2.1. Thực trạng các quy định pháp luật về khuyến khích đầu tƣ năng
2.1.1. Thực trạng pháp luật về các cơ chế khuyến khích đầu tư năng lượng
xanh, năng lượng sạch, năng lượng tái tạo
2.1.1.1. Thực trạng pháp luật về cơ chế áp dụng trách nhiệm mua điện bắt buộc bởi Nhà nước thông qua Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)
Cơ chế này với cam kết mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ các dự án điện từ các nguồn NLTT thông qua EVN là một trong các cơ chế quan trọng và phát huy hiệu quả tích cực để khuyến khích đầu tư của các nhà đầu tư tư nhân tham gia đầu tư vào các dự án NLTT, đặc biệt là các dự án điện mặt trời và điện gió.
Theo số liệu của EVN, đã có 82 nhà máy điện mặt trời với tổng công suất khoảng 4.464 MW đã ký kết HĐMBĐ và được Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia kiểm tra điều kiện và đóng điện thành công và chính thức vào vận hành thương mại tính đến hết ngày 30 tháng 06 năm 2019 theo cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời cho giai đoạn trước ngày 30 tháng 06 năm 2019 ban hành theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính Phủ [59].
Đây là cam kết mang tính chung về nghĩa vụ mua điện của Nhà nước để tạo sự an tâm cho các nhà đầu tư tư nhân khi quyết định đầu tư. Khi pháp luật có cam kết rõ ràng và chắc chắn về việc mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ các dự án điện từ các nguồn NLTT thông qua EVN, các nhà đầu tư tư nhân sẽ được khuyến khích tham gia bỏ vốn đầu tư phát triển, xây dựng và vận hành dự án với niềm tin rằng sản lượng điện phát ra từ dự án của họ sẽ được EVN mua lại và thanh toán tiền điện cho sản lượng điện phát ra.
Mặc dù vậy, trên thực tế, không phải toàn bộ sản lượng điện phát ra đều đã được EVN nhận, mua và thanh toán hết cho các doanh nghiệp dự án phát điện của các dự án đó. Điều này là do có những hạn chế của hệ thống lưới điện và khả năng tiếp nhận và hấp thụ các nguồn năng lượng tái tạo vào hệ thống điện hiện nay.
Theo quy định tại các HĐMBĐ mẫu hiện tại do Bộ Công thương ban hành, bên mua điện (EVN) cũng có các quyền nhất định để ngừng việc mua và nhận điện trong những trường hợp và hoàn cảnh nhất định, cụ thể bao gồm: Nhà máy điện của Bên bán điện vận hành, bảo dưỡng không phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện; trong thời gian Bên mua điện lắp đặt thiết bị, sửa chữa, thay thế, kiểm định hoặc kiểm tra lưới điện có liên quan trực tiếp tới đấu nối của nhà máy điện của Bên bán điện; lưới điện truyền tải, phân phối đấu nối vào lưới điện của Bên mua điện có sự cố hoặc các thiết bị lưới điện đấu nối trực tiếp với lưới điện truyền tải, phân phối của Bên mua điện có sự cố; và lưới điện của Bên mua điện cần hỗ trợ để phục hồi sau chế độ sự cố phù hợp với quy định về vận hành hệ thống điện quốc gia và tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật ngành điện.
Nhìn chung, theo các HĐMBĐ mẫu hiện tại, bên mua điện (EVN) chỉ có nghĩa vụ thanh toán tiền điện cho bên bán điện đối với sản lượng điện mà bên mua điện đã thực nhận và trong các trường hợp vì các vấn đề kỹ thuật của hệ thống điện và nhà máy điện, thì bên mua điện (EVN) có quyền không mua và không nhận điện. Trong thời gian đó, các chủ đầu tư dự án (bên bán điện) sẽ không nhận được khoản thanh toán điện năng nào từ bên mua điện (EVN). Rủi ro đó đối với bên bán điện là nghiêm trọng vì nó ảnh hưởng đến doanh thu và mô hình tài chính của các dự án khi các nhà đầu tư tư nhân tính toán và cân nhắc đầu tư trước đó.
Trong thời gian vừa qua, nhiều khu vực nhất định ở một số tỉnh, thành (như tại tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, …) đã phát sinh tình trạng nhiều dự án NLTT đăng ký đầu tư, đấu nối và gây quá tải lưới điện khu vực. Điều này là do các dự án lưới điện đã không kịp việc đầu tư và phát triển các dự án nguồn điện.
Ngoài ra, còn có các rủi ro trong các trường hợp, hoàn cảnh đó kéo dài do lỗi từ phía bên mua điện hoặc các trường hợp khác ảnh hưởng đến an toàn vận hành hệ thống điện nằm ngoài khả năng kiểm soát của bên bán điện. Trong thời gian đó, bên bán điện vẫn phải trả nợ lãi vay và chi phí hoạt động hằng ngày của dự án.
Khi bên mua điện ngừng mua và nhận điện hay yêu cầu điều chỉnh giảm sản lượng điện giao nhận của một dự án so với sản lượng mà dự án có thể phát ra theo công suất vận hành nhà máy của bên bán điện vào bất kỳ thời điểm nào thì bên bán điện sẽ nhận khoản doanh thu tiền điện bị thấp hơn so với khoản doanh thu mà theo lý thuyết dự án có thể nhận được dựa theo theo sản lượng có thể phát ra.
Khác với các nguồn năng lượng truyền thống, đối với các dự án NLX, NLS, NLTT, đây là các dự án có công nghệ sản xuất điện dựa vào nguồn tài nguyên không liên tục, không ổn định vì phụ thuộc vào tốc độ sức gió, bức xạ mặt trời, … và thường khó kiểm soát sản lượng điện của dự án. Điện gió và điện mặt trời là các ví dụ điển hình cho công nghệ này. Nói cách khác, bên bán điện có thể "tắt/dừng" sản lượng điện phát ra của dự án, nhưng họ không thể có khả năng tăng sản lượng điện của dự án cao hơn mức độ sẵn có/khả dụng của nguồn tài nguyên thiên nhiên. Ví dụ, đối với một dự án điện gió, bên bán điện/chủ dự án có thể ngừng hoặc giảm
sản lượng điện phát ra của dự án, bằng cách điều chỉnh hướng của các tua-bin gió và góc của các cánh quạt của tua-bin gió, nhưng họ không thể tăng sản lượng điện mà nhà máy điện gió phát ra vượt cao hơn công suất thiết kế của nhà máy đó cho một tốc độ gió nhất định.
Hiện nay, theo quy định tại HĐMBĐ mẫu, sẽ có những khó khăn nhất định về phía nhà đầu tư (bên bán điện) có thể được bù đắp các thiệt hại và chi phí, rủi ro giảm doanh thu kỳ vọng trong những hoàn cảnh đó. Trong các trường hợp đó, bên bán điện sẽ mong muốn có thể nhận được khoản thanh toán bồi thường hay bù đắp từ phía bên mua điện.
HĐMBĐ mẫu có đề cập đến nguyên tắc chung về bồi thường thiệt hại theo các quy định chung về bồi thường thiệt hại của Bộ Luật Dân sự và Luật thương mại. Tuy nhiên, trong các trường hợp cụ thể như trên, thì các điều khoản của HĐMBĐ mẫu không quy định rõ cơ chế chia sẻ và quản lý rủi ro, chi phí và thiệt hại giữa bên mua điện và bên bán điện, chưa quy định rõ ràng về giới hạn cụ thể về trách nhiệm và nghĩa vụ của các bên, và cách tính toán các khoản bồi thường thiệt hại (nếu có) một cách rõ ràng hơn để nâng cao trách nhiệm của các bên và hiệu quả thực thi pháp luật.
Những vấn đề phát sinh này xuất phát từ một số vấn đề bất cập của quy định pháp luật, cụ thể:
Một là, có sự thiếu đồng bộ giữa cơ chế khuyến khích phát triển các dự án nguồn điện, phát điện và cơ chế khuyến khích phát triển hệ thống lưới điện. Các cơ chế khuyến khích được áp dụng trong thời gian vừa qua chủ yếu tập trung vào phát triển các dự án nguồn điện, phát điện. Hệ thống pháp luật đang thiếu những cơ chế khuyến khích cụ thể để cho phép và thu hút khu vực tư nhân tham gia đầu tư, xây dựng, vận hành hệ thống lưới điện truyền tải, phân phối, trong khi nguồn ngân sách và khả năng, tiến độ đầu tư của EVN có những hạn chế nhất định. Theo kinh nghiệm quốc tế, một số cơ chế để thu hút tư nhân tham gia đầu tư vào hệ thống lưu trữ điện và đầu tư xây dựng lưới điện phân phối, truyền tải sẽ góp phần giải quyết vấn đề này.
Hai là, cơ chế chia sẻ rủi ro theo quy định tại HĐMBĐ mẫu nêu trên chưa đủ rõ ràng và hiệu quả với những chế tài, cơ chế phân bổ trách nhiệm pháp lý, kỹ thuật, tài chính để nâng cao trách nhiệm của EVN (bên mua điện) và nâng cao vai trò của các nhà đầu tư để quản lý các rủi ro cắt giảm việc giao nhận và mua bán điện giữa các bên.
2.1.1.2. Thực trạng pháp luật về cơ chế giá mua điện để khuyến khích đầutư
Để tạo cơ chế khuyến khích cho việc đầu tư và phát triển NLX, NLS, NLTT, pháp luật quy định về mức giá mua điện FiT đối với từng nguồn NLX, NLS, NLTT mà Việt Nam có tiềm năng tốt, bao gồm điện mặt trời, điện gió, điện sinh khối, điện từ chất thải rắn, thủy điện nhỏ. Tuy nhiên, thực trạng áp dụng các mức giá mua điện hiện nay phát sinh những vấn đề chính như sau:
Thứ nhất, đối với năng lượng điện mặt trời: Mức giá mua điện tương đương 9,35 US cent/kWh được áp dụng trong thời gian 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại thực tế theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ chỉ áp dụng cho khoảng 82 dự án điện mặt trời đã vào vận hành thương mại trước ngày 30 tháng 06 năm 2019 [59].
Đối với các dự án khác chưa vào vận hành trước ngày 30 tháng 06 năm 2019, thì đến thời điểm ngày 15 tháng 12 năm 2019 thì Chính phủ vẫn chưa chính thức ban hành mức giá mới cho các dự án điện mặt trời có ngày vận hành thương mại từ ngày 01 tháng 07 năm 2019.
Hiện nay, rất nhiều dự án đã được đăng ký bổ sung vào các quy hoạch phát triển điện lực, đã cao hơn mức đề ra đối với năng lượng mặt trời theo Tổng sơ đồ điện VII điều chỉnh. Tuy nhiên, do các nhà đầu tư trong nước có hạn chế về kinh nghiệm trong các dự án NLX, NLS, NLTT, nên hiện nay nhiều nhà đầu tư đã và đang tìm kiếm cơ hội mua bán, sáp nhập doanh nghiệp, dự án, cùng đầu tư phát triển dự án với các nhà đầu tư nước ngoài khi bước vào giai đoạn xây dựng dự án. Cơ chế giá mua điện của Chính phủ chưa đủ ổn định cũng đã tạo ra một số tâm lý quan ngại và trì hoãn việc đầu tư, xây dựng mới nhiều dự án điện mặt trời hiện nay, đặc biệt là từ khối các nhà đầu tư nước ngoài, phụ thuộc vào mức giá mua điện mới
chính thức do Thủ tướng Chính phủ quyết định cho các dự án vào vận hành thương mại sau ngày 30 tháng 06 năm 2019.
Ngoài ra, Bộ Công thương cũng đang nghiên cứu cơ chế đấu thầu giá điện để áp dụng thí điểm trong tương lai cho những khu vực nhất định tại Việt Nam trước khi nhân rộng hơn phù hợp với sự phát triển thị trường NLX, NLS, NLTT tại Việt Nam trong những năm tới, để giảm giá thành mua điện và tạo minh bạch hơn cho sự phát triển của thị trường điện NLX, NLS, NLTT tại Việt Nam.
Mặc dù vậy, cơ chế đấu thầu cạnh tranh điện mặt trời nếu triển khai thí điểm và toàn diện sẽ có những bổ sung quy định pháp luật hướng dẫn đặc thù cho điện mặt trời vì quy định chung của Luật Đấu thầu chưa có quy định cụ thể để có thể triển khai đấu thầu giá điện và các quy định về NLTT chỉ điều chỉnh cơ chế giá điện FiT cố định. Tuy nhiên, quy định pháp luật chưa kịp thời xây dựng để ban hành quyết định về mức giá FiT mới cũng như cơ chế đấu thầu cho các dự án điện mặt trời.
Thứ hai, đối với năng lượng điện gió: Mức giá mua điện gió 8,5 UScent/kWh (đối với các dự án điện gió trong đất liền) và 9,8 UScent/kWh (đối với các dự án điện gió trên biển) đã được ban hành ngày 10 tháng 09 năm 2018 theo Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ. Theo đó, mức giá mua điện gió này chỉ áp dụng cho các dự án điện gió vào vận hành thương mại trước 01 tháng 11 năm 2021. Hiện tại, cơ chế giá điện gió sau ngày 01 tháng 11 năm 2021 chưa được quy định. Một trong các cơ chế mà Chính Phủ đang nghiên cứu là áp dụng cơ chế đấu thầu giá điện gió để cân nhắc áp dụng cho giai đoạn sau ngày 01 tháng 11 năm 2021 [46].
Hiện nay, Việt Nam đang được các nhà đầu tư quốc tế quan tâm đầu tư vào các dự án điện gió trên biển xa bờ quy mô lớn (ví dụ: dự án điện gió ngoài khơi Kê Gà (Thăng Long) tại khu vực biển tỉnh Bình Thuận, …). Các dự án lớn thường tốn nhiều thời gian hơn so với các dự án điện mặt trời để đầu tư, phát triển, xây dựng và đưa vào vận hành và có thể chỉ vào vận hành cho giai đoạn sau ngày 01 tháng 11 năm 2021 và như vậy, sẽ không kịp để được hưởng mức giá nêu trên. Quy định pháp luật thiếu cơ chế đặc thù về giá điện gió cho các dự án đó cho giai
đoạn sau ngày 01 tháng 11 năm 2021 để có thể khuyến khích đầu tư và phát triển các dự án đó.
Thứ ba, đối với năng lượng điện sinh khối: Theo Quyết định số 24/2014/QĐ- TTg của về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Việt Nam, đối với các dự án đồng phát nhiệt - điện: Bên mua điện (EVN) có trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện dư từ các Dự án đồng phát nhiệt - điện sử dụng năng lượng sinh khối với giá điện tại điểm giao nhận là 1.220 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương 5,8 UScents/kWh). Giá mua bán điện này được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD. Dự án điện đồng phát nhiệt - điện là dự án điện sinh khối sản xuất và cung cấp đồng thời cả nhiệt năng và điện năng [42]. Đối với các dự án điện sinh khối khác, cụ thể là các dự án nguồn điện sử dụng năng lượng sinh khối để phát điện, nhưng không phải là dự án đồng phát nhiệt - điện, thì giá bán điện được áp dụng theo biểu giá chi phí tránh được áp dụng cho các dự án điện sinh khối.
Hiện nay, mức giá mua điện sinh khối được các nhà đầu tư tư nhân đánh giá là thấp, nên chưa tạo đủ sức hấp dẫn để thu hút đầu tư mới (so với mức giá của điện gió hay điện mặt trời). Hiện nay, Bộ Công thương đang trình Chính phủ mức giá mua điện điều chỉnh cho các dự án điện sinh khối.
Thứ tư, đối với năng lượng điện từ chất thải rắn: Mức giá mua điện tại điểm giao nhận điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) theo Quyết định số 31/2014/QĐ- TTg của Thủ tướng Chính phủ ngày 05 tháng 05 năm 2014 cụ thể như sau: đối với các dự án phát điện đốt chất thải rắn trực tiếp là 2.114 đồng/kWh (tương đương 10,05 US cents/kWh); đối với các dự án phát điện đốt khí thu hồi từ bãi chôn lấp chất thải rắn là 1.532 đồng/kWh (tương đương 7,28 US cents/kWh). Hiện nay, cơ chế giá này cũng chưa thu hút được nhiều nhà đầu tư tham gia đầu tư (so với cơ chế giá cho điện mặt trời và điện gió).
Thứ năm, đối với thủy điện nhỏ sử dụng NLTT: Giá mua bán điện được áp dụng theo Biểu giá chi phí tránh được do Cục Điều tiết điện lực công bố hằng năm. Biểu giá chi phí tránh được là biểu giá được tính toán căn cứ vào các chi phí tránh được của hệ thống điện quốc gia khi có 01 (một) kWh công suất phát từ nhà máy
thủy điện nhỏ được phát lên lưới điện phân phối. Chi phí tránh được là chi phí sản xuất 01 (một) kWh của tổ máy phát có chi phí cao nhất trong hệ thống điện quốc gia, chi phí này có thể tránh được nếu Bên mua mua 01kWh từ một nhà máy thủy