Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII: Đề xuất cơ chế giá FIT mới

Đề án Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII được Bộ Công Thương xây dựng với nhiều điểm mới, thay đổi về cơ cấu các loại hình phù hợp với yêu cầu phát triển và thực tiễn đời sống.

Trong đó, tăng trưởng nhu cầu điện được tính toán ở mức 10,3% theo phương án cơ sở và 12,5% theo phương án cao. Do đó, nhu cầu vốn đầu tư cho ngành điện rất lớn, trung bình khoảng 27 tỷ USD mỗi năm trong giai đoạn 2026 - 2030, Phó thủ tướng Bùi Thanh Sơn nhấn mạnh, cần thiết phải có các giải pháp đột phá để huy động vốn đầu tư.

Tại dự thảo, Bộ Công Thương cũng kiến nghị cần sớm xây dựng danh mục các dự án khẩn cấp giai đoạn 2026 - 2030 và cơ chế kèm theo để đẩy nhanh tiến độ triển khai các dự án này. Trong đó, ban hành cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời và nguồn điện gió, đặc biệt là ở miền Bắc.

Phát triển nguồn điện ngoài đáp ứng nhu cầu trong nước, bao gồm cả nhu cầu công suất nguồn điện cho mua bán điện trực tiếp (DPPA), đồng thời xét đến nhu cầu xuất khẩu điện và sản xuất năng lượng mới.

Đặc biệt, khuyến khích các thành phần kinh tế tham gia đầu tư phát triển điện lực, bao gồm cả đầu tư lưới điện truyền tải, trên nguyên tắc cạnh tranh lành mạnh và thực hiện theo cơ chế thị trường về giá mua bán điện, bảo đảm hài hòa lợi ích của các bên và đáp ứng yêu cầu phát triển của từng vùng, miền.

Cũng theo dự thảo Đề án Điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, tổng vốn đầu tư cho phát triển nguồn và lưới điện tăng khoảng 50% so với Quy hoạch điện VIII. Một số chuyên gia cho rằng, đây là thách thức lớn, cần có cơ chế, chính sách thuận lợi để khơi thông và huy động được nguồn lực cho mục tiêu mới. Cụ thể, chuyên gia cho rằng, cơ chế giá điện hiện nay chưa đủ sức hấp dẫn nhà đầu tư.

Nói như ông Nguyễn Anh Tuấn, nguyên Phó Viện trưởng Viện Năng lượng, Phó chủ tịch kiêm Tổng thư ký Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, sẽ phải phát triển hàng nghìn dự án điện mặt trời từ nay cho đến năm 2030. Do đó, cần cơ chế để làm hàng loạt.

"EVN không có người, không có thời gian để đàm phán", ông Tuấn nói và đề nghị, xem xét áp giá FIT trong giai đoạn này.

Cụ thể, giá FIT phải linh hoạt theo vùng miền, miền Bắc giá cao nhất, thời gian hưởng cũng ngắn hơn mức 20 năm – là mức hưởng của giá FIT trước đây.

"Giá FIT này nên được xây dựng theo hướng bù trừ chi phí của hệ thống, không cần ngưỡng cao như FIT cũ", ông Tuấn nói.

Ông cũng lưu ý, với điện mặt trời mái nhà, không chỉ tự sản xuất, tự tiêu thụ và bán điện dư không quá 20% lên lưới, mà nên mở rộng ra - có thể bán lên lưới trên 80%.

Theo chuyên gia, giá FIT dễ thực hiện, tuy nhiên, cơ chế này cũng gây nên nhiều hệ lụy thời gian qua khi các nhà đầu tư chạy đua để hưởng giá cao khiến nhiều dự án "mặc cạn", hoặc vướng sai phạm về thủ tục, quy trình… dẫn đến lãng phí khi vẫn đang "treo".

Trong khi đó, TS Nguyễn Thành Sơn, chuyên gia năng lượng cho rằng, các dự án nhiệt điện than gặp khó khăn trong việc thu xếp vốn do lo ngại về vấn đề môi trường; các dự án điện khí và LNG gặp khó khăn trong việc đàm phán cung cấp khí, đàm phán hợp đồng mua bán điện và đồng bộ chuỗi dự án khí - điện. Với dự án điện tái tạo (điện gió, điện mặt trời), kể từ khi cơ chế giá FIT (cơ chế giá ưu đãi) kết thúc thì công suất năng lượng tái tạo tại Việt Nam gần như không tăng…

Ông Sơn cho rằng, các giải pháp đưa ra nhằm thu hút mạnh khu vực doanh nghiệp tư nhân trong và ngoài nước tham gia đầu tư phát triển điện phải có tính khả thi cao thì mới khơi thông được dòng vốn đầu tư.

Giải pháp liên quan đến giá điện là đặc biệt quan trọng, bởi giá điện hiện chưa phản ánh đủ chi phí, làm giảm sức hấp dẫn đối với nhà đầu tư. “Chúng ta cần xây dựng, hoàn thiện và kịp thời điều chỉnh quy định pháp luật về cơ chế, chính sách liên quan đến giá điện nhằm phù hợp với từng giai đoạn phát triển và điều kiện thực tiễn”, ông Sơn nêu quan điểm và cho rằng, để tiến tới thị trường điện cạnh tranh, hấp dẫn nhà đầu tư, Việt Nam cần triển khai cơ chế giá điện 2 thành phần càng sớm càng tốt.