4. Chính sách đầu tư và cạnh tranh
Chương này xem xét các cơ chế đầu tư và cạnh tranh của Việt Nam trong bối cảnh phát triển năng lượng sạch, đồng thời tìm hiểu những nỗ lực của quốc gia trong việc tạo sân chơi công bằng giữa các doanh nghiệp nhà nước ngành điện và các đơn vị sản xuất điện độc lập, cũng như tạo ra một quy trình đấu thầu năng lượng tái tạo công bằng, hiệu quả và minh bạch. Ở chương này, tác giả đã đánh giá cơ chế đầu tư trực tiếp nước ngoài của Việt Nam và các lĩnh vực khác để cải thiện khuôn khổ đầu tư năng lượng sạch, bao gồm cả cách thức tạo điều kiện thuận lợi trong tiếp cận quỹ đất.
Quá trình triển khai mở rộng nguồn năng lượng tái tạo tại Việt Nam đã thúc đẩy làn sóng đầu tư tư nhân theo hình thức nhà máy điện độc lập (IPP), từ đó nâng tỷ lệ sở hữu tư nhân về công suất lắp đặt từ 20% năm 2020 lên 30% vào năm 2018. Trong bối cảnh thị trường năng lượng tái tạo ngày một trưởng thành, Việt Nam sẽ cần tiếp tục hỗ trợ cạnh tranh và tiếp cận bình đẳng giữa các đơn vị phát triển tư nhân với các doanh nghiệp nhà nước, đặc biệt là với Điện lực Việt Nam (EVN), đơn vị giữ vị trí thống lĩnh toàn ngành điện. Hoàn thiện khung đấu thầu cạnh tranh các dự án năng lượng tái tạo trong thời gian tới, vận hành chính thức thị trường bán buôn điện cạnh tranh, tiếp tục cổ phần hóa các tổng công ty phát điện thuộc EVN và tăng cường tính độc lập của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (NLDC) sẽ là những dấu mốc quan trọng tạo nên một sân chơi bình đẳng giữa EVN và các đơn vị phát điện tái tạo độc lập (RE-IPP). Trong thập kỷ vừa qua, Việt Nam đã và đang thu hút thành công nguồn vốn đầu tư nước ngoài (FDI) và quá trình chuyển dịch năng lượng sạch sẽ đóng vai trò quan trọng trong việc tiếp tục hướng phát triển này nhằm hiện thực hóa tham vọng của chính phủ đưa đất nước trở thành một trung tâm sản xuất hàng đầu khu vực.
Đang có những bước tiến tích cực trong việc xây dựng thị trường điện cạnh tranh
Việt Nam cần được biểu dương vì đã triển khai lộ trình cải cách thị trường điện. Kể từ những năm 1990, chính phủ đã nỗ lực thực hiện cải cách ngành điện để đảm bảo nguồn điện hiệu quả và giá cả phải chăng cũng như an ninh nguồn cấp điện trong dài hạn. Luật Điện lực năm 2004 là đánh dấu bước tiến quan trọng của quá trình đổi mới, EVN đã tiến hành tái cơ cấu thành các đơn vị riêng biệt nhằm tăng cường tính độc lập trong vận hành và thoái vốn khỏi các hoạt động phát điện không mang tính chiến lược. Cuối năm 2020, công suất từ các nguồn do EVN sở hữu trong tổng công suất lắp đặt đã giảm xuống 48% so với mức 58% năm 2018 (VIET, 2021[1]). Tuy nhiên, việc duy trì mức độ tham gia của các DNNN trong phân ngành phát điện và vai trò chi phối của EVN trong tất cả các khâu của thị trường điện vẫn còn gây khó khăn cho việc thực hiện chương trình phát triển thị trường điện đầy tham vọng được ưu tiên trong Luật Điện lực năm 2004 và Nghị quyết 55 định hướng Chiến lược Phát triển Năng lượng Quốc gia đến năm 2050. Trong khi phần lớn các dự án điện tái tạo đã và đang được khu vực tư nhân phát triển, để tạo ra một sân chơi bình đẳng, vẫn cần có một quy trình đấu thầu công bằng và minh bạch. Việc thiết lập thị trường bán buôn sẽ là dấu mốc quan trọng tiếp theo, và khi tỷ trọng năng lượng tái tạo biến thiên được đưa vào dần nâng cao, thị trường này có thể đóng một vai trò trọng yếu trong việc tăng hiệu quả và giảm chi phí thông qua cạnh tranh nếu tín hiệu giá ổn định và hiệu quả.
Cần nâng cấp đáng kể hệ thống truyền tải nhằm tích hợp năng lượng tái tạo biến thiên
Đến năm 2045, lượng điện sản xuất từ năng lượng tái tạo biến thiên có thể chiếm hơn 44% tổng công suất lắp đặt tại Việt Nam (Institute of Energy, 2021[2]). Để đáp ứng sự tăng trưởng nhu cầu trong dài hạn và các mục tiêu khai thác công suất nguồn phát mới, đặc biệt là nguồn phát sử dụng năng lượng tái tạo biến thiên, sẽ đòi hỏi khối lượng đầu tư lớn vào hệ thống truyền tải. Theo dự thảo QHĐ VIII, từ năm 2021 đến năm 2045, Việt Nam sẽ cần 85 tỷ USD đầu tư cho hạ tầng lưới điện, trung bình từ 3,3 đến 3,4 tỷ USD mỗi năm. Điều quan trọng là những hạ tầng truyền tải này phải được xây dựng kịp thời trong khi chi phí vẫn phải nằm trong giới hạn hợp lý. EVN vẫn đóng vai trò cực kỳ quan trọng trong việc lập kế hoạch và phát triển hệ thống truyền tải, nhưng Việt Nam nên cân nhắc vai trò tiềm năng của các nhà đầu tư tư nhân trong việc hỗ trợ các khoản đầu tư vào những lưới truyền tải mới. Điều 4 Luật Điện lực quy định nhà nước độc quyền trong các hoạt động truyền tải, bao gồm đầu tư, quản lý và vận hành. Việc thiếu khung pháp lý về sự tham gia của các đơn vị tư nhân trong phân ngành truyền tải sẽ tạo nên tính không rõ ràng về mức độ khả thi của những hoạt động đầu tư này trong tương lai. Việc xem xét lại Luật Điện lực tiếp tục được thảo luận trong chu kỳ Chiến lược Phát triển Kinh tế - Xã hội (SEDS) hiện tại. Để nâng cấp hệ thống truyền tải nhằm theo kịp nhu cầu hiện nay, cần ưu tiên cho phép tư nhân tham gia và xây dựng một khung pháp lý cho phép tiến hành các thỏa thuận nhượng quyền đủ khả năng được cấp vốn.
Hợp đồng theo luật Đầu tư với phương thức đối tác công tư (PPP) ít được sử dụng cho các dự án năng lượng sạch
Mặc dù lưới điện và nhà máy điện nằm trong số 05 (năm) lĩnh vực được phép đầu tư theo luật mới về Đối tác công tư (Luật số 64/2020/QH14 - "Luật PPP"), tuy nhiên đấu thầu theo luật PPP chưa được áp dụng rộng rãi trong các dự án năng lượng sạch gần đây. Xu hướng phát triển các nhà máy điện năng lượng tái tạo gần đây là nhờ vào sự thúc đẩy của Chính phủ thông qua biểu giá điện hỗ trợ (FIT) theo cơ chế riêng, đi kèm với các điều khoản thỏa thuận mua bán điện mẫu (PPA) theo Luật Đầu tư. Khi Việt Nam dần chuyển dịch khỏi cơ chế FIT, luật PPP có thể cung cấp khung pháp lý hiệu quả cho các dự án năng lượng tái tạo lớn hơn, với mức độ linh hoạt cao hơn để có thể đàm phán các điều khoản hợp đồng. Tuy nhiên, luật PPP vẫn chưa rõ ràng về mức độ sẵn sàng của các cam kết bảo lãnh của chính phủ (GGU) vốn thường rất quan trọng để đảm bảo khoản nợ không truy đòi của dự án. Việc giảm bớt mức độ bảo vệ đối với rủi ro chuyển đổi tiền tệ và yêu cầu đối với luật pháp Việt Nam như luật điều chỉnh cũng cho thấy nhiều vấn đề đối với nhiều nhà tài trợ và bên cho vay. Điều này nên được coi là một nguồn rủi ro triển khai của các kế hoạch đầy tham vọng theo dự thảo QHĐ VIII, đặc biệt là đối với các dự án điện khí LNG phức tạp và thâm dụng vốn hiện đang được đẩy nhanh theo quy hoạch hiện nay. Về chương trình hiệu quả năng lượng, quy định giá trị dự án tối thiểu là 200 tỷ đồng (8,5 triệu USD) có thể tạo ra những rào cản cho các thỏa thuận PPP, do tính chất nhỏ và phân tán của các dự án hiệu quả năng lượng (thường dưới 1 triệu USD). Cần có các mô hình kết hợp dự án quan trọng để đạt được quy mô cần thiết đáp ứng các ngưỡng này.
Cam kết năng lượng sạch sẽ củng cố vị thế thị trường FDI hấp dẫn của Việt Nam
Với vị thế sẵn có là điểm đến hấp dẫn đối với đầu tư trực tiếp nước ngoài, nhờ kiểm soát hiệu quả đại dịch COVID-19, Việt Nam có khả năng hưởng lợi từ sự gián đoạn do đại dịch của các chuỗi cung ứng quan trọng trên toàn cầu, cũng như các tranh chấp thương mại đang diễn ra. Điều này phù hợp với tham vọng trở thành trung tâm công nghiệp hàng đầu trong các nền kinh tế ASEAN của Việt Nam, với tỷ trọng công nghiệp đạt 40% GDP vào năm 2030, tỷ trọng công nghiệp chế biến, chế tạo đạt 30% GDP (Nghị quyết số 23-NQ/TW). Khi các công ty đa quốc gia phải chịu áp lực giảm lượng khí thải carbon tổng thể ngày càng lớn và chuỗi cung ứng ngày càng được giám sát chặt chẽ, việc cung cấp nguồn điện sạch, an toàn và giá cả phải chăng cho các hoạt động của chuỗi cung ứng sẽ ngày càng trở nên quan trọng. Cam kết của Việt Nam về hiệu quả năng lượng và năng lượng các-bon thấp sẽ khiến thị trường ngày càng trở nên hấp dẫn hơn đối với các nhà đầu tư nước ngoài. Cung ứng doanh nghiệp về điện từ năng lượng tái tạo là một lộ trình giúp lực lượng sản xuất của Việt Nam nhanh chóng áp dụng chiến lược phi cacbon hóa và đạt hiệu quả về chi phí. Điều này cũng hấp dẫn đối với các công ty đa quốc gia vì đây là cơ hội để các công ty chứng minh khả năng bổ sung trước các bên liên quan, theo nghĩa là quy mô công suất năng lượng tái tạo bổ sung đang được phát triển ở Việt Nam thông qua các PPA của họ. Hơn nữa, với cơ cấu giá phù hợp, thỏa thuận PPA dài hạn của doanh nghiệp có thể tránh khỏi việc gia tăng chi phí điện. Chính phủ Việt Nam đáng được ghi nhận khi sẵn sàng đổi mới trong lĩnh vực này với chương trình thí điểm trực tiếp PPA với nhiều điều hứa hẹn sắp tới.
Cần tăng cường giải quyết tranh chấp để nâng cao niềm tin của nhà đầu tư
Theo các thỏa thuận mua bán điện mẫu, việc giải quyết tranh chấp diễn ra thông qua hòa giải trước Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (EREA), và nếu chưa được giải quyết thoả đáng thì có thể chuyển lên Cục Điều tiết Điện lực Việt Nam (ERAV), với kết quả có thể được khiếu nại tại tòa án của Việt Nam. Trên thực tế, một số tranh chấp PPA đã được thông qua trọng tài trong nước, đáng chú ý là có Trung tâm Trọng tài Quốc tế Việt Nam, tùy theo thỏa thuận của hai bên. Khi hệ thống điện của Việt Nam tiếp tục phát triển, chẳng hạn như việc chuyển dịch từ cơ chế biểu giá điện hỗ trợ sang đấu thầu cạnh tranh trong điều kiện tỷ lệ IPP ngày càng cao, vai trò giải quyết tranh chấp của ERAV ngày càng trở nên quan trọng. Do đó, cần tăng cường tính độc lập của ERAV để các phán quyết của ERAV có thể được các bên tham gia thị trường nhìn nhận là công bằng, khách quan và không có sự can thiệp chính trị. Theo khung pháp lý đấu thầu cạnh tranh mới, Việt Nam nên quy định quyền khiếu kiện lên trọng tài như một thông lệ tiêu chuẩn, khác với khung pháp lý hiện tại đòi hỏi sự đồng ý của EVN trong từng trường hợp cụ thể.
Phối hợp giải quyết vấn đề về quyền sử dụng đất vẫn là một thách thức trong phát triển dự án
Khả năng tiếp cận đất đai là một chủ đề quan trọng đối với các dự án hạ tầng truyền tải cũng như dự án điện từ năng lượng tái tạo. Đất đai vẫn thuộc quyền sở hữu của nhà nước và các cá nhân, tổ chức có thể mua quyền sử dụng đất thông qua Giấy chứng nhận quyền sử dụng đất (GCNQSDĐ). Người nước ngoài có thể được nhận GCNQSDĐ đối với các dự án năng lượng tái tạo, tuy nhiên, quá trình cấp chứng nhận vẫn còn nhiều khó khăn, đặc biệt đối với các đơn vị phát triển chưa quen thuộc với thị trường. Cần phải cải thiện tính minh bạch và tính phối hợp giữa các quy trình phê duyệt cũng như giữa các bên liên quan của chính phủ và các tỉnh để đạt được hiệu quả chi phí và phát triển nhanh chóng các dự án năng lượng tái tạo, hạn chế rủi ro không minh bạch. Các cơ chế đấu thầu năng lượng tái tạo trong tương lai mang lại cơ hội ứng dụng những quy trình thu hồi và giải phóng mặt bằng đơn giản hóa. Đặc biệt, Ủy ban nhân dân tỉnh có thể đóng vai trò quan trọng hơn trong việc xác định địa điểm các dự năng lượng án tái tạo và chịu trách nhiệm thu hồi, giải phóng mặt bằng. Ngoài ra, nhằm tạo điều kiện thuận lợi cho việc lập kế hoạch, quy hoạch tổng thể sử dụng đất cấp tỉnh và quốc gia cần cân nhắc nhu cầu đất để phát triển các dự án tái tạo và hạ tầng truyền tải.
Đảm bảo thị trường bán buôn điện khuyến khích các hoạt động vận hành thân thiện với hệ thống bằng cách cung cấp tín hiệu giá chính xác và rõ ràng cho tất cả các bên tham gia thị trường một cách phù hợp. Việc được nhận tín hiệu giá chính xác có thể khuyến khích hiệu quả hoạt động và phân bổ vốn cao hơn.
Tăng cường tính độc lập của ERAV để tất cả các bên tham gia thị trường có thể nhìn nhận các quyết định mà ERAV đưa ra là công bằng, khách quan và không có sự can thiệp chính trị. Cân nhắc quy định quyền khiếu kiện lên trọng tài như một thông lệ tiêu chuẩn trong các hợp động mua bán điện từ năng lượng tái tạo.
Nâng cao tính độc lập của NLDC trong thời gian sắp tới và cân nhắc lộ trình tách Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia Việt Nam (EVN NPT), và việc tách bạch các hoạt động mang tính phân bổ và cạnh tranh như sản xuất và bán lẻ điện tại các tổng công ty điện lực của EVN.
Xem xét sửa đổi khung pháp lý thúc đẩy đầu tư tư nhân vào hạ tầng truyền tải nhằm kịp thời thực hiện các đợt nâng cấp theo kế hoạch và đạt hiệu quả về chi phí. Bên cạnh đó, cũng cần ưu tiên xây dựng khung pháp lý cho đấu thầu cạnh tranh và các thỏa thuận nhượng quyền đủ khả năng được cấp vốn, chẳng hạn như thông qua luật PPP mới.
Thiết lập các hướng dẫn về đấu thầu cạnh tranh và minh bạch đối với các dự án năng lượng tái tạo nhằm tạo ra một sân chơi bình đẳng giữa khu vực tư nhân và các doanh nghiệp nhà nước (DNNN), cả trong nước và khu vực. Đảm bảo rằng các rủi ro phát triển dự án liên quan đến việc cấp GCNQSDĐ được cân nhắc trong quá trình thiết kế khung pháp lý đấu thầu.
Trong bối cảnh hạn chế về tài chính công và nhu cầu năng lượng ngày càng tăng, đầu tư tư nhân được công nhận là một thành phần quan trọng để đảm bảo nguồn cung điện dài hạn dễ tiếp cận và giá cả phải chăng cho người tiêu dùng. Việt Nam đã tìm cách chuyển từ phương pháp quản lý độc quyền theo kế hoạch tập trung sang phát triển ngành điện với nhiều thành phần tham gia. Tại thời điểm này, thị trường có thể được coi là mang tính cạnh tranh từng phần và EVN vẫn giữ vị trí thống lĩnh. Cơ quan quản lý đã được thành lập và cơ chế đấu thầu sắp tới sẽ mở đường cho hoạt động đấu thầu cạnh tranh và minh bạch hơn. Việt Nam đang thực hiện các kế hoạch nhằm nâng cao hiệu quả và cạnh tranh bằng cách tư nhân hóa cổ phần của các DNNN, đặc biệt là quyền sở hữu các nhà máy phát điện của công ty điện lực nhà nước (EVN) thông qua quá trình cổ phần hóa, cũng như bằng cách tăng cường quản trị doanh nghiệp.
Cần nỗ lực nhiều hơn nữa để san bằng sân chơi giữa các IPP và EVN
Thị trường điện ở Việt Nam vẫn đa phần thuộc sở hữu của nhà nước với việc EVN và các công ty con duy trì độc quyền phân phối, bán buôn và bán lẻ truyền tải điện (xem chương 2). Cho đến năm 2018, 58% sản lượng điện vẫn thuộc về EVN, và 13% thuộc sở hữu của PetroVietnam và Vinacomin (VIET, 2021[1]). Bối cảnh thị trường hiện đã thay đổi với nguồn đầu tư tư nhân kể từ năm 2019 thông qua các dự án năng lượng tái tạo (Hình 4.1). Hoạt động chủ yếu diễn ra dưới hình thức đầu tư mới (Greenfield Investment) vào điện gió và điện mặt trời công suất lớn theo thỏa thuận với đơn vị sản xuất điện độc lập (IPP). Từ năm 2018 đến năm 2020, tỷ trọng công suất do các IPP sở hữu đã tăng từ 21% lên 31% tổng công suất lắp đặt (VIET, 2021[1]). Do cấu trúc tích hợp của thị trường, việc phát triển và vận hành các dự án năng lượng tái tạo vẫn phụ thuộc nhiều vào EVN. Đối với các dự án điện mặt trời, gió, sinh khối, chất thải và thủy điện nhỏ, các IPP phụ thuộc vào các thỏa thuận mua bán điện (PPA) không thương lượng từ EVN, bên mua điện duy nhất tại Việt Nam (thảo luận trong Chương 3). Theo luật hiện hành, không có khung pháp lý nào cho việc người sử dụng công nghiệp và thương mại được phép giao dịch mua bán trực tiếp với các IPP cung cấp điện năng lượng tái tạo.
Cho tới nay, phần lớn các dự án năng lượng tái tạo là do khu vực tư nhân phát triển. Tuy nhiên, dù quy mô còn khiêm tốn, điện năng lượng tái tạo cũng góp mặt trong các chiến lược của DNNN, củng cố nhu cầu về một quy trình đấu thầu công bằng và minh bạch. Hệ thống hiện tại có thể được coi là đang ưu tiên các DNNN hoạt động trong lĩnh vực năng lượng, do có mối quan hệ về cơ cấu với Bộ Công Thương (Bộ CT), sẽ dễ dàng điều hướng quá trình phát triển dự án hơn, kết hợp với lợi thế cạnh tranh của các DNNN tại Việt Nam, chẳng hạn như thuận lợi trong tiếp cận đất đai và khả năng vay vốn từ các ngân hàng thương mại nhà nước với nhiều điều kiện ưu đãi hơn.
Cho đến nay, các mục tiêu năng lượng tái tạo do DNNN triển khai vẫn còn khiêm tốn. Ví dụ, PetroVietnam, một doanh nghiệp dầu khí nhà nước có kế hoạch triển khai 100MW công suất từ nguồn năng lượng tái tạo vào năm 2025 và 900 MW vào năm 2035 (Renewables Now, 2020[3]). Các tổng công ty phát điện của EVN (GENCO) đã sở hữu công suất điện mặt trời lên tới 215 MW và theo quan sát, và vẫn dự kiến tăng công suất trong các chiến lược trong tương lai (VIET, 2021[1]) (EVN, 2019[4]). Tại một hội nghị nhà đầu tư vào tháng 01/2021, trước khi phát hành công khai lần đầu (IPO), GENCO 2 đã thông báo việc mới hoàn thành 50 MWp các dự án điện mặt trời, hiện đang xây dựng 55 MW điện gió, và có kế hoạch phát triển 08 (tám) dự án điện mới với tổng công suất 2.593 MW, bao gồm 06 (sáu) nhà máy điện mặt trời và 02 (hai) nhà máy nhiệt điện (Viet Nam News, 2021[5]). Khi EVN tiếp tục cổ phần hóa một phần các tổng công ty phát điện, tỷ lệ đầu tư vào năng lượng tái tạo có thể sẽ là điểm nổi bật trong chiến lược thu hút nhà đầu tư. Tuy nhiên, mức độ tham gia sâu của EVN vào lĩnh vực năng lượng tái tạo sẽ gây khó khăn cho hoạt động cạnh tranh. Ở giai đoạn cải cách thị trường điện hiện tại, các tổng công ty phát điện của EVN đang có lợi thế rõ ràng so với đối thủ do có mối liên hệ về cơ cấu với các công ty con của EVN cũng như liên hệ với Bộ Công thương.
Đồng thời, khi thị trường bán buôn phát triển, điều quan trọng là tạo sân chơi công bằng để đảm bảo rằng giá cả phản ánh được điều kiện thực tế của hệ thống và không bị bóp méo.Thị trường bán buôn hiệu quả có thể giúp đem lại hiệu suất và tính linh hoạt cao hơn cho hệ thống vì việc nắm được các tín hiệu giá sẽ thúc đẩy phân bổ vốn và vận hành công trình hiệu quả đáp ứng nhu cầu của hệ thống. Sự tham gia thị trường của các nhà máy thuộc sở hữu của DNNN được hưởng lợi từ viện trợ trực tiếp hoặc gián tiếp của nhà nước có thể gây tổn hại đến khả năng cạnh tranh của tư nhân, gây thiệt hại cho người tiêu dùng và tài chính công. Các rào cản đối với hoạt động hiệu quả của thị trường cũng có thể xuất hiện khi chính sách cạnh tranh và các quy định về quản trị DNNN vẫn còn lỗ hổng cho các hành vi chống cạnh tranh như định giá phá giá nội địa hoặc các hành vi lạm dụng quyền lực thị trường khác. Việt Nam đã đạt được những tiến bộ đáng kể trong việc phân tách EVN và cải cách DNNN, việc duy trì mức độ tham gia của các DNNN (mặc dù giảm dần theo thời gian) vào thị trường điện và vai trò chi phối của EVN trên tất cả các khâu của thị trường vẫn còn là vấn đề đối với việc đạt được tham vọng của chương trình phát triển thị trường điện được ưu tiên trong Luật Điện lực và đã được đề ra trong các chiến lược ngành khác như nghị quyết 55.
Hiện tại các đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo được hưởng lợi từ cơ chế giá FIT không bị ảnh hưởng bởi giá thị trường vì họ không tham gia vào thị trường điện. Điều này phổ biến trên toàn cầu vì cần có sự ổn định về doanh thu và biểu giá ưu đãi để kích thích tiến độ phát triển công nghệ. Tuy nhiên, khi các đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo được tích hợp vào thị trường vào cuối thời hạn 20 năm của FIT, thiết kế thị trường sẽ cần được điều chỉnh phù hợp để đảm bảo tín hiệu giá vẫn có lợi cho việc tiếp tục vận hành công trình và có khả năng khuyến khích đầu tư. Khi quá trình cải cách nhằm phát triển thị trường vẫn đang tiến triển, cần áp dụng lập kế hoạch có xét đến thay đổi trong tương lai cho sự kiện tất yếu này, chẳng hạn như thông qua việc từng bước đưa các công trình mới tiếp xúc với giá thị trường. Bằng chứng từ các thị trường châu Âu đã chỉ ra rằng tỷ trọng cao quy mô công suất điện từ năng lượng tái tạo biến thiên có thể dẫn đến giảm triển vọng doanh thu, đặc biệt là trong những giờ phát điện cao điểm (Rövekamp et al., 2021[6]).
Cần xây dựng một quy trình đấu thầu minh bạch, rõ ràng và có lộ trình cụ thể
Công cụ chính để đấu thầu dự án là Quy hoạch Phát triển Điện lực (QHĐ), trong đó liệt kê một loạt các dự án sẽ được phát triển trong kỳ quy hoạch. Một cột mốc quan trọng trong quá trình phát triển các dự án năng lượng tái tạo là việc đưa dự án vào quy hoạch phát triển điện lực của tỉnh. Đối với dự án dưới 30 MW, việc đánh giá dự án được thực hiện bởi cơ quan điều hành của chính quyền cấp tỉnh là UBND tỉnh và cơ quan cấp tỉnh trực thuộc UBND tỉnh của Bộ Công Thương là Sở Công Thương. Bước phê duyệt cuối cùng cho các dự án dưới 30 MW cũng như đánh giá và phê duyệt các dự án trên 30 MW, đều do cấp trung ương thực hiện. Khung pháp lý cho hoạt động đấu thầu này và đặc biệt là thủ tục phê duyệt dự án đã được ghi nhận là thiếu hướng dẫn rõ ràng, với việc thủ tục được áp dụng khác nhau giữa các tỉnh.
Quy trình hiện tại cũng để ngỏ cánh cửa cho các hành vi đầu cơ, theo đó các nhà đầu tư, cả trong và ngoài nước, không có chuyên môn kỹ thuật hoặc nguồn lực tài chính đủ mạnh tìm cách nhận nhiều dự án, với mục đích bán cổ phần của họ trong mỗi dự án cho các đơn vị phát triển năng lượng tái tạo phù hợp hơn. Việc thiết lập một thủ tục minh bạch sẽ là bước tiến quan trọng để đảm bảo cạnh tranh bình đẳng và lựa chọn được các nhà đầu tư thích hợp nhất, cũng như tinh giản một số quy trình phát triển dự án. Do đó, điều này có thể giảm rủi ro trong phát triển dự án, giúp giảm phí bảo hiểm rủi ro dự kiến trong lợi nhuận vốn chủ sở hữu và chi phí nợ (VIR, 2020[7]).
Việt Nam đã cam kết áp dụng một chương trình đấu thầu cạnh tranh có cấu trúc cho dự án năng lượng tái tạo trong tương lai gần, tuy nhiên cần xây dựng các hướng dẫn pháp lý bổ sung về cách thức hoạt động của chương trình này theo các cơ chế pháp lý tổng thể. Không như các hợp đồng PPP có yêu cầu về thủ tục đấu thầu theo luật PPP mới, các quy định hiện hành không đưa ra khung pháp lý rõ ràng để lựa chọn cạnh tranh các IPP nguồn phát mới, bao gồm các dự án điện từ năng lượng tái tạo và khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG). Cơ chế đấu thầu cạnh tranh giữa nhiều loại công nghệ là quan trọng nhằm cung cấp tính minh bạch và lộ trình cụ thể cho các nhà đầu tư nhằm giảm chi phí. Hướng dẫn sẽ cần làm rõ liệu việc phê duyệt nhà đầu tư có tuân theo quy định của Luật Đầu tư 2021 và các quy định hiện hành về đấu thầu hay không. Việc xây dựng cơ chế đấu thầu cạnh tranh cho điện mặt trời do Ngân hàng Thế giới hỗ trợ với sự tham gia đóng góp của các bộ ngành chủ quản, khu vực tư nhân và các đối tác phát triển (World Bank Group, 2019[8]). Chiến lược và khuôn khổ do Ngân hàng Thế giới đưa ra đề xuất lựa chọn đấu thầu cạnh tranh giữa các nhà đầu tư dựa trên địa điểm dự án được lựa chọn trước, theo trạm biến áp hoặc công viên điện mặt trời. Việc đấu thầu sẽ được tiến hành ở cấp địa phương được tổ chức bởi UBND tỉnh, đơn vị này sẽ đánh giá khả năng tài chính, khả năng huy động nợ và kinh nghiệm của IPP trong việc xây dựng và vận hành các nhà máy điện mặt trời (PV), điện gió trên đất liền hoặc ngoài khơi quy mô lớn, cũng như một số dạng nghiên cứu tiền khả thi của dự án (xem thảo luận sâu hơn tại chương 5).
Tăng cường cạnh tranh cần được ưu tiên trong quá trình cổ phần hóa
Trong quá trình cải cách thị trường điện, EVN đã tiến hành tái cơ cấu thành các đơn vị riêng biệt để tăng cường tính độc lập với mục tiêu dài hạn là thoái vốn khỏi các hoạt động phát điện, ngoại trừ các công trình thủy điện chiến lược đa mục tiêu. Song song với các khía cạnh khác của quá trình cải cách thị trường, tiến độ triển khai các kế hoạch tư nhân hóa nhà máy phát điện (cổ phần hóa) vẫn chậm hơn dự kiến. EVN đã tái cơ cấu hoạt động phát điện với mục tiêu cổ phần hóa hoàn toàn các công ty quản lý nhà máy điện ngoài thủy điện chiến lược vào năm 2014. Quá trình này bị chững lại sau khi EVN gặp khủng hoảng tài chính trong giai đoạn 2009-2010, và cần chính phủ bổ sung một nguồn vốn cổ phần đáng kể (Lee and Gerner, 2020[9]). Kế hoạch "cổ phần hóa" một phần các nhà máy phát điện của EVN, bắt đầu từ năm 2018, đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt (Quyết định số 852/QĐ-TTg), trong đó EVN giữ lại ít nhất 51% cổ phần tại các GENCO trong giai đoạn đầu. Quá trình này đã được ghi nhận là đầy thách thức và kết quả đợt IPO đầu tiên của GENCO 3 còn rất xa so với mục tiêu, chỉ bán được 0,36% cổ phần của GENCO 3, thấp hơn nhiều so với mục tiêu 12,8% và chỉ huy động được khoảng 8 triệu USD so với mức 290 triệu USD như mong muốn (OECD, 2018[10]). Sau vòng thứ hai, tổng số 2,8% cổ phần công ty đã được bán. EVN đang tiếp tục thực hiện cổ phần hóa GENCO 2 và GENCO 1, tuy nhiên, đợt IPO của GENCO 2 vào năm 2021 chỉ nhận được phản ứng hờ hững tương tự từ các nhà đầu tư (VIR, 2021[11]).
Mặc dù chiến lược tư nhân hóa một phần các tổng công ty phát điện hiện tại của EVN tạo ra cơ hội huy động vốn mới cho lĩnh vực năng lượng này, nhưng không hẳn đã tăng cường được sự cạnh tranh trên thị trường. Bằng cách nắm cổ phần đa số, EVN vẫn giữ quyền kiểm soát hoạt động và đầu tư, thực tế vẫn duy trì hoặc có thể củng cố vị thế của mình trên thị trường và hạn chế tầm ảnh hưởng của các cổ đông tư nhân. Một phần nguyên nhân của kết quả thấp trong các đợt IPO có thể do cổ phiếu được định giá cao và sự biến động của thị trường chứng khoán Việt Nam, nhưng cũng do lo ngại về tình trạng tỷ lệ nợ cao của các nhà máy phát điện và những yếu kém trong quản trị doanh nghiệp (Viet Nam News, 2018[12]). Các nhà đầu tư phải góp phần gánh vác lượng công suất phát điện đáng kể với nhiều hồ sơ rủi ro khác nhau vì ngoài các công trình chiến lược, toàn bộ hoạt động phát điện của EVN đều được tổ chức quản lý tại ba GENCO này. Việc phân chia hoạt động phát điện thành một số công ty lớn như trên giúp EVN có thể tập hợp các nhà máy phát điện ở những khu vực bị hạn chế về truyền tải khi thị trường không đủ cạnh tranh, cũng như nhóm những nhà máy kém hiệu quả với những nhà máy có hiệu quả tốt hơn. Tuy nhiên, điều này có thể gây bất lợi cho các nhà đầu tư bên ngoài vì những nhà máy này sẽ làm tăng rủi ro cho danh mục đầu tư tổng thể. Trong bối cảnh thị trường điện đang trong quá trình chuyển dịch, nhằm đạt được tiến bộ về cải cách thị trường, đặc biệt là thị trường bán buôn sắp tới, có thể cho phép các nhà đầu tư linh hoạt hơn trong việc phân nhóm nhà máy điện, chẳng hạn phân nhóm trên cơ sở công ty con của các GENCO, hoặc bán riêng từng nhà máy, giúp nhà đầu tư có khả năng quản lý rủi ro tốt hơn (Asian Development Bank, 2000[13]).
Trong đợt IPO, mối quan tâm cũng được đặt ra xung quanh vấn đề quản trị doanh nghiệp. Quyền của cổ đông thiểu số ở một số lĩnh vực còn yếu. Tuy nhiên về mặt này, Việt Nam đã có những động thái quan trọng trong vài năm gần đây, trong đó Luật Doanh nghiệp có hiệu lực từ năm 2021, quy định giảm ngưỡng tỷ lệ nắm giữ cổ phần của cổ đông thiểu số có quyền truy cập thông tin quan trọng của công ty từ 10% xuống 5% và bỏ qua thời hạn sáu tháng trước đây trước khi cổ đông phổ thông có thể thực thi quyền của mình. Luật này cũng cho phép các cổ đông nắm giữ cổ phần ưu đãi cổ tức, vốn không có quyền biểu quyết theo luật Việt Nam, được tham dự và biểu quyết trong các cuộc họp cổ đông mà các nghị quyết được đề xuất ảnh hưởng tiêu cực đến quyền và nghĩa vụ của họ. (OECD, 2018[14])
Tăng cường tính độc lập của các bên tham gia thị trường điện sẽ đảm bảo cạnh tranh hiệu quả và tạo niềm tin trên thị trường
Một phân tích của Ngân hàng Thế giới về quá trình tư nhân hóa ở các nước đang phát triển ghi nhận rằng hiệu quả của việc chuyển từ sở hữu nhà nước sang sở hữu tư nhân có mối liên hệ mật thiết với sức mạnh của khuôn khổ pháp lý và sự cạnh tranh trên thị trường, mang lại lợi ích kinh tế và cải thiện hiệu suất của công ty. Trong lĩnh vực điện, quá trình tư nhân hóa chỉ có thể nâng cao công suất phát điện và sản lượng khi đi đôi với việc thành lập cơ quan quản lý độc lập. Ngược lại, trong môi trường ít cạnh tranh, những nỗ lực nâng cao hiệu quả hoạt động của DNNN sẽ không mấy thành công nếu thiếu tư nhân hóa (Estrin and Pelletier, 2018[15]).
Việc thành lập Cục Điều tiết Điện lực Việt Nam (ERAV), cơ quan phụ trách thanh tra và giải quyết tranh chấp trong hoạt động điện lực là một bước tiến quan trọng trong quá trình cải cách ngành điện. Tuy nhiên, như đã thảo luận tại chương 2, ERAV về cơ bản vẫn là đơn vị trực thuộc Bộ Công Thương và khi thị trường phát triển, vai trò giám sát của ERAV sẽ cần được tăng cường và có thể cần được mở rộng. ERAV có thẩm quyền giải quyết tranh chấp theo mẫu PPA. Điều này có thể khiến các nhà đầu tư lo ngại về việc có khả năng không được đối xử công bằng trong các tình huống xảy ra xung đột với EVN, do những hạn chế về thẩm quyền và tính độc lập của ERAV.
Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (NLDC), cũng là Đơn vị vận hành Hệ thống, đóng vai trò thiết yếu trong việc đảm bảo cạnh tranh hiệu quả và thu hút đầu tư từ khu vực tư nhân. NLDC quyết định hoạt động vận hành ngắn hạn của các nhà máy phát điện và là đầu mối liên hệ về hệ thống truyền tải điện. Theo kế hoạch, NLDC sẽ được tách khỏi EVN trong giai đoạn từ 2025 đến 2030, nhưng cho đến thời điểm đó, Trung tâm vẫn phụ thuộc về cơ cấu vào EVN, vốn đang nắm giữ một phần đáng kể công suất phát điện. Sự thiếu độc lập giữa hoạt động sản xuất điện và vận hành hệ thống làm dấy lên những lo ngại về tính khách quan trong việc ưu tiên điều độ. Lo ngại này càng trở nên có cơ sở khi tình trạng cung vượt quá cầu và tắc nghẽn lưới truyền tải cùng với việc thiếu sự cam kết theo hình thức nhận-hoặc-trả tiền từ bên mua điện đang hình thành rủi ro đáng kể cho các đơn vị phát triển năng lượng tái tạo. Tính độc lập của NLDC cũng như một cơ chế điều độ giải quyết tắc nghẽn rõ ràng và minh bạch sẽ là những bước tiến quan trọng để tạo được sự tin tưởng vững chắc hơn cho các đơn vị phát điện, cần được ưu tiên trong thời gian tới.
Tại thời điểm này, quyền sở hữu và hoạt động vận hành, bảo trì lưới điện truyền tải vẫn thuộc về EVN, do Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVN NPT) thực hiện. Vai trò cấp các thỏa thuận đấu nối vào lưới điện của EVN NPT có thể là yếu tố tạo ra xung đột lợi ích cả trong cảm quan lẫn thực tế, ảnh hưởng đến khả năng tiếp cận bình đẳng hệ thống truyền tải của các IPP và DNNN trong quá trình cạnh tranh. Cách quản lý đấu nối lưới điện cũng không mấy minh bạch và có thể cải thiện được, ví dụ bằng cách áp dụng thứ tự đấu nối "đến trước - phục vụ trước" do ERAV giám sát. Ngoài ra, cần có những cải cách toàn diện hơn về cơ cấu tổ chức của EVN để chuẩn bị cho quá trình tự do hóa thị trường bán lẻ dự kiến theo lộ trình cải cách thị trường giai đoạn 2021-2023. Hiện các Tổng công ty Điện lực (PC) thuộc EVN đang thực hiện đồng thời chức năng bán lẻ, phân phối và quản lý dữ liệu công tơ. Để cải cách thị trường bán lẻ hiệu quả, các chức năng này cần phải được tách biệt, thông qua quá trình tách bạch về chi phí, quản lý ban đầu và có khả năng tách biệt hoàn toàn về mặt pháp lý ở giai đoạn sau. Đây là yêu cầu quan trọng để đảm bảo sự đối xử công bằng giữa các bên cạnh tranh là đơn vị bán lẻ và đơn vị phát điện, đồng thời bảo vệ những dữ liệu tuyệt mật có thể mang lại lợi thế cạnh tranh không bình đẳng (Ricardo Energy & Environment, 2019[16]).
Cơ chế đầu tư nước ngoài ở Việt Nam nhìn chung khá thông thoáng, với chỉ số hạn chế FDI rất thấp là 0,01, với 0 là mức độ cởi mở cao nhất, đứng đầu các nước trong khu vực về mặt này (Hình 4.2). Việc phê chuẩn Hiệp định Thương mại tự do EU-Việt Nam (EVFTA) năm 2020 và Hiệp định Đối tác Toàn diện và Tiến bộ xuyên Thái Bình Dương (CPTPP) năm 2019 càng thể hiện rõ hơn cam kết của chính phủ trong việc tạo cơ hội cho các nhà đầu tư nước ngoài. Năng lượng sạch là cơ hội để hỗ trợ thực hiện tham vọng phát triển công nghiệp của Việt Nam khi thu hút được nguồn FDI từ những công ty đa quốc gia đang ngày càng có ý thức cao hơn về môi trường. Đối với năng lượng sạch, một số rào cản hành chính nhất định vẫn còn tồn tại, đặc biệt là xung quanh các quy trình phát triển dự án, nhận thức về phân bổ rủi ro và cơ chế giải quyết tranh chấp.
Nguồn: OECD (2020) Hạn chế FDI (cơ sở dữ liệu)
Việt Nam có môi trường hấp dẫn và cởi mở đối với FDI
Nhà đầu tư nước ngoài, là công ty có vốn góp nước ngoài từ 50% vốn điều lệ trở lên, được đối xử gần như bình đẳng, trừ những nhà đầu tư thuộc lĩnh vực có tên trong “danh mục chưa được tiếp cận” hoặc “danh mục tiếp cận có điều kiện”. Hoạt động đầu tư nước ngoài và trong nước vào lĩnh vực năng lượng sạch chịu sự điều chỉnh của Luật Đầu tư (số 67/2014/QH13) quy định các hoạt động đầu tư kinh doanh trong nước và Luật Doanh nghiệp (số 59/2020/QH14) quy định loại hình doanh nghiệp được phép kinh doanh trong nước và cách thức hoạt động. Năng lượng là một trong số các lĩnh vực được phép kinh doanh và đơn vị phát triển năng lượng tái tạo nước ngoài chỉ cần thực hiện một bước bổ sung chính thức duy nhất là xin cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư (IRC) ở cấp trung ương hoặc cấp tỉnh (Apricum, 2020[17]). Tùy thuộc vào quy mô của dự án, Bộ Kế hoạch và Đầu tư (MPI) hoặc cơ quan cấp tỉnh của Bộ là Sở Công Thương (DPI) sẽ giám sát quá trình này. Tất cả các doanh nghiệp mới, cả trong và ngoài nước, đều phải đăng ký Giấy chứng nhận đăng ký doanh nghiệp.
Theo Luật Đầu tư, các nhà đầu tư không bắt buộc phải tìm nguồn cung ứng tại địa phương. Các hiệp định, chẳng hạn như Hiệp định các biện pháp đầu tư liên quan đến thương mại (TRIMs) của WTO và Hiệp định Thương mại và Đầu tư Việt Nam - EU năm 2020 đã khẳng định điều này. Các quy định pháp luật khác cũng đặt ra yêu cầu nhất định của địa phương đối với việc ký hợp đồng thầu phụ khi đầu tư cho điện tái tạo hoặc hiệu quả năng lượng, hoặc có thể yêu cầu thực hiện các hoạt động xây dựng năng lực để đảm bảo năng lực kỹ thuật cho các nguồn lực tại địa phương. Cụ thể, Luật Đấu thầu và Nghị định số 59/2015/NĐ-CP hướng dẫn Luật Xây dựng quy định nhà thầu nước ngoài phải thuê nhà thầu phụ Việt Nam để thi công xây dựng tại Việt Nam. Các quy định hiện hành không bắt buộc nhà đầu tư nước ngoài phải thuê nhân viên là người địa phương, nhưng đối với một số vị trí nhất định, người lao động Việt Nam được ưu tiên hơn theo Bộ luật Lao động 2012. Theo Luật PPP mới, nhà đầu tư cam kết sử dụng nhà thầu, hàng hóa, nguyên vật liệu trong nước được hưởng ưu đãi trong quá trình xét thầu.
Năng lượng sạch là thiết yếu để thực hiện tham vọng trở thành trung tâm công nghiệp hàng đầu
Khu vực công nghiệp là động lực tăng trưởng của nền kinh tế Việt Nam, và thành phần nòng cốt trong chiến lược kinh tế của đất nước là thu hút FDI, đặc biệt là tập trung vào lĩnh vực chế tạo với tham vọng trở thành trung tâm công nghiệp hàng đầu trong các nền kinh tế ASEAN. Theo Chính sách Công nghiệp quốc gia (Nghị quyết số 23-NQ/TW), Việt Nam dự định đến năm 2030, tỉ trọng công nghiệp chiếm 40% GDP, trong đó công nghiệp chế biến, chế tạo chiếm 30% GDP. Hiện nay, khi những tranh chấp thương mại và sự gián đoạn do COVID-19 trong những chuỗi cung ứng lớn toàn cầu đang diễn ra, với khả năng kiểm soát hiệu quả đại dịch, ngành công nghiệp sản xuất của Việt Nam đang có kiện thuận lợi để đón nhận nhiều vốn FDI hơn. Tuy nhiên, cần tiếp tục cải thiện hiệu quả quản lý môi trường trong công nghiệp để đảm bảo quốc gia có thể tận dụng những xu hướng này. Chính sách môi trường của các công ty đa quốc gia đang tiếp tục thắt chặt trên toàn thế giới và hoạt động giám sát tác động môi trường của các chuỗi cung ứng quốc tế sẽ ngày càng chặt chẽ. Do vậy, Việt Nam cần ưu tiên áp dụng các biện pháp sản xuất sử dụng năng lượng hiệu quả và tăng cường khả năng tiếp cận nguồn điện từ năng lượng tái tạo để duy trì được sức hấp dẫn đối với FDI. Sự hình thành Liên minh mua năng lượng tái tạo (REBA) Việt Nam đã nêu bật mối quan tâm ngày càng lớn của doanh nghiệp trong nước và quốc tế về vấn đề này (USAID, 2019[18]).
Việt Nam đã nhận thức được tầm quan trọng của những cơ hội và thách thức này, như thể hiện tại chương trình thí điểm thỏa thuận mua bán điện trực tiếp (DPPA) giữa các đơn vị phát triển hoặc công ty phát điện từ năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện thương mại và công nghiệp (Dự thảo Quyết định DPPA), đã trình Bộ Công Thương vào năm 2020. Với Dự thảo Quyết định số 544, Bộ Công Thương đang đề xuất một cơ chế DPPA tổng hợp cho các dự án điện từ năng lượng tái tạo thí điểm sẽ được thực hiện từ năm 2020 đến tháng 6/2022. Thí điểm DPPA được đề xuất giới hạn trong phạm vi khách hàng sử dụng điện cho sản xuất công nghiệp và nguồn điện của các đơn vị phát điện gió và điện mặt trời nối lưới có công suất trên 30 MW, được phê duyệt theo QHĐ VII sửa đổi.
Thủ tục phức tạp và phân bổ rủi ro không rõ ràng có thể hạn chế FDI vào các dự án năng lượng tái tạo
Mặc dù mức độ hạn chế FDI còn thấp, giai đoạn đầu triển khai năng lượng tái tạo của Việt Nam chủ yếu do các tập đoàn trong nước hàng đầu như BIM Group, Trung Nam Group và Xuan Cau Group và các đơn vị phát triển lớn của ASEAN như AC Energy của Philippines và Super Energy, B Grimm của Thái Lan. FDI từ các nước OECD vẫn thấp do những nguyên nhân như quy trình phát triển dự án phức tạp, nhận thức rủi ro, và sự thiếu tin tưởng vào các cơ chế giải quyết tranh chấp.
Quy trình cấp phép và chứng nhận cho các dự án năng lượng tái tạo rất dàn trải, đòi hỏi một số thủ tục hành chính và tài liệu pháp lý liên quan đến chứng nhận đầu tư và giấy chứng nhận doanh nghiệp, bổ sung quy hoạch cấp tỉnh và quốc gia, thỏa thuận đấu nối lưới điện với EVN, giải phóng mặt bằng, và đánh giá tác động môi trường. Quá trình này tương đối phức tạp, đòi hỏi có sự tham gia của nhiều bên liên quan cả ở cả cấp trung ương và cấp tỉnh. Trong khi các nhà đầu tư quốc tế vẫn hiểu rằng mỗi thị trường ở châu Á đều có đặc điểm riêng, thị trường Việt Nam lại phức tạp hơn khi các tỉnh có thể áp dụng thủ tục hành chính khác nhau. Thực trạng này thường đòi hỏi hỗ trợ pháp lý và kỹ thuật với hiểu biết về đặc thù mỗi tỉnh để chuẩn bị hồ sơ, cũng như tiến hành các quy trình tại cơ quan chức năng có liên quan của tỉnh, làm gia tăng chi phí. Đặc điểm yêu cầu đầu tư lớn về thời gian và nguồn lực trong quá trình phát triển các dự án năng lượng tái tạo có thể là một yếu tố cản trở, vì các nhà đầu tư sẽ cân nhắc kỹ lưỡng tỷ lệ rủi ro-lợi nhuận. Do hiện tại không có quy trình đấu thầu cạnh tranh, điều này cũng để ngỏ cơ hội cho các hoạt động chưa thực sự hiệu quả, chẳng hạn như các nhà đầu tư địa phương, dù không đủ năng lực trong lĩnh vực phát triển năng lượng tái tạo nhưng có hiểu biết tốt hơn về hệ thống quản lý, phát triển các dự án với ý định bán cổ phần cho các nhà đầu tư nước ngoài để thu lợi.
Như đã thảo luận trong chương 3, các điều khoản PPA khiến nhà đầu tư phải chịu những rủi ro nhất định. PPA mẫu cho điện từ năng lượng tái tạo không đưa ra nghĩa vụ nhận-hoặc-trả tiền hoặc mức bao tiêu tối thiểu. Điều này tạo ra sự không chắc chắn của thỏa thuận trong điều kiện các đơn vị phát triển phải đối mặt với rủi ro cắt giảm công suất cao do hạn chế về công suất truyền tải. Các nhà đầu tư nước ngoài cũng chịu rủi ro về khả năng quy đổi tiền tệ do FIT có mức giá cố định theo giá trị đô la Mỹ nhưng được thanh khoản bằng Việt Nam đồng. Cuối cùng, các điều khoản bồi thường khi chấm dứt thỏa thuận mua bán điện sớm mà không do lỗi của đơn vị phát triển là không rõ ràng. Việc thiếu khả năng dự đoán mức bồi thường tạo ra sự không chắc chắn về dòng tiền trong tương lai cũng như khả năng trả nợ, đặc biệt trong tình hình phát triển hiện tại của thị trường năng lượng tái tạo.
Các cơ chế giải quyết tranh chấp có thể không đủ để tạo niềm tin vững chắc cho các nhà đầu tư nước ngoài
Theo thoả thuận mẫu PPA, tranh chấp được giải quyết theo pháp luật Việt Nam, do Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (EREA) của Bộ Công Thương hòa giải, và nếu không được giải quyết được sẽ chuyển lên Cục Điều tiết Điện lực Việt Nam. Các bên có thể kháng cáo kết quả tại tòa án của Việt Nam. Điều này có thể gây khó khăn cho các nhà đầu tư, vì EVN và các công ty con có mối liên hệ chặt chẽ với Bộ Công Thương thông qua cả cấu trúc pháp lý và hoạt động quản trị doanh nghiệp. Chính phủ có thẩm quyền quyết định các khoản đầu tư của EVN, bổ nhiệm thành viên hội đồng quản trị và ban lãnh đạo cấp cao của EVN (Lee and Gerner, 2020[9]). Điều này cùng sự phụ thuộc về cơ cấu của EREA và ERAV vào Bộ Công thương dấy lên lo ngại về công bằng khi giải quyết tranh chấp.
Mô hình PPA cho phép sử dụng một cơ quan giải quyết tranh chấp khác nếu cả hai bên đồng ý phân xử trọng tài, nhưng cũng cho EVN có quyền từ chối. Trên thực tế, EVN đã chấp thuận sử dụng trọng tài địa phương tại một số dự án, đặc biệt là thông qua Trung tâm Trọng tài Quốc tế Việt Nam, tuy nhiên những quyết định dạng này chỉ được đưa ra riêng cho từng trường hợp. Nhìn chung, trọng tài quốc tế thường được các nhà đầu tư quốc tế tại Việt Nam ưu tiên sử dụng thay vì tòa án trong nước, và ưu tiên hơn các đơn vị tư nhân như Trung tâm Trọng tài Quốc tế Việt Nam. Theo Công ước New York về Công nhận và Thi hành Phán quyết Trọng tài Nước ngoài 1958, nhà đầu tư nước ngoài có thể đàm phán các điều khoản về sử dụng trọng tài quốc tế vốn được coi là trung lập hơn, chẳng hạn như Trung tâm Trọng tài Quốc tế Singapore. Tuy nhiên theo quan sát, đối với các dự án năng lượng tái tạo theo PPA, EVN có thể không sẵn sàng chấp thuận trọng tài bên ngoài Việt Nam. Trong chiến lược và khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời sắp tới, Ngân hàng Thế giới cũng khuyến nghị về lựa chọn sử dụng trọng tài quốc tế trong trường hợp thỏa thuận mua bán điện bị chấm dứt sớm (World Bank Group, 2019[8]).
Trong khi luật pháp Việt Nam điều chỉnh cụ thể các dự án điện tái tạo theo mô hình PPA, thì FDI vào các lĩnh vực khác thường thuộc phạm vi các hiệp định đầu tư, vốn là một công cụ chính sách quan trọng để tạo ra môi trường đầu tư hấp dẫn. Các hiệp định này bảo vệ nhà đầu tư sau khi thành lập, cho phép đảm bảo tiếp cận với các cơ chế giải quyết tranh chấp giữa nhà đầu tư và nhà nước - ISDS (có cơ sở từ hệ thống trọng tài thương mại), thực thi đối xử công bằng và bình đẳng, áp dụng các điều khoản chống trưng thu mà không bồi thường, và chống lại sự phân biệt đối xử. Giữa khuôn khổ pháp luật Việt Nam và các điều ước quốc tế, nhà đầu tư trong nước và nước ngoài nhận được mức độ bảo vệ khác nhau, nhưng mức độ bảo vệ khác nhau dành cho nhà đầu tư nước ngoài tùy thuộc vào việc họ đầu tư theo quy định của điều ước quốc tế nào. Theo các điều khoản của PPA, các thông lệ này không áp dụng cho phát triển điện năng lượng tái tạo nhưng có thể áp dụng cho FDI vào các hoạt động khác trong lĩnh vực năng lượng sạch khác, ví dụ như theo các thỏa thuận PPP, theo đó các điều ước quốc tế có thể được sử dụng như một phương tiện để giải quyết tranh chấp.
Khả năng tiếp cận đất đai là một chủ đề quan trọng đối với các dự án hạ tầng truyền tải cũng như dự án điện năng lượng tái tạo. Tại Việt Nam, đất đai vẫn là tài sản của toàn dân và do chính phủ đại diện quản lý. Chỉ có quyền sử dụng đất được gọi là Giấy chứng nhận quyền sử dụng đất (GCNQSDĐ) mới có thể mua hoặc bán đất. Công dân Việt Nam có thể mua các quyền này vô thời hạn, trong khi người nước ngoài và doanh nghiệp nước ngoài chỉ có thể được mua trong thời hạn 50 năm và được gia hạn một lần. Quy trình này gần giống với hệ thống đất đai ở các nước khác như Vương quốc Anh và bản thân nó không phải là một hạn chế đối với đầu tư. Quá trình phối hợp để thu hồi GCNQSDĐ tương đối phức tạp, đòi hỏi sự tham gia của nhiều bên liên quan, có thể gây chậm trễ đáng kể trong phát triển hạ tầng.
Các vấn đề xung quanh việc xin cấp quyền sử dụng đất đóng vai trò quan trọng trong quá trình phát triển dự án
Đất đai là một nguồn rủi ro quan trọng trong việc phát triển các dự án năng lượng tái tạo ở Việt Nam. Những vùng có địa hình bằng phẳng chiếm không quá 20% diện tích địa lý của đất nước, ít hơn rất nhiều so với các vùng đất thấp nhiệt đới, đồi, và cao nguyên có rừng rậm. Đất sử dụng cho mục đích phát triển dự án năng lượng tái tạo, và đặc biệt là điện mặt trời, phải cạnh tranh với các mục đích khác, ví dụ như nông nghiệp. Theo chu kỳ quy hoạch trước đây, quy hoạch tổng thể sử dụng đất và quy hoạch phát triển điện không đồng bộ, dẫn đến những thách thức về tính sẵn có và quy hoạch những khu vực đất bằng phẳng. Như đã thảo luận trong chương 2, điều này có thể gây ra rủi ro trong chu kỳ lập kế hoạch hiện tại, vì dự thảo QHĐ VIII đã được đệ trình trước khi quy hoạch sử dụng đất tổng thể quốc gia hoàn thiện. Thêm vào đó là những rủi ro chậm đấu nối lưới điện và cắt giảm công suất do tắc nghẽn lưới điện. Điều này có nghĩa là không chỉ đất bằng phẳng có nhu cầu cao, mà đất có vị trí thích hợp cũng được săn đón nhiều hơn.
Để có quyền sử dụng đất, các đơn vị phát triển phải tiến hành đàm phán cấp GCNQSDĐ thông qua Ủy ban nhân dân tỉnh, cơ quan được giao thẩm quyền quản lý đất đai cấp tỉnh theo Luật Đất đai 2013. Hội đồng thẩm định do lãnh đạo tỉnh đứng đầu sẽ quyết định quy hoạch đất đai và xác định mức phí sử dụng đất. Các bước bao gồm thẩm định kế hoạch sử dụng đất và giải phóng mặt bằng của các cơ quan liên quan của tỉnh như cơ quan cấp tỉnh của Bộ TNMT - Sở Tài nguyên và Môi trường (Sở TNMT), đàm phán giữa các bên sở hữu GCNQSDĐ, thỏa thuận phí thuê đất, giải phóng mặt bằng và bồi thường cho chủ sở hữu. Trước khi hoàn tất thỏa thuận với UBND tỉnh, chủ đầu tư phải có báo cáo đánh giá tác động môi trường, giấy chứng nhận đăng ký đầu tư và giấy chứng nhận đăng ký doanh nghiệp của dự án. Đối với các đơn vị phát triển dự án năng lượng tái tạo, điều này tạo ra nhiều-quy trình đa tầng, có thể khác nhau giữa các tỉnh và nhìn chung là một thủ tục kéo dài, tốn kém và phức tạp đối với các IPP. Cho đến khi quy trình đánh giá nhà đầu tư và dự án có tính cạnh tranh hoàn thiện, quy trình này không loại trừ được các hoạt động đầu cơ, theo đó những vị trí đắc địa được các nhà đầu tư không có khả năng phát triển năng lượng tái tạo thu mua nhằm bán lại giấy phép hoặc cổ phần trong công ty cho các đơn vị phát triển năng lượng tái tạo có kinh nghiệm. Ngoài việc phát triển dự án năng lượng tái tạo, IPP còn có trách nhiệm đầu tư, lắp đặt và vận hành đường dây và máy biến áp từ nhà máy điện đến điểm đấu nối gần nhất, mà tùy thuộc vào vị trí của nhà máy so với trạm biến áp, có thể đi qua đất có nhiều chủ sở hữu quyền sử dụng đất. Điều này có tác động làm tăng đáng kể rủi ro phát triển dự án.
Một chức năng thiết yếu khác của quyền sử dụng đất là đảm bảo đầu tư và tài chính dài hạn. Nhà máy điện từ năng lượng tái tạo được coi là tài sản chính, có thể dùng làm tài sản bảo đảm cho người cho vay, trong khi quyền sở hữu nhà máy của IPP phụ thuộc vào quyền sử dụng đất hợp pháp của IPP. Quyền sử dụng đất cho phép các doanh nghiệp dự án hoặc công ty sử dụng cho mục đích đặc biệt (SPV) để quản lý nhà máy trong quá trình thực hiện PPA và thỏa thuận tài chính (World Bank Group, 2019[8]). Theo Luật Đất đai, nhà phát triển dự án được quyền sử dụng đất và tài sản gắn liền với đất làm tài sản bảo đảm, nhưng chỉ tại các tổ chức tín dụng hoạt động tại Việt Nam (World Bank Group, 2016[19]). Điều này hạn chế dòng vốn vay nợ quốc tế để phát triển các dự án năng lượng tái tạo do không có khả năng dùng đất đai làm tài sản bảo đảm tại các tổ chức tín dụng nước ngoài. Một số giao dịch lách được quy định này bằng cách sử dụng ngân hàng địa phương làm đại lý quản lý tài sản bảo đảm. Tuy nhiên, sự sắp xếp này còn mập mờ về pháp lý và tính hợp lệ chưa được thử nghiệm tại tòa án. Theo các cơ chế ưu đãi dành cho năng lượng tái tạo, các dự án có thể được miễn hoặc được hưởng lợi từ việc giảm phí thuê quyền sử dụng đất, nhưng nếu tận dụng ưu đãi này, các đơn vị phát triển sẽ mất quyền sử dụng đất làm tài sản bảo đảm, mặc dù họ vẫn có thể thế chấp tài sản gắn liền với đất tại các tổ chức tín dụng hoạt động tại Việt Nam (Hogan Lovells, 2018[20]).
Như đã thảo luận từ trước tại chương này, việc nâng cấp hạ tầng truyền tải yêu cầu những khoản đầu tư đáng kể. Trong khuôn khổ pháp luật hiện hành, các dự án nâng cấp này thuộc trách nhiệm của EVN, do truyền tải điện là hoạt động độc quyền nhà nước. Tuy vậy, vấn đề đất đai không chỉ là mối quan tâm của khu vực tư nhân. Giải phóng mặt bằng là vấn đề chính mà EVN phải đối mặt trong khi xây dựng các đường dây truyền tải điện mới có chiều dài đáng kể. EVN cũng cần thực hiện quy trình thương thảo tương tự với chủ sở hữu GCNQSDĐ của những khu đất mà đường dây đi qua. Các đường dây truyền tải điện đòi hỏi phải có các đánh giá tác động môi trường toàn diện được thẩm định bởi các bộ liên quan, đặc biệt là Bộ TNMT khi đường dây đi qua các khu vực bảo vệ, ví dụ như đất rừng. Nếu Việt Nam xem xét cho phép tư nhân đầu tư vào hạ tầng truyền tải, thì đây sẽ là một điểm cần cân nhắc quan trọng đối với các nhà đầu tư và cho vay tiềm năng.
Hướng dẫn đấu thầu cạnh tranh, điện mặt trời nổi và mái nhà ở các thành phố mang tới cơ hội mới
Nguồn cung tài nguyên đất phù hợp cho các dự án năng lượng tái tạo đang bị hạn chế, đặc biệt là đối với những nơi có vị trí thuận lợi để đấu nối lưới điện, và nơi công suất năng lượng tái tạo biến thiên (NLTT biến thiên) sẽ góp phần gây tắc nghẽn lưới điện. Hơn nữa, theo quy hoạch tổng thể trước đây, các dự án thường phải cạnh tranh về đất đai với các mục đích nông nghiệp, do quy hoạch sử dụng đất cấp tỉnh và QHĐ VII điều chỉnh đã được đồng bộ hóa. Nhằm đối phó với những rủi ro này, chiến lược và khung đấu thầu điện mặt trời do Ngân hàng Thế giới đề xuất đưa ra quy trình lựa chọn cạnh tranh các nhà đầu tư dựa trên vị trí dự án được xác định trước. Hai mô hình được đề xuất, đấu thầu cạnh tranh theo trạm biến áp và đấu thầu cạnh tranh công viên điện mặt trời có mục tiêu giải quyết các mối quan tâm xung quanh sự ổn định của lưới điện truyền tải và rủi ro phát triển dự án (World Bank Group, 2019[8]).
Mô hình liên kết trạm biến áp giúp tối ưu hóa việc sử dụng công suất truyền tải hiện có và giảm chi phí tiềm tàng về tích hợp NLTT biến thiên và cả nguy cơ cắt giảm công suất. EVN NPT sẽ có trách nhiệm xác định các trạm biến áp tại các tỉnh còn trong giới hạn công suất khả dụng và mời đấu thầu lượng MW công suất cụ thể tại từng trạm biến áp. Về lâu dài, hoạt động này cũng có khả năng chủ động thúc đẩy các khoản đầu tư lưới điện cần thiết cho phát điện NLTT biến thiên mới, bằng cách đồng thời lập kế hoạch công suất lưới điện và NLTT biến thiên. Chính phủ có thể phối hợp với các tỉnh kiểm tra các hạn chế về môi trường và xã hội đối với đất xung quanh trạm biến áp, nhưng theo mô hình này, các IPP có trách nhiệm xác định đất để đấu thầu cũng như thực hiện các thủ tục giải phóng mặt bằng. Điều này có nghĩa là mặc dù rủi ro cắt giảm công suất đã giảm bớt, đơn vị phát triển vẫn phải đối mặt với rủi ro phát triển đất.
Theo mô hình công viên điện mặt trời, việc xác định đất dự án và giải phóng mặt bằng do UBND tỉnh và EVN quản lý, phù hợp với quy hoạch sử dụng đất của tỉnh. Hai cơ quan này cũng sẽ thực hiện đầu tư cho hạ tầng công viên năng lượng mặt trời. Như vậy có nghĩa là tất cả các điều kiện hành chính tiên quyết xung quanh thủ tục về quyền sử dụng đất phải hoàn thành trước khi thủ tục đấu thầu cạnh tranh bắt đầu và các IPP trúng thầu giành được toàn quyền sở hữu đất mà không cần tiến hành đàm phán kéo dài với UBND tỉnh. IPP sẽ chịu trách nhiệm thu xếp tài chính, xây dựng và vận hành dự án điện mặt trời. Mô hình công viên điện mặt trời làm giảm đáng kể rủi ro phát triển dự án và có thể rút ngắn thời gian phát triển cho các IPP. Do đó, các khoản tiết kiệm chi phí, đặc biệt là liên quan đến xin cấp quyền sử dụng đất nên được phản ánh bằng biểu giá thấp hơn trong PPA. Trong khi mức rủi ro thấp hơn có thể thu hút các nhà đầu tư ngại rủi ro, các phương án này đòi hỏi nhiều hơn từ chính phủ, do là người quản lý quá trình, phải có đủ năng lực thể chế và ngân sách để thực hiện việc lựa chọn, giải phóng mặt bằng và phát triển hạ tầng.
Trước những hạn chế về đất đai, các cơ sở điện mặt trời nổi là một cơ hội hấp dẫn, đặc biệt là với hạ tầng thủy điện hiện có của Việt Nam. Việt Nam đã có sẵn công trình ĐMT nổi Hồ Tầm Bó và Hồ Gia Hoét 1, là những công trình lớn nhất Đông Nam Á, cả hai đều nằm trên các hồ chứa thủy lợi ở huyện Châu Đức, được đấu nối vào năm 2020 với công suất phát điện mỗi hồ là 35 MWp. Hai công trình này được triển khai tiếp theo một cơ sở điện mặt trời nổi 47,5 MWp được Ngân hàng Phát triển Châu Á tài trợ trên hồ chứa nhà máy thủy điện Đa Mi 175 MW hiện có do Công ty Cổ phần Thủy điện Đa Mi quản lý vận hành.
Sự phát triển của điện mặt trời mái nhà ở các khu vực đô thị cũng được nhìn nhận là một nguồn có tiềm năng đáp ứng nhu cầu điện. Một nghiên cứu năm 2017 do Ngân hàng Thế giới yêu cầu thực hiện cho thấy tiềm năng 18.000 GWh ở Hồ Chí Minh và 2300 GWh ở Nà Chì (Effigis Geo-Solutions, 2018[21]), và theo Quyết định số 2023/QĐ-BCT, Chương trình thúc đẩy phát triển điện mặt trời mái nhà tại Việt Nam giai đoạn 2019-2025 cũng đặt mục tiêu lắp đặt và vận hành 1 GW công suất điện mặt trời mái nhà vào năm 2025. Đến cuối năm 2020, 101.996 dự án với tổng công suất 8.274 GW đã được thực hiện.
Mua sắm công và quan hệ đối tác công tư là những công cụ hiệu quả để thúc đẩy đầu tư tư nhân vào hiệu quả năng lượng và điện năng lượng tái tạo. Bằng cách thiết lập các tiêu chuẩn kỹ thuật liên quan đến năng lượng và thông số kỹ thuật sản phẩm trong hoạt động mua sắm công và hợp tác công tư, chính phủ có thể khai thác tính hiệu quả của khu vực tư nhân, khuyến khích đổi mới và đầu tư vào các công nghệ năng lượng sạch.
Áp dụng các tiêu chuẩn kỹ thuật trong mua sắm công thúc đẩy đầu tư vào hiệu quả năng lượng
Chính quyền trung ương và khu vực có thể đóng vai trò quan trọng trong việc thúc đẩy phát triển thị trường sử dụng năng lượng hiệu quả với tư cách là những nhà tiêu thụ năng lượng lớn. Đặc biệt, điều này liên quan đến việc cải thiện hiệu suất năng lượng của các công trình công và dịch vụ công như viễn thông, cấp nước và vệ sinh. Để có được hiệu quả năng lượng ở khu vực này, các tiêu chí về hiệu suất phải được lồng ghép vào hoạt động mua sắm công cho dù theo phương thức đối tác công tư hay hình thức khác truyền thống hơn, chỉ giới hạn trong thiết kế và xây dựng hợp đồng hoặc mua sắm sản phẩm và thiết bị.
Hiện tại, hiệu quả năng lượng chưa được tích hợp một cách có hệ thống vào hoạt động mua sắm công ở Việt Nam. Đối với nhiệm vụ mua sắm công, quy định hiện hành khuyến khích khu vực công ưu tiên sử dụng thỏa thuận cung cấp các sản phẩm cụ thể hoặc cung cấp dịch vụ với chi phí xác định, hoạt động xác định và thiết bị cụ thể. Các quốc gia thường gặp phải các vấn đề về phân bổ ngân sách, gây khó khăn cho các đơn vị công trong việc cấp vốn đầu tư vào hiệu quả năng lượng từ chi phí năng lượng tiết kiệm được. Ví dụ, các khoản đầu tư cho hiệu quả năng lượng có thể được trích từ ngân sách đầu tư trong khi kết quả tiết kiệm lại được nộp vào ngân sách hoạt động (Gynther, 2016[22]). Ưu tiên năng lượng trong mua sắm công giúp nâng cao nhận thức, tạo động lực đổi mới trong ngành và tạo ra các mô hình kinh doanh xung quanh hoạt động cung cấp dịch vụ năng lượng. Các tiêu chuẩn kỹ thuật bắt buộc có vai trò quan trọng trong việc khuyến khích các khoản đầu tư này, chẳng hạn như Quy chuẩn Kỹ thuật Việt Nam về Các công trình xây dựng sử dụng năng lượng hiệu quả QCVN 09: 2013/BXD (VEEBC), quy định các tiêu chuẩn kỹ thuật bắt buộc đối với việc thiết kế, xây dựng hoặc cải tạo công trình dân dụng. Tuy nhiên, như đã thảo luận trong Chương 3, việc thực thi vẫn còn là một vấn đề. Việt Nam có một số ví dụ về ứng dụng quy chuẩn trong các chương trình chiếu sáng công cộng. Chẳng hạn, vào năm 2018, một công ty tư nhân đã trúng thầu thay thế toàn bộ đèn kém hiệu quả bằng đèn LED tại Thành phố Hòa Bình theo mô hình ESCO, theo đó công ty vận hành hệ thống chiếu sáng thành phố với khoản thanh toán hàng năm của tỉnh, và sẽ chuyển giao lại cho chính quyền sau chín năm. Các dự án chiếu sáng đô thị tương tự cũng đang được áp dụng ở Đắc Nông, Cần Thơ và Long Xuyên.
PPP có thể là một công cụ hiệu quả để hỗ trợ đầu tư vào phát triển nguồn năng lượng sạch hơn
Luật Đầu tư theo phương thức đối tác công-tư (PPP) mới (Luật số 64/2020/QH14) hệ thống hóa các quy định liên quan đến dự án PPP, giảm bớt những bất ổn trước đây về khung pháp lý áp dụng các dự án PPP. Nhưng đồng thời luật này cũng xác định chính xác các dự án có thể thuộc phạm vi PPP là: giao thông vận tải; lưới điện và nhà máy phát điện (trừ thủy điện, công trình độc quyền nhà nước theo quy định của Luật Điện lực); thủy lợi, cấp nước sạch, thoát nước, xử lý rác thải, nước thải; chăm sóc sức khỏe và giáo dục; và hạ tầng CNTT.
Đặc biệt đối với hiệu quả năng lượng (EE), quy định giá trị dự án tối thiểu là 200 tỷ đồng (8,5 triệu USD) có thể tạo ra những rào cản nhất định cho các thỏa thuận PPP, do tính chất nhỏ và phân tán của các dự án hiệu quả năng lượng (thường dưới 1 triệu USD). Cần có các mô hình kết hợp dự án quan trọng để đạt được quy mô cần thiết đáp ứng các ngưỡng này. Tuy nhiên, còn một cách tiếp cận khác là lồng ghép mục tiêu hiệu quả năng lượng vào các hợp đồng PPP như một thông lệ chung bằng cách thiết lập các thông số kỹ thuật xác định các yêu cầu về hiệu suất năng lượng trong suốt thời gian tồn tại của dự án. Ưu điểm của yêu cầu hiệu quả là có thể đo lường được trong kết quả dự án và không đặt ra yêu cầu về các giải pháp cụ thể, cho phép đổi mới sáng tạo và khuyến khích đối tác tư nhân phát triển tiếp cận tích hợp đối với hiệu quả năng lượng ngay từ đầu giai đoạn thiết kế dự án (GI Hub, 2019[23]).
Mặc dù lưới điện và nhà máy phát điện nằm trong số năm lĩnh vực được phép thực hiện theo luật PPP, phương thức này vẫn chưa được sử dụng rộng rãi trong các dự án năng lượng tái tạo. Trong hoàn cảnh sự gia tăng điện năng tái tạo gần đây là do sự thúc đẩy của biểu giá điện hỗ trợ (FIT), các dự án thường được thực hiện thông qua đầu tư của đơn vị phát điện độc lập với các điều khoản xác định trong thỏa thuận mua bán điện mẫu. Khi Việt Nam dần chuyển dịch khỏi cơ chế FIT, các thỏa thuận PPP có thể trở thành công cụ hữu ích cho những dự án năng lượng tái tạo lớn hơn hoặc rủi ro hơn, trong đó các ưu đãi của chính phủ và việc cho phép thương lượng điều khoản hợp đồng có thể giúp các nhà đầu tư an tâm hơn. Hơn nữa, EVN và các DNNN khác trong lĩnh vực năng lượng đã thể hiện sự quan tâm đến việc phát triển một chiến lược dài hạn về năng lượng tái tạo và các dự án PPP có thể tận dụng nguồn vốn công để có tác động rộng lớn hơn.
Sự tham gia của tư nhân có thể đóng một vai trò quan trọng trong việc nâng cấp hệ thống truyền tải
Theo dự thảo QHĐ VIII (phiên bản tháng 2/2021), từ năm 2021 đến năm 2045, Việt Nam sẽ cần đầu tư khoảng 85 tỷ USD cho hạ tầng lưới điện, trung bình từ 3,3 đến 3,4 tỷ USD mỗi năm. Hạ tầng truyền tải vẫn luôn là vấn đề rào cản cho các đơn vị phát triển, trong đó có chậm đấu nối các nhà máy vào lưới điện và tắc nghẽn hệ thống truyền tải dẫn đến phải cắt giảm công suất phát. Để đáp ứng nhu cầu phát điện hiện nay, riêng giai đoạn 2021-2025 đã quy hoạch 651 trạm biến áp, 120 dự án đường dây 500 kV và 531 dự án đường dây 220 kV. Do dự thảo QHĐ VIII không xác định rõ nguồn phát điện nên EVN chưa chủ động được trong việc lập kế hoạch đầu tư truyền tải nguồn phát điện mới. Xuất phát từ sự cấp thiết của các hoạt động nâng cấp, việc xây dựng kịp thời hạ tầng truyền tải là hết sức quan trọng. Đối với quy mô đầu tư yêu cầu, cần đảm bảo chi phí nằm trong giới hạn hợp lý. Ở các nước khác, các dự án truyền tải điện đều có đặc trưng là tình trạng chậm tiến độ và vượt ngân sách, đặc biệt là khi xây dựng tại những khu vực đông dân cư hoặc nhạy cảm về môi trường.
Tư nhân có thể tham gia vào hệ thống truyền tải theo nhiều mô hình khác nhau, chẳng hạn như nhượng quyền dài hạn, Xây dựng - Sở hữu - Vận hành - Chuyển giao (BOOT), tuyến dây thương mại (Merchant lines) và sở hữu về tài chính (Financial ownership). Mặc dù không có mô hình hoàn hảo cho sự tham gia của tư nhân, nhưng các mô hình nhượng quyền dài hạn và BOOT có hiệu quả tốt nhất trong việc giúp các nước trên thế giới thu hút tỷ lệ vốn tư nhân cao (IEA, 2020[24]). Các mô hình Truyền tải điện độc lập (IPT) sử dụng hợp đồng BOOT trao trách nhiệm theo nhượng quyền về xây dựng và vận hành đường dây truyền tải đơn lẻ hoặc gói bao gồm một số đường dây để đổi lấy khoản thanh toán hàng năm. IPT được sử dụng rộng rãi trên khắp thế giới, trong đó có Brazil, Chile, Colombia, Ấn Độ, Mexico và Peru (Hộp 4.2) (ESMAP, 2015[25]) Để thực hiện được ở Việt Nam, các mô hình này cần có những thay đổi về chính sách và quy định và sẽ phụ thuộc vào việc thiết kế hiệu quả các hợp đồng có đủ khả năng được cấp vốn cũng như quy trình đấu thầu cạnh tranh. Điều 4 Luật Điện lực quy định nhà nước độc quyền trong các hoạt động truyền tải, bao gồm đầu tư, quản lý và vận hành. Dù chưa có khuôn khổ pháp lý cho hoạt động đầu tư của khu vực tư nhân, đã có một trường hợp nhà đầu tư tư nhân của một dự án điện mặt trời lớn đầu tư vào trạm biến áp 500/220 kV và đường dây truyền tải tới lưới điện của EVN (Pham, 2020[26]). Dự thảo QHĐ VIII đề xuất sửa đổi Luật Điện lực theo hướng linh hoạt hơn cho đầu tư tư nhân trong các lĩnh vực điện, trong đó có cả hạ tầng truyền tải, đảm bảo huy động được đầy đủ các nguồn lực. Việc xem xét lại Luật Điện lực theo nội dung trên vẫn đang được tiếp tục thảo luận, nhưng nếu kết hợp với luật PPP mới, quy định về hoạt động đầu tư vào nhà máy phát điện và lưới điện, có hiệu lực từ 2021, có thể mở ra một hướng đi tiềm năng cho đầu tư tư nhân.
Brazil là trường hợp nổi bật trong số các nước đang phát triển khi đã huy động được hơn 38 tỷ USD vốn tư nhân cho các dự án mở rộng hệ thống truyền tải kể từ năm 1999, chủ yếu dưới hình thức nhượng quyền dài hạn. Chỉ tính riêng từ năm 1999 đến năm 2020, Brazil đã tổ chức 50 cuộc đấu thầu với nhiều lô, kết quả là trao 334 hợp đồng nhượng quyền và 96.000 km đường dây tải điện do khu vực tư nhân thiết kế, xây dựng và vận hành. Với nguồn vốn đầu tư khan hiếm, Brazil đã lựa chọn mô hình Truyền tải điện độc lập (IPT) sử dụng các hợp đồng BOOT thời hạn 30 năm thanh toán hàng năm. Loại hợp đồng này khuyến khích IPT đưa vào vận hành đường dây truyền tải đúng thời hạn nhằm giữ chi phí ở mức tối thiểu và đảm bảo tính sẵn sàng cao cho đường truyền trong thời hạn hợp đồng. Mặc dù công ty truyền tải điện quốc doanh Eletrobras vẫn sở hữu phần lớn lưới điện truyền tải, nhưng đã có các bên nhận nhượng quyền mới gia nhập vào lĩnh vực này. Từ năm 1999 đến năm 2010, gần 70% đầu tư vào lĩnh vực truyền tải là từ đầu tư tư nhân, trong đó các công ty nước ngoài chiếm 30%, các công ty tư nhân trong nước là 39% và các DNNN 31%.
Hoạt động đấu thầu cạnh tranh giữa các công ty dựa trên tiêu chí doanh thu hàng năm thấp nhất, là khoản phí hàng năm mà IPT sẽ được nhận nếu trúng thầu. Trong khi kết quả đấu thầu ấn định mức giá, cơ quan quản lý vẫn có thể xem xét lại trong các đợt xác định giá được thực hiện mỗi 5 năm. Agência Nacional de Energia Elétrica (ANEEL), Cơ quan Điều tiết Năng lượng là đơn vị điều hành quy trình đấu thầu và đặt ra giới hạn doanh thu tối đa hàng năm. Để đủ tư cách tham gia đấu thầu, các nhà thầu phải thỏa mãn một số điều kiện kỹ thuật và tài chính theo yêu cầu, chẳng hạn như bằng chứng về hợp đồng với các nhà thầu phụ liên quan, mức thanh khoản tối thiểu, vốn chủ sở hữu và vốn khả dụng, bằng chứng tuân thủ nghĩa vụ thuế. ANEEL cũng nắm bảo lãnh dự thầu của công ty bằng 1% vốn đầu tư. Bên trúng thầu được lựa chọn dựa trên một quy trình đấu thầu ngược, thiết lập thời hạn thi công và các quy định về cung cấp dịch vụ truyền tải điện thường xuyên.
Để đảm bảo đúng hạn bàn giao, quy trình này có các biện pháp khuyến khích tuân thủ thời hạn cũng như hình phạt đối với việc chậm đưa vào vận hành. Các công ty truyền tải trước đây từng chậm trễ sẽ bị cấm tham gia đấu thầu trong thời gian nhất định. Hợp đồng IPT cũng quy định khả năng tiếp cận mạng lưới truyền tải trên cơ sở nhất quán và không phân biệt đối xử. IPT cũng phải đảm bảo tỷ lệ sẵn sàng của đường truyền tải theo yêu cầu là 97%, mà dưới mức đó IPT có thể bị phạt. Các công ty ITP ký hợp đồng với tất cả người dùng và các bên thứ ba trong mạng lưới có nhu cầu tiếp cận đường dây, trong đó có các công ty phát điện, công ty phân phối và các khách hàng lớn phụ thuộc vào các đường truyền này.
Quá trình áp dụng đấu thầu cạnh tranh cũng đã làm giảm chi phí truyền tải, với các gói thầu được trao từ năm 1999 đến năm 2020 có mức doanh thu hàng năm thấp hơn trung bình 25,8% so với dự toán của ANEEL và mức giảm của chi phí đường dây riêng lẻ ước tính lên đến 70,3%.
Mở cửa lĩnh vực truyền tải điện để cho phép cạnh tranh các dự án mới có thể giúp Việt Nam đáp ứng mục tiêu nâng cấp đường truyền theo kế hoạch trong dự thảo QHĐ VIII. Ví dụ của Brazil cho thấy mô hình đơn vị truyền tải điện độc lập có thể huy động thành công lượng vốn lớn để nâng cấp lưới điện, đồng thời sự góp mặt của nhiều chủ sở hữu trong hạ tầng truyền tải không làm ảnh hưởng đến hiệu suất hoặc an ninh của hệ thống truyền tải. Kết quả này phần lớn là do công tác quy hoạch hệ thống truyền tải của cơ quan chính quyền trung ương, bao gồm Bộ Mỏ và Năng lượng (MME), Văn phòng Nghiên cứu Năng lượng (EPE), Cơ quan điều hành Hệ thống Quốc gia (ONS), đã điều phối hiệu quả các dự án truyền tải từ thiết kế đến vận hành hệ thống, kết hợp với một cơ quan quản lý chuyên nghiệp (ANEEL) thực hiện quản trị các công ty nhượng quyền. Điều này nhấn mạnh tầm quan trọng của việc tăng cường tính độc lập và quyền hạn của cơ quan điều tiết điện lực, cũng như tính độc lập trong việc lập kế hoạch và vận hành hệ thống điện.
Nguồn: ANEEL (2021) Kết quả của trang web đấu thầu ESMAP (2015) Sự tham gia của khu vực tư nhân trong truyền tải và phân phối điện - Kinh nghiệm từ Brazil, Peru, Philippines và Thổ Nhĩ Kỳ, Ngân hàng Thế giới (2021) Sự tham gia của khu vực tư nhân vào cơ sở hạ tầng (PPI) (cơ sở dữ liệu), IBRD (2017) Kết nối: Quan hệ đối tác công-tư trong lĩnh vực truyền tải điện ở Châu Phi.
Tài liệu tham khảo
[17] Apricum (2020), Vietnam’s solar success story and why its solar M&A landscape is about to heat up, https://www.apricum-group.com/vietnams-solar-success-story-and-why-its-solar-ma-landscape-is-about-to-heat-up/?cn-reloaded=1.
[13] Asian Development Bank (2000), Developing best practices for promoting private sector investment in infrastructure power, http://www.adb.org.
[28] Duong, V. (2020), Patent Landscape on Green Technology in Viet Nam., https://www.researchgate.net/publication/342436180_Patent_Landscape_on_Green_Technology_in_Viet_Nam/citation/download.
[21] Effigis Geo-Solutions (2018), Assessment of rooftop photovoltaic solar energy potential in Vietnam.
[25] ESMAP (2015), Private Sector Participation in Electricity Transmission and Distribution-Experiences from Brazil, Peru, The Philippines, and Turkey, The International Bank for Reconstruction And Development / THE WORLD BANK GROUP, Washington, https://documents1.worldbank.org/curated/en/786091468189572248/pdf/99009-ESMAP-P146042-PUBLIC-Box393185B.pdf (accessed on 2 June 2021).
[15] Estrin, S. and A. Pelletier (2018), Privatization in Developing Countries: What Are the Lessons of Recent Experience?, Oxford University Press, https://academic.oup.com/wbro/article/33/1/65/4951686.
[4] EVN (2019), EVN to focus investment on 5 solar power projects, https://en.evn.com.vn/d6/news/EVN-to-focus-investment-on-5-solar-power-projects-66-163-1533.aspx.
[23] GI Hub (2019), Chapter 5. Output specifications | Reference Guide on Output Specifications for Quality Infrastructure.
[22] Gynther, L. (2016), Energy Efficiency & Public Sector Policy brief, https://www.odyssee-mure.eu/publications/policy-brief/public-sector-building-energy-efficiency.html.
[20] Hogan Lovells (2018), Renewable Energy in Vietnam, https://www.hoganlovells.com/en/publications/client-briefing-renewable-energy-in-vietnam.
[30] IBRD (2017), Linking Up: Public-Private Partnerships in Power Transmission in Africa, World Bank Group, Washington, https://openknowledge.worldbank.org/bitstream/handle/10986/26842/LinkingUp.pdf?sequence=3&isAllowed=y (accessed on 1 June 2021).
[24] IEA (2020), Attracting private investment to the electricity transmission sector in Southeast Asia.
[2] Institute of Energy (2021), Draft Power Development Plan 2021-2030 with a vision to 2045.
[9] Lee, A. and F. Gerner (2020), Learning from Power Sector Reform Experiences The Case of Vietnam, World Bank, http://www.worldbank.org/prwp.
[14] OECD (2018), OECD Investment Policy Reviews: Viet Nam 2018, OECD Investment Policy Reviews, OECD Publishing, Paris, https://dx.doi.org/10.1787/9789264282957-en.
[10] OECD (2018), OECD Investment Policy Reviews: Viet Nam 2018, OECD Investment Policy Reviews, OECD Publishing, Paris, https://dx.doi.org/10.1787/9789264282957-en.
[26] Pham, L. (2020), First private-invested 500/220kV transmission line in Vietnam connected, http://hanoitimes.vn/first-private-invested-500220kv-transmission-line-in-vietnam-connected-314366.html.
[3] Renewables Now (2020), PetroVietnam to foray into renewables, eyes 900 MW by 2035 - report, https://renewablesnow.com/news/petrovietnam-to-foray-into-renewables-eyes-900-mw-by-2035-report-706109/.
[16] Ricardo Energy & Environment (2019), Establishing the Vietnam Wholesale Electricity Market (VWEM), https://www.adb.org/sites/default/files/project-documents/48328/48328-001-tacr-en_0.pdf.
[6] Rövekamp, P. et al. (2021), Renewable electricity business models in a post feed-in tariff era, Elsevier Ltd.
[18] USAID (2019), Vietnam Releases Direct Power Purchase Agreement Policy Proposal for Public, https://www.usaid.gov/vietnam/press-releases/jun-12-2019-vietnam-releases-direct-power-purchase-agreement-policy.
[1] VIET (2021), State management role in power sector, Vietnam Initiative for Energy Transition, Hanoi, Vietnam.
[5] Viet Nam News (2021), EVNGENCO 2 to sell over 581 million shares through IPO, https://vietnamnews.vn/economy/859677/evngenco-2-to-sell-over-581-million-shares-through-ipo.html.
[12] Viet Nam News (2018), Doubts remain over the EVN’s sub-unit IPOs, https://vietnamnews.vn/economy/463725/doubts-remain-over-the-evns-sub-unit-ipos.html.
[11] VIR (2021), Investors give EVN Genco 2 cold shoulder at IPO, https://www.vir.com.vn/investors-give-evn-genco-2-cold-shoulder-at-ipo-82519.html.
[7] VIR (2020), FiT revamp vulnerable to speculation, https://www.vir.com.vn/fit-revamp-vulnerable-to-speculation-76532.html.
[27] World Bank (2019), Investment Policy and Regulatory Review: Viet Nam, http://documents1.worldbank.org/curated/en/400351586323809041/pdf/Vietnam-2019-Investment-Policy-and-Regulatory-Review.pdf.
[29] World Bank Group (2021), Data on Private Participation in Infrastructure (PPI), Infrastructure Finance, PPPs & Guarantees, https://ppi.worldbank.org/en/ppidata (accessed on 17 June 2021).
[8] World Bank Group (2019), Viet Nam Solar Competitive Bidding Strategy and Framework, http://www.worldbank.org.
[19] World Bank Group (2016), Project appraisal document on a proposed credit in the amount of sdr 107.00 million (us$150 million equivalent) to the socialist republic of vietnam for the viet Nam improved land governance and database project.