3. Khung pháp lý
Chương này xem xét các chính sách và quy định về năng lượng sạch ở Việt Nam, đồng thời phân tích môi trường chính sách cho các chương trình năng lượng sạch đang phát triển cũng như cách thức hình thành quy định đã và đang định hình bối cảnh thị trường đầu tư năng lượng sạch như thế nào. Nội dung chương cũng đề cập tới việc xem xét vai trò của quá trình mở rộng các quy định về tiêu chuẩn thực hành tiết kiệm và dán nhãn năng lượng, nghĩa vụ quản lý năng lượng và các điều kiện quy định đối với các công ty dịch vụ năng lượng. Ngoài ra chương này cũng xem xét tác động của luật định đối với sản xuất điện từ nguồn năng lượng tái tạo và xác định các cơ hội để phù hợp với thông lệ quốc tế tốt nhất.
Trong 2 thập kỷ qua, chính sách năng lượng của Việt Nam đã có những chuyển biến đáng kể trong định hướng ngành nhằm thu hút khu vực tư nhân tham gia nhiều hơn, áp dụng các nguyên tắc dựa trên thị trường, và gần đây là ưu tiên phát triển hiệu quả năng lượng và năng lượng tái tạo ngoài thủy điện. Chính phủ Việt Nam đã đạt được nhiều bước tiến đáng biểu dương trong việc triển khai khung pháp lý nhằm đạt được các mục tiêu chính sách quan trọng này. Chính phủ cần tiếp tục tăng cường thực hiện những cải cách này theo một quy trình minh bạch, có tham vấn để đảm bảo khung pháp lý phát triển giải quyết được những thách thức mới xuất hiện cũng như các rào cản còn tồn tại trong thị trường. Cần đặc biệt tập trung xây dựng khung hỗ trợ để thu hút các nguồn vốn đầu tư đa dạng nhằm thực hiện các mục tiêu triển khai trong QHĐ VIII và VNEEP III.
Thành công gần đây trong thu hút đầu tư vào năng lượng tái tạo làm nảy sinh những ưu tiên cấp thiết mới về quy định
Cơ chế hỗ trợ biểu điện (FIT) của Việt Nam, đặc biệt đối với điện mặt trời (ĐMT) quy mô hòa lưới và ĐMT mái nhà, đã khuyến khích nhanh chóng triển khai công suất lắp đặt trong giai đoạn 2019-2020. Đến cuối năm 2020, công suất năng lượng tái tạo biến thiên (NLTT biến thiên) đạt 17,6 GW (đối với điện gió và cả ĐMT quy mô hòa lưới và ĐMT mái nhà nối lưới), chiếm 23,6% tổng công suất phát điện. Sở dĩ hoạt động triển khai nhanh chóng như vậy được ưu tiên là vì mức thiếu hụt nguồn cung điện ngày càng cao do nhu cầu tăng mạnh cùng với tình trạng chậm trễ trong triển khai đấu thầu nhà máy nhiệt điện theo kế hoạch. Tuy nhiên, các tác động kinh tế của COVID-19 đã làm giảm nhu cầu điện, gây ra hiện tượng cung vượt cầu, đặc biệt là ở các khu vực phía Nam, nơi tập trung triển khai ĐMT. Điều này dẫn đến tình trạng tắc nghẽn hệ thống truyền tải, với tình trạng trở nên nghiêm trọng hơn trong những thời điểm nhu cầu thấp. Trong những điều kiện vận hành như vậy, yêu cầu cắt giảm chiến lược các nguồn phát điện, bao gồm cả các đơn vị phát điện độc lập từ năng lượng tái tạo là không thể tránh khỏi. Tỷ trọng NLTT biến thiên cao đã khiến việc vận hành hệ thống điện trở nên phức tạp hơn và cho thấy một viễn cảnh về năng lượng Việt Nam với tỷ trọng RE cao hơn nữa. Việc tích hợp mức độ cao NLTT biến thiên không chỉ là thách thức về vận hành mà còn là thách thức về quy định. Môi trường pháp lý của Việt Nam sẽ cần chuyển biến nhanh chóng để đảm bảo các cơ cấu ưu đãi và quy định pháp lý tạo thuận lợi đủ sẵn sàng để phục vụ đấu thầu các dịch vụ cân bằng, cũng như các nguồn lực linh hoạt của bên cung và cầu cần thiết để tạo điều kiện cho quá trình chuyển dịch liên tục sang năng lượng sạch.
Sự thay đổi phương thức đấu thầu năng lượng tái tạo khiến thị trường trở nên khó dự báo
Thông báo số 402/TB-VPCP của Thủ tướng Chính phủ ban hành vào tháng 11 năm 2019 đã ấn định lộ trình chuyển đổi đấu thầu điện mặt trời dựa trên FIT sang cơ chế đấu thầu cạnh tranh. Các động lực cho quyết định này bao gồm nhu cầu quản lý triển khai cẩn trọng hơn, phù hợp với công suất lưới điện hiện có và mong muốn khai thác tiềm năng giảm chi phí của đấu thầu cạnh tranh. Chương trình biểu giá điện hỗ trợ (FIT) dành cho điện mặt trời (Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg) đã hết hiệu lực vào ngày 31 tháng 12 năm 2020 và hiện không có kế hoạch áp dụng một chương trình hỗ trợ chuyển tiếp cho các dự án ĐMT quy mô hòa lưới. Điều này tạo ra một khoảng trống pháp lý và tính bất trắc đáng kể do cơ chế đấu thầu vẫn đang trong giai đoạn thiết kế ban đầu và chưa có thông tin chi tiết cho những đơn vị tham gia thị trường. Cơ chế FIT cho điện gió trên bờ và ngoài khơi (Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg) sẽ hết hiệu lực vào ngày 1 tháng 11 năm 2021 và cũng tương tự, không có thông tin chi tiết xác nhận về lộ trình đấu thầu sau ngày này. Những thay đổi đột ngột về cơ chế hỗ trợ năng lượng tái tạo (RE) có thể gây những tác động bất lợi đối với hoạt động công nghiệp, phát triển chuỗi cung ứng địa phương, niềm tin của nhà đầu tư và nhận thức rủi ro cũng như ảnh hưởng việc làm tại địa phương. Tất cả những điều này cuối cùng có thể làm tăng chi phí phát triển các dự án năng lượng tái tạo ở Việt Nam do dự kiến tới sau 2030 mới có kế hoạch triển khai thêm đáng kể các dự án lớn.
Cơ chế phân bổ rủi ro trong các thỏa thuận mua bán điện mẫu gây hạn chế vốn đầu tư quốc tế.
Các quy định về FIT đã áp dụng bắt buộc các thỏa thuận mua bán điện (PPA) mẫu với những điều khoản cố định về hoạt động bán điện giữa đơn vị phát điện độc lập và Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) với tư cách là bên mua điện duy nhất. PPA có những khía cạnh rất hấp dẫn đối với các nhà đầu tư, bao gồm việc điều chỉnh các khoản thanh toán bằng VND theo tỷ giá hối đoái USD. Tuy nhiên, các khía cạnh khác không đáp ứng được yêu cầu về khả năng được cấp vốn, đặc biệt là đối với bên cho vay ở các thị trường OECD, bao gồm các điều khoản về bồi thường khi chấm dứt hợp đồng, quyền tiếp quản, và việc thiếu biện pháp bảo vệ khi bị cắt giảm công suất và thiếu cơ chế trọng tài quốc tế. Do đó, dòng vốn quốc tế từ các nước OECD vào lĩnh vực năng lượng sạch của Việt Nam cho đến nay vẫn bị hạn chế trong hoàn cảnh nguồn vốn trong nước và nguồn vốn chấp nhận rủi ro từ PPA này đang chiếm ưu thế. Yêu cầu đầu tư lớn để thực hiện QHĐ VIII, sự gia tăng tỷ lệ tham gia vào lĩnh vực của các ngân hàng trong nước và quá trình chuyển dịch sang đấu thầu cạnh tranh dẫn đến nhu cầu ngày càng tăng về việc xem xét lại phân bổ rủi ro trong PPA. Các rào cản vẫn tồn tại đối với dòng vốn quốc tế có thể hạn chế cạnh tranh về giá trong đấu thầu và tiềm năng giảm chi phí, trong khi nhu cầu tài chính để thực hiện QHĐ VIII vượt quá khả năng của các ngân hàng trong nước. Điều này đặc biệt ảnh hưởng tới các dự án điện gió ngoài khơi, vốn dựa vào lợi thế kinh tế nhờ quy mô lớn để có khả năng cạnh tranh về giá, và cần cơ chế phân bổ rủi ro được thiết kế kỹ lưỡng trong PPA để nhận được nguồn tài chính dự án không truy đòi từ các tổ chức vay quốc tế hợp tác với các đơn vị cho vay trong nước.
Quy định về thúc đẩy hiệu quả năng lượng đã được cải thiện nhanh chóng nhưng các quy trình giám sát, thực thi và đánh giá tác động vẫn cần được cải thiện
Việt Nam đã áp dụng các biện pháp quan trọng để triển khai khung pháp lý và quản lý nhằm thúc đẩy đầu tư vào hiệu quả năng lượng trong giai đoạn I & II của VNEEP, bao gồm việc thông qua luật về sử dụng năng lượng hiệu quả, áp dụng mức tiêu thụ năng lượng tối thiểu (MEPS) cho đồ dùng và dán nhãn năng lượng, mức tiêu thụ năng lượng cụ thể bắt buộc theo phân ngành, nghĩa vụ kiểm toán năng lượng và báo cáo, và quy định về công trình hiệu quả năng lượng. VNEEP giai đoạn III là cơ hội để đánh giá tổng thể và phát huy thêm từ những thành tựu này. Cần tập trung vào việc nâng cao năng lực giám sát và thực thi ở cấp tỉnh, đánh giá hiệu quả và tăng cường các quy định khi cần thiết để bắt kịp với điều kiện thị trường. Ví dụ, cần ghi nhận việc đánh giá năm 2019 của CLASP chỉ ra rằng 76% các mẫu điều hòa không khí trên thị trường đã đáp ứng điều kiện của hai xếp hạng sao cao nhất, cho thấy thị trường đã sẵn sàng cho một cuộc tái cân đối thang đánh giá năng lượng.
Các quy định chuyên biệt nhằm hướng dẫn phương thức hợp đồng hiệu quả năng lượng sẽ nâng cao niềm tin của thị trường
Cho đến nay, việc áp dụng các mô hình kinh doanh theo hợp đồng hiệu quả năng lượng (EPC) tại Việt Nam vẫn còn hạn chế. Việc phát triển thị trường EPC vẫn là động lực chính thúc đẩy cải thiện hiệu quả năng lượng ở các thị trường phát triển trên toàn cầu. Mặc dù không có rào cản pháp lý nào hạn chế các phương thức hợp đồng EPC giữa hai doanh nghiệp tư nhân, song việc thiếu nhận thức và còn xa lạ với EPC gây ra những rào cản lớn và kéo dài chu kỳ phát triển kinh doanh. Việc có một khung pháp lý chuyên biệt với hướng dẫn rõ ràng về cách xử lý kế toán và thuế, cơ chế giám sát và xác minh của bên thứ ba cũng như các thủ tục giải quyết tranh chấp chuyên biệt sẽ là bước đi quan trọng để gây dựng lòng tin. Các rào cản pháp lý liên quan đến phân bổ ngân sách và mua sắm công sẽ hạn chế khả năng đấu thầu dựa trên EPC của các cơ quan và doanh nghiệp nhà nước. Những quy định này cần được xem xét lại để cho phép ký hợp đồng EPC nhiều năm theo các phương thức đảm bảo hoặc chia sẻ lợi nhuận từ hiệu quả tiết kiệm. Khu vực công có thể đóng vai trò quan trọng là 'người đi đầu áp dụng' để chứng minh mô hình EPC, giúp các công ty dịch vụ năng lượng (ESCO) xây dựng khả năng tài chính và năng lực kỹ thuật mạnh mẽ hơn.
Sẽ cần có một loạt các giải pháp mang tính kỹ thuật và dựa trên thị trường để mang lại tính linh hoạt cần thiết trong hệ thống điện nhằm tích hợp nguồn năng lượng tái tạo biến thiên ở những mức độ cao hơn. Cần phát triển một khung pháp lý cho phép đấu thầu các dịch vụ phụ trợ thông qua các cơ chế dựa trên thị trường, không giới hạn công nghệ. Cơ chế đấu thầu các dịch vụ phụ trợ có tính bao trùm, có tính toán cho tương lai sẽ đảm bảo những nhu cầu đang không ngừng thay đổi của hệ thống được đáp ứng với chi phí thấp nhất bằng cách cho phép tất cả các giải pháp có thể có về phát điện, lưới điện, nhu cầu được cạnh tranh trên một sân chơi bình đẳng. Việt Nam cũng có thể cân nhắc đưa những ưu đãi dành cho tính linh hoạt vào các PPA dài hạn, và thậm chí việc phát triển trong tương lai những thị trường dành riêng cho các dịch vụ cung cấp tính linh hoạt.
Cần giải quyết những vướng mắc chưa rõ ràng về quy định liên quan đến cơ chế đấu thầu năng lượng tái tạo trong thời kỳ của QHĐ VIII nhằm tạo niềm tin trong trung và dài hạn về các kênh cung ứng cho nhà đầu tư và những người mới tham gia thị trường. Điều này đặc biệt quan trọng đối với hoạt động đấu thầu công suất điện gió ngoài khơi, vốn tồn tại những bất trắc lớn về quy định và đang trong giai đoạn bắt đầu hình thành chuỗi cung ứng.
Cần tiến hành xem xét lại các điều khoản của thỏa thuận mua bán điện đối với các đơn vị phát điện tái tạo độc lập (RE-IPP) ngay sau khi xây dựng xong cơ chế đấu thầu để đảm bảo giảm thiểu rủi ro một cách hợp lý và phân bổ tối ưu các rủi ro còn lại giữa nhà thầu và các bên liên quan khác trong ngành. Quá trình xem xét lại cần phải minh bạch và có sự tham vấn để xây dựng niềm tin trong khu vực tư nhân. Cần tiến hành phân tích chi phí-lợi ích cho các phương án giảm thiểu rủi ro theo hợp đồng làm cơ sở thiết kế đấu thầu và tối đa hóa tiềm năng cắt giảm biểu giá đạt hiệu quả về chi phí.
Ưu tiên triển khai các khung pháp lý hiệu quả cho việc tìm nguồn cung ứng của doanh nghiệp để theo kịp xu hướng toàn cầu về phi carbon hóa chuỗi cung ứng và đưa ra lộ trình mới cho thị trường điện từ nguồn năng lượng tái tạo.
Các tiêu chuẩn hiệu suất năng lượng tối thiểu và quy định dán nhãn ở Việt Nam cần được tăng cường và mở rộng để loại bỏ các sản phẩm kém hiệu quả ra khỏi thị trường và cải thiện và đảm bảo nhu cầu đối với các sản phẩm có hiệu quả cao hơn. Việt Nam có thể dựa trên kinh nghiệm trước đây trong quá trình áp dụng MEPS cho sản phẩm và làm việc với đối tác như các sáng kiến United for Efficiency và ASEAN Shine để tăng tính nghiêm ngặt và quy mô áp dụng các tiêu chuẩn hiện có.
Chính phủ cần giải quyết những bất cập pháp lý trong thị trường dịch vụ năng lượng vốn đang kìm hãm sự mở rộng các cơ hội, đảm bảo các điều kiện minh bạch cho việc thực hiện phương thức hợp đồng hiệu quả năng lượng (EPC). Các quy định và hướng dẫn cần bao gồm các thủ tục kế toán, các ưu đãi, tính đến các trở ngại về mua sắm công và lập kế hoạch ngân sách công, các điều khoản cho vay EPC và các thủ tục giải quyết tranh chấp.
Đã có những tiến bộ đáng kể trong việc phát triển khung pháp lý về thúc đẩy hiệu quả năng lượng trong công nghiệp, nhưng cần tăng cường giám sát và thực thi
Quá trình thực hiện VNEEP giai đoạn I & II đã đạt được một số cột mốc pháp lý và quy định quan trọng trong việc thúc đẩy hiệu quả năng lượng trong lĩnh vực công nghiệp. Những bước tiến quan trọng nhất gồm có việc thông qua Luật Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả, trong đó bắt buộc Cơ sở sử dụng năng lượng trọng điểm (DEU) phải chỉ định một Người quản lý năng lượng đủ năng lực để thực hiện kiểm toán năng lượng 3 năm một lần và tổ chức các mạng lưới quản lý sử dụng năng lượng, trong đó có việc lập các kế hoạch cắt giảm năng lượng hàng năm. Quá trình thực hiện Nghị định số 21/2011/NĐ-CP sau đó đã định nghĩa DEU là các cơ sở công nghiệp và nông nghiệp có tổng mức tiêu thụ năng lượng trên 1000 TOE mỗi năm và tất cả các tòa nhà phi công nghiệp (bao gồm cả nhà ở, nhà thương mại, cơ sở bệnh viện và giáo dục) tiêu thụ 500 TOE hoặc cao hơn. Danh sách DEU bắt buộc đầu tiên được công bố vào năm 2018 theo Quyết định số 1221 của Bộ Công Thương và đề ra yêu cầu Bộ Công Thương phải công bố danh sách cập nhật hàng năm. Danh sách mới nhất dựa trên mức tiêu thụ năm 2019 (Quyết định số 1577/2020/QĐ-TTg) và có 3.006 DEU (2.441 cơ sở công nghiệp, 15 cơ sở nông nghiệp, 84 đơn vị vận tải và 466 tòa nhà). Việc triển khai và thực thi các nghĩa vụ kiểm toán năng lượng và quản lý năng lượng có thể phức tạp do việc phải xử lý quyền sở hữu chung, thiết bị cho thuê, nhà có nhiều đối tượng sử dụng và việc phân chia ưu đãi giữa người thuê - chủ nhà. Việc xác định DEU ở cấp tòa nhà hoặc cơ sở thay vì ở cấp doanh nghiệp có thể làm trầm trọng thêm vấn đề này. Thông tư số 9/2012/TT-BCT quy định chi tiết về phương pháp lập và báo cáo kế hoạch quản lý năng lượng nhưng không hướng dẫn chi tiết những vấn đề này.
Các điều khoản thi hành cũng được đưa ra cùng với Nghị định số 134/2013/NĐ-CP cho phép một số cơ quan nhà nước có thẩm quyền cảnh cáo và xử phạt tài chính những trường hợp vi phạm các nghĩa vụ này. Hiện tại, chưa có thông báo cưỡng chế hay chế tài nào được ban hành và chế độ giám sát và cưỡng chế các nghĩa vụ này vẫn chưa được thực hiện đầy đủ. Theo nghiên cứu đánh giá VNEEP II do Cơ quan Phát triển Quốc tế Đan Mạch phối hợp với Bộ Công Thương thực hiện, các DEU nói chung không tuân theo các yêu cầu xây dựng kế hoạch quản lý năng lượng hoặc báo cáo hàng năm cho Sở Công Thương (Sở CT). VNEEP III đã ưu tiên đặc biệt vào việc tập trung thực thi tuân thủ, với mục tiêu cụ thể là 100% DEU áp dụng hệ thống quản lý năng lượng vào năm 2025. Việc tích hợp quy trình quản lý năng lượng vào các quy trình đầu tư và hoạt động kinh doanh cốt lõi của những cơ sở sử dụng năng lượng lớn là một động lực chính phát triển thị trường sử dụng năng lượng hiệu quả từ phía nhu cầu. Chính phủ Việt Nam đã đạt được những tiến bộ quan trọng đáng biểu dương trong việc kịp thời thiết lập khuôn khổ pháp lý để thúc đẩy quá trình tiếp nhận và tuân thủ, đồng thời đưa ra một nền tảng có thể áp dụng vào VNEEP III nhằm củng cố những thành tựu đã có thông qua tăng cường tập trung vào cải thiện môi trường tuân thủ. Các nghĩa vụ báo cáo đi kèm với Luật Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả cũng tạo ra những luồng thông tin có giá trị từ doanh nghiệp đến chính phủ về các cơ hội hiệu quả năng lượng, phổ biến công nghệ, tiến độ dựa trên các mục tiêu phân ngành, v.v. Dữ liệu này cần được khai thác nhằm đánh giá, xếp loại tác động và hỗ trợ quá trình điều chỉnh sâu hơn môi trường pháp lý.
Kể từ khi Luật Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả được thông qua, các mục tiêu bắt buộc về mức tiêu thụ năng lượng đặc biệt (SEC) đối với một số ngành công nghiệp sử dụng nhiều năng lượng cũng đã được đưa ra. Các mục tiêu bắt buộc được bắt đầu áp dụng từ năm 2014 tiếp theo chương trình thỏa thuận tự nguyện thí điểm được phát triển trong khuôn khổ Dự án Tiết kiệm năng lượng và Sản xuất sạch (CPEE) do Quỹ Môi trường Toàn cầu (GEF) tài trợ thông qua Ngân hàng Thế giới (2011-2016). Những mục tiêu này hiện đã được đưa vào các ngành hóa chất, nhựa, thép, giấy, đường và chế biến thủy sản1, buộc những ngành này phải xây dựng và đầu tư thực hiện kế hoạch cắt giảm năng lượng, đáp ứng các mục tiêu SEC vào năm 2025 hoặc đối mặt với khả năng bị cưỡng chế tuân thủ. Ý kiến đóng góp của các ngành đã được thu thập trong quá trình đối chuẩn và đặt mục tiêu, nhưng dù hoạt động tham vấn ngành này có kỹ lưỡng đến mức nào thì việc đặt ra các mục tiêu bắt buộc vẫn có thể gây ra những hiệu ứng không mong muốn nếu các quyết định đầu tư đề ra là không hiệu quả hoặc khả năng tiếp cận vốn đầu tư bị hạn chế. Những rủi ro này có thể trở nên rõ nét nếu việc đầu tư cho nâng cấp cải thiện sâu hiệu quả năng lượng bị hạn chế do biểu giá năng lượng thấp hoặc được trợ cấp; và Việt Nam hiện có những biểu giá năng lượng công nghiệp thấp nhất khu vực (Hình 3.1).
Tiếp cận tài chính được nhấn mạnh là một rào cản chính trong Dự án CPEE khi các công ty sẵn sàng thực hiện các biện pháp có chi phí thấp (bảo trì nhỏ, cải tiến quy trình sản xuất và cải tạo), nhưng lại gặp khó khăn trong việc ưu tiên các hành động gây thâm dụng vốn (ví dụ thay thế thiết bị) so với các nhu cầu vận hành và đầu tư khác (ví dụ: mở rộng công suất). Tình trạng này càng phổ biến hơn ở các công ty có tỷ suất lợi nhuận thấp nhất và/hoặc trong các phân khúc thị trường cạnh tranh cao nhất (World Bank, 2018[1]). Điều này có thể trở nên trầm trọng hơn do tác động của dịch COVID-19; một cuộc khảo sát các công ty trong một số lĩnh vực, trong đó có ngành chế tạo, báo cáo doanh thu năm 2020 giảm trung bình 36% so với năm trước do tình trạng chậm thanh toán, hủy đơn hàng và nhu cầu giảm. (Tan and Tran, 2020[2]).
Ghi chú: Quy mô ngành được xác định với các ngưỡng tiêu thụ hàng tháng và ngưỡng tải tối đa: Nhỏ 5.000 kWh, Vừa 65.000 kWh & 180 kW tải, Lớn 270.000 kWh & 600 kW tải, Rất lớn 1.050.000 kWh & 2.250 kW tải
Nguồn: (ADB, 2018[3])
Bộ Công Thương sẽ cần phải theo dõi chặt chẽ tiến độ thực hiện các mục tiêu này, duy trì kênh đối thoại với các bên tham gia trong ngành, hỗ trợ thêm dưới dạng hỗ trợ kỹ thuật, thuế hoặc các ưu đãi tài chính khác và tạo điều kiện tiếp cận tài chính trong suốt giai đoạn mục tiêu. Các đợt tăng biểu giá thường xuyên theo nhịp lạm phát và đà tăng chi phí sản xuất điện cũng sẽ có vai trò rất quan trọng. Cho đến nay, việc tăng biểu giá chỉ diễn ra lẻ tẻ, không bắt kịp sự gia tăng chi phí (Lee and Gerner, 2020[4]). Môi trường hỗ trợ và tạo thuận lợi rộng rãi hơn dành cho các ngành tham gia vào Chương trình 1000 doanh nghiệp hàng đầu của Trung Quốc là động lực chính thúc đẩy sự phổ biến những công nghệ tốt nhất hiện có và cải thiện cường độ năng lượng trong thời gian thực hiện của chương trình khi cường độ sử dụng năng lượng của GDP giảm gần 4% mỗi năm. Chính phủ Trung Quốc thực hiện miễn thuế đối với các dự án và thiết bị tiết kiệm năng lượng đã được phê duyệt cấp ưu đãi tài chính trực tiếp cho doanh nghiệp với từ 26 USD đến 33 USD mỗi tấn than tương đương tiết kiệm được (Rock et al., 2013[5]). Dự án Thúc đẩy tiết kiệm năng lượng trong các ngành Công nghiệp Việt Nam do Quỹ Khí hậu Xanh và Ngân hàng Thế giới đồng tài trợ dự kiến sẽ bắt đầu hoạt động đầy đủ tại Việt Nam vào Quý 2 năm 2021, thiết lập quỹ chia sẻ rủi ro để hỗ trợ tiếp cận các khoản vay thương mại hiệu quả năng lượng (EE) cho công nghiệp cùng với các nguồn hỗ trợ kỹ thuật được mở rộng.
Ngày càng có nhiều các cơ sở đạt chứng nhận hệ thống quản lý năng lượng theo tiêu chuẩn quốc tế
Thúc đẩy việc áp dụng các tiêu chuẩn được quốc tế công nhận như Quản lý năng lượng ISO50001, Quản lý chất lượng ISO9001 và Quản lý môi trường ISO14001 là một mảng đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo tích hợp đúng đắn các thực hành quản lý năng lượng và môi trường vào quy trình vận hành của các công ty. Hoạt động này không chỉ có ý nghĩa cải thiện cường độ năng lượng và năng lực cạnh tranh công nghiệp của Việt Nam mà sẽ ngày càng có tầm quan trọng đối với thương mại quốc tế và thu hút đầu tư trực tiếp nước ngoài khi các tập đoàn đa quốc gia ngày càng xem xét kỹ lưỡng vấn đề tác động môi trường trong các chuỗi cung ứng toàn cầu của họ (thảo luận tại chương 4). Việt Nam đang đạt được nhiều tiến bộ trong lĩnh vực này với số cơ sở được cấp chứng chỉ ISO50001 tăng từ 5 trong năm 2012 lên 84 vào năm 2019 (ISO, 2019[6]). Sự đón nhận này đã được hỗ trợ qua VNEEP các giai đoạn I & II với hoạt động nâng cao nhận thức, đào tạo và các quy định tạo thuận lợi như các nghĩa vụ của Cơ sở sử dụng năng lượng trọng điểm mô tả ở trên. Khoảng 150 doanh nghiệp đã nhận được hỗ trợ trực tiếp trong VNEEP giai đoạn I & II để triển khai hệ thống quản lý sử dụng năng lượng, trong đó 20 doanh nghiệp đã đạt được chứng nhận ISO50001. Bên cạnh đó, chương trình cũng kết hợp đào tạo và cấp chứng chỉ cho 2.200 cán bộ quản lý năng lượng và xây dựng tài liệu đào tạo chuẩn hóa về quản lý năng lượng. Chính phủ có thể xem xét cung cấp thêm các khuyến khích đón nhận ISO50001, ví dụ, thông qua việc miễn trừ hoặc nới lỏng các yêu cầu kiểm toán năng lượng theo Luật Sử dụng năng lượng hiệu quả và tiết kiệm. Cách tiếp cận tương tự cũng đã được thực hiện ở các nước EU theo Chỉ thị về Hiệu quả năng lượng.
Tiêu chuẩn Hiệu suất năng lượng tối thiểu & Dán nhãn có thể được thắt chặt hơn, phù hợp với điều kiện thị trường
Quy định về dán nhãn năng lượng được ban hành tại Thông tư số 08/2006/TT-BCN quy định giai đoạn áp dụng tự nguyện nhằm xây dựng các quy trình dán nhãn, thiết kế nhãn và các tiêu chuẩn kỹ thuật làm cơ sở cho các mức hiệu quả. Tiêu chuẩn kỹ thuật được đưa ra cho năm nhóm thiết bị, Nhóm 1: thiết bị chiếu sáng, thiết bị gia dụng và điều hòa không khí; Nhóm 2: thiết bị thương mại và văn phòng; Nhóm 3: động cơ ba pha công nghiệp, máy biến áp và thiết bị làm lạnh; Nhóm 4: ô tô dưới bảy chỗ ngồi; và Nhóm 5: máy nước nóng năng lượng mặt trời và thiết bị chiếu sáng công cộng. Tùy thuộc vào loại công nghệ, nhãn xác nhận và nhãn so sánh được kết hợp áp dụng. Trong thời gian này, các cơ sở thử nghiệm đã được thiết lập (QUATEST 1, 2 & 3) và các chiến dịch tiếp thị được thực hiện để nâng cao nhận thức của người tiêu dùng. Quyết định số 51/2011/QĐ-TTg sau đó đã quy định chuyển đổi sang ghi nhãn bắt buộc đối với một số thiết bị, cũng như giới thiệu các mức tiêu thụ năng lượng tối thiểu (MEPS) và lộ trình thực hiện. Quyết định số 04/2017/QĐ-TTg sau đó đã bổ sung quy định này với thêm 5 sản phẩm phải dán nhãn năng lượng bắt buộc: đèn LED, máy tính xách tay, bình nóng lạnh có dự trữ, ô tô 8-9 chỗ và xe máy.
Vào năm 2015, ngay sau khi quy định dán nhãn bắt buộc được áp dụng, Bộ Công Thương đã phê duyệt nhãn năng lượng cho hơn 8.000 sản phẩm khác nhau và đến năm 2019, con số này đã tăng lên 15.000 với các sản phẩm được dán nhãn chiếm 90% tổng lượng mua sắm thiết bị gia dụng (Tap Chi Tai Chinh Online, 2019[7]). Một cuộc khảo sát thị trường năm 2014 cho thấy tỷ lệ đón nhận và tuân thủ ấn tượng đối với các quy định về dán nhãn chỉ sáu tháng áp dụng yêu cầu dán nhãn bắt buộc; 68% máy điều hòa không khí (AC) và máy giặt được dán nhãn chính xác và tất cả nhãn xác nhận cho đèn huỳnh quang compact đều phù hợp với quy định. Tuy nhiên, cuộc khảo sát đã chỉ ra rằng hoạt động phân phối máy giặt và quạt có sẵn trên thị trường bị lệch nhiều về mức xếp hạng cao nhất là 5 sao, không tạo ra nhiều khác biệt trên thị trường và do đó hạn chế động lực cung cấp sản phẩm hiệu quả cao hơn của các nhà sản xuất và bán lẻ (Australian Government, 2014[8]). Một cuộc khảo sát về thị trường máy điều hòa không khí năm 2019 cho thấy 76% tổng số AC trên thị trường đạt xếp hạng 4 hoặc 5 sao, cho thấy mức cải thiện đáng kể so với mức 33% trong kết quả khảo sát năm 2014 trước đó. (CLASP, 2019[9]). Điều này cho thấy Việt Nam có cơ hội điều chỉnh lại thang đánh giá hệ thống xếp hạng sao và sửa đổi MEPS đã áp dụng từ năm 2015 để thúc đẩy quá trình chuyển đổi liên tục của thị trường sang giai đoạn VNEEP III. Việt Nam cũng cần xác định lịch trình rà soát thị trường định kỳ và xếp hạng lại các tiêu chuẩn MEPS/ghi nhãn để cung cấp hướng dẫn mới về các công nghệ tiết kiệm năng lượng tiên tiến nhất cho người tiêu dùng.
Đã có các công ty dịch vụ năng lượng hoạt động tại Việt Nam nhưng cần có một khuôn khổ pháp lý hướng dẫn các phương thức hợp đồng hiệu quả năng lượng để giúp xây dựng niềm tin của thị trường
Các công ty dịch vụ năng lượng (ESCO) cung cấp chuyên môn kỹ thuật, dịch vụ thực hiện dự án và tùy thuộc vào điều kiện thị trường, có thể tài trợ vốn đầu tư ban đầu hoặc bảo đảm hiệu quả cho các dự án tiết kiệm năng lượng. Các mô hình kinh doanh ESCO đã đóng vai trò quan trọng trong việc tạo điều kiện thuận lợi mở rộng quy mô đầu tư cho hiệu quả năng lượng tại nhiều thị trường các nước OECD. Mô hình kinh doanh của những công ty này giúp giảm thiểu rào cản kỹ thuật và tài chính cho chủ dự án thông qua các phương thức hợp đồng hiệu quả năng lượng (EPC) khác nhau, cho phép thanh toán chi phí ban đầu dự án theo thời gian cùng với một phần mức tiết kiệm năng lượng đạt được hoặc bằng cách đảm bảo mức hiệu quả tiết kiệm tối thiểu. Ước tính có hơn 200 ESCO đang hoạt động tại Việt Nam, nhưng việc sử dụng phương thức EPC là rất hiếm gặp với phần lớn công ty chỉ cung cấp dịch vụ tư vấn hoặc dịch vụ cung ứng và lắp đặt truyền thống (Viet Nam News, 2020[10]).
Mặc dù không có rào cản pháp lý nào hạn chế các phương thức hợp đồng EPC giữa hai doanh nghiệp tư nhân, song việc thiếu nhận thức và còn xa lạ với EPC gây ra những rào cản lớn và kéo dài chu kỳ phát triển kinh doanh. Việc có một khung pháp lý chuyên biệt với hướng dẫn rõ ràng về cách xử lý kế toán và thuế, cơ chế giám sát và xác minh của bên thứ ba cũng như các thủ tục giải quyết tranh chấp chuyên biệt sẽ là bước đi quan trọng để gây dựng lòng tin. Các rào cản pháp lý liên quan đến phân bổ ngân sách và mua sắm công sẽ hạn chế khả năng đấu thầu dựa trên EPC của các cơ quan và doanh nghiệp nhà nước. Những quy định này cần được xem xét lại để cho phép ký hợp đồng EPC nhiều năm theo các phương thức đảm bảo hoặc chia sẻ lợi nhuận từ hiệu quả tiết kiệm. Khu vực công có thể đóng vai trò quan trọng là 'người đi đầu áp dụng' để chứng minh mô hình EPC, giúp doanh nghiệp ESCO xây dựng khả năng tài chính và năng lực kỹ thuật mạnh mẽ hơn. Các ESCO của Việt Nam thường là những doanh nghiệp nhỏ, thiếu khả năng tài chính để cung cấp tài sản thế chấp theo yêu cầu của các bên cho vay là doanh nghiệp và do đó bị hạn chế khả năng tiếp cận tài chính. Khung pháp lý này cũng quan trọng đối với các đơn vị chủ dự án, chẳng hạn như các khách hàng công nghiệp có khả năng sinh lời thấp và tỷ lệ đòn bẩy nợ cao và do đó ưu tiên khả năng đầu tư còn lại cho những khoản đầu tư được coi là hoạt động cốt lõi. Việt Nam có thể kết hợp những bài học từ thành công của Trung Quốc trong việc phát triển thị trường ESCO như được nêu trong nghiên cứu điển hình dưới đây (Hộp 3.2).
Trong 2 thập kỷ vừa qua, thị trường Công ty dịch vụ năng lượng (ESCO) ở Trung Quốc có tốc độ tăng trưởng đáng kể và trở thành thị trường hàng đầu trên toàn cầu, chiếm 59% doanh thu toàn cầu của các ESCO trong năm 2017. Từ hơn 80 ESCO hoạt động trên cả nước vào năm 2005, con số này đã tăng theo cấp số nhân lên hơn 6.500 vào năm 2019 với các ESCO hiện cung cấp hơn 750.000 việc làm (Zhu, 2020[11]). Sự phát triển thị trường của Trung Quốc đi theo con đường phát triển đặt trọng tâm vào khu vực tư nhân với 90% doanh thu ESCO thuộc khu vực tư nhân, đặc biệt tập trung lĩnh vực công nghiệp. Xu hướng thị trường này cũng tương tự như ở Hàn Quốc, hoặc ở mức độ thấp hơn là Nhật Bản khi so sánh với Hoa Kỳ, EU và Canada, nơi các chương trình công cộng chiếm phần lớn hoạt động của thị trường. Tuy nhiên, cần lưu ý rằng với mức độ hỗ trợ mà nhà nước dành cho lĩnh vực công nghiệp tại Trung Quốc, khó có thể phân định được ranh giới giữa doanh nghiệp nhà nước và doanh nghiệp tư nhân.
Nguồn: (IEA, 2018[12])
Những tham vọng và mục tiêu dài hạn mà Trung Quốc đặt ra cho lĩnh vực công nghiệp trong khuôn khổ các chương trình Top 1.000 và Top 10.000 triển khai từ năm 2005 đã kích hoạt thành công thị trường cho các dịch vụ năng lượng. Sau đó, chính sách xây dựng thị trường này được hỗ trợ bằng một loạt các quy định thúc đẩy tăng trưởng của ESCO và phương thức hợp đồng hiệu quả năng lượng (EPC). Có thể phân loại những hỗ trợ này theo các chủ đề như trong Hình 3.5:
Phạm vi các hành động và hướng dẫn quy định nhằm mục tiêu phát triển EPC ở Trung Quốc được liệt kê trong Bảng 3.2. Một khía cạnh quan trọng trong sự phát triển ESCO là khả năng tiếp cận tài chính, được Trung Quốc thực hiện bằng cách cung cấp vốn dành riêng cho các ngân hàng để cho vay lại, đồng thời tập trung vào việc điều chỉnh các quy trình bảo lãnh phát hành để tháo gỡ các rào cản đặc thù của ESCO. Quy định cho phép ESCO sử dụng doanh thu trong tương lai của các dự án hợp đồng EPC để thế chấp là rất quan trọng và ít thấy tại các thị trường khác. Việc hỗ trợ ESCO xây dựng uy tín tín dụng theo cách trên đã giúp các công ty này phát triển khả năng tài chính và hoạt động kinh doanh. Năm 2010, doanh nghiệp siêu nhỏ hoặc nhỏ chiếm tới 78% số ESCO tại Trung Quốc, đến năm 2019 chỉ còn 40% (Zhu, 2020[11]).
Phương pháp phát triển thị trường ESCO do khu vực tư nhân dẫn dắt đã gặt hái được nhiều thành công ở Trung Quốc nhờ có khung pháp lý được xây dựng chi tiết, tạo thành quan hệ rõ ràng giữa các bên tham gia hợp đồng và khuyến khích hoạt động thị trường. Chính phủ Việt Nam cũng đã có những bước đầu tiên quan trọng để kiến tạo thị trường này thông qua các chỉ tiêu ngành và nghĩa vụ kiểm toán năng lượng, tuy nhiên môi trường pháp lý hỗ trợ để thúc đẩy phát triển thị trường cho các ESCO vẫn còn tương đối yếu. Không có quy định thiết lập ưu đãi về tài chính hoặc ưu đãi thuế dành riêng cho ESCO, quy định làm rõ việc xử lý kế toán EPC, các khoản vay EPC hoặc chứng nhận. Việt Nam đã đặt ra ưu tiên phát triển hơn nữa môi trường pháp lý trong VNEEP III và có thể áp dụng bài học từ Trung Quốc để tiếp tục đạt được tiến bộ trong lĩnh vực này.
Quy định về hiệu quả năng lượng trong lĩnh vực xây dựng
Việt Nam đang trải qua quá trình đô thị hóa nhanh chóng với sự nổi lên của tầng lớp trung lưu. Số người sống ở thành phố dự kiến tăng từ 34,7 triệu vào năm 2018 lên 65,7 triệu vào năm 2050, tương đương với việc hơn một nửa dân số chuyển đến khu vực đô thị, gia tăng nhu cầu diện tích sàn thêm 12 triệu mét vuông mỗi năm (IFC, 2019[13]). Vào tháng 9 năm 2013, Bộ Xây dựng đã thông qua bộ Quy chuẩn Kỹ thuật Việt Nam về Các công trình xây dựng sử dụng năng lượng hiệu quả (VEEBC) QCVN 09:2013/BXD, quy định các tiêu chuẩn kỹ thuật bắt buộc tuân thủ khi thiết kế, xây dựng mới hoặc cải tạo các công trình dân dụng (tòa nhà văn phòng, khách sạn, bệnh viện, trường học, tòa nhà thương mại, dịch vụ, chung cư), có tổng diện tích sàn từ 2.500 m2 trở lên. VEEBC được cập nhật vào năm 2017 (QCVN 09:2017/BXD), tuy nhiên, mức độ tuân thủ được cho là vẫn còn thấp. VNEEP III đặt ra mục tiêu cụ thể là xác minh 100% các tòa nhà được xây mới hoặc tân trang lại tuân thủ tiêu chuẩn năm 2017. Nghị định số 15/2021/NĐ-CP đã quy định các thủ tục quan trọng mới cho việc thiết kế, thẩm định và kiểm tra các dự án xây dựng, cung cấp một khung pháp lý giá trị cho việc cải thiện môi trường tuân thủ.
Ghi chú: LOTUS là hệ thống chứng chỉ công trình xanh quốc gia của Việt Nam do Hội đồng Công trình Xanh Việt Nam phát triển. LEED là hệ thống chứng chỉ công trình xanh do Hội đồng Công trình Xanh Hoa Kỳ phát triển, EDGE là hệ thống chứng chỉ công trình xanh do IFC phát triển
Nguồn: Viet Nam Green Building Council & IFC
Quá trình tiếp thu và ứng dụng công trình xanh tại Việt Nam đang trên đà tiến triển tích cực, nhưng các con số vẫn ở mức thấp. Năm 2020, có 23 công trình mới đạt được chứng nhận LEED (tiêu chuẩn chứng nhận công trình xanh của Hội đồng Công trình Xanh Hoa Kỳ) và 9 công trình được chứng nhận LOTUS (chứng nhận công trình xanh nội địa của Việt Nam do Hội đồng Công trình Xanh Việt Nam phát triển). Để tạo thêm động lực cho thị trường công trình xanh, chính phủ nên xem xét thiết lập các chương trình khuyến khích thích hợp, chẳng hạn như miễn thuế hoặc hỗ trợ lãi suất vay thế chấp xanh ưu đãi. Bộ Xây dựng dự kiến sẽ ban hành khung pháp lý mới về công trình xanh vào năm 2021, phân quyền cho chính quyền cấp tỉnh thiết lập các chính sách khuyến khích cấp địa phương.
Những thành công gần đây trong thu hút đầu tư vào năng lượng tái tạo làm nảy sinh những ưu tiên cấp thiết mới về việc điều chỉnh các khung pháp lý nhằm tạo điều kiện thuận lợi cho tích hợp lưới điện
Cơ chế biểu giá điện hỗ trợ (FIT) của Việt Nam, đặc biệt đối với quang điện mặt trời (ĐMT) quy mô hòa lưới và ĐMT mái nhà, đã khuyến khích nhanh chóng triển khai công suất trong giai đoạn 2019-2020. Đến cuối năm 2020, công suất năng lượng tái tạo biến thiên (NLTT biến thiên) đạt 17,6 GW (đối với điện gió, cả ĐMT quy mô hòa lưới và ĐMT mái nhà nối lưới), chiếm 23,6% tổng công suất phát điện (EVN, 2021[14]). Sở dĩ ưu tiên triển khai nhanh chóng như vậy là do mức thiếu hụt nguồn cung điện ngày càng cao xuất phát từ tình trạng nhu cầu tăng mạnh cùng với chậm trễ trong triển khai đấu thầu các nhà máy nhiệt điện theo kế hoạch. Tuy nhiên, các tác động kinh tế của đại dịch COVID-19 đã làm nhu cầu điện giảm nhanh chóng, gây ra hiện tượng cung vượt cầu, đặc biệt là ở các khu vực phía Nam, nơi tập trung hầu hết các dự án ĐMT. Hiện tượng này dẫn đến tắc nghẽn hệ thống truyền tải, và tình trạng trở nên đặc biệt nghiêm trọng trong những thời điểm nhu cầu thấp. Trong điều kiện vận hành như vậy, yêu cầu cắt giảm chiến lược các nguồn phát điện, bao gồm cả các đơn vị phát điện tái tạo độc lập (RE-IPP) là không thể tránh khỏi. Trong dịp Tết năm 2021 (Tết Âm lịch Việt Nam), đã có tới 5,5 GW công suất điện năng tái tạo bị cắt giảm trong khi tình trạng cắt giảm đối với các RE-IPP lên tới mức 30 - 40% ở các địa phương bị ảnh hưởng nặng nề nhất. NLDC báo cáo rằng nguồn sử dụng NLTT biến thiên có thể chiếm tới 40% tổng số nguồn phát trong thời gian vận hành bình thường của lưới điện. Tính trong cả năm, tỷ trọng trung bình của NLTT biến thiên trên toàn hệ thống là 4,85%, có khả năng tăng trên 10% vào cuối năm 2021 (EVN, 2021[15]). Điều này sẽ đưa tỷ trọng tích hợp NLTT biến thiên của Việt Nam lên cao hơn tỷ lệ của các thị trường năng lượng tái tạo hàng đầu như Nhật Bản, Úc, Hoa Kỳ và Trung Quốc trong năm 2018 (Hình 3.7. Tỷ trọng và các giai đoạn tích hợp năng lượng tái tạo biến thiên tại một số quốc gia năm 2018Hình 3.7).
Nguồn: (IEA, 2020[16])
Tỷ trọng NLTT biến thiên cao đã khiến vận hành hệ thống điện trở nên phức tạp hơn và mang lại một viễn cảnh tương lai với tỷ trọng năng lượng tái tạo cao hơn nữa tại Việt Nam. Việc tích hợp mức độ cao NLTT biến thiên không chỉ gây khó khăn trong quá trình vận hành mà còn là thách thức về quản lý. Môi trường pháp lý về năng lượng của Việt Nam sẽ cần thay đổi nhanh chóng để đảm bảo các cơ cấu ưu đãi cũng như các quy định pháp lý tạo thuận lợi đủ sẵn sàng để phục vụ đấu thầu các dịch vụ cân bằng, cũng như các nguồn lực linh hoạt cần thiết của bên cung và bên cầu để tạo điều kiện cho quá trình chuyển dịch liên tục sang năng lượng sạch. Những biện pháp này cũng sẽ đòi hỏi phải được đặt vào quá trình cải cách thị trường tổng thể, phát triển thị trường điện cạnh tranh và kế hoạch đầu tư nâng cấp lưới điện.
Thị trường điện đầy cạnh tranh của Việt Nam đang phát triển nhưng vẫn áp dụng mô hình người mua duy nhất cho các đơn vị phát điện tái tạo độc lập
Luật Điện lực Việt Nam, được thông qua vào tháng 11 năm 2004, đặt cơ sở pháp lý cho tái cải cách ngành điện bao gồm việc thiết lập thị trường điện cạnh tranh, tái cơ cấu Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và cải cách cơ cấu quản trị (xem chương 2). Quyết định số 63/2013/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ (sửa đổi các quyết định đã thông qua năm 2006 và 2013) đã phê duyệt lộ trình cải cách (Điều kiện và Cơ cấu tổ chức ngành điện để hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực Việt Nam) vạch ra con đường từ thị trường phát điện cạnh tranh đến thị trường bán buôn điện cạnh tranh, và cuối cùng là thị trường bán buôn và bán lẻ cạnh tranh hoàn toàn sau năm 2023.
Nguồn: Quyết định số 63/-2013/QĐ-TTg
Thị trường bán buôn điện (VWEM) bắt đầu hoạt động từ năm 2019 với thiết kế tổng thể theo Quyết định số 8266/2015/QĐ-BCT của Bộ Công Thương và từ đó các quy tắc tham gia được tiếp tục xây dựng. VWEM đã có sự chuyển dịch từ mô hình người mua duy nhất sang mô hình cho phép các tập đoàn điện lực (và một số đơn vị tiêu thụ lớn hơn) tham gia vào thị trường giao ngay cũng như phòng ngừa rủi ro thị trường bằng hợp đồng song phương trực tiếp với các đơn vị phát điện. Điều này trái ngược với mô hình người mua duy nhất trong thời kỳ thị trường phát điện cạnh tranh, khi Công ty Mua bán điện (EPTC) - Tập đoàn Điện lực Việt Nam mua toàn bộ điện và cung cấp cho các tổng công ty điện lực với mức giá cung cấp số lượng lớn có điều tiết. Các nguồn phát điện thủy điện và từ năng lượng không tái tạo trên 30 MW hiện được yêu cầu tham gia vào thị trường bán buôn trong khi các nguồn phát điện từ năng lượng tái tạo được nhận FIT vẫn tuân theo một cơ cấu người mua duy nhất, bán điện cho EPTC mà không chịu ảnh hưởng của giá thị trường.
Khi được phát triển hoàn thiện, thị trường bán buôn có thể đóng một vai trò quan trọng trong việc giải phóng và khuyến khích tính linh hoạt của hệ thống. Những mức giá phản ánh điều kiện thực tế của hệ thống có thể khuyến khích nguồn phát tăng hoặc giảm sản lượng khi cần thiết, miễn là các đơn vị này nhận được đầy đủ các tín hiệu giá. Điều này không chỉ đúng với những nguồn phát điện truyền tải truyền thống mà còn đúng với các nguồn phát điện tái tạo, với khả năng đáp ứng linh hoạt (ví dụ, bằng cách lựa chọn tự cắt giảm) khi có cơ chế khuyến khích. Tín hiệu giá phải có rõ ràng cả về thời gian (ví dụ: thời lượng 30 hoặc 15 phút phù hợp với khung thời gian điều độ) và không gian (tức là phản ánh điều kiện địa phương trong các vùng hoặc các nút lưới). Điều này có nghĩa là không chỉ xem xét cẩn thận thiết kế của thị trường bán buôn điện mà còn đảm bảo rằng các thỏa thuận mua bán điện dài hạn (PPA) thân thiện với thị trường - nghĩa là cung cấp tín hiệu giá ngắn hạn cho các nguồn phát điện theo thỏa thuận dài hạn. Hợp đồng chênh lệch (CfD) hoặc các cơ chế đãi ngộ hiện đại khác có thể đảm bảo lợi nhuận lâu dài đồng thời khuyến khích các phương pháp vận hành thân thiện với hệ thống. Khi các RE-IPP chiếm tỷ trọng công suất lắp đặt ngày càng lớn, việc tích hợp các nguồn này vào thị trường điện sẽ ngày càng quan trọng trong việc đảm bảo đủ tính linh hoạt để thị trường vận hành hiệu quả. Sự phát triển của thị trường bán buôn cũng cần được thiết kế để tạo ra một môi trường cho phép tích hợp kỹ thuật và thương mại hóa công trình lưu trữ bằng cách xây dựng các tín hiệu giá phản ánh nhu cầu của hệ thống.
Cần cải thiện các dịch vụ phụ trợ để duy trì chất lượng và độ tin cậy nguồn điện
Các hệ thống điện có sự thâm nhập NLTT biến thiên đáng kể luôn yêu cầu những dịch vụ phụ trợ bổ sung để duy trì chất lượng và độ tin cậy của nguồn điện. Các dịch vụ phụ trợ có thể được chia thành nhiều loại dịch vụ khác nhau: quy định đồng bộ để khắc phục sự mất cân bằng điện ngắn hạn, dự trữ dự phòng sẵn sàng trong trường hợp sự cố bất ngờ, và dự trữ khởi động đến hỗ trợ khôi phục hệ thống trong trường hợp mất điện. Các dịch vụ phụ trợ do các nhà máy điện cung cấp được đấu thầu thông qua các điều khoản PPA theo mức giá điều chỉnh bởi Thông tư 25/2018/VBHT/BCT. Đến nay, các công trình thủy điện của quốc gia hầu như chỉ cung cấp các dịch vụ phụ trợ và hiện không có công trình dự trữ nào hoạt động trên lưới điện truyền tải. Các RE-IPP có thể tham gia cung cấp dịch vụ phụ trợ thông qua các điều khoản của PPA mẫu, tuy nhiên, theo ghi nhận từ các cuộc thảo luận với NLDC, nhận thức về các cơ chế khuyến khích hiện có còn thấp và chưa thu hút được nhiều sự tham gia. Việc triển khai hệ thống dự trữ năng lượng để cung cấp dịch vụ phụ trợ hoàn toàn phụ thuộc vào các chương trình với mục đích đền bù chi phí các dịch vụ này cho chủ dự án (không giống như các nhà máy phát điện, vốn có thể bán điện). Việc mở rộng cung cấp dịch vụ phụ trợ theo quy mô công suất NLTT biến thiên sẽ cần những thay đổi trong cơ chế đấu thầu hiện tại và tiềm năng cho các thị trường dịch vụ phụ trợ riêng biệt khi thị trường điện phát triển sẽ cao hơn. Cần tiến hành đánh giá dựa trên bằng chứng để có được hiểu biết đầy đủ về vấn đề chi phí/lợi ích của việc mở rộng các dịch vụ phụ trợ trên toàn bộ các loại dịch vụ, công nghệ (công trình lưu trữ chuyên dụng và phát điện theo cả mô hình phân tán và tập trung) và các mô hình sở hữu nhằm thiết kế chiến lược đấu thầu rõ ràng, phù hợp với mức độ phát triển thị trường điện và triển khai NLTT biến thiên. Cơ chế đấu thầu các dịch vụ phụ trợ có tính bao trùm, có tính toán cho tương lai sẽ đảm bảo những nhu cầu không ngừng thay đổi của hệ thống được đáp ứng với chi phí thấp nhất, bằng cách cho phép tất cả các giải pháp khả thi về phát điện, lưới điện và nhu cầu được cạnh tranh trên một sân chơi bình đẳng.
Việc tăng cường tính linh hoạt của hệ thống đã đạt được một số bước tiến khởi đầu quan trọng; quy định về lưới điện quốc gia đặt ra các quy tắc đấu nối cho hệ thống phân phối (Thông tư số 25/2016/TT-BCT) và hệ thống truyền tải (Thông tư số 39/2015/TT-BCT) đã được sửa đổi vào năm 2019 với Thông tư số 30/2019/TT-BCT nhằm cung cấp các điều khoản để cải thiện cơ chế kiểm soát tần số. Một bản sửa đổi quan trọng hơn nữa của quy định về lưới điện cũng đang được xây dựng nhằm áp dụng một bộ quy định thống nhất phù hợp nhất với thông lệ quốc tế tốt. Về hạng mục này, ERAV đang làm việc với Cơ quan Năng lượng Đan Mạch theo Chương trình Đối tác Năng lượng, bắt đầu vào cuối năm 2020 với thời gian thực hiện là 5 năm.
Năm 2012, Lộ trình Lưới điện Thông minh (Smart Grid) được giới thiệu tại Quyết định số 1670/QĐ-TTg với mục tiêu triển khai các biện pháp tự động hóa vận hành lưới điện và gia tăng độ tin cậy. Tới nay, hầu hết tất cả các trạm biến áp và nguồn phát trên 30 MW đều được kết nối với hệ thống phần mềm Kiểm soát, Giám sát và Thu thập dữ liệu, cho phép điều khiển thiết bị từ xa. Việt Nam cũng đã có những động thái phát triển các nguồn lực điều chỉnh phụ tải điện với việc phê duyệt Lộ trình và Kế hoạch thực hiện chương trình Điều chỉnh Phụ tải vào năm 2019 theo Quyết định số 175/QĐ-BCT. Kế hoạch này tiếp nối một chương trình thí điểm trước đó do Tổng công ty Điện lực Thành phố Hồ Chí Minh thực hiện vào năm 2015, đạt được mức sẵn sàng nguồn tài nguyên linh hoạt từ bên cầu trung bình là 600 kW với 12 người dùng cuối tham gia. Chương trình điều chỉnh phụ tải ban đầu được thực hiện trên cơ sở tự nguyện, phi lợi nhuận, thu hút sự tham gia của các doanh nghiệp có mức tiêu thụ điện trên 1 triệu kWh/năm và có khả năng giảm phụ tải từ 10 - 20% trong vòng 30 phút kể từ khi nhận được yêu cầu điều chỉnh phụ tải. Tuy nhiên, nếu không có các biện pháp khuyến khích thích hợp thông qua các khoản thanh toán hoặc lợi ích từ biểu giá thì mức độ tham gia sẽ vẫn giữ ở mức thấp. ERAV được giao nhiệm vụ xây dựng cơ chế khuyến khích phù hợp cùng với sự phối hợp của Bộ Tài chính nhưng được biết nhiệm vụ này vẫn chỉ đang ở giai đoạn đầu.
Hoạt động đấu thầu năng lượng tái tạo được điều chỉnh thông qua một loạt các quyết định cấp Bộ
Các cơ chế hỗ trợ và khung pháp lý về đấu thầu đối với các đơn vị phát điện tái tạo độc lập (RE-IPP) đã được thiết lập bằng một số quyết định và thông tư dành cho những loại công nghệ nhất định do Bộ Công Thương ban hành và sửa đổi từ năm 2008 (Bảng 3.3). Các quy định này đã đưa ra hỗ trợ về giá dưới dạng biểu giá điện hỗ trợ (FIT) hoặc biểu giá chi phí tránh được cho một số công nghệ nhất định (áp dụng cho các nhà máy điện sinh khối và nhà máy thủy điện quy mô nhỏ). Các quy định này cũng áp dụng các thỏa thuận mua bán điện (PPA) mẫu trong đó đặt ra những điều khoản bắt buộc giữa RE-IPP và EVN với tư cách là bên mua điện duy nhất. Điều này tương đương với việc áp dụng một khung quy định đấu thầu thay thế, tách biệt khỏi Luật Đối tác Công tư, chi phối hoạt động đấu thầu các nhà máy nhiệt điện công suất lớn theo thỏa thuận Xây dựng-Kinh doanh-Chuyển giao (BOT). Các cơ chế hỗ trợ năng lượng tái tạo này đã đạt được những mức độ thành công khác nhau trong những năm qua. Mức độ triển khai những cơ chế này được nhận định là vẫn còn tương đối thấp cho đến khi Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg được ban hành, quy định biểu giá cung cấp năng lượng mặt trời, và công suất điện mặt trời bắt đầu được triển khai nhanh chóng từ năm 2019 đến cuối năm 2020 (xem thảo luận chi tiết về việc thiết kế biểu giá điện hỗ trợ tại Chương 5).
Các thỏa thuận mua bán điện mẫu tụt hậu so với tiêu chuẩn quốc tế về khả năng được cho vay
Để bắt đầu xây dựng, đơn vị phát triển phải ký thỏa thuận mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) theo các điều khoản tiêu chuẩn quy định trong các thông tư tương ứng do Bộ Công Thương ban hành. PPA là một thỏa thuận thỏa thuận quan trọng đối với tất cả các thỏa thuận khác với các bên cho vay và các đơn vị đầu tư vốn cổ phần bởi phần lớn hồ sơ rủi ro của dự án đều phụ thuộc vào sự chắc chắn hoặc các yếu tố khác của doanh thu từ bên mua điện. Các điều khoản tiêu chuẩn của PPA đơn giản hóa quá trình phát triển dự án bằng cách loại bỏ yêu cầu đàm phán mở rộng giữa các RE-IPP tiềm năng và EVN với tư cách là bên mua điện. Tuy nhiên, để giúp đầu tư hấp dẫn hơn và đảm bảo các dự án có khả năng huy động vốn vay, cơ chế phân bổ rủi ro trong PPA phải được cân đối hợp lý.
Các PPA mẫu ở Việt Nam thường không đáp ứng được các yêu cầu tối thiểu của các bên cho vay quốc tế về khả năng được cấp vốn, do đó đã hạn chế quy mô dòng vốn quốc tế từ các nước OECD vào lĩnh vực này.
Cắt giảm: PPA không đặt ra nghĩa vụ “nhận hoặc trả tiền” rõ ràng đối với EVN và do đó không mang lại nguồn doanh thu đảm bảo trong trường hợp có các sự kiện cắt giảm. EVN chỉ có nghĩa vụ mua sản lượng điện khi điện đã được phân phối lên lưới. PPA miễn trừ nghĩa vụ cho EVN khi lưới điện đang được sửa chữa, kiểm tra, thử nghiệm hoặc gặp sự cố. Điều này rõ ràng khiến các dự án gặp rủi ro trong trường hợp cắt giảm do tắc nghẽn lưới điện.
Bất khả kháng: PPA không phân biệt các sự kiện bất khả kháng về chính trị và tự nhiên
Trọng tài: Luật điều chỉnh PPA là pháp luật Việt Nam và không có quy định về trọng tài quốc tế trừ khi được sự đồng ý của cả hai bên ký kết thỏa thuận mua bán điện.
Thay đổi Luật: Không có biện pháp bảo vệ đối với các tác động tài chính gây ra bởi những thay đổi về luật và/hoặc chính sách thuế sau khi PPA đã được ký kết.
Bồi thường chấm dứt thỏa thuận: Khoản bồi thường chấm dứt thỏa thuận được cố định bằng doanh thu của 1 năm. Điều này được giữ lại trong PPA điện mặt trời mới nhất nhưng đã được củng cố trong PPA điện gió mới nhất bằng cách tính cho tất cả các khoản lỗ trực tiếp trong thời hạn thỏa thuận còn lại.
Lãi suất thấp tại các thị trường OECD đã thúc đẩy chi phí nợ thấp so với lãi suất nợ nội tệ trong nước (4-7% so với 9-12% danh nghĩa2), tạo điều kiện tăng cao hơn dòng vốn quốc tế, có khả năng làm giảm chi phí sử dụng vốn hiện hành trong lĩnh vực năng lượng tái tạo. Chi phí sử dụng vốn có ảnh hưởng lớn đến chi phí sản xuất điện quy dẫn (LCOE) từ các nguồn tái tạo do những công nghệ này có cường độ vốn cao hơn so với các nhà máy nhiệt điện. Ước tính, cứ giảm 10% chi phí sử dụng vốn thì tiềm năng giảm LCOE đạt khoảng 6%, do đó chi phí vốn có ảnh hưởng lớn lên LCOE hơn so với đặc điểm tài nguyên. (Ondraczek, Komendantova and Patt, 2015[18]). Tham vấn của OECD với các đơn vị phát triển và ngân hàng quốc tế đã chỉ ra rằng để tạo điều kiện thuận lợi cho các dòng vốn này, phải sửa đổi các điều khoản của PPA để đưa ra nhiều biện pháp bảo vệ nhà đầu tư hơn, đặc biệt đối với các rủi ro chấm dứt hợp đồng và cắt giảm công suất.
Việc sử dụng các cơ cấu huy động vốn miễn truy đòi hoặc hạn chế truy đòi sẽ ngày càng trở nên quan trọng trong lĩnh vực năng lượng sạch của Việt Nam khi quy mô dự án riêng lẻ và tổng yêu cầu đầu tư tăng lên trong thời kỳ QHĐ VIII. Đây là những cơ cấu vốn dự án cho phép các nhà tài trợ dự án huy động vốn vay nợ ngoài khả năng tài chính. Điều này làm giảm tác động của dự án lên khả năng thanh toán và chi phí sử dụng vốn vay của đơn vị phát triển (World Bank, 2020[19]). Các điều khoản PPA hiện tại không cung cấp đủ sự chắc chắn về doanh thu để cho phép áp dụng các cơ cấu tài chính này, trong khi các phương án giảm thiểu bên ngoài không có sẵn hoặc bị không khả thi về chi phí (xem chương 6).
Sự thay đổi phương thức đấu thầu năng lượng tái tạo khiến thị trường trở nên khó dự đoán
Thông báo số 402 của Thủ tướng Chính phủ ban hành vào tháng 11 năm 2019 đã ấn định lộ trình chuyển đổi cơ chế đấu thầu dựa trên FIT sang cơ chế đấu thầu cạnh tranh. Các động lực thúc đẩy quyết định này bao gồm nhu cầu quản lý quy trình triển khai cẩn trọng hơn, phù hợp với công suất lưới điện hiện có và mong muốn khai thác tiềm năng giảm chi phí của đấu thầu cạnh tranh. Biểu giá điện hỗ trợ (FIT) dành cho ĐMT (Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg) đã hết hiệu lực vào ngày 31/12/2020 và hiện không có kế hoạch áp dụng một chương trình hỗ trợ chuyển tiếp cho các dự án ĐMT quy mô hòa lưới. Điều này tạo ra một khoảng trống pháp lý và tính bất trắc đáng kể do hệ thống đấu thầu hiện vẫn đang trong giai đoạn thiết kế ban đầu và có rất ít thông tin chi tiết cho những người tham gia thị trường dù thời hạn dự kiến là vào đầu năm 2022. FIT cho điện gió trên bờ và ngoài khơi (Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg) sẽ hết hiệu lực vào ngày 01/011/2021 và hiện đang không có kế hoạch cho cơ chế chuyển đổi có cấu trúc nào đối với các dự án đã được phê duyệt đang chờ triển khai, vốn dự kiến sẽ được thương lượng riêng theo từng trường hợp. Việc chuyển đổi sang cơ chế dựa trên đấu thầu sẽ tạo cơ hội cắt giảm biểu giá, nhưng chỉ khi đảm bảo đủ cạnh tranh để so sánh giá và có đủ điều kiện để giảm rủi ro dự án một cách hiệu quả và giảm chi phí vốn. Những thay đổi bất ngờ hoặc không chắc chắn về chính sách và cơ chế hỗ trợ năng lượng tái tạo có thể gây những tác động dạng như "tiếp tục rồi dừng đột ngột" trong hoạt động công nghiệp, phát triển chuỗi cung ứng địa phương, niềm tin của nhà đầu tư và việc làm tại địa phương. Tất cả những điều này cuối cùng có thể gây rối loạn chi phí phát triển các dự án năng lượng tái tạo trong giai đoạn nước rút trước khi chương trình đấu thầu đi vào hoạt động. Những vấn đề trên là đặc biệt quan trọng đối với ngành công nghiệp điện gió ngoài khơi (không gần bờ), với đặc trưng là mất nhiều thời gian để phát triển chuỗi cung ứng phức tạp. Một lộ trình rõ ràng cho chiến lược đấu thầu dự kiến đối với điện gió ngoài khơi sẽ góp phần quan trọng nhằm cải thiện mức độ chắc chắn cho các nhà đầu tư và cho phép thực hiện kế hoạch về công suất gió ngoài khơi đúng thời hạn, hiệu quả nhất về chi phí.
Các quy định hiện hành không cung cấp một khung pháp lý cụ thể cho việc lựa chọn cạnh tranh các RE-IPP và sẽ cần có các quyết sách pháp luật điều chỉnh hoạt động tổ chức lựa chọn nhà đầu tư theo hình thức đấu thầu cũng như tính thuận lợi của các điều khoản hiện hành cho việc triển khai thiết kế đấu thầu hiệu quả (World Bank, 2019[20]). Qua tham vấn, có thể hiểu rằng khung đấu thầu cạnh tranh dựa vào trạm biến áp được Bộ Công Thương ủng hộ vì có thể đồng bộ hóa việc triển khai công suất hiệu quả hơn trong điều kiện công suất lưới điện hiện có, do đó giảm rủi ro cắt giảm công suất hoặc chi phí tích hợp bổ sung. Một hệ thống như vậy có nghĩa là các trạm biến áp ở khắp các tỉnh với khả năng kết nối sẵn có sẽ được Bộ Công Thương và chính quyền địa phương cùng EVN NPTC hợp tác xác định. Có thể hiểu rằng chính quyền địa phương và Sở Công Thương (DOIT) địa phương sẽ đóng vai trò chủ trì trong quản lý quá trình đấu thầu. Những chi tiết trên chỉ là dự kiến và chưa có tài liệu dự thảo nào được đưa ra để tham vấn ý kiến. Sẽ cần có quyết định của Thủ tướng Chính phủ nhằm xác nhận chính xác các phương thức, trong đó có quy trình lập kế hoạch, vai trò và trách nhiệm, tiêu chí đánh giá và cả chính khung pháp lý đấu thầu. Được biết, Bộ Công Thương hiện không cân nhắc sửa đổi các điều khoản PPA mẫu để phục vụ khởi động chương trình đấu thầu. Để đánh giá được các tác động mà điều này có thể gây ra đối với mức độ tham gia, chi phí vốn và cuối cùng là tiềm năng cắt giảm biểu giá, cần tới vai trò quan trọng của hoạt động tham vấn kỹ lưỡng với các bên liên quan. Các điều khoản PPA sẽ tiếp tục là vấn đề đối với nhiều đơn vị phát triển và cho vay quốc tế, bao gồm các cơ quan tín dụng xuất khẩu có khả năng đóng một vai trò quan trọng, cung cấp các công cụ tài chính và/hoặc giảm rủi ro với chi phí hợp lý.
Điện mặt trời phân tán bùng nổ bất chấp các vấn đề trong quản lý cơ chế bù trừ điện năng
Bộ Công Thương đã khởi động Chương trình thúc đẩy phát triển điện mặt trời mái nhà tại Việt Nam giai đoạn 2019-2025 với Quyết định số 2023/QĐ-BCT, đặt mục tiêu đạt 1 GW công suất thông qua 100.000 hệ thống điện mặt trời mái nhà vào cuối năm 2025. FIT dành cho điện mặt trời mái nhà, cùng với quy định về cơ chế bù trừ điện năng và các PPA mẫu đã được đưa ra vào năm 2017 và sửa đổi vào năm 2020 nhằm hỗ trợ hoàn thành mục tiêu này (xem thảo luận về thiết kế biểu giá điện hỗ trợ tại Chương 5). Cơ chế bù trừ điện năng được mong đợi sẽ điều chỉnh các khoản thanh toán từ EVN cho chủ dự án dựa trên công tơ điện hai chiều. Trong một chu kỳ giao dịch, nếu lượng điện tạo ra từ hệ thống lắp đặt trên mái nhà lớn hơn lượng điện tiêu thụ, lượng điện dư sẽ được chuyển sang chu kỳ giao dịch tiếp theo. Vào cuối năm hoặc khi chấm dứt thỏa thuận, lượng điện phát dư sẽ được bán cho EVN theo giá FIT. Cơ chế thanh toán bù trừ điện năng đã tạo ra những khó khăn về mặt hành chính liên quan đến việc xử lý thuế và các thủ tục kế toán của EVN, do đó việc thanh toán cho phần lớn các công trình bị chậm trễ trong khi chờ ban hành hướng dẫn chi tiết hơn từ Bộ Công Thương và Bộ Tài chính. Để giải quyết tình trạng chậm thanh toán, ngày 11/3/2019, Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 05, hướng dẫn loại bỏ cơ chế bù trừ điện năng và thay thế bằng một cơ chế đơn giản hơn bao gồm hai khoản thanh toán riêng biệt giữa EVN và chủ sở hữu hệ thống dành cho điện năng phát lên lưới và điện năng tiêu thụ. Việc xúc tiến đầu tư vào điện mặt trời phân tán đã đạt được thành công đáng kể và đến cuối năm 2020, 101.996 dự án với tổng công suất 8.274 GW đã được đấu nối trước khi hết thời hạn hưởng cơ chế FIT vào ngày 31/12/2020. Bộ Công Thương hiện đang trong quá trình thiết kế một kế hoạch hỗ trợ nối tiếp cho năng lượng mặt mái nhà, và những dấu hiệu ban đầu cho thấy Bộ đang cân nhắc một thiết kế FIT phân cấp dựa trên công suất (xem chương 5).
Đã ưu tiên các tiêu chuẩn danh mục đầu tư năng lượng tái tạo nhưng vẫn chưa thực hiện
Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đã ưu tiên một số cơ chế, chính sách thúc đẩy năng lượng tái tạo, bao gồm việc xây dựng Tiêu chuẩn tỷ lệ năng lượng tái tạo (RPS) yêu cầu các công ty phát điện công suất lớn (công suất lớn hơn 1.000 MW, không bao gồm các nhà máy BOT) và các tập đoàn điện lực (các công ty phân phối và bán lẻ của Việt Nam) phải sản xuất hoặc tìm nguồn cung ứng điện với tỷ trọng năng lượng tái tạo ngày càng cao; không thấp hơn 3%, 10% và 20% vào các năm 2020, 2030 và 2050. Đến nay, những điều khoản này vẫn chưa được thực hiện. Tuy nhiên, khi quá trình cải cách thị trường điện tiếp tục tiến triển, RPS có thể là một cơ chế có giá trị để thúc đẩy các công ty bán lẻ tìm kiếm nguồn cung năng lượng tái tạo. Chính phủ Việt Nam cũng sẽ thiết kế cơ chế Chứng nhận Năng lượng Tái tạo để hỗ trợ việc thực hiện một chương trình thí điểm tìm nguồn cung ứng của doanh nghiệp (PPA trực tiếp) theo kế hoạch sẽ khởi động vào năm 2022. Cơ chế chứng nhận này cũng có thể tạo điều kiện thuận lợi cho việc thực hiện các nhiệm vụ của RPS.
Tài liệu tham khảo
[3] ADB (2018), ADB Tariff Appraisal Study: Balancing Sustainability and Efficiency with Inclusive Access.
[8] Australian Government, M. (2014), Energy Efficiency Appliance Labelling in Vietnam – Summary of Findings, https://www.environment.gov.au/system/files/energy/files/energy-efficiency-appliance-labelling-in-vietnam-summary-of-findings.pdf (accessed on 19 May 2021).
[9] CLASP (2019), Vietnam Room Air Conditioner Market Assessment and Policy Options Analysis.
[21] Egli, F., B. Steffen and T. Schmidt (2018), “A dynamic analysis of financing conditions for renewable energy technologies”, Nature Energy, Vol. 3/12, pp. 1084-1092, https://doi.org/10.1038/s41560-018-0277-y.
[14] EVN (2021), EVN Presentation to OECD Review Team.
[15] EVN (2021), EVN: Proposing solutions to operate the power system at high renewable energy load, https://en.evn.com.vn/d6/news/EVN-Proposing-solutions-to-operate-the-power-system-at-high-renewable-energy-load-66-163-2288.aspx (accessed on 24 May 2021).
[16] IEA (2020), Variable renewable energy share and phase for selected jurisdictions, 2018, https://www.iea.org/data-and-statistics/charts/variable-renewable-energy-share-and-phase-for-selected-jurisdictions-2018 (accessed on 24 May 2021).
[12] IEA (2018), Energy Service Companies (ESCOs), https://www.iea.org/reports/energy-service-companies-escos-2 (accessed on 31 May 2021).
[13] IFC (2019), Greener Buildings Make Better Homes in Vietnam, https://www.ifc.org/wps/wcm/connect/news_ext_content/ifc_external_corporate_site/news+and+events/news/greener-buildings-make-better-homes-in-vietnam (accessed on 20 May 2021).
[17] IRENA (2018), Power Purchase Agreements for Variable Renewable Energy, https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Events/2018/Aug/Renewable-Energy-PPAs.pdf?la=en&hash=C365D5D08EBFF26A1F7A29A13D721C5B3C4390D9 (accessed on 18 May 2021).
[6] ISO (2019), ISO 2019 Survey.
[4] Lee, A. and F. Gerner (2020), “Learning from Power Sector Reform Experiences The Case of Vietnam”, No. 9169, World Bank Group.
[18] Ondraczek, J., N. Komendantova and A. Patt (2015), “WACC the dog: The effect of financing costs on the levelized cost of solar PV power”, Renewable Energy, Vol. 75, pp. 888-898, https://doi.org/10.1016/j.renene.2014.10.053.
[5] Rock, M. et al. (2013), “Technological Learning, Energy Efficiency, and CO2 Emissions in China’s Energy Intensive Industries”, Policy Research Working Paper, No. 6492, World Bank Group.
[2] Tan, S. and T. Tran (2020), Impacts of COVID-19 on Firms in Viet Nam, Results from the Business Pulse Survey, World Bank Group, https://openknowledge.worldbank.org/bitstream/handle/10986/34902/Impacts-of-COVID-19-on-Firms-in-Vietnam-Results-from-the-Second-Round-of-COVID-19-Business-Pulse-Survey.pdf?sequence=1&isAllowed=y (accessed on 19 May 2021).
[7] Tap Chi Tai Chinh Online (2019), Energy Labeling - Energy Efficiency Solution, https://tapchitaichinh.vn/nghien-cuu-trao-doi/dan-nhan-nang-luong-giai-phap-tiet-kiem-nang-luong-hieu-qua-306629.html (accessed on 19 May 2021).
[10] Viet Nam News (2020), Workshop discusses challenges faced by energy service companies market, https://vietnamnews.vn/economy/803776/workshop-discusses-challenges-faced-by-energy-service-companies-market.html (accessed on 20 May 2021).
[19] World Bank (2020), “Project Finance - Key Concepts”, https://ppp.worldbank.org/public-private-partnership/financing/project-finance-concepts (accessed on 21 May 2021).
[20] World Bank (2019), Viet Nam Solar Competitive Bidding Strategy and Framework, http://documents1.worldbank.org/curated/en/949491579274083006/pdf/Vietnam-Solar-Competitive-Bidding-Strategy-and-Framework.pdf (accessed on 21 May 2021).
[1] World Bank (2018), Clean Production & Energy Efficiency Implementation Completion & Results Report, http://documents1.worldbank.org/curated/en/781731523025593046/pdf/Implementation-Completion-and-Results-Report-ICR-Document-04032018.pdf (accessed on 19 May 2021).
[11] Zhu, X. (2020), “China’s Remarkable Success in Developing ESCOs: Current Status, Policy Drivers, and Prospects”, in Incorporating Energy Service Companies in Nationally Determined Contributions - The potential of ESCOs for meeting the climate goals in the Paris Agreement.
Ghi chú
← 1. (i) Văn bản 26/2020/VBHN-BCT (Thông tư 38/2016/TT-BCT) về nhựa; (ii) Văn bản số. 28/2020/VBHN-BCT (Thông tư 24/2017/TT-BCT) đối với giấy; (iii) Văn bản số 27/2020/VBHN-BCT (Thông tư 20/2016/TT-BCT) đối với thép; (iv) Thông tư số 39/2019/TT-BCT đối với đường; (v) Văn bản số 25/2020/VBHN-BCT (Thông tư 52/2018/TT-BCT) ngành chế biến thủy sản; (iv) Thông tư 19/2016/TT-BCT đối với bia và đồ uống; (vii) Thông tư 02/2014/TT-BCT đối với hóa chất.
← 2. Số liệu dựa trên các cuộc phỏng vấn của OECD với các ngân hàng và đơn vị phát triển trong và ngoài nước.