Tháo gỡ vướng mắc thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo

Tại cuộc toạ đàm "Thúc đẩy thị trường năng lượng tái tạo" do Tạp chí Nhà đầu tư/ Tạp chí điện tử Nhadautu.vn tổ chức sáng nay 18/11, ông Nguyễn Văn Vy, Phó Chủ tịch Hiệp hội năng lượng Việt Nam đã có bài tham luận với góc nhìn toàn cảnh về năng lượng tái tạo (NLTT), tiềm năng cũng như thách thức. Ban tổ chức xin trân trọng giới thiệu tới bạn đọc.

Đặt vấn đề:

Trong điều kiện nguồn nhiên liệu hóa thạch (than đá, dầu mỏ và khí đốt), đã được khai thác đến mức giới hạn, trữ lượng ngày càng cạn kiệt. Sự chuyển đổi năng lượng được thúc đẩy bởi phát triển nhanh nguồn NLTT đã mang lại những thay đổi căn bản về phạm vi và tác động của các nguồn nhiên liệu hóa thạch.

Ngành năng lượng Việt Nam trong những năm gần đây đã chứng kiến NLTT, đặc biệt là điện mặt trời và điện gió, đã phát triển với tốc độ chưa từng có, vượt cả mục tiêu đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh. Xu hướng của quá trình chuyển đổi sang NLTT không chỉ là sự chuyển đổi từ loại nhiên liệu này sang loại năng lượng khác, mà còn liên quan đến việc chuyển đổi sâu sắc hơn nhiều trong hệ thống năng lượng Việt Nam và sẽ có những tác động sâu rộng đến kinh tế, xã hội vượt ra ngoài lĩnh vực năng lượng.

Tuy nhiên, quá trình phát triển NLTT cũng gặp rất nhiều khó khăn, vướng mắc, cần được tháo gỡ để quá trình phát triển được đẩy nhanh hơn nữa, góp phần quan trọng vào quá trình chuyển đổi năng lượng của Việt Nam và thực hiện mục tiêu trung hòa khí nhà kính vào năm 2050 như cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại COP26.

2. Tiềm năng các nguồn NLTT của Việt Nam:

2.1. Tiềm năng thủy điện:

Theo quy hoạch bậc thang thủy điện các dòng sông lớn và quy hoạch thủy điện vừa và nhỏ tại các địa phương đã được các cấp có thẩm quyền phê duyệt, Việt Nam có thể phát triển 1.542 dự án với tổng công suất khoảng 28.700 MW, trong đó: Có 1419 dự án thủy điện nhỏ (công suất ≤ 30MW) với tổng công suất lắp máy 8.847 MW; có 80 dự án thủy điện vừa (công suất lớn hơn 30 MW đến 100 MW) với tổng công suất 4295 MW và 43 dự án thủy điện lớn (công suất lớn hơn 100 MW) với tổng công suất lắp máy 14.600 MW. Khai thác hết, các nhà máy thủy điện của Việt Nam hàng năm có thể sản xuất khoảng 95 - 100 tỷ kWh.

2.2. Tiềm năng các nguồn điện gió: Các tỉnh, thành phố ven biển và các tỉnh cao nguyên của Việt Nam có tiềm năng phát triển điện gió; tổng tiềm năng kỹ thuật khoảng 377 nghìn MW, trong đó điện gió trên đất liền khoảng 217 nghìn MW, trên mặt biển khoảng 160 nghìn MW.

2.3. Tiềm năng các nguồn điện mặt trời:

Trong điều kiện khí hậu nhiệt đới như Việt Nam, nguồn năng lượng mặt trời sử dụng hầu như quanh năm; số giờ nắng trung bình hàng năm khoảng 1500 giờ tại các tỉnh đồng bằng sông Hồng và lên đến 2700 giờ tại các tỉnh Nam Trung bộ.  

Tổng tiềm năng kỹ thuật điện mặt trời của Việt Nam khoảng 434 nghìn MW; trong đó: điện mặt trời quy mô lớn mặt đất khoảng 309 nghìn MW; trên mặt nước khoảng 77 nghìn MW; trên mái nhà khoảng 48 nghìn MW.

2.4. Tiềm năng các nguồn năng lượng sinh khối: Năng lượng sinh khối là các dạng năng lượng có nguồn gốc từ các chất hữu cơ, như: gỗ, sản phẩm nông nghiệp, chất thải hữu cơ, chất thải rắn đô thị, tảo và các loài thực vật khác. Tiềm năng nguồn năng lượng sinh khối của Việt Nam hiện nay khoảng 60 triệu TOE (tấn dầu tương đương).

Các lợi ích và sự cần thiết phát triển nguồn NLTT

- Góp phần đảm bảo an ninh năng lượng: Từ năm 2015, Việt Nam đã chuyển từ quốc gia xuất khẩu sang nhập khẩu tịnh về năng lượng; nguồn nhiên liệu hóa thạch trong nước (khí thiên nhiên, than đá và dầu mỏ) đã đến mức giới hạn và dần suy giảm; nguồn thủy điện đã khai thác gần hết, chỉ có thể phát triển thêm một số dự án thủy điện nhỏ. Do đó, việc phát triển của nguồn NLTT sẽ góp phần quan trọng trong bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.

- Góp phần tăng trưởng kinh tế bền vững: NLTT sẽ góp phần trong tăng trưởng kinh tế bền vững, đặc biệt là ở cấp quốc gia, bằng cách khai thác các nguồn lực địa phương và tạo ra ngành công nghiệp mới và tạo việc làm.

- Góp phần thúc đẩy phát triển kinh tế - xã hội của địa phương: Hệ thống đường giao thông phục vụ cho việc thi công trở thành hệ thống giao thông nông thôn; các dự án NLTT cũng góp phần phát triển kinh tế đa mục tiêu và tăng thu ngân sách cho các địa phương.

- Góp phần bảo vệ môi trường bền vững: NLTT là một nguồn năng lượng bền vững, không thải ra các chất ô nhiễm gây thiệt hại cho môi trường và có thể được khai thác mà không gây tổn hại đến các hệ sinh thái.

- Góp phần cung cấp năng lượng cho khu vực nông thôn, miền núi và hải đảo; vùng sâu, vùng xa, vùng đặc biệt khó khăn: Phát triển, cung cấp điện và năng lượng sạch cho người dân nông thôn và các vùng khó khăn có tác động đến các vấn đề xã hội quan trọng như tạo việc làm, xóa đói nghèo, bảo đảm công bằng xã hội, phát triển kinh tế cho nông thôn, miền núi.

- Hiệu quả kinh tế - tài chính của các dự án NLTT: Các dự án thủy điện có giá thành sản xuất thấp, góp phần giảm giá bán điện bình quân. Điện năng sản xuất điện từ các nguồn NLTT khác (gió, mặt trời, sinh khối) được áp dụng mức giá bán điện hỗ trợ (giá FIT) do Thủ tướng Chính phủ ban hành. Trong nhiều trường hợp đã có thể cạnh tranh được với điện năng sản xuất từ nhiên liệu hóa thạch.

Thực trạng phát triển nguồn NLTT tại Việt Nam

Năng lượng có vai trò rất quan trọng cho tăng trưởng kinh tế, các nỗ lực phát triển bền vững tổng thể của quốc gia không thể tách rời sự phát triển bền vững của ngành năng lượng. Bộ Chính trị ban hành Nghị quyết số 55-NQ/TW về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 với mục tiêu bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia; cung cấp đầy đủ năng lượng ổn định, có chất lượng cao với giá cả hợp lý cho phát triển kinh tế - xã hội nhanh và bền vững.

Tại Quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25/11/2015 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 đã đề ra các cơ chế, chính sách về phát triển các NLTT, trong đó giao Bộ Công Thương xây dựng, trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt giá điện áp dụng cho các dự án sản xuất điện sử dụng NLTT nối lưới. Các đơn vị điện lực có trách nhiệm mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ việc sử dụng các nguồn NLTT nối lưới thuộc địa bàn. Thủ tướng Chính phủ đã ban hành các Quyết định về cơ chế hỗ trợ các dự án điện mặt trời, điện gió, điện sinh khối, trong đó có giá bán điện (giá FIT) từ các nguồn NLTT này. Chính sách từng bước hình thành thị trường về NLTT, khuyến khích các tổ chức, cá nhân với các hình thức sở hữu khác nhau tham gia vào việc phát triển và sử dụng NLTT đã thu hút được nguồn vốn lớn từ các thành phần kinh tế.

Các cơ chế, chính sách hỗ trợ đã tạo bước phát triển vượt bậc của NLTT trong thời gian gần đây. Từ mức công suất không đáng kể vào năm 2018, đến nay, tổng công suất các nguồn điện sử dụng NLTT đã chiếm khoảng 30% (chưa kể nguồn thủy điện) tổng công suất của hệ thống điện quốc gia, cụ thể như sau:

4.1. Nguồn thủy điện: Tổng công suất các nguồn thủy điện của Việt Nam tăng từ 9.277 MW năm 2010 lên 22.910 MW hiện nay, tăng hơn 2,5 lần sau 10 năm. Điện năng sản xuất từ thủy điện tăng từ 27,9 tỷ kWh năm 2010 lên khoảng 82,5 tỷ kWh năm 2022, tăng gần 3 lần sau 10 năm.

4.3. Các dự án điện mặt trời: Nhờ chính sách khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 và Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06/4/2020 của Thủ tướng Chính phủ, điện mặt trời đã có các bước phát triển vượt bậc. Đến nay tổng công suất nguồn điện mặt trời của Việt Nam là 16.545 MW, trong đó có 8.904 MW công suất điện mặt trời tập trung và 7.641 MW điện mặt trời mái nhà.

4.3. Các dự án điện gió: Cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam được quy định tại Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/2018 của Thủ tướng Chính phủ đã đẩy nhanh tiến độ chuẩn bị đầu tư và đầu tư các dự án điện gió. Theo EVN, đến nay đã có 7.605 MW công suất nguồn điện gió đã hoàn thành, trong đó có 4.126 MW đã vào vận hành, đã được hưởng giá FIT (giá mua điện ưu đãi) theo các Quyết định của Thủ tướng Chính phủ; còn 62 dự án điện gió với tổng công suất 3.479 MW đã ký hợp đồng mua bán điện với EVN nhưng do giá FIT hết hạn nên chưa có giá bán điện.

4.4. Các dự án điện sinh khối: Hiện có 310 MW công suất điện sử dụng bã mía tại các nhà máy đường, đang đầu tư 170 MW công suất nguồn điện sử dụng trấu và phụ phẩm của gỗ. Ngoài ra hiện có 3 nhà máy sử dụng rác thải đang vận hành với tổng công suất khoảng 25 MW.

5. Các khó khăn, vướng mắc đối với phát triển NLTT

5.1. Các vướng mắc về chính sách và các quy định pháp luật hiện hành

a) Việc thiếu các chính sách và quy định hỗ trợ phát triển NLTT có thể cản trở việc áp dụng nguồn năng lượng này. Do bản chất của cấu trúc NLTT, thị trường NLTT cần có các chính sách và thủ tục pháp lý rõ ràng để tăng sự quan tâm của các nhà đầu tư. Các cơ quan quản lý cần đưa ra các chính sách với các điều kiện tạo ra môi trường đầu tư ổn định và có thể dự đoán được, giúp vượt qua các rào cản và đảm bảo dự đoán được dòng doanh thu của các dự án. Tuy nhiên, các cơ chế hỗ trợ phát triển NLTT chưa đưa ra được định hướng lâu dài, nhiều chính sách còn bất cập.

- Đối với các dự án thủy điện nhỏ:

+ Từ năm 2005, các dự án thủy điện nhỏ được áp dụng theo Biểu giá chi phí tránh được. Biểu giá chi phí tránh được là biểu giá được tính toán căn cứ vào các chi phí tránh được của hệ thống điện quốc gia khi có 01 (một) kWh công suất phát từ nhà máy thủy điện nhỏ được phát lên lưới điện phân phối. Trong đó chi phí tránh được là chi phí sản xuất 01 (một) kWh của tổ máy phát có chi phí cao nhất trong hệ thống điện quốc gia. Từ khi được áp dụng đến nay, chi phí tránh được được xác định trên cơ sở chi phí của các nhà máy Tuabin khí hỗn hợp sử dụng khí đốt. Việc xác định này là hợp lý khi trong giai đoạn này, hệ thống điện miền Nam hàng năm nhận điện từ miền Bắc và miền Trung vào theo đường dây 500 kV. Tuy nhiên, tình hình hệ thống điện hiện nay đã thay đổi khi miền Bắc và miền Trung đã nhận điện từ miền Nam. Do đó, hợp lý nhất là chi phí tránh được của hệ thống điện cần xác định trên cơ sở nhà máy nhiệt điện sử dụng than nhập khẩu thay cho Tuabin khí hỗn hợp sử dụng khí đốt.

+ Trong điều kiện các nhà máy thủy điện nhỏ có điều kiện xây dựng thuận lợi, giá thành thấp đã được khai thác hết, các nhà máy còn lại sẽ có điều kiện xây dựng khó khăn hơn. Việc áp dụng biểu giá thống nhất sẽ không khuyến khích phát triển các dự án mới. Giá bán điện trung bình của các dự án thủy điện nhỏ hiện nay khoảng 1.100 đồng/kWh (tương đương 4,5 UScents/kWh); đây là mức thấp nhất so với các loại hình nhà máy điện khác (nhiệt điện, điện gió, điện mặt trời,…), mức giá trên cần phải điều chỉnh tăng thêm để phản ánh được nguyên tắc của Biểu giá chi phí tránh được và khuyến khích phát triển các dự án thủy điện nhỏ.

- Đối với các dự án điện mặt trời:

+ Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06/4/2020 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam có quy định một số dự án điện mặt trời nối lưới và các dự án điện mặt trời mái nhà đáp ứng các điều kiện được áp dụng biểu giá hỗ trợ (giá FIT) khi đưa vào vận hành thương mại đến ngày 31/12/2020. Bộ Công Thương nghiên cứu hoàn chỉnh cơ chế đấu thầu các dự án điện mặt trời để áp dụng từ năm 2021. Như vậy, từ đầu năm 2021, các dự án điện mặt trời không được áp dụng biểu giá FIT, trong khi cơ chế đấu thầu chưa được ban hành.

+ Quy định hệ thống điện mặt trời mái nhà có công suất không quá 01 MW, áp dụng chung cho các hộ gia đình và các doanh nghiệp là chưa hợp lý. Điều này dẫn đến nhiều cơ quan, doanh nghiệp có diện tích mái của công trình xây dựng lớn, có thể xây dựng điện mặt trời với công suất lớn hơn để cấp điện cho cầu của mình cũng không được xây dựng, gây nên lãng phí tài nguyên và nguồn lực.

- Đối với các dự án điện gió: Thủ tướng Chính phủ có Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/2018 sửa đổi, bổ sung một số điều của Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam. Trong đó giá mua điện của dự án điện gió trong đất liền và trên biển được áp dụng giá FIT đối với các dự án vào vận hành thương mại trước ngày 01/11/2021. Như vậy, sau thời điểm này, các dự án điện gió chưa có cơ chế thực hiện. Hiện nay còn 3.479 MW công suất nguồn điện gió đã xây dựng xong, nhưng vẫn chưa được đưa vào vận hành, gây khó khăn cho nhiều nhà đầu tư và lãng phí lớn do thiếu cơ chế giá cho các dự án này.

 - Đối với các dự án điện sinh khối: Thủ tướng Chính phủ đã có Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg ngày 05/03/2020 về sửa đổi, bổ sung một số điều của Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24 tháng 3 năm 2014 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam. Trong đó: Điều chỉnh tăng giá bán điện từ các dự án điện sinh khối đồng phát nhiệt - điện từ tương đương 5,8 UScent/kWh lên 7,03 UScent/kWh. Thay thế cơ chế giá chi phí tránh được cho dự án điện sinh khối khác bằng cơ chế giá bán điện cố định tương đương 8,47 UScent/kWh.

Các bất cập đối với các nhà máy điện đồng phát là thực hiện đồng phát chỉ trong vụ mùa ép mía trong 4-5 tháng/năm, các dự án điện sinh khối hoạt động theo cơ chế đồng phát nhiệt - điện, vừa sản xuất hơi vừa sản xuất điện. Khi hết vụ mía, các dự án đồng phát nhiệt điện bã mía cũng ngừng hoạt động. Thời gian còn lại trong năm (7 - 8 tháng), các dự án điện đồng phát nêu trên hoàn toàn có thể điều chỉnh kỹ thuật để tiếp tục hoạt động như một nhà máy điện sinh khối sử dụng nguyên liệu sinh khối khác ngoài bã mía (gỗ vụn, vỏ cây, phụ phẩm nông nghiệp…) để phát điện. Tuy nhiên, 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 khiến giá thành sản xuất điện tăng cao hơn mức 7,03 UScents/kWh và các nhà máy điện sinh khối đồng phát này lại không được áp dụng giá bán điện sinh khối 8,47 UScen/kwh. Điều này gây lãng phí, không khai thác hết năng lực của các nhà máy điện đồng phát.

b) Còn thiếu các quy chuẩn, tiêu chuẩn dụng các công nghệ NLTT, điều này cũng gây nhiều khó khăn cho chủ đầu tư các dự án, cũng như cho các cơ quan quản lý nhà nước.

c) Giá giá FIT cho các dự án NLTT được áp dụng thống nhất trong cả nước có thể dẫn đến hạn chế nguồn lực cho phát triển. Khả năng phát của các dự án điện gió, điện mặt trời phụ thuộc nhiều vào tốc điện gió bình quân và bức xạ năng lượng mặt trời; trong khi đất nước trải dài từ Bắc đến Nam với gần 2.000 km với nhiều vùng khí hậu khác nhau, do đó nếu lựa chọn theo mức bình quân sẽ dẫn đến hiện tượng tập trung đầu tư vào khu vực có tốc độ gió, bức xạ tốt, trong khi không thu hút được đầu tư vào khu vực có tốc độ gió, bức xạ thấp. Đề nghị các ban hành biểu giá FIT cho các nguồn NLTT theo một số vùng.

d) Giá giá FIT cho các dự án NLTT được áp dụng chung, không phân biệt quy mô sẽ dẫn đến bất cập, các dự án có quy mô lớn sẽ mang lại hiệu quả cao hơn các dự án có quy mô nhỏ hơn nếu có các điều kiện tự nhiên tương tự.

đ) Quy định khách hàng sử dụng điện cuối cùng phải bán toàn bộ điện năng sản của hệ thống điện mặt trời mái nhà và mua toàn bộ nhu cầu điện từ đơn vị điện lực, trong khi về bản chất, điện phát từ điện mặt trời mái nhà trước hết cấp cho nhu cầu của khách hàng sử dụng điện, thừa mới bán điện cho hệ thống điện quốc gia. Điều này sẽ dẫn đến một số bất cập sau:

- Phải trả 2 lần thuế VAT cho cùng một đơn vị điện năng: Khách hàng phải trả  thuế VAT cho lượng điện mua từ đơn vị điện lực; đơn vị điện lực phải trả thuế VAT cho sản lượng điện mua từ điện mặt trời mái nhà của khách hàng.

- Khách hàng phải trả và nhận với mức giá khác nhau cho cùng một sản lượng điện: Các khách hàng đều bán điện từ hệ thống điện mặt trời mái nhà với giá điện là 1.943 đ/kWh (tương đương với 8,38 UScent/kWh); trong khi mua điện từ EVN với mức giá khác nhau.

e) Về sử dụng đất, các dự án NLTT có các đặc thù: Đối với các dự án điện gió, chỉ sử dụng đất lâu dài đối với cột điện gió và một phần diện tích cần thiết để tập kết vật tư cho sửa chữa, bảo dưỡng; đối với các dự án điện mặt trời, diện tích đất vẫn có thể canh tác các cây trồng phù hợp (đối với các dự án trên mặt đất) hoặc nuôi trồng thủy sản (đối với các dự án trên mặt nước); như vậy, các dự án NLTT có thể kết hợp với sản xuất nông nghiệp. Việc thu hồi đất để thực hiện các dự án NLTT như hiện nay đang gặp một số khó khăn bất cập:

- Phải thực hiện các thủ tục chuyển đổi mục đích sử dụng đất, thực hiện công tác đền bù, giải phóng mặt bằng, cần điều chỉnh quy hoạch sử dụng đất đã được phê duyệt. Việc này dẫn đến công tác chuẩn bị đầu tư kéo dài, tăng chi phí của dự án.

- Tại hầu hết các dự án đều có vướng mắc giữa nhà đầu tư và người nông dân bị thu hồi đất do hiện nay đơn giá bồi thường, giải phóng mặt bằng do các địa phương ban hành thấp hơn giá thị trường.

5.2. Các khó khăn, vướng mắc về kỹ thuật

a) Phát triển không đồng bộ giữa các dự án NLTT với lưới điện truyền tải: Để xây dựng và đưa vào vận hành một dự án NLTT thường chỉ khoảng 6 tháng tới một năm, trong khi để triển khai các thủ tục đầu tư và xây dựng một công trình đường dây, hoặc trạm biến áp truyền tải thông thường từ 2 đến 3 năm, nếu vướng mắc về đền bù, đất đai, v.v... thì thời gian cón kéo dài thêm 1 - 2 năm.

Trong thời gian qua, các dự án NLTT được tập trung phát triển tại các khu vực có tiềm năng lớn (các 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.

b) Khi các nguồn điện sử dụng NLTT được tích hợp vào hệ thống điện với số lượng lớn, sẽ có những thách thức về kỹ thuật như sau:

- Khi tỷ lệ của NLTT trong hệ thống điện tăng, các doanh nghiệp ngành điện phải đáp ứng những thách thức trong việc cân bằng hệ thống khi các nguồn điện sử dụng NLTT thay đổi, để duy trì sự cân bằng và ổn định trong hệ thống điện theo quy định về kỹ thuật và pháp lý.

- Các công ty điện lực phải đầu tư phát triển lưới điện nhiều hơn, phải đảm bảo cân bằng về cả nguồn và lưới điện (cả lưới truyền tải, trung áp và hạ áp) để thích ứng mục tiêu chính sách về tỷ lệ NLTT trong 10 - 20 năm tới; sự thay đổi này không chỉ liên quan đến phần cứng (nguồn điện, đường dây, trạm biến áp,...), mà còn về phần mềm trong hoạt động điều khiển hệ thống điện và thị trường điện.

c) Các dự án điện gió, điện mặt trời có công suất biến đổi phụ thuộc vào các điều kiện tự nhiên (tốc độ, bức xạ mặt trời), các dự án điện gió sẽ ngừng phát khi không có gió, các dự án điện mặt trời không phát điện khi tắt nắ Điều này ảnh hưởng một phần đến quá trình vận hành hệ thống điện.

d) Đánh giá tài nguyên năng lượng tái tạo: Các số liệu về NLTT của Việt Nam chưa được xây dựng hoàn thiện, tin cậy làm cơ sở cho phát triển dự án.

5.3. Khó khăn trong thu xếp tài chính: 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.

6. Đề xuất các giải pháp tháo gỡ khó khăn và thúc đẩy phát triển NLTT.

6.1. Các cơ quan nhà nước đưa ra các định hướng, chính sách với các điều kiện tạo ra môi trường đầu tư ổn định đối với nguồn NLTT:

- 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 điện mặt trời, điện gió và các nguồn NLTT cần xây dựng trong giai đoạn 2023 – 2025 - 2030. Việc cân đối được tiến hành theo từng vùng, miền để xác định công suất mỗi loại cần đưa vào vận hành trong từng năm của mỗi vùng, miền.

- Trên cơ sở danh sách các dự án cần đưa vào vận hành mỗi năm, trên cơ sở khung giá phát điện đối với mỗi loại nguồn NLTT (điện mặt trời mặt đất, điện mặt trời nổi; điện gió trên đất liền, điện gió ngoài khơi,…) do Bộ Công Thương ban hành trên cơ sở phương pháp tính quy định tại Thông tư số 15/2022/TT-BCT ngày 03/10/2022, Tập đoàn Điện lực Việt Nam tiến hành đàm phán và ký hợp đồng mua bán điện đối với từng dự án NLTT.

- Đối với các dự án NLTT có quy mô công suất nhỏ (như điện mặt trời mái nhà, điện bãi rác, điện khí sinh học và các dự án có công suất nhỏ khác) được áp dụng theo biểu giá điện hỗ trợ (FIT) do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành hàng năm đối với mỗi loại công nghệ và tương ứng với các quy mô công suất khác nhau và theo từng vùng khác nhau.

- Đối với các dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp (các dự án, hoặc phần dự án đã triển khai trên thực tế, nhưng không kịp thời hạn được hưởng giá FIT). EVN thực hiện đàm phán, ký hợp đồng mua bán điện trên cơ sở khung giá phát điện do Bộ Công Thương ban hành. Trong thời gian chờ tính toán khung giá phát điện, đàm phán và ký hợp đồng mua bán điện, đề nghị Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng Chính phủ ban hành giá điện tạm tính, cho phép EVN huy động các nhà máy điện chuyển tiếp và thanh toán tiền điện theo mức giá bán điện tạm tính. Doanh thu bán điện của các dự án sẽ được điều chỉnh lại theo giá bán điện chính thức.

Cơ chế giá tạm tính đã được áp dụng cho dự án Phong điện 1 có công suất 30 MW (tỉnh Bình Thuận) do Công ty Cổ phần Năng lượng tái tạo Việt Nam (REVN) làm chủ đầu tư. Dự án đưa vào vận hành từ năm 2009, khi đó chưa có cơ chế giá cho các dự án điện gió, Thủ tướng Chính phủ đã cho phép dự án được áp dụng mức giá tạm tính tương đương 6 UScents/kWh.

6.2. Đối với các dự án thủy điện nhỏ: Đề nghị tính lại Biểu giá chi phí tránh được của các nhà máy thủy điện nhỏ, trên cơ sở cập nhật tình hình hệ thống điện Việt Nam đã có nhiều thay đổi, khu vực miền Nam cung cấp điện cho các khu vực khác, thay vì nhận điện từ các khu vực khác trong thời gian ban hành cơ chế Biểu giá chi phí tránh được.

6.3. Đối với các nhà máy điện sinh khối đồng phát: Đề nghị Bộ Công Thương xem xét, trình Thủ tướng Chính phủ xem xét bổ sung, điều chỉnh Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg theo hướng cho phép các nhà máy điện sinh khối có thể chuyển đổi linh hoạt tùy theo cơ chế hoạt động của nhà máy vào những thời điểm khác nhau trong năm: Trong thời gian vụ sản xuất mía đường, các nhà máy áp dụng theo cơ chế đồng phát với giá mua điện tương đương 7,03 UScents/kWh; ngoài vụ sản xuất mía đường, khi không hoạt động theo cơ chế đồng phát nhiệt – điện, nhà máy sẽ hoạt động như nhà máy điện sinh khối, giá mua điện được tính theo giá điện sinh khối với giá tương đương 8,47 UScents/kWh.

6.4. Đề nghị các Bộ, cơ quan liên quan ban hành đầy đủ các quy chuẩn, tiêu chuẩn áp dụng cho các công nghệ NLTT.

6.5. Đề nghị đối với các khách hàng sử dụng điện cuối cùng đang mua điện từ hệ thống điện quốc gia, thực hiện phát triển nguồn điện sử dụng NLTT với mục đích chính là tự đảm bảo cho nhu cầu điện của mình, được áp dụng cơ chế thanh toán bù trừ (Net Metering) như phê duyệt của Thủ tướng Chính phủ tại Quyết định số 2068/QĐ-TTg ngày 25/11/2015. Điện sản xuất ra trước hết cấp cho nhu cầu điện của mình, sản lượng điện thừa (tự sản xuất cao hơn nhu cầu) được bán điện cho EVN, sản lượng điện thiếu (tự sản xuất thấp hơn nhu cầu) được mua điện từ EVN.

6.6. Đề xuất cơ chế sử dụng đất cho phát triển các dự án NLTT được thực hiện như sau:

- Đối với các dự án kết hợp phát triển NLTT với sản xuất nông nghiệp. Chủ đầu tư không phải thực hiện chuyển đổi mục đích sử dụng đất.

- Chủ đầu tư các dự án NLTT thuê đất của các hộ nông dân để thực hiện dự án, giá thuê đất được điều chỉnh theo thỏa thuận của 2 bên. Người nông dân vẫn thực hiện sản xuất nông nghiệp, nhưng không được làm ảnh hưởng đến vận hành của nhà máy sử dụng NLTT.

6.7. Đề xuất các giải pháp nhằm hạn chế ảnh hưởng của các dự án NLTT biến đổi (điện gió, điện mặt trời):

Để quản lý hiệu quả nguồn NLTT biến đổi quy mô lớn, tính linh hoạt phải được thực hiện trong tất cả các lĩnh vực của hệ thống năng lượng, từ phát điện đến hệ thống truyền tải và phân phối, lưu trữ (cả điện và nhiệt) và phía cầu. Đề nghị nghiên cứu, áp dụng các giải pháp sau:

- Giải pháp phía nguồn cung: Nâng cao độ chính xác của công tác dự báo thời tiết; kết hợp phát triển các nguồn điện linh hoạt để thích ứng với sự biến đổi: thủy điện; thủy điện tích năng; Tuabin khí đơn;...

- Giải pháp phía truyền tải: Thực hiện liên kết lưới điện với các nước trong khu vực; bảo đảm sự cân đối giữa nguồn NLTT và nhu cầu trong phạm vi lớn với lưới điện truyền tải mạnh; phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng quy mô lớn và đầu tư phát triển, cải tạo hệ thống lưới truyền tải.

- Giải pháp phía cầu: Tập hợp các nguồn điện đấu nối với lưới phân phối cho các đơn vị điện lực địa phương; thực hiện quản lý phía cầu; tối ưu hóa vận hành hệ thống phân phối với các nguồn năng lượng phân tán.

- Giải pháp lưu trữ toàn hệ thống: Phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng quy mô lớn; giải pháp tự động chuyển đổi điện năng dư thừa cho các nhu cầu khác - vận tải (sạc pin), hóa chất,...