Cơ chế giá cho các dự án NLTT chuyển tiếp phù hợp với thực tiễn

Giải trình về ý kiến một số đại biểu Quốc hội nêu trong chương trình thảo luận về kinh tế - xã hội và thực hành tiết kiệm chống lãng phí, liên quan tới ngành Công Thương về phát triển năng lượng tái tạo, Bộ trưởng Bộ Công Thương cho biết, cần khẳng định rằng điện gió, điện mặt trời phát triển khá mạnh ở nước ta trong mấy năm gần đây do nhu cầu điện năng tăng nhanh. Cơ chế, chính sách khuyến khích của Nhà nước khá hấp dẫn.

Việt Nam được đánh giá là quốc gia có tiềm năng lớn để phát triển điện gió và mặt trời. Tuy nhiên, có một số nghịch lý là nơi có tiềm năng về nắng và gió lại là nơi có phụ tải thấp. Vì thế, muốn sử dụng nguồn năng lượng này, phải đầu tư khá lớn cho hệ thống truyền tải hoặc lưu trữ điện.

Mặt khác, để duy trì thường xuyên, an toàn hệ thống điện và phát huy hiệu quả năng lượng tái tạo, phải có một số nguồn điện nền ổn định, nghĩa là nguồn điện phải có khả năng phát liên tục 24/24 để bù đắp cho những khi không có nắng, gió. Ở Việt Nam, điện than, điện dầu, điện khí, sinh khối và cả thủy điện cũng được xem là nguồn điện nền (ở các nước còn có cả điện hạt nhân). Bởi vậy, dù có đắt hơn, phát thải carbon nhiều hơn, nhưng trong ngắn hạn chúng ta chưa có nguồn hoặc giải pháp khác thay thế, thì nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, nhiệt điện khí vẫn được duy trì, huy động để bảo đảm an toàn hệ thống điện - Bộ trưởng Bộ Công Thương nhấn mạnh.

Than, dầu, khí là những nguyên liệu sơ cấp và thị trường thế giới ấn định giá. Mấy năm qua do đứt gãy nguồn cung, nên giá than, dầu tăng cao, dẫn đến giá thành nhiệt điện cao hơn các nguồn điện khác.

Còn điện gió, điện mặt trời phụ thuộc vào giá thành công nghệ và thiết bị. Công nghệ thế giới phát triển rất nhanh, vì thế giá thành thiết bị và công nghệ giảm đi hàng năm, trung bình từ 6 đến 8%, làm cho giá thành điện năng lượng tái tạo chưa tính phí truyền tải và lưu trữ điện giảm theo thời gian. Về lâu dài, năng lượng tái tạo có thể là nguồn điện năng có giá rẻ nhất - nếu chưa tính các phí truyền tải và lưu trữ điện.

Về cơ chế tính giá năng lượng tái tạo, cơ sở pháp lý là căn cứ vào Luật Điện lực, Luật giá và các nghị định của Chính phủ, Bộ Công Thương đã xây dựng khung giá được xác định trên cơ sở số liệu thống kê của 102 nhà máy điện mặt trời, 109 nhà máy điện gió đã ký hợp đồng mua bán điện.

Quá trình tính toán, thẩm định khung giá, so sánh số liệu của Cơ quan Năng lượng quốc tế, thực hiện đúng quy trình lấy ý kiến Bộ Tài chính, Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại doanh nghiệp, Hội đồng tư vấn về kết quả thẩm định khung giá.

Theo số liệu giám sát đầu tư của tổ chức quốc tế IRENA, suất đầu tư dự án điện mặt trời nối lưới giai đoạn 2018 từ 2021 giảm 11%/năm; suất đầu tư điện gió trên bờ nối lưới giảm 6,3 %/năm.

Đối với Việt Nam, giá điện mặt trời được Chính phủ ban hành năm 2020 (FIT2) đã giảm 8% so với giá FIT1 ban hành năm 2017. Khung giá phát điện theo Quyết định 21 của Bộ Công Thương đã ban hành tháng 1/2023 giảm khoảng 7,3 % so với giá FIT 2.

Tỷ lệ giảm suất đầu tư của nhà máy điện mặt trời và điện gió đã được tính toán và lấy ý kiến của các chuyên gia thuộc hội đồng tư vấn. Vì vậy, có thể khẳng định cơ chế giá cho các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp như khung giá hiện hành là phù hợp với giá thế giới và thực tiễn trong nước.

Đề nghị Quốc hội, Chính phủ sớm có chủ trương, cơ chế tháo gỡ

Về 85 dự án năng lượng tái tạo không đủ điều kiện hưởng giá FIT, Bộ trưởng Bộ Công Thương cho hay, không thể phủ nhận lãng phí nếu hàng chục dự án điện mặt trời và điện gió được đầu tư mà chưa được khai thác, sử dụng. Tuy nhiên, để không lãng phí, nhưng cũng không thể hợp thức hóa cái sai, thậm chí là vi phạm quy định pháp luật hiện hành, rất cần có chủ trương của cấp có thẩm quyền chấp nhận và sự nỗ lực của các chủ đầu tư, sự vào cuộc đồng bộ của các ngành chức năng cùng chính quyền các địa phương để tháo gỡ.

Hầu hết các chủ đầu tư các dự án năng lượng tái tạo đã chạy đua với thời gian, nên bỏ qua hoặc bỏ sót các khâu, các thủ tục theo quy định của pháp luật, thậm chí là vi phạm các quy định của pháp luật chuyên ngành. Thời hạn kết thúc chính sách giá FIT được thể hiện ngay trong quyết định của Thủ tướng Chính phủ, chứ không phải dừng đột ngột. Do đó, không thể áp giá FIT cho các dự án không về đích đúng hẹn, mà phải theo quy định của Luật Giá, Luật điện lực và các Nghị định có liên quan.

Trên cơ sở đàm phán để chia sẻ cho hài hòa lợi ích giữa Nhà nước, người dân và doanh nghiệp. Hiện cả nước có 85 nhà máy đã ký hợp đồng mua bán điện, nhưng không đủ điều kiện giá FIT với tổng công suất là 4.736 MW. Để các dự án không bị lãng phí, căn cứ Luật Giá, Luật Điện lực và các Nghị định liên quan, Chính phủ đã chỉ đạo Bộ Công Thương ban hành Thông tư 15/2022/TT-BCT ngày 3/10/2022, Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 07/01/2023 quy định phương pháp xác định và khung giá áp dụng cho các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp. Bộ cũng đã có nhiều văn bản đôn đốc các chủ đầu tư hoàn thiện thủ tục chỉ đạo, hướng dẫn EVN khẩn trương phối hợp với nhà đầu tư thỏa thuận thống nhất giá điện để sớm đưa các dự án này vào vận hành.

Tuy nhiên, đến ngày 30/3/2023, tức là sau 2 tháng Quyết định 21/QĐ-BCT có hiệu lực, chỉ có 1 nhà đầu tư đến nộp hồ sơ. Với nhiều nỗ lực của Bộ Công Thương và EVN từ gặp gỡ, đối thoại với các chủ đầu tư, các bên liên quan và ban hành các văn bản chỉ đạo, đến ngày 31/5/2023, đã có 59/85 nhà máy có tổng công suất 3.389 MW - chiếm 71,6 % số dự án - đã nộp hồ sơ tới EVN, trong đó có 50 dự án đang được đề xuất giá tạm thời bằng 50% khung giá để tiếp tục hoàn thiện các thủ tục.

Chúng tôi được biết, đối với các chủ đầu tư chậm nộp hồ sơ là vì không muốn đàm phán với EVN trong khung giá mà Bộ Công Thương ban hành, với lý do là giá thấp và có thể chưa hoàn thiện các thủ tục pháp lý hoặc nhà máy ở vị trí khó khăn về truyền tải điện.

Bộ Công Thương trân trọng đề nghị Quốc hội, Chính phủ sớm có chủ trương, cơ chế tháo gỡ để Bộ Công Thương, các bộ, ngành và địa phương có cơ sở chỉ đạo giải quyết dứt điểm vấn đề trên, tránh lãng phí nguồn lực, bức xúc cho xã hội.

Nhập khẩu điện là chiến lược dài hạn

Chủ trương mua bán điện của Việt Nam từ nước ngoài đã quy định tại Luật Điện lực và các nghị định có liên quan. Việc nhập khẩu điện là chiến lược dài hạn dựa trên các mối quan hệ chính trị, an ninh của Việt Nam đối với các nước láng giềng, nhằm bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia trong mọi tình huống và được xác định trong Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia trong từng thời kỳ.

Từ năm 2015, Việt Nam đã nhập khẩu năng lượng, đã nhập than, nhập dầu để phát điện và sắp tới sẽ nhập khí LNG. Việc nhập khẩu điện đã được thực hiện từ nhiều năm trước, với Trung Quốc từ năm 2010, với Lào từ năm 2016. Việc nhập khẩu từ Lào cũng thể hiện thông qua Hiệp định phát triển hợp tác công trình năng lượng và mỏ, Biên bản ghi nhớ giữa Chính phủ 2 nước nhằm tăng cường quan hệ toàn diện với bạn. Nhập khẩu điện của Lào không chỉ là quan hệ kinh tế mà còn là quan hệ chính trị, ngoại giao và để bảo đảm mục tiêu quốc phòng, an ninh của đất nước.

Tuy nhiên, tỷ lệ nhập khẩu điện còn rất nhỏ, mới chỉ có 572MW, bằng 0,73% công suất đặt hệ thống năm 2022, mà chỉ dành cho các khu vực biên giới. Nhập khẩu điện thời gian qua chỉ để cung cấp cho khu vực biên giới, nên rẻ hơn giá điện năng lượng tái tạo trong nước (nếu phải cộng chi phí truyền tải, hao hụt đường dây từ miền Trung, miền Nam ra Bắc thì giá điện năng lượng tái tạo trong nước là rất cao).

Nhập khẩu điện, kết nối lưới điện và trao đổi điện năng giữa các nước trong khu vực là cần thiết nhằm đa dạng hóa loại hình nguồn điện, nhất là điện nền, để trong tương lai chúng ta có thể khai thác, phát triển năng lượng tái tạo trong khi chưa có nguồn điện nền khác thay thế.

Thùy Lê