T&T Group kiến nghị về quy hoạch điện VIII

Về các nội dung được nêu trong tờ trình Bộ Công thương gửi Thủ tướng mới đây, đại diện Tập đoàn T&T Group vừa có kiến nghị nóng tại Hội thảo “Triển khai quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn 2050 (Quy hoạch điện VIII) - Những thách thức và gợi ý chính sách”.

Theo đó, nhiều vấn đề từng được cho “nhức nhối” đối với hàng loạt nhà đầu tư đã và đang chuẩn bị tham gia vào thị trường điện năng lượng tái tạo nhưng chưa được xử lý thấu đáo (điển hình là khung chính sách giá cho các dự án điện chuyển tiếp cũng như dự án mới, gỡ bí cho hoạt động nghiên cứu, phát triển điện gió ngoài khơi…).

Nhắc lại một số nội dung trọng yếu trong văn bản Bộ Công thương gửi Thủ tướng (vào trung tuần tháng 7/2023) như sau.

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.

Các dự án điện gió ngoài khơi (ĐGNK) 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.

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). 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.

Các dự án điện mặt trời mái nhà sẽ được phân bổ theo địa phương với công suất phát triển khoảng 2.600MW 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.

Theo bà Bình, kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII cần được cụ thể hóa, tránh dàn trải và chung chung. Cụ thể, 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 ranh giới điện gió trên bờ và ngoài khơi. 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 không giống nhau về môi trường đầu tư, chi phí lắp đặt, giá thành điện quy dẫn (LCOE) và điều kiện vận hành).

Theo Quy hoạch điện VIII, mục tiêu phát triển điện gió bao gồm cả điện gió ngoài khơi (ĐGNK) và điện gió trên bờ đạt 27.880MW vào năm 2030 (trong đó ĐGNK là 6.000MW, 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 ĐGNK, nếu không có lộ trình thuyết phục thì rất khó đạt được quy mô lắp đặt 6.000MW vào năm 2030 bởi thời gian còn lại chỉ là 7 năm.

Tương tự là điện khí LNG. “Để xây dựng mới 22.400MW 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”, Phó Tổng giám đốc T&T Group nhấn mạnh. Hiện các nhà máy đều mong muốn có một tỉ lệ cam kết về sản lượng điện hợp đồng ở mức mong muốn (hợp lý) đề phù hợp với khả năng huy động vốn cho thực hiện dự án và thu hồi được chi phí đầu tư.

Theo QHĐ 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 QHĐ VIII, 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 và 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; quy hoạch hệ thống hạ tầng hỗ trợ thích hợp.

Bà Bình cũng nhắc lại tâm trạng lo lắng, bất an của rất nhiều nhà đầu tư thuộc phạm vi điều chỉnh của Thông tư 15/2022 và Quyết định 21 của Bộ Công thương 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). 

Bởi, 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 nhà đầu tư có thể đối diện với nguy cơ phá sản…

Cụ thể, biểu giá nêu tại 2 văn bản trên 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…”.

Từ đây, đại diện T&T Group đã đưa ra một số đề xuất liên quan.

Đầu tiên, là đòi hỏi hoàn thiện khung chính sách, pháp luật về phát triển các nguồn điện từ NLTT bao gồm cả ĐMTMN, điện tự sản, tự tiêu. Cùng với đó là xây dựng cơ chế, chính sách khuyến khích các doanh nghiệp trong nước tham gia phát triển NLTT, phát triển công nghiệp NLTT đáp ứng nhu cầu trong nước và có thể xuất khẩu.

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. 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 truyền tải điện.

Thứ hai, là việc sớm xây dựng cơ chế phát triển (chính sách, cơ chế giá) đối với các dự án NLTT mới (ở đây 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 NLTT mới). 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. “Bộ Công thương đã từng đề xuất và đề nghị Thủ tướng Chính phủ chấp thuận cơ chế đàm phán giá điện và hợp đồng mua bán điện đối với các dự án NLTT mới tương tự như áp dụng tại Thông tư số 15 vừa ban hành ngày 3/10/2022 (Nêu tại Tờ trình số 4778/TTr-BCT ngày 11/8/2022)”, bà Bình lưu ý.

Nếu đề xuất và 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 nước ta giai đoạn tới (như: 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 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 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 NLTT...”;

Để hỗ trợ thúc đẩy mạnh mẽ phát triển NLTT 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 NLTT (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)…

Đặc biệt, đối với điện gió ngoài khơi (ĐGNK), đại diện T&T Group đề xuất Bộ Tài nguyên và Môi trường sớm xem xét cấp phép cho khảo sát, đo gió cho các dự án ĐGNK (ngoài 6 hải lý).

Với xuất phát điểm là con số 0, mục tiêu đặt ra là 6.000MW vào năm 2030, thời gian còn lại từ nay đến 2030 chỉ khoảng 7 năm trong khi phát triển một dự án ĐGNK đòi hỏi phải trải qua nhiều công đoạn(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 ĐGNK.

Cũng theo bà Bình, 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 6.000MW 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 năng lực, kinh nghiệm, tài chính...”, bà Bình khuyến nghị.