đối với các dự án năng lượng tái tạo mới: Các dự án năng lượng tái tạo mới như nêu trong Quy hoạch điện VIII được hiểu là những dự án điện gió, điện mặt trời sẽ được triển khai thực hiện trong lai (bao gồm dự án đã nằm trong Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh và các dự án năng lượng tái tạo mới).

Câu hỏi đặt ra là: Đối với các dự án này, có áp dụng theo Thông tư 15 hay không? Nếu không thì cần sớm xây dựng và ban hành chính sách giá.

Lưu ý rằng, Bộ Công thương đã từng đề xuất và đề nghị Thủ tướng Chính phủ chấp thuận cơ chế đàm phán giá điện, cũng như hợp đồng mua bán điện đối với các dự án năng lượng tái tạo mới tương tự như áp dụng tại Thông tư số 15 ban hành ngày 3/10/2022 (nêu tại Tờ trình số 4778/TTr-BCT ngày 11/8/2022). Theo chúng tôi, trong trường hợp, nếu đề xuất, đề nghị này được thông qua sẽ có một số khó khăn, trở ngại cho thị trường phát triển điện gió và điện mặt trời ở Việt Nam trong giai đoạn tới. Những trở ngại, khó khăn chính, đó là:

1/ Cách xây dựng và tính toán khung giá bán điện cho nguồn điện gió, điện mặt trời khi đó được coi như giống, hoặc gần như tương đồng cách xây dựng, tính toán đối với các nhà máy điện truyền thống (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 55 của Bộ Chính trị đã nêu, đó là: “Xây dựng các cơ chế, chính sách đột phá để khuyến khích và thúc đẩy phát triển mạnh mẽ các nguồn năng lượng tái tạo...”.

2/ Tại Thông tư số 15/2022-TT-BCT, cũng như 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 năng lượng tái tạo tại các khu vực có tiềm năng năng lượng không cao (chẳng hạn như khu vực các tỉnh miền Bắc so với miền Trung và miền Nam).

3/ Bộ Công Thương và EVN xem xét danh mục dự án tiềm năng và quy hoạch các công trình phục vụ đấu nối, nhập khẩu điện tại Lào về Việt Nam trong các giai đoạn đến 2025 và năm 2030.

4/ Để hỗ trợ thúc đẩy mạnh mẽ phát triển năng lượng tái tạo hơn nữa trong thời gian tới, kiến nghị Chính phủ và các bộ, ngành sớm xem xét áp dụng các cơ chế, tiêu chuẩn sử dụng năng lượng tái tạo (Renewable Portfolio Standard) đối với các đơn vị sản xuất điện từ năng lượng hóa thạch và sớm có biện pháp thúc đẩy giảm phát thải khí nhà kính CO2tđ trên cơ sở hình thành thị trường trao đổi tín chỉ, chứng chỉ các bon (phát thải khí nhà kính)…

Ba là: Đối với điện gió ngoài khơi:

Thứ nhất: Bộ Tài nguyên và Môi trường sớm xem xét cấp phép cho khảo sát, đo gió cho các dự án điện gió ngoài khơi (ngoài 6 hải lý).

Với xuất phát điểm là con số 0, trong khi mục tiêu đặt ra là 6.000 MW vào năm 2030, thời gian còn lại từ nay đến 2030 là không còn nhiều (chỉ khoảng 7 năm), trong khi đó, phát triển một dự án điện gió ngoài khơi đòi hỏi phải trải qua nhiều công đoạn. Chỉ riêng giai đoạn khảo sát địa vật lý, thủy văn, đo gió… có thể đã mất vài ba năm. Do vậy, cần có sự phối hợp đồng bộ giữa các bộ, ngành trong lĩnh vực điện gió ngoài khơi.

Thứ hai: Chính phủ và các bộ, ngành xem xét cho thực hiện giai đoạn chuyển tiếp trước khi thực hiện chính sách đấu thầu, đấu giá phù hợp với điều kiện của Việt Nam. Giai đoạn này được kiến nghị áp dụng cho 6.000 MW đầu tiên giai đoạn đến 2030. Đây là giai đoạn đầu khởi động, định hình phát triển một ngành công nghiệp mới, hiện đại ở Việt Nam. Do vậy, Chính phủ có thể xem xét bắt đầu bằng cơ chế lựa chọn nhà đầu tư, trên cơ sở phải đáp ứng được các tiêu chí rõ ràng, chứng minh được về năng lực, kinh nghiệm, tài chính...

Thứ ba: Về lựa chọn nhà đầu tư: Điện gió ngoài khơi thuộc nhóm các dự án cần phải xây dựng cơ sở hạ tầng đồng bộ, hiện đại, sử dụng công nghệ cao (móng sâu, tua bin công suất lớn, tháp gió cao, vận hành trong môi trường nước mặn) và thường có quy mô công suất lớn, đòi hỏi các nhà đầu tư phải có nhiều kinh nghiệm, năng lực tài chính, kỹ thuật. Do vậy, cần có các quy định cụ thể về tiêu chí lựa chọn nhà đầu tư ngay từ bước chấp thuận chủ trương khảo sát, đảm bảo các nhà đầu tư có năng lực thực sự được lựa chọn, có thể đầu tư, vận hành nhà máy đúng tiến độ, đảm bảo chất lượng, an toàn, hiệu quả.

Thứ tư: Cần có sự phối hợp đồng bộ giữa các bộ, ban, ngành trong việc xây dựng cơ chế, chính sách đặc thù cho điện gió ngoài khơi và coi đây là một ngành công nghiệp mới, được khuyến khích đầu tư phát triển, đóng góp vào thực hiện các cam kết của Thủ tướng Chính phủ về cắt giảm CO2 và phù hợp với chiến lược tăng trưởng xanh. Vì vậy, để xây dựng một ngành công nghiệp mới cần có tầm nhìn dài hạn.

Thứ năm: Cần quan tâm tới phát triển công nghệ: Các nhà đầu tư lớn nước ngoài đang đề xuất đầu tư điện gió ngoài khơi cần quan tâm đến việc chuyển giao công nghệ tại Việt Nam. Mục tiêu thành lập các trung tâm R&D nghiên cứ phát triển công nghệ về điện gió ngoài khơi tại Việt Nam. Các nhà đầu tư nước ngoài lớn cũng cần kéo theo các nhà sản xuất lớn để hướng tới sản xuất các hợp phần thiết bị của điện gió ngoài khơi tại Việt Nam để giảm giá thành, hạn chế phụ thuộc việc nhập khẩu thiết bị.

Thứ sáu: Cần quan tâm đào tạo nguồn nhân lực cho ngành điện gió ngoài khơi: Là ngành công nghiệp kỹ thuật cao, do vậy, cần có sự phối hợp đồng bộ (lực lượng chuyên gia, kỹ sư, các nhà quản lý… có trình độ cao) đáp ứng được các yêu cầu của các dự án điện gió ngoài khơi quy mô lớn./.

NGUYỄN THỊ THANH BÌNH - PHÓ TỔNG GIÁM ĐỐC T&T GROUP