Bộ Công Thương - Cục điều tiết điện lực

Thứ năm, 20/06/2024 | 07:15 GMT +7

  • facebook | 024.221.47474

Phát triển năng lượng

Làm rõ thêm về chính sách phát triển năng lượng tái tạo tại Việt Nam

01/06/2023
Triển khai chủ trương phát triển năng lượng tái tạo, thời gian qua lĩnh vực này đã đạt được những thành tựu nhất định, tuy nhiên vẫn còn 1 số vấn đề cần làm rõ.
Tại Diễn đàn Quốc hội, Kỳ họp thứ 5, vấn đề điện đã được rất nhiều đại biểu quan tâm, đặt câu hỏi. Dư luận theo đó cũng nóng lên giống như thời tiết oi bức của mùa hạ, đặc biệt trong bối cảnh nguồn điện đang căng thẳng, một số dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp gặp khó khăn từ trước.
Các câu hỏi đặt ra là vì sao đất nước đang đứng trước nguy cơ thiếu điện trong khi hàng chục dự án điện gió, mặt trời đã xong lại không được hoàn thiện thủ tục vận hành thương mại để huy động? Vì sao không huy động năng lượng tái tạo trong nước mà phải nhập khẩu? Vì sao giá điện năng lượng tái tạo lại thấp hơn một số loại hình nhiệt điện dầu, than trong khi chủ trương là ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo?
Đã có nhiều luồng dư luận, thậm chí là tiêu cực quy trách nhiệm cho cơ chế, chính sách, đổ lỗi cho Bộ Công Thương, ngành điện.
Để làm rõ hơn về những câu hỏi nêu trên dưới góc nhìn khách quan và thực tế, chúng tôi xin điểm lại một số nét chính về chính sách năng lượng tái tạo tại Việt Nam.
Chính sách và thành quả năng lượng tái tạo
Trước năm 2015 trở về trước, nguồn điện năng lượng tái tạo (gió, mặt trời) tại Việt Nam hầu như không có gì, mặc dù đã có định hướng phát triển từ trước 2010 nhưng vì chính sách giá điện năng lượng tái tạo thấp, chi phí cao, nhà đầu tư thấy không có lợi nên có đăng ký nhưng đều từ bỏ dự án.
Năng lượng tái tạo chỉ thực sự phát triển trong mấy năm gần đây kể từ khi có Quy hoạch điện VII điều chỉnh (tại Quyết định số 428/QĐ-TTg, ngày 18/3/2016) và Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quyết định số: 2068/QĐ-TTg ngày 25/11/2015).
Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, mục tiêu về năng lượng tái tạo còn rất khiêm tốn. Cụ thể, đến năm 2020, công suất các nhà máy NLTT của cả nước là 2.060 MW. Trong đó, tổng công suất nguồn điện gió đạt khoảng 800 MW; tổng công suất nguồn điện mặt trời đạt khoảng 850 MW.
Quá trình thực tiễn phát triển kinh tế - xã hội đất nước thời kỳ hội nhập và theo xu hướng phát triển kinh tế xanh, ứng phó với biến đổi khí hậu và các cam kết quốc tế, chính vì thế, thực hiện chỉ đạo của Chính phủ, Bộ Công Thương đã nghiên cứu, xây dựng và trình Chính phủ ban hành nhiều quyết định khuyến khích, nhằm thúc đẩy phát triển NLTT, nhất là điện mặt trời và điện gió. Điển hình như Quyết định 11/2017/QĐ-TTg, Quyết định 13/2020/QĐ-TTg của Thủ tướng về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam; Quyết định 37/2011/QĐ-TTg, Quyết định 39/2018/QĐ-TTg về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam. Có nghĩa là các nhà đầu tư nguồn điện năng lượng tái tạo được hưởng giá cố định (giá FIT) trong một khoảng thời gian nhất định.
Chính sách ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo nhanh, bền vững càng được củng cố khi ngày 11/2/2020, Bộ Chính trị đã 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 (Nghị quyết 55).
Trong Nghị quyết 55 nêu rõ: Các nguồn điện năng lượng tái tạo tiếp tục được ưu tiên phát triển với tỉ lệ hợp lý, hài hòa giữa các miền, đảm bảo các tiêu chí kinh tế - kỹ thuật và vận hành, phù hợp với chương trình phát triển hệ thống điện tổng thể giai đoạn tới năm 2030. Năng lượng tái tạo (không tính thủy điện) sẽ tăng từ mức khoảng 17.000 MW hiện nay lên tới 31.600 MW vào năm 2030, chiếm tỉ lệ khoảng 24,3% tổng công suất đặt toàn hệ thống.
Nhờ cơ chế khuyến khích đó, chỉ trong vòng 3-4 năm, nguồn điện mặt trời và gió đã có bước phát triển vượt bậc. Và được quốc tế đánh giá là điểm sáng trên thế giới về phát triển năng lượng tái tạo, đứng đầu khu vực ASEAN.
Theo số liệu từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), tính đến ngày 31/10/2021, tổng công suất nguồn năng lượng tái tạo lắp đặt đạt 20.644MW; trong đó, thủy điện chiếm 29,6%; năng lượng mặt trời là 22,57%; năng lượng gió là 5,16%; khí chiếm 10%; dầu xấp xỉ 2% và sinh khối chiếm 0,28% trong tổng công suất nguồn điện.
Và tổng công suất nguồn năng lượng tái tạo tính đến thời điểm hiện nay chiếm khoảng trên 27% hệ thống điện, trong đó có khoảng gần 4.700 MW từ 85 dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp (chưa có giá do hết cơ chế ưu đãi). Trong đó có 77 nhà máy, phần nhà máy điện gió với tổng công suất 4185,4 MW và 8 nhà máy, phần nhà máy điện mặt trời với tổng công suất 506,66 MW.
Sở dĩ các dự án năng lượng tái tạo chưa được huy động vì rơi đúng vào thời điểm chưa có cơ chế giá, cộng với các dự án còn thiếu nhiều thủ tục, hồ sơ (bỏ qua để chạy theo cơ chế giá FIT) theo quy định của pháp luật và các yếu tố khác nên chưa thể nghiệm thu, vận hành thương mại nên chủ đầu tư gặp khó khăn. Thậm chí nhiều địa phương, chủ đầu tư “kiến nghị” lên Thủ tướng và các bộ, ngành khiến dư luận không tránh khỏi có hiểu lầm.
Điều đáng nói là, trong các đơn kiến nghị gửi Thủ tướng, các doanh nghiệp đầu tư năng lượng tái tạo đều mong muốn áp dụng cơ chế giá FIT với thời gian 20 năm và đề nghị đơn giản các thủ tục, quy định dẫn đến bên mua điện là EVN khó thực hiện. Trong khi bản thân vấn đề điện gió, mặt trời do phát triển nóng cũng còn một số tồn tại cần xử lý.
Đứng trước những khó khăn của doanh nghiệp, thời gian qua, đặc biệt từ đầu năm đến nay, Bộ Công Thương với vai trò là cơ quan quản lý ngành đã đưa ra nhiều giải pháp nhằm tháo gỡ khó khăn cho chủ đầu tư như: Chỉ đạo các đơn vị chức năng, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN - đơn vị mua điện) rà soát, ban hành hàng loạt văn bản, hướng dẫn địa phương, chủ đầu tư thực hiện theo quy định của pháp luật; Đồng thời tổ chức nhiều cuộc họp nhằm tìm ra giải pháp hợp lý, tối ưu cho các bên và đạt được mục đích đẩy nhanh quá trình thủ tục nghiệm thu, đàm phán giá, ký kết hợp đồng mua bán điện; Huy động sớm nguồn điện năng lượng tái tạo sẵn có.
Cùng với đó, chỉ đạo ngành điện đẩy nhanh tiến độ các dự án lưới điện truyền tải; các công trình lưới điện phục vụ đấu nối nhập khẩu điện để đảm bảo hiệu quả tối đa sản lượng điện nhập khẩu theo các hợp đồng/thỏa thuận đã ký. Đồng thời cũng đã chỉ đạo Tập đoàn điện lực Việt Nam khẩn trương đàm phán và huy động các nhà máy điện năng lượng tái tạo chuyển tiếp nhằm tăng công suất cho hệ thống điện.
Điều đáng mừng là sau khi có văn bản hướng dẫn, nhiều chủ đầu tư đã chia sẻ với những khó khăn của ngành điện nên đến ngày 31/5/2023 đã có 59/85 nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp với tổng công suất 3.389,811 MW (chiếm 71,6% công suất) đã nộp hồ sơ đến EVN. Tuy nhiên, vẫn còn 26 nhà máy với tổng công suất 1.346,35 MW chưa gửi hồ sơ đàm phán với EVN (chiếm 28,4% công suất), EVN đã đôn đốc nhiều lần.
Trong số các nhà máy đã gửi hồ sơ đàm phán có 52/59 nhà máy với tổng công suất 2.713,611 MW đã và đang tiến hành thỏa thuận giá điện với EVN; Đã có 44/48 nhà máy với tổng công suất 2.522,211 MW đã tiến hành thỏa thuận giá điện tạm bằng 50% khung giá để làm cơ sơ huy động. Đến hết ngày 31/5/2023, Bộ Công Thương đã nhận được hồ sơ của 40/44 nhà máy (với tổng công suất là 2.368,711 MW) đã được EVN và chủ đầu tư thống nhất giá tạm, Bộ Công Thương đã phê duyệt 40 nhà máy điện; Đã có 20 nhà máy điện với tổng công suất 1.314,82 MW hòa lưới điện (bao gồm các nhà máy đã hòa lưới và COD).

Cần hiểu đúng về chính sách năng lượng tái tạo

Vì sao không huy động NLTT mà phải nhập khẩu
Trong hệ thống điện hiện nay có các loại hình nguồn điện như thủy điện, nhiệt điện (than, khí và dầu), năng lượng tái tạo. Về giá điện của các loại hình nguồn điện nêu trên có đặc điểm chung là có thành phần giá cố định và các nhà máy nhiệt điện còn có thành phần giá biến đổi. Đây là thành phần giá điện phản ánh toàn bộ chi phí nhiên liệu (theo giá than, giá dầu, giá khí) theo giá thị trường tại từng thời điểm thanh toán tiền điện.
Vì vậy, trong thời gian các năm vừa qua (đặc biệt từ năm 2022 đến nay), đối với giá năng lượng tái tạo là cố định tại các hợp đồng mua bán đã ký nhưng đối với các nhà máy nhiệt điện (than, khí và dầu), trước tác động trầm trọng của các biến động mang tính dị biệt trên thế giới và các yếu tố cung - cầu trên thị trường, giá các loại nhiên liệu cung ứng cho sản xuất điện tăng đột biến so với từ trước đến nay, dẫn đến giá biến đổi tăng rất cao nên giá điện thanh toán từ các nhà máy nhiệt điện đều cao hơn giá năng lượng tái tạo, cũng như cao hơn giá các nguồn nhập khẩu điện.
Trong cuộc họp gần đây, Thứ trưởng Bộ Công Thương cũng đã giải thích rất rõ về cơ chế giá điện. EVN hiện là người mua duy nhất, để bán lại cho khách hàng. Thị trường phát điện cạnh tranh phải xếp giá từ thấp đến cao và tuỳ thuộc hành vi chào giá. Tổ máy nào chào thấp thì được huy động trước, cao thì sử dụng sau. Ví dụ nguồn điện chạy dầu giá cao thì huy động cuối cùng sau khi các nguồn điện khác đã huy động hoặc chỉ huy động khi cấp bách.
Đến hiện tại thì thuỷ điện cũng thuộc nhóm được huy động cuối cùng để đảm bảo an toàn hệ thống do đây là nguồn điện chạy nền ổn định.
Do EVN là người mua duy nhất, nên khi phải sử dụng các nguồn điện giá cao thì các chi phí đội lên, EVN phải gánh (cũng có nghĩa là nhà nước phải chia sẻ rủi ro). Nếu không phải người mua duy nhất thì các chi phí này khi tăng lên thì lúc đó khách hàng phải chịu giá điện cao. Giá đầu vào theo thị trường, còn đầu ra bị khống chế, không theo thị trường. Đây cũng là lý do tại sao Nhà nước phải điều tiết giá điện vì còn phải đảm bảo các cân đối vĩ mô và chính sách an sinh xã hội.
Để đảm bảo cung cấp đủ điện, ngoài các nguồn điện chiếm tỷ trọng cao trong hệ thống như nhiệt điện, thủy điện thì còn một phần nhỏ nhập khẩu từ các nước láng giềng (đối với năm 2022 là khoảng 0,71% công suất và 1,3% sản lượng điện). Việc xuất nhập khẩu điện là chiến lược dài hạn dựa trên các mối quan hệ chính trị - kinh tế của Việt Nam nhằm đảm bảo an ninh năng lượng dài hạn của quốc gia và được xác định trong quy hoạch phát triển điện lực quốc gia từng thời kỳ. Đồng thời việc xuất nhập khẩu điện còn nhằm thực hiện các cam kết, hợp tác quốc tế giữa các nước trong khu vực, xây dựng các mối quan hệ láng giềng.
Việc nhập khẩu điện được tính toán kỹ lưỡng các kịch bản nhằm đảm bảo việc nhập khẩu tỷ trọng nhỏ, đảm bảo tự chủ, an ninh năng lượng quốc gia và phù hợp với các điều kiện quan hệ chính trị - kinh tế -thương mại với các nước trong khu vực. Thực tế hiện nay, lượng điện nhập khẩu chiếm tỷ lệ rất nhỏ trong toàn hệ thống, mỗi ngày lượng điện nhập khẩu từ các quốc gia láng giềng là hơn 10 triệu kWh (chỉ chiếm khoảng 1,2% sản lượng ngày).
Ngoài ra, trong các loại hình phát điện trong hệ thống điện hiện nay, thủy điện có giá rẻ nhất. Lào và Trung Quốc là những quốc gia có nguồn thủy điện phong phú, chưa khai thác hết tiềm năng kinh tế kỹ thuật, trong khi tiềm năng phát triển thủy điện tại Việt Nam đã được khai thác gần hết. Do đó, việc liên kết lưới điện, nhập khẩu điện từ Lào và Trung Quốc sẽ hỗ trợ tốt cho Việt Nam trong các giai đoạn cung cấp điện gặp khó khăn với chi phí hợp lý trong mùa nắng nóng, đặc biệt là cho hệ thống điện miền Bắc (khi hầu hết các nguồn năng lượng gió và mặt trời tập trung ở phía Nam, khả năng tải của đường dây 500 kV Bắc Nam có giới hạn).
Chuyên gia Kinh tế Võ Trí Thành cho rằng, thị trường năng lượng nó chung và điện nói riêng, hiện nay không chỉ trong một quốc gia mà có tính liên kết khu vực. Bên cạnh đó, chúng ta đang thực hiện lộ trình thị trường điện cạnh tranh vì vậy cần có tư duy mới về thị trường điện.
Do đó việc nhập khẩu điện một mặt nào đó sẽ có lợi hơn cho Việt Nam khi không phải đầu tư xây dựng nguồn và lưới điện, đặc biệt trong bối cảnh nguồn lực kinh tế còn khó khăn. Còn đối với nhà đầu tư nếu thấy không có lợi ích về kinh tế sẽ rất khó để họ bỏ tiền làm điện.
Tóm lại, việc ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo là chủ trương hết sức đúng đắn của Đảng, Nhà nước tuy nhiên không phải phát triển bằng mọi giá, bởi lẽ nguồn điện gió, mặt trời phụ thuộc nhiều vào thời tiết, trong khi hệ thống lưu trữ còn hạn chế, chưa thương mại hoá và giá thành đầu tư rất cao. Nếu giá bán điện cao thì dân sẽ là người chịu thiệt thòi nhất.
Bên cạnh đó, việc phát triển năng lượng tái tạo còn gắn liền với phát triển đường dây truyền tải (suất đầu tư cao, nguồn lực hạn chế, gặp khó khăn trong thủ tục, đền bù giải phóng mặt bằng...) và nhiều vấn đề khác mang tính tư duy địa phương. Ví dụ, hệ thống điện còn hạn chế, sản lượng tiêu thụ điện tại địa phương nhỏ, nhưng địa phương nào cũng ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo, xin vào quy hoạch dẫn đến vượt quá khả năng và nhu cầu của hệ thống.
Đ.D - Báo Công Thương

Cùng chuyên mục

Số hóa dịch vụ điện năng: Nhân tố giúp PC Vĩnh Phúc nâng cao chất lượng dịch vụ khách hàng

19/06/2024

Từ nhiều năm qua, bên cạnh việc luôn đảm bảo cung ứng điện năng phục vụ phát triển kinh tế- xã hội địa phương, Công ty Điện lực Vĩnh Phúc (PC Vĩnh Phúc) còn xác định công tác kinh doanh – dịch vụ khách hàng là khâu then chốt có ảnh hưởng trực tiếp đến hiệu quả hoạt động sản xuất kinh doanh của đơn vị.

  • 0
  • 0

giá điện sinh hoạt

Mức sử dụng trong tháng Giá (đồng/kWh)
Bậc 1: Cho kWh từ 0 - 50 1.806
Bậc 2: Cho kWh từ 51 - 100 1.866
Bậc 3: Cho kWh từ 101 - 200 2.167
Bậc 4: Cho kWh từ 201 - 300 2.729
Bậc 5 Cho kWh từ 301 - 400 3.050
Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên 3.151