Quy hoạch đồ sộ nhất
“Việc tính toán cần khoảng 12-13 tỷ USD/năm vốn đầu tư cho ngành điện trong giai đoạn 2021 - 2045 được xem là thách thức, bởi nền kinh tế không dễ bảo đảm được. Bởi vậy, nên xem xét kỹ dự án nào cần thì làm, dự án nào chưa cần thì thôi. Công trình nguồn điện, lưới điện phải tính toán tối ưu, chứ không thể chạy theo mong muốn của các địa phương để đưa hết vào”, là nhận xét của ông Nguyễn Mạnh Hiến, nguyên Viện trưởng Năng lượng khi góp ý cho quá trình xây dựng QHĐ 8 được lấy ý kiến từ quý IV-2020.
Tuy nhiên, trong Dự thảo QHĐ 8 đang được thẩm định hiện nay, câu chuyện nhu cầu vốn cho phát triển điện mà các chuyên gia từng lo ngại vẫn không có gì thay đổi. Sở dĩ quy mô vốn đặt ra lớn là bởi kế hoạch phát triển ngành điện trong giai đoạn 2021 - 2045 được nêu ra ở Dự thảo QHĐ 8 cũng rất đồ sộ.
Theo phương án được chọn, từ công suất nguồn điện hiện tại là 69.258 MW vào cuối năm 2020, dự kiến năm 2025, hệ thống sẽ có 102.193 MW công suất đặt, rồi lên 137.662 MW vào năm 2030 và đạt 276.601 MW năm 2045. Đi kèm với việc phát triển nguồn, kế hoạch phát triển lưới cũng không nhỏ với quy mô hằng năm là khoảng 1.300 km đường dây 500 kV, khoảng 2.100 km đường dây 220 kV, 8.600 MVA của trạm 500 kV, cỡ 9.600 MVA của trạm 220 kV... Tuy nhiên, những con số này cũng được chính các DN có thâm niên hoạt động trong ngành điện phải e ngại: Khó thành hiện thực!
Trong đóng góp ý kiến của mình, Tổng Công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) cho hay, Dự thảo QHĐ 8 đưa dự kiến giai đoạn 2021 - 2030 sẽ đầu tư phát triển lưới điện truyền tải khá lớn như nói trên. Tuy nhiên, thực tế những năm qua cho thấy, dù có rất nhiều nỗ lực, nhưng hằng năm cũng chỉ đầu tư được trung bình khoảng 400 km đường dây 500 kV, khoảng 1.048 km đường dây 220 kV; khoảng 2.800 MVA của trạm biến áp 500 kV và khoảng 5.800 MVA trạm biến áp 220 kV. Tức là cái đã làm chỉ bằng nửa cái đang mong muốn, chưa kể quá trình triển khai dự án truyền tải ngày càng thách thức và khó làm hơn.
Với mảng điện khí LNG đang được kỳ vọng sẽ phát triển mạnh thời gian tới, mong mỏi có nhà máy đặt ở địa phương mình khiến thống kê về các dự án điện khí LNG trong Dự thảo Quy hoạch như là một phép cộng gộp đơn thuần nhằm chiều lòng địa phương chứ không phải là bài toán tối ưu chi phí. Theo Phụ lục 9.5A của Dự thảo, có khoảng 24 dự án đang được đề xuất với tổng tiềm năng toàn quốc từ 23 GW (năm 2025) đến 84 GW (năm 2035) với nhu cầu LNG nhập khẩu khoảng 60 triệu tấn/năm.
Điều này được Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) cho rằng, sẽ dẫn tới tình trạng kho cảng nhập LNG và tái hóa khí xuất hiện phủ kín dọc theo suốt chiều dài bờ biển Việt Nam theo cùng một cấu hình “một Trung tâm Điện lực (Nhà máy điện) + một kho cảng nhập LNG và tái hóa khí”.
Đây là điều trái ngược hoàn toàn với cách thức triển khai các dự án LNG trên thế giới là phát triển các cụm nhà máy điện sử dụng LNG với cảng tiếp nhận LNG có công suất lớn cỡ sáu triệu tấn LNG/năm để tối ưu chi phí phát triển hạ tầng đường ống dẫn khí giữa cảng và các nhà máy điện. Cộng thêm nữa là chọn nơi có điều kiện xây dựng hạ tầng cơ sở (kho cảng LNG) thuận lợi với chi phí thấp, có vị trí nằm gần trung tâm phụ tải, phù hợp các tiêu chí về môi trường.
Đột phá từ đâu?
Việc đặt ra những mục tiêu lớn trong QHĐ 8 cũng khiến nhiều người tự hỏi đâu là những giải pháp đột phá mới để đi tới đích. Bởi trong quá khứ, khi thực hiện QHĐ 7 và QHĐ 7 (điều chỉnh), Thủ tướng Chính phủ đã ban hành một số cơ chế, chính sách đặc thù để thực hiện đầu tư xây dựng các dự án điện cấp bách là Quyết định 1195/QĐ-TTg ngày 9-11-2005, Quyết định 2414/QĐ-TTg ngày 11-12-2013. Nhờ vậy, đã giúp triển khai ngay được nhiều công trình điện trọng điểm, góp phần bảo đảm cung cấp điện trong những năm qua.
Tuy nhiên trong 5 năm qua, nhiều công trình điện lớn đã không được triển khai so với kế hoạch đặt ra trong QHĐ 7 và QHĐ 7 (điều chỉnh). Cũng có những dự thảo về cơ chế, chính sách đặc thù được xây dựng và lấy ý kiến các cơ quan liên quan, nhưng kết quả không có cơ chế, chính sách tương tự được ban hành cho các công trình điện lớn nói chung.
Thực tế triển khai một số dự án LNG được bổ sung vào quy hoạch mới đây đang phải dừng lại chờ các hướng dẫn của cơ quan hữu trách về trình tự triển khai, đặc biệt là các dự án hiện tại đang lập Báo cáo tiền khả thi hay Báo cáo khả thi, nhưng chưa được cấp có thẩm quyền phê duyệt cũng dự báo những thách thức về tính hiện thực của kế hoạch phát triển nguồn điện đồ sộ được đặt ra.
Ngay cả việc lựa chọn nhà đầu tư vào dự án điện sẽ phải thực hiện thông qua hình thức đấu thầu cũng không mang lại sự chắc chắn để dự án có thể đi đến đích khi bên thắng thầu sau đó sẽ phải trải qua việc đàm phán hợp đồng mua bán điện mà chưa biết bao giờ kết thúc khi các điều khoản quy định trong hợp đồng này theo hướng dẫn của Bộ Công thương cũng không ít chông gai.
Dẫu vậy, cũng phải ghi nhận đòn bẩy “giá mua điện cao” với các nguồn năng lượng tái tạo và mặt trời được ban hành trong năm 2017 - 2018 đã giúp thu hút sự đổ bộ của nhà đầu tư tư nhân với cả trăm nghìn tỷ đồng trong hơn hai năm qua với hơn 17 nghìn MW điện mặt trời đi vào hoạt động, chưa kể hàng chục nghìn MW khác đang mong muốn được đầu tư.
Lẽ dĩ nhiên, việc mua điện mặt trời giá cao sẽ được chuyển qua hết cho nền kinh tế và người tiêu dùng cuối cùng gánh chịu chứ không có chuyện Nhà nước hay EVN đứng ra cáng đáng được khoảng chênh lệch giữa giá mua điện cao và giá bán lẻ điện bình quân theo quy định có sự chênh lệch tới 1,35 UScent/kWh với các dự án điện mặt trời được hưởng giá 9,35 UScent/kWh.
Theo tính toán của Dự thảo QHĐ 8, chi phí biên bình quân đến lưới phân phối là 11,4 UScent/kWh trong giai đoạn 2021 - 2030 và 12,3 UScent/kWh trong giai đoạn 2021 - 2045.
So với mức giá điện bán lẻ bình quân tương đương 8,14 UScent/kWh, việc tính ra các mức giá bán điện cần hướng tới trong tương lai là rất cần thiết. Câu chuyện là có thể tăng được giá điện lên tới mức như Quy hoạch tính toán hay không khi mà trên thực tế, việc tăng giá điện luôn phải tính toán hết sức cẩn trọng bởi tác động đến kinh tế - xã hội và đời sống của người dân.
