Đề tài Một số giải pháp nhằm tăng cường thu hút FDI vào ngành điện Việt Nam trong thời gian tới

u khí Việt Nam PVN và tập đoàn than khoáng sản Việt Nam TKV đầu tư, EVN chỉ kí kết các hợp đồng  triển khai dự án mà chưa có thỏa thuận cụ thể về công suất bao tiêu hàng năm, về giá mua bán điện,  còn với các nhà ĐTNN giá bán điện phải được thỏa thuận trước, sau đó họ mới tiến hành khởi công dự án, vì vậy thời gian đàm phám với EVN rất dài, ảnh hưởng lớn đến thời điểm kinh doanh và nhiệt tình của nhà đầu tư. Các hạn chế và nội dung này bao gồm. 1.4.1.1                     1.4.1.1  Chất lượng quy hoạch tổng thể ngành điện còn thấp Trách nhiệm quy hoạch tổng thể ngành điện mà thường gọi tắt là tổng sơ đồ điện 4, 5, 6 thuộc về Viện năng lượng- một đơn vị nằm trong EVN, tổng sơ đồ điện trình bày tất cả các khía cạnh liên quan đến ngành điện như: Hiện trạng, cơ cấu tổ chức hiện tại, tổng quan về năng lượng, dự báo nhu cầu phụ tải, các chương trình phát triển nguồn điện, lưới điện, phân phối và bán lẻ, vv… trong thời gian 5 năm tính từ năm bản quy hoạch hoàn thành và trình Thủ Tướng, có tính đến 10 năm tiếp theo và tầm nhìn trong 10 năm, chẳng hạn tổng sơ đồ điện 6 tính cho giai đoạn 2006-2010, tầm nhìn đến năm 2025. Một bản quy hoạch tốt sẽ dự báo chính xác nhu cầu phụ tải trong tương lai và các biện pháp nhằm đáp ứng nhu cầu phụ tải đó, đồng thời có tính đến độ nhạy cảm khi một vài tham số cơ bản thay đổi. Trong sơ đồ 4 và 5 nhu cầu phụ tải thực tế đều vượt quá dự đoán dẫn đến tình trạng thiếu điện trầm trọng trong những năm vừa qua, một bản quy hoạch tốt và được công khai cho tất cả các bên sẽ giúp các nhà đầu tư tin tưởng và có được các kế hoạch kinh doanh nhanh và chính xác hơn. Tổng sơ đồ điện 6 dự kiến được phê duyệt năm 2006 nhưng bị lùi lại năm 2007 khiến các nhà đầu tư thực sự quan ngại khi họ phải chờ thêm một năm nữa cho các quyết định đầu tư của mình nhằm phù hợp với bản quy hoạch. Các nhà đầu tư cũng lo ngại rằng, bản quy hoạch được giao cho Viện năng lượng thuộc EVN có thể sẽ dẫn đến thiên vị khi các đơn vị trong EVN sẽ được ưu tiên hơn nhà đầu tư nước ngoài trong việc tiếp cận thông tin và trong việc xây dựng các nguồn phát điện mới, vì vậy trong lộ trình cải tổ ngành điện nhiều chuyên gia cho rằng đơn vị xây dựng bản quy hoạch nên độc lập với EVN.                              Hộp 1.5: Một vài đánh giá về tổng sơ đồ 6 Vừa qua, kế hoạch phát triển năng lượng của VN, dựa trên Quy hoạch điện 6, các Tổng sơ đồ 5 và 6 của EVN và Bộ Công thương đã được đánh giá bởi một nhóm chuyên gia. Nhóm này nhận định, dự báo nhu cầu điện được trình bày sơ lược, không rõ ràng, thiếu thuyết phục. Đây là nhóm chuyên gia của Trung tâm Hỗ trợ phát triển (CDA) sau khi đã trao đổi với TS. Chris Greacen của Đại học Berkeley (Hoa Kỳ), đã phối hợp với Viện Nghiên cứu năng lượng (thuộc Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam), Viện Khoa học thuỷ lợi và một số chuyên gia năng lượng. Đề án tính toán tốc độ tăng trưởng điện giai đoạn 2006-2010 là 16,3%/năm với phương án phụ tải cơ sở, và 17,2%/năm với phương án phụ tải cao (ứng với tốc độ tăng trưởng GDP 8,5%/năm). Theo đó, nhu cầu năm 2010 là 112 tỷ kwh (gấp đôi năm 2005), năm 2015 là 190 tỷ kwh, 2020 là 294 tỷ kwh, năm 2025 là 431 tỷ kwh. Như vậy, tốc độ tăng nhu cầu điện năng sẽ gấp 2 lần tốc độ tăng GDP, điều này là khó thuyết phục. Kết quả nghiên cứu của các chuyên gia nói trên cho rằng, dự báo nhu cầu năng lượng điện của Tập đoàn Điện lực (EVN) chỉ mới nêu kết quả theo kiểu cộng dồn, phác tính theo hệ số tăng trưởng dự kiến, phương án phụ tải cao và phương án phụ tải cơ sở gần như giống nhau, tốc độ bình quân là 11,6% và 11,8%. Nguồn: 1.4.1.2                     1.4.1.2  Thủ tục đầu tư phiền hà, rắc rối. Chiến lược phát triển ngành điện theo sơ đồ 6 đã được chính phủ phê duyệt năm 2007 ( Theo lộ trình sẽ được phê duyệt năm 2006 nhưng bị lùi lại một năm )  có tính đến phát triển ngành  điện trong 5 năm tiếp theo 2006-2010 và tầm nhìn đến năm 2025, chủ trương của chính phủ là thu hút nhiều hơn nữa các dự án nguồn điện thuộc mọi thành phần phần kinh tế, EVN cũng kêu gọi các nhà đầu tư bên ngoài do tập đoàn này không thể đảm nhận hết được các dự án nguồn điện với số vốn lớn, tuy nhiên thực tế cho thấy việc đàm phán với EVN rất lâu với nhiều thủ tục kéo dài. Với các doanh nghiệp FDI tham gia đầu tư, quy trình đầu tư như sau: Trước hết EVN sẽ giới thiệu danh sách các dự án đang cần đầu tư cho nhà đầu tư lựa chọn, sau đó nhà ĐTNN phải tham gia đấu thầu dự án, nếu thắng thầu cũng mất trung bình 2 năm nữa cho quá trình được cấp phép dự án, cuối cùng là việc đàm phán với EVN trong hợp đồng mua bán điện dài hạn, về giá bán điện, công suất bao tiêu hằng năm và thời gian của hợp đồng, đây là quá trình đàm phán khó khăn và kéo dài, chẳng hạn như BOT Phú mỹ 2.2 mất 6 năm, Phú mỹ 3 mất ba năm, sau giai đoạn này nhà ĐTNN mới chính thức được cấp phép đầu tư, nhiều dự án chưa thể xây dựng được ngay vì còn vướng khâu giải phóng mặt bằng, tuy nhiên trong quá trình đàm phán nếu thấy tiến triển tốt thông thường trong hợp đồng kí tắt ban đầu EVN sẽ có trách nhiệm phối hợp cùng UBND các tỉnh có dự án tiến hành giải phóng mặt bằng. Đối với các nhà đầu tư trong nước, việc đàm phán với EVN cũng gặp khó khăn tương tự. Hộp 1.6. Dự án nhiệt điện Kiên Lương gặp khó khăn do thủ tục Câu chuyện của tập đoàn Tân Tạo (ITA Group)  khiến cho nhiều nhà đầu tư IPP phải suy tính rất kỹ. Đó là  ITA vừa ký hợp đồng với các đối tác nước ngoài và tư vấn trong nước đầu tư dự án xây dựng Trung tâm Nhiệt điện Kiên Lương (công suất 4.400 MW),  một trong năm dự án nhiệt điện lớn nhất ở phía Nam, trị giá 6,7 tỉ đô la Mỹ. Nhưng ngay khi các hợp đồng của Tân Tạo với đối tác được thông qua, Bộ Công thương đã phản hồi bằng văn bản cho rằng ITA mới chỉ là đơn vị lập dự án, chưa được chấp thuận là chủ đầu tư chính thức vì dự án này thuộc nhóm A, cần có thời gian nghiên cứu và xem xét ở cấp cao hơn. Cách ứng xử này đã làm nản lòng nhà đầu tư. Trao đổi với Tuổi Trẻ mới đây, bà Đặng Thị Hoàng Yến, chủ tịch HĐQT Tập đoàn Tân Tạo - đơn vị đang đầu tư một dự án điện, khẳng định: doanh nghiệp muốn đầu tư vào điện luôn phải đồng hành với các thủ tục hành chính rườm rà. Bên cạnh thủ tục đất đai phức tạp, mỗi khâu kéo dài từ sáu tháng đến một năm, các doanh nghiệp tư nhân thường “vướng” nhiều quy định liên quan đến EVN. Bà Yến khẳng định: có dự án xây dựng nhà máy điện dù đã được Thủ tướng Chính phủ cho phép lập dự án đầu tư, nhưng đến khi triển khai lại bị vướng quy hoạch tổng sơ đồ 6 (quy hoạch phát triển ngành điện đã được Thủ tướng phê duyệt). Ngoài ra, sau khi doanh nghiệp lập xong quy hoạch trình lên các bộ, doanh nghiệp ngoài quốc doanh vẫn phải làm đúng công thức: xin các bộ cho phép làm chủ đầu tư, sau đó mới được phép lập dự án dù Thủ tướng đã cho phép trước đó. Điều này khiến không ít dự án khi bắt đầu triển khai thì đầy tiềm năng, nhưng khi thực hiện thì cơ hội đã qua đi, hoặc tiềm lực của doanh nghiệp đã bị hao mòn đáng kể. Nguồn: Báo Tuổi trẻ ngày 22/10/2008. Tập đoàn Tân tạo còn may hơn so với một số nhà đầu tư khác vì không phải chịu lỗ khi xây xong dự án điện mà không được EVN mua hoặc mua không hết công suất, trường hợp như tập đoàn xăng dầu Việt Nam PVN và Tập đoàn than khoáng sản Việt Nam TKV xây xong dự án của mình mới đàm phán giá bán điện với EVN, lý do của việc này là để đảm bảo chức năng hỗ trợ nhà nước trong lúc thiếu điện trầm trọng, 2 tập đoàn này không thể chờ thời gian đàm phán kéo dài như trường của các nhà ĐTNN, họ vừa xây dựng vừa tiến hành đàm phán nhưng khi xây dựng xong, hai  bên mua bán điện không thể  thống nhất được giá mua- giá bán điện, kết quả là EVN không mua hoặc mua một phần, và điều này khiến cho các nhà đầu tư bị lỗ. Hộp 1.7. Tranh cãi giữa EVN và TKV,PVN về giá bán điện. Tranh cãi giữa EVN và Tập đoàn Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) về giá bán điện của nhà máy nhiệt điện Sơn Động do TKV làm chủ đầu tư. Dự kiến, nhà máy phải phát điện thương mại trong tháng 3 này, nhưng nay,  giá điện vẫn chưa được thống nhất. Tháng 11/2007, TKV đã chào bán mức giá 720 đồng/kWh, nhưng EVN thì chỉ đồng ý mua với giá 678,4 đồng/kWh. Tới tháng 1 vừa qua, TKV tính toán lại, giảm 10 đồng xuống còn 710 đồng/kWh. Tuy nhiên, phía EVN vẫn chưa chấp thuận. Theo ông Trần Xuân Hoà, Tổng Giám đốc TKV, mức giá trên đã được Tập đoàn tính toán trên cơ sở giảm tối đa chi phí đầu vào, đảm bảo hiệu quả đầu tư của dự án. Còn theo tính toán của EVN, nếu chấp nhận mua giá trên, cộng chi phí truyền tải, phân phối và tổn thất điện năng khoảng 295 đồng/kwh thì tổng chi phí giá điện đến người tiêu dùng sẽ là 1.015 đồng/kWh. Với sản lượng điện mua từ nhà máy Sơn Động vào khoảng 1,2 tỷ kWh/năm, thì mỗi năm EVN sẽ phải bù lỗ khoảng 144,2 – 173 tỷ đồng. Do vậy, 2 Tập đoàn này đã phải nhờ đến Bộ Công Thương làm trọng tài giải quyết vấn đề. Tình trạng đàm phán không có hồi kết này đã và đang diễn ra ở nhiều dự án khác. Dự án nhiệt điện Cẩm Phả ký hợp đồng nguyên tắc mua bán điện từ năm 2006, dự kiến tháng 5 n ăm 2009 sẽ phát điện thương mại, nhưng mãi đến tháng giữa tháng 3 vừa qua, nhà máy này mới đề xuất chào bán giá 4,65 cent/kWh. Phía EVN cũng chưa có trả lời chính thức do hồ sơ đàm phán chưa đầy đủ. Hai nhà máy Nhơn Trạch 1 và Cà Mau của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam mặc dù đã phát điện thương mại, nhưng hiện nay, hợp đồng mua bán điện vẫn chưa ký kết do chưa thống nhất được các điều khoản quan trọng như: Chi phí vận chuyển khí, chi phí vận hành và bảo dưỡng.                         Nguồn: 1.4.1.3                     1.4.1.3  Gíá bán điện của nhà đầu tư  cho EVN còn  thấp. Gíá bán điện hiện nay chưa phản ánh đầy đủ giá thị trường ngành điện. Do chủ trương trước đây của nhà nước với các mặt hàng thiết yếu như xăng dầu, viễn thông, điện lực, hành không, vv… là  nhà nước độc quyền nắm giữ, tuy nhiên hiện nay ngành viễn thông đặc biệt là mạng  di động giá cước đã giảm đáng kể do các doanh nghiệp mới tham gia thị trường cạnh tranh làm giá giảm, giá điện còn được nhà nước trợ cấp khá lớn do đảm bảo mục tiêu chính trị xã hội của Đảng là đưa điện đến toàn dân, theo báo cáo của UNCTAD năm 2008  giá điện của VN là tương đương hoặc thấp hơn các nước láng giềng, vì vậy lộ trình tăng giá bán điện đã đươc chính phủ phê duyệt với mức tăng 8,8% năm 2006 và mức tăng 8,92% năm 2009 so với các năm trước đó, vào những năm năm 2010-2012 sẽ tiếp tục tăng giá. Trong cuộc họp báo cho lần tăng giá điện tháng 3 vừa qua, Phó Thủ tướng Hoàng Trung Hải đã khẳng định:  "Việc điều chỉnh giá điện tiệm cận giá thị trường nằm trong chủ trương của Chính phủ đối với các mặt hàng thiết yếu, theo hướng minh bạch và hiệu quả với mục tiêu đảm bảo cung cấp điện ổn định, tin cậy cho nền kinh tế. "Một trong những nguyên nhân quan trọng làm cho nền kinh tế chúng ta hoạt động không hiệu quả thời gian qua là hệ thống giá cả còn bao cấp. Để nhiều loại hàng hoá bị kìm nén tăng giá quá lâu sẽ phá vỡ quy luật thị trường, đến khi bắt buộc phải tăng giá thì sẽ bung ra. Chính phủ sẽ từng bước khắc phục điều này, tuy nhiên sẽ xem xét đến sức chịu đựng của nền kinh tế, có chính sách đến từng khu vực đối tượng thụ hưởng". Giá điện thấp cũng chính là nguyên nhân nhiều dự án đầu tư vào nguồn điện không thể thực hiện được đặc biệt các dự án nguồn điện sạch như gió, mặt trời vì có chi phí đầu tư cao, và cũng là nguyên nhân của các cuộc đàm phán kéo dài giữa EVN và các nhà đầu tư thời gian qua. Giá điện và mức độ hấp dẫn đầu tư có mối liên quan, giá điện cao sẽ thu hút được các nhà đầu tư, giải quyết tình trạng thiếu điện hiên nay,  nhưng ngược lại người tiêu dùng và hàng hóa VN sẽ chịu mức giá cao hơn, làm giảm tính cạnh tranh của hành hóa VN và của cả nền kinh tế. 1.4.1.4                     1.4.1.4  Chưa có các hợp đồng mua bán điện dài hạn PPA dạng chuẩn. Do đặc điểm đầu tư vào ngành điện đòi hỏi vốn lớn, thời gian hoàn vốn kéo dài trung bình mất khoảng trên 10 năm, công nghệ tiến bộ nhằm không gây hại cho môi trường về lâu dài ( các nhà máy nhiệt điện chạy bằng than đang có mức gây ô nhiễm lớn nhất hiện nay, ở Trung Quốc người ta đã phải dỡ bỏ và không xây thêm những nhà máy kiểu này), vì vậy với các dự án có công suất lớn chỉ những nhà ĐTNN có đủ tiềm lực mới tham gia. Đa số các dự án kiểu này nhà ĐTNN đều muốn kí kết các hợp đồng dài hạn, như 2 dự án BOT Phú mỹ thời gian thanh lý hợp đồng là 20 năm kể từ khi dự án đi vào hoạt động, ngoài ra còn các dự án nhỏ hơn của các IPPs trong nước thì đa số kí kết các hợp đồng ngắn hạn hoặc mua bán trên thị trường giao ngay. Hiện nay EVN chưa có các hợp đồng PPA chuẩn, lợi ích khi có PPA chuẩn là đơn giản hóa và rút ngắn thời gian kí kết hợp đồng, nhất là các bên đã được xem trước tài liệu sơ bộ ngay từ đầu của dự án, đồng thời giảm được các chi phí pháp lý cho VN và các nhà ĐTNN trong việc đạt được thỏa thuận cuối cùng. Việc soạn thảo các hợp đồng PPA thuộc trách nhiệm của cục điều tiết điện lực ERAV trực thuộc Bộ Công thương, tuy nhiên ERAV mới được thành lập năm 2005 nên có thể chưa đủ các chuyên gia vừa am hiểu về pháp lý, pháp luật, chính sách của VN lại vừa am hiểu và có kinh nghiệm đầu tư trong ngành điện, vì vậy ERAV đang tích cực tuyển thêm các chuyên gia có đủ kỹ năng như vậy, hi vọng VN sẽ sớm có PPA chuẩn.  Hộp 1.8: Hai khoản thanh toán chính trong hợp đồng  PPA Các hợp đồng mua bán điện dài hạn thường bao gồm những khoản thanh toán cho việc sẵn có của nhà máy (có nghĩa là nhà máy đang hoạt động và có thể sản xuất điện) và cho sản lượng. Những khoản thanh toán này được gọi là thanh toán công suất và thanh toán năng lượng. Các khoản thanh toán công suất được gắn với một con số theo chỉ tiêu đại diện cho tỉ lệ thời gian trong năm mà nhà máy đó có thể phát điện, có tính đến thời gian bảo dưỡng theo định kỳ và những lúc bắt buộc phải cắt điện. Những khoản này cũng đã tính đến cả thanh toán lãi vay, hoàn trả món vay, lợi suất trên vốn cổ phần, các chi phí cố định hàng năm như lương cho nhân viên, bảo dưỡng hàng năm hay thuế đất. Các khoản thanh toán năng lượng bao gồm những chi phí biến đổi của nhà máy, bao gồm chi phí nhiên liệu và chi phí hoạt động và bảo dưỡng. Trong nhiều trường hợp, nhiên liệu được coi như một chi phí chuyển sang bên mua, tức là đơn vị mua điện tại nhà máy thanh toán dựa trên một mức hiệu suất đã thoả thuận của nhà máy (có nghĩa là cần bao nhiêu kJ năng lượng nhiên liệu để sản xuất ra 1kWh điện). Nguồn: Báo cáo đầu tư UNCTAD 2008, trang133. 1.4.1.5                     1.4.1.5  Hành lang pháp lý chưa đảm bảo. Nhà ĐTNN tham đầu tư vào ngành điện sẽ chịu điều chỉnh bởi luật chung là Luật đầu tư và Luật Đấu thầu năm 2005 sẽ còn phải tuân thủ theo quy hoạch ngành và Luật riêng đó là quy hoạch ngành điện trong tổng sơ đồ 6, Luật điện lực năm 2004, ngoài ra theo quyết định 2002 về quản lý việc đầu tư và xây dựng các nhà máy điện độc lập, các công trình dạng này sẽ phải tuân thủ theo 2 yêu cầu chính sau: ·  Đầu tư vào IPP phải dưới hình thức xây dựng- vận hành- chuyển giao (BOT), xây dựng- chuyển giao- vận hành (BTO), xây dựng- chuyển giao (BT) hay xây dựng- vận hành- sở hữu (BOO). ·  Việc lựa chọn nhà đầu tư để thực hiện một dự án điện độc lập phải thông qua đấu thầu. Trên thực tế, hình thức phổ biến nhà đầu tư thích là dạng BOT, trong Luật đấu thuần năm 2005 và nghị định 78/2007/NĐ-CP về đầu tư theo hình thức BOT,BT, BO quy định tất cả các dự án dạng BOT của bất kỳ ngành nào đều phải thông qua đấu thầu công khai trong nước và quốc tế. Tuy nhiên, cũng như trong các luật và quy định khác,Nghị định cho phép nhà đầu tư tự mình đề xuất dự án, nếu các cơ quan có thẩm quyền quyết định phê duyệt bổ sung những dự án đó vào trong quy hoạch tổng thể của ngành, việc đàm phán song phương với nhà đầu tư sẽ được thực hiện do vậy không cần đầu tư. Việc hạn chế độc quyền của EVN nhằm bảo vệ các nhà đầu tư bên ngoài (đóng góp 30% sản lượng điện quốc gia) được điều tiết bằng Luật cạnh tranh, tuy nhiên năm 2005 Luật điện lực ra đời làm cho Luật cạnh tranh không mấy tác dụng, ít đi vào thực tế đối với việc hạn chế độc quyền của EVN. Ngoài các quy định của VN về luật, chính sách kể trên thì nhà ĐTNN luôn yêu cầu chính phủ có hợp đông bảo lãnh trong những trường hợp xẩy ra rủi ro từ phía đối tác cụ thể là EVN đặc biệt là các dự án nhiệt điện lớn gân đây như Mông dương 2, Vĩnh tân 1, việc đầu tư trong thời gian kéo dài, giá các nguyên liệu đầu vào thay đổi, tình hình kinh tế- chính trị biến động luôn là những rủi ro tiềm ẩn đối với nhà đầu tư, hơn nữa trong quá trình thị trường hóa ngành điện VN chưa thể xây dựng được ngay một hành lang pháp đủ đủ mạnh để tạo một môi trường đầu tư lành mạnh, tuy nhiên về dài hạn xây dựng một hành lang pháp lý mạnh sẽ là ưu tiên trong quá trình tái cơ cấu ngành điện. 1.4.2 Nguyên nhân 1.4.1.6                     1.4.2.1  Cơ cấu tổ chức độc quyền của EVN  Không thể phủ nhận vai trò to lớn của EVN trong việc đảm bảo nguồn cung điện, vai trò của EVN trong ngành điện hiện nay, tuy nhiên theo như quy luật trong kinh tế học bất kỳ một tổ chức độc quyền nào cũng sẽ giảm dần hiệu quả hoạt động do không chịp sức ép cạnh tranh trừ khi tổ chức độc quyền này cạnh tranh với thành tích của chính mình trong qua khứ nhưng việc này cũng sẽ không diễn ra được lâu dài, và nguyên nhân của hàng loạt những khó khăn của ngành điện trong thời gian qua như thiếu điện trầm trọng, môi trường đầu tư không hấp dẫn với hàng loạt các thủ tục phiền hà,vv…chính là do cơ cấu tổ chức độc quyền hiện nay của EVN, các chính sách liên quan đến đầu tư trong ngành đều do EVN hoặc các đơn vị của EVN soạn thảo và đề xuất, tình trạng thiên vị cho các đơn vị trong EVN so với các nhà đầu tư bên ngoài là không tránh khỏi, các dự án tốt và tính khả thi cao sẽ được các đơn vị trong EVN biết và tham gia trước, việc chậm trễ trong khâu thủ tục cũng do EVN, EVN đẩy nhanh quá trình đàm phán cấp phép thì dự án sẽ nhanh chóng triển khai và ngược lại một sự chậm trễ của EVN các nhà đầu tư phải chịu,vv…đây là nguyên nhân hàng đầu của những hạn chế trên, nhưng khâu nào nhà nươc phải độc quyền 100% đẻ đảm bảo an ninh năng quôc gia và công cụ cho các chính sách xã hội thì nhà nước sẽ giữ lại còn các khâu khác sẽ là sự tham gia của các thành phần kinh tế cạnh tranh phát triển. 1.4.1.7                     1.4.2.2  Giá bán điện đầu ra của EVN bị khống chế. Việc tranh cãi xung quanh EVN và các nhà đầu tư về mức giá mua điện quá thấp khiến mức độ hấp dẫn trong ngành giảm sút nguyên nhân chủ yếu là khâu phân phối bán lẻ điện còn độc quyền 100% nhà nước, giá bán lẻ điện theo như trong luật điện lực quy định chỉ được phép dao động trong một khung giá nhất định, khung giá này do cục điều tiết điện lực tính toán được  trình lên Bộ công thương và Thủ Tướng chính phủ kí quyết định, giá bán lẻ là không thống nhất trên toàn quốc và đối tượng, cụ thể là giá điện cho sinh hoạt thấp hơn giá điện cho sản xuất, trong giá điện sinh hoạt thì ở thành thị thường cao hơn, chính vì vậy trong khâu bán lẻ có hiện tượng bù chéo giữa điện sản xuất cho điện tiêu dùng. Giá bán đầu ra đã bị khống chế rõ ràng là một khó khăn cho EVN khi phải tính toán các chỉ tiêu kinh tế- tài chính nhằm vừa đảm bảo mục tiêu cung cấp đầy đủ điện cho nền kinh tế nhưng phải kinh doanh điện có lãi. Gía điện hiện nay của VN là thấp hơn so với các nước trong khu vực, việc giá điện thấp không khuyến khích được người dân tiết kiệm điện, giá điện thấp cũng thu hút FDI vào đầu tư tăng tỷ lệ lợi nhuận cho nhà đầu tư, không khuyến khích nhà đầu tư đưa công nghệ cao vào VN, vì vậy có chuyên gia cho rằng EVN nên xây dựng một lộ trình tăng giá hợp lý có tính đến cá đối tượng khác nhau trong xã hội như nhưng hộ nghèo, đồng bào dân tộc,vv… để việc tăng giá điện không làm xáo trộn đòi sống người dân, tuy nhiên vè lâu dài chinh sách giá điện sẽ phải tiếp cận thị trường nhằm phản ánh đầy đủ giá cả thị trường của loại  hàng hóa đặc biệt này. 1.4.1.8                     1.4.2.3 Do đặc điểm đầu tư trong ngành điện. Đặc điểm đầu tư trong ngành điện chi phối mức độ thu hút FDI trong ngành, không như các ngành sản xuất xuất khẩu, đầu tư trong ngành điện có các đặc điểm chính như sau: Thứ nhất, vốn đầu tư lớn: Vôn đầu tư cho các công trình thủy điện nhỏ thông thường là trên dưới 1 triệu USD, còn các công trình nhiệt điện cỡ lớn lên đến hàng trăm triệu USD, có công trình như nhiệt điện Mông dương 2 lên đến 1,6 tỷ USD, đây là số vốn rất lớn nếu như tinh theo quy mô vốn đầu tư trên một dự án ở VN, vì vậy việc tham gia các nhà ĐTNN sẽ là những người có kinh nghiệm, tiềm năng ,vốn lớn. Thứ hai, thời gian đầu tư kéo dài và gặp nhiều rủi ro: Các dự án phát điện kéo dài ít nhất 10 năm có thể thu hồi vốn đầu tư và có lãi tuy thuộc vào quy mô dự án, 2 dự án BOT Phú mỹ hợp đồng kéo dài 20 năm, trong khoảng thời gian này nhà đầu tư phải chịu rủi ro vận hành tức là khi máy móc gặp các sự cố cần phải sửa chữa, còn các rủi ro mang tính khách quan như lượng điện sẽ không được mua hết do nhu cầu phụ tải giảm đột ngột do suy giảm kinh tế  hoặc các rủi ro về chính trị- xã hội nhà đầu tư yêu cầu được bảo lãnh từ phía chính phủ trong những trường hợp như vậy rủi ro sẽ được san sẻ cho 2 bên tùy thuộc vào hợp đồng bảo lãnh đã kí. Ở VN hiện nay các nhà ĐTNN đều yêu cầu có hợp đồng bảo lãnh chính phủ mới tham gia đầu tư. CHƯƠNG 2 MỘT SỐ GIẢI PHÁP TĂNG CƯỜNG THU HÚT FDI VÀO NGÀNH ĐIỆN TRONG THỜI GIAN TỚI 2.1  Chiến lược an ninh năng lượng quốc gia của VN và vai trò của EVN. Ngành điện là một ngành có tính hệ thống ( power system), bất kì một sự thay đổi về các thông số kỹ thuật nào của một bộ phận cũng đều ảnh hưởng chung đến toàn hệ thống vì mạng lưới điện VN đã được liên kết hoàn chỉnh trong cả nước, vì vậy tính hệ thống có ảnh hưởng quan trọng đến an ninh năng lượng quốc gia bởi vì hệ thống có ổn định, có đủ công suất sẽ cung cấp đầy đủ nhu cầu năng cho đất nước. An ninh năng lượng quốc gia được tất cả các quốc gia quan tâm đặc biệt hiện nay vì rằng nền kinh tế công nghiệp không thể thiếu điện trong một ngày được, thậm chí sự cố mất điện trong một giờ cũng có thể gây cho cả một nền công nghiệp bị thiệt hại. Đảng và Nhà nước ta đặt năng lượng trong đó có điện lực là ngành cần quan tâm đặc biệt vì tầm quan trọng của nó, trong Tổng sơ đồ 6 đã dưa ra chiến lược và chính sách phát triển ngành điện như sau: ·         Đảm bảo cung cấp đầy đủ điện cho phát triển kinh tế xã hội của đất nước. ·         Đa dạng hóa các hình thức đầu tư và thu hút các thành phần tư nhân tham gia vào ngành điện. ·         Mở rộng hợp tác quốc tế và hội nhập quốc tế ·         Từng bước hình thành thị trường điện ·         Nghiên cứu phát triển nhà máy điện hạt nhân ·         Đảm bảo phát triển bền vững, giảm thiểu tác động xấu tới môi trường Vai trò của EVN trong việc đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia là rất lớn, hiện nay khâu phát điện EVN sở hữu khoảng 60% các nhà máy điện, trong khâu truyền tải- phân phối điện EVN độc quyền 100%, EVN có nhiều chuyên gia đầu ngành về kỹ thuật điện, có một đôi ngũ cán bộ công nhân viên nhiều kinh nghiệm, hoạt động kinh doanh tương đối đảm bảo, rõ ràng vai trò đảm bảo năng lượng quốc gia đã được Đảng và Nhà nước trao trách nhiệm cho EVN, tuy nhiên tầm quan trọng như vậy không có nghĩa là giữa mãi cơ cấu hiện nay của EVN, tái cơ cấu ngành điện là nằm trong chiến lược đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia một cách bền vững và lâu dài. 2.2 Một số giải pháp mang tính dài hạn. Các giải pháp mang tính dài hạn gắn liền với quá trình cải tổ ngành điện đã được chính phủ phê duyệt, đó là trong vòng 30 năm tới VN sẽ có một thị trường điện cạnh tranh hoàn toàn từ  khâu sản xuất điện đến khâu bán lẻ điện cho người tiêu dùng cuối cùng, các giải pháp dài hạn sẽ xây dựng một khuân khổ thị trường cho ngành điện hoạt động hiệu quả qua đó thu hút được dòng vốn FDI, ngược lại các giải pháp trong ngắn hạn chính là bổ sung cho những hạn chế cần được và có thể sửa chữa được ngay nhằm thu hút ngay các dự án đang thăm dò và tháo gỡ cho các dự án đang triển khai nhưng gặp khó khăn, vì vậy có thể gọi các giả pháp ngắn hạn là các giải pháp về vận hành, tuy nhiên các giải pháp ngắn hạn này có thể được thay thế bằng các giải pháp ngắn hạn khác cho phù hợp hơn với tình hình thực tế. 2.2.1   Nâng cao chất lượng quy hoạch tổng thể. Viện năng lượng thuộc EVN là đơn vị có trách nhiệm đưa ra quy hoạch tổng thể ngành điện, thời gian xây dựng là 5 năm và tầm nhín trong 15 năm, do nhu cầu phụ tải thực té thay đổi không như trong dự kiến hoặc những thay đổi khách quan bên ngoài có thể ảnh hưởng đến nhà đầu tư, vì vậy bản quy hoạch có thể được sửa lại cho phù hơn hơn với thực tiễn. Các chuyên gia cũng cho rằng trong các lần quy hoạch sau nên xây dựng thời gian là 10 năm hoặc 15 năm thay vì 5 năm như hiện nay nhằm quy hoạch ngành mang tinh lâu dài và bền vững hơn. Các nghiên cứu tiền khả thi phải được tiến hành kỹ lưỡng và nghiêm túc nhằm có được các dữ liệu để tính toán và xây dựng bản quy hoạch, để làm tốt tất cả các việc này Viện năng lượng cần giành một khoản ngân sách cho công tác nghiên cứu khả thi và đào tạo con người, việc nghiên cứu khả thi có thể do một đơn vị trong EVN thực hiện hoặc thuê một tổ chưc bên ngoài thực hiện. 2.2.2 Thực hiện lộ trình cải tổ ngành điện đã được chính phủ phê duyệt. Để tiếp tục phát triển ngành điện bền vững, thu hút nhiều tư nhân vào đầu tư thì việc tái cơ cấu lại ngành  điện là không thể bàn cãi, việc tranh cãi hiện nay là cải tổ như thế nào cho hiệu quả mà vẫn đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia? Luật điện lực năm 2005 đã xây dựng nên lộ trình phát triển thị trường ngành điện trong vòng khoảng 30 năm tới vào năm 2025 trở  đi VN sẽ là một thị trường điện hoàn hảo, nhiều người mua và nhiều người bán, giá điện sẽ phản ánh đúng giá thị trường. Tuy nhiên chính phủ đã lường trước được những rủi ro có thể xẩy ra trong quá trình cải tổ này, đây thực sự là một quá trình khó khăn khi tách EVN một đơn vị độc quyền thành một chủ thể bình thường trong thị trường, nhiều nước trước đây đã thị trường hóa ngành điện nhưng gặp thất bại nên phải làm lại từ đầu, VN cần rút kinh nghiệm từ những nước này. Trong tổng sơ đồ 6, việc cải cách thị trường điện được dựa trên những căn cứ sau đây: ·   Việc phát triển thị trường điện tại VN phải thỏa mãn được các mục tiêu ngắn hạn và dài hạn: Tăng cường thu hút vốn đầu tư tư nhân, giảm gánh nặng đầu tư nhà nước; Tăng cường hiệu quả sản xuất kinh doanh; phát triển dần dần thị trường điện cạnh tranh; đảm bảo cung cấp điện ổn định, tin cậy và chất lượng ngày càng cao; đảm bảo phát triên ngành điện một cách bền vững. ·   Phát triển thị trường qua từng cấp độ ·   Đảm bảo ổn định. Phát triển thị trường điện phải được tiến hành từng bước thận trọng không gây đột biến, xáo trộn trong hoạt động sản xuất kinh doanh và cơ cấu tổ chức dẫn đến những ảnh hưởng tiêu cực về kinh tế, xã hội và môi trường. Sự thận trọng của EVN trong việc tái cơ cấu ngành điện là có cơ sở vì tập đoàn này phải chịu trách nhiệm liên quan đến an ninh năng lượng quốc gia, tuy nhiên có một luồng ý kiến trái ngược với EVN là cần phải đẩy nhanh hơn nữa quá trình cải tổ hơn nữa để tăng tính hiệu quả trong ngành và thu hút được nhiều nhà đầu tư bên ngoài tham gia, đây là luồng ý kiến của một số chuyên gia đầu ngành trong nước, của ngân hàng thế giới tại VN và theo báo cáo đầu tư của UNCTAD năm 2008 về cải cách thị trường điện VN. Luồng ý kiến này cho rằng, cơ cấu hiện nay của EVN hoạt động chưa hiệu quả, chưa thu hút được nhiều nhà ĐTNN tham gia, cần tách 3 khâu phát điện, truyền tải, phân phối ra khỏi EVN, đã có một tranh cãi giữa World Bank tại VN và EVN về việc chia nhỏ tập đoàn, có thể nói rằng luồng ý kiến này nhấn mạnh, đề cao đến tính hoạt động hiệu quả để đưa ra các quan điểm cải tổ của mình, tuy nhiên lộ trình cụ thể như thế nào thì chưa được làm sáng tỏ. Việc Bộ công thương mới đây đã trình chính phủ đề án tái cơ cấu ngành điện theo đó sẽ tách ngay khâu phát điện, truyền tải và điều độ ra khỏi EVN, EVN sẽ chỉ nắm giữ khâu phân phối bán lẻ điện. Ngay sau đó công văn trả lời của EVN phản đối phương án cải tổ này vì nếu tách khâu truyền tải điều độ ra khỏi EVN thì chắc chắn đơn vị truyền tải này sẽ không thể đẩm bảo nguồn vốn đầu tư hàng năm trên 2 tỷ USD do chưa đủ uy tín để huy động bên ngoài và điều này sẽ ảnh hưởng đến an ninh năng lượng quốc gia. Việc này là có cơ sở do hệ thống phát điện là lưới truyền tải phải cần được đầu tư thống nhất cùng nhau, thông thường lưới truyền tải phải có công suất dự phòng 20% lớn hơn công suất phát điện. Đề án của Bộ công thương sẽ phải được xem xét lại, cụ thể hóa lộ trình cho một thị trường điện cạnh tranh là cần thiết, việc tham khảo các ý kiến chuyên gia đầu ngành hoặc tư vấn của các tổ chức quốc tế uy tín và trực tiếp là sự phản biện của EVN, hi vọng VN sẽ sớm có một đề án cải tổ ngành điện chi tiết để thu hút thêm các nhà ĐTNN và đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. Hộp 2.1. Các khuyến nghị về tái cơ cấu ngành điện của UNCTAD. Thực sự tách biệt giữa phát điện, chuyển tải điện và phân phối điện: Ba hoạt động này nên được thực hiện bởi các công ty có tư cách pháp nhân độc lập với nhau, không sở hữu chéo cổ phiếu của nhau.      Tách nhỏ tập đoàn EVN: EVN không nên tiếp tục là một công ty điện lực được hợp nhất theo chiều dọc. Điều này sẽ dẫn đến việc tạo ra một công ty phát điện chiến lược có tên là Công ty Điện lực Việt Nam dựa trên những nhà máy chủ chốt của EVN hiện nay. Các nhà máy điện còn lại sẽ tạo thành một số ít công ty phát điện. Các công ty sở hữu nhà nước độc lập sẽ được thành lập trong khâu chuyển tải điện (đơn vị độc quyền cho cả nước), phân phối điện, và các dịch vụ điện lực.      Tách đơn vị mua duy nhất khỏi EVN: Đơn vị mua duy nhất trong quá trình chuyển đổi sang một thị trường bán buôn nên trực thuộc công ty độc quyền chuyển tải điện, trong đó có cả Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia.       Chuyển giao quyền sở hữu các công ty nhà nước từ Bộ Công nghiệp sang Tổng công ty Đầu tư Vốn Nhà nước (SCIC): Quyền sở hữu các doanh nghiệp nhà nước và các chức năng điều tiết cần được tách biệt với nhau. Điều này sẽ đòi hỏi rằng tất cả các tài sản thuộc sở hữu nhà nước cần được chuyển giao càng sớm càng tốt cho SCIC, là công ty đã được thành lập với mục đích cụ thể là đóng vai trò sở hữu của Nhà nước. Chuyển Viện Năng lượng sang cho công ty chuyển tải độc lập: Bản Quy hoạch Tổng thể  càng tin cậy và khách quan càng tốt. Điều này đòi hỏi rằng Viện Năng lượng cần tách biệt với EVN (VPC) để tránh xung đột lợi ích giữa một công ty phát điện và đơn vị soạn thảo bản Quy hoạch. Củng cố năng lực cho Cục Điều tiết Điện lực và tăng dần quyền hạn và tính độc lập của Cục này. Nguồn: Báo cáo đầu tư UNCTAD 2008 trang 141. 2.2.3 Xây dựng hành lang pháp lý. Để cho thị trường điện hoạt động minh bạch, hiệu quả cần có một hành lang pháp lý đủ mạnh, việc xây dựng hành lang pháp lý sẽ song hành cùng với lộ trình thị trường hóa ngành điện,  và thông thường phải xây dựng trước một bước bằng cách học hỏi các kinh nghiệm của các nước đi trước áp dụng vào thực tiễn VN. Theo nhận định của các chuyên gia Liên hiệp quốc trong báo cáo về chính sách đầu tư tại VN năm 2008,  Việt Nam chưa sẵn sàng cho thị trường phát điện cạnh tranh thực sự. Bằng chứng mà họ đưa ra là hàng loạt các quy định pháp lý chồng chéo, đó là việc phê duyệt các dự án đầu tư vào ngành điện ở Việt Nam do Chính phủ và Bộ Công thương quản lý. Bộ này lại đảm nhận hai vai trò trái ngược nhau, vừa sở hữu EVN đồng thời lại chịu trách nhiệm điều tiết điện lực. Cục Điều tiết điện lực ERAV trực thuộc Bộ này nhưng chức năng chính không phải là điều tiết mà là giúp việc cho Bộ trưởng trong việc thực thi các chính sách. Quá trình đàm phán hợp đồng giá mua bán điện - yếu tố sống còn của một dự  án điện - lại do EVN làm việc trực tiếp với các chủ đầu tư. Thời gian qua có nhiều ý kiến cho rằng cần phải cải tổ ngành điện nhanh hơn để nần cao hiệu quả tuy nhiên thực tế cho thấy chưa có một hành lang pháp lý hoàn thiện thì thị trường điện sẽ không thể vận hành trơn tru được và có thể dẫn đến rủi ro thất bại, vì vậy nhiệm vụ xây dựng một hành lang pháp lý là quan trọng hàng đầu nếu như muốn tiến tới thị trường hóa ngành điện. Hiện nay, việc xây dựng, đề xuất các chính sách về điện là trách nhiệm của Bộ công thương, cụ thể là ERAV và Viện năng lượng, hoặc trong tương lai Bộ công thương phải lập ra một đơn vị độc lập xây dựng được một hệ thống các chính sách pháp lý cần thiết cho quá trình cải tổ ngành điện mà Bộ vừa trình Chính phủ thời gian qua. 2.2.4 Xây dựng giá điện tiệm cận giá thị trường. Giá điện thấp không đủ hấp dẫn nhà đầu tư vì mức tỉ suất lợi nhuận thấp, việc EVN bị lỗ khi mua từ các nguồn bên ngoài  do giá bán điện là không tăng trong khi giá mua điện cao hơn là một điều bất hợp lý vì dẫn đến tình trạng EVN sẽ không mua điện từ các nguồn này nữa và điều này ảnh hưởng nghiêm trọng đến tính ôn định trong môi trường đầu tư ngành điện, việc EVN không mua điện vì sợ lỗ rõ ràng là điều rất bình thường vì trong hoàn cảnh tương tự doanh nghiệp nào cũng sẽ phải hành động như vậy. Vì vậy việc tăng giá điện cho người tiêu dùng sẽ việc không thể tránh khỏi. Giá điện thấp không khuyến khích người dân và doanh nghiệp tiết kiệm điện. Tuy nhiên việc tăng giá điện có ảnh hưởng lớn đến đời sống người dân, đến mức độ cạnh tranh của hang hóa VN vì giá điện được coi là chi phí của doanh nghiệp, vì vậy việc tăng giá phải có lộ trình rõ ràng được tính toán trên cơ sở khoa học, và không thể thay đổi ngay được trong ngắn hạn, việc tiến tới giá thị trường trên cơ sở hạch toán hết được các chi phí để sản xuất ra một KWh điện sẽ nâng cao hiệu quả 3 khâu phát điện- truyền tải- phân phối từ đó chỉ rõ khâu nào còn yếu kém nhằm nâng cao hiệu quả trong khâu đó, khi giá điện tiệm cận được với giá thị trường thì giá sẽ thay đổi theo các yếu tố đầu vào nhưng về dài hạn là giá sẽ phải giảm xuống chứ không tăng liên tục như hiện nay. Trách nhiệm trong  việc xây dựng giá điện là do ERAV tham mưu cho Bộ công thương trình chính phủ, vì vậy trách nhiệm của ERAV phỉa xây dựng được một bản lộ trình cho giá điện phù hợp với lộ trình thị trường hóa ngành điện.       Hộp 2.2. Giá điện sẽ minh bạch và hiệu quả hơn. Tại Hội thảo  công bố kết quả nghiên cứu Phương pháp lập Biểu giá bán lẻ điện Cục trưởng ERAV Phạm Mạnh Thắng cho biết: Trên lộ trình tiến tới thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh vào năm 2009, biểu giá bán lẻ điện hiện nay đã bộc lộ nhiều hạn chế do không khuyến khích hiệu quả kinh tế, không hấp dẫn được nhà đầu tư và không phản ánh đúng chi phí thực tế. Hiện toàn bộ các khâu từ phát điện, truyền tải và phân phối đều do một mình Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) điều hành trên cơ sở giá bán buôn nội bộ và phân cho các công ty phân phối và bán lẻ điện. Vì thế không thể tách bạch từng khâu để làm rõ chi phí. Bên cạnh đó, việc hạch toán bù chéo lẫn nhau do EVN tự phân bổ trong nội bộ, do vậy, rất khó xác định được lượng bù chéo giữa công ty này và công ty khác. Cùng với việc tái cơ cấu ngành điện và hình thành thị trường điện, Phương pháp tính mới được áp dụng sẽ buộc khâu phát điện phải cạnh tranh, từ đó giúp giảm chi phí sản xuất điện xuống mức thấp nhất nhưng vẫn trên cơ sở giá nhiên liệu đầu vào tiến tới giá thị trường. Khi đó, các khâu phát điện, truyền tải và phân phối sẽ được tách ra, hạch toán độc lập và quan hệ với nhau trên cơ sở hợp đồng thương mại. ERAV cũng sẽ xây dựng các loại doanh thu được phép của dịch vụ phân phối và dịch vụ bán lẻ điện dựa trên chi phí đầu tư và chi phí vận hành hiệu quả. Nếu các công ty phân phối đạt hoặc vượt các mục tiêu hiệu quả thì sẽ được phép giữ lại phần doanh thu tăng thêm như là lợi nhuận, sau khi đã chuyển một phần sang khách hàng bằng cách giảm giá. Nguồn: 2.3  Một số giải pháp trong ngắn hạn.  2.3.1 Đẩy mạnh công tác xúc tiến đầu tư. Thời gian qua FDI trong ngành sản xuất ồ ạt vào VN mà không cần một chương trình xúc tiến đầu tư rầm rộ nào, tuy nhiên ngành điện nói riêng và đầu tư vào cơ sở hạ tầng nói chung ít hấp dẫn các nhà đầu tư hơn so với công nghiệp chế tạo sản xuất do đặc điểm đầu tư trong ngành này là đòi hỏi vốn lớn, thời gian thu hồi vốn dài, độ rủi ro cao, vì vậy rõ ràng để thu hút nhà đầu tư, công tác xúc tiến đầu tư trong ngành phải tích cực, chủ động hơn so với ngành sản xuất, một quan chức trong ngành điện cũng cho rằng việc có ít nhà ĐTNN tham gia vào ngành này nguyên nhân trước tiên là do trong khâu xúc tiến đầu tư của VN chưa thực sự hiệu quả, việc đưa ra một danh sách các công trình kêu gọi đầu tư bên ngoài phải càng cụ thể chi tiết càng tốt, phải thể hiện được sự cam kết của Chính phủ trong việc hợp tác và hỗ trợ nhà đầu tư thực hiện dự án đặc biệt là các dự án BOT,  phải có bộ phận chăm sóc nhà đầu tư khi họ bắt đầu có ý định tham gia vào ngành điện nhằm cung cấp đầy đủ thông tin có liên quan trong ngành, việc chậm trễ cung cấp thông tin có thể làm nản lòng các nhà đầu tư ngay từ đầu. 2.3.2 Soạn thảo những PPA chuẩn. Cục điều tiết  điện lực ERAV sẽ phải đẩy nhanh quá trình xây dựng nên những PPA dạng chuẩn nhằm rút ngắn thời gian đàm phán, tiết kiệm chi phí cho các bên tham gia. ‘’Mẫu hợp đồng mua bán điện PPA  cho thị trường phát điện cạnh tranh được xây dựng  sẽ đảm bảo chia sẻ rủi ro công bằng giữa các nhà máy điện, bên mua là EVN và khách hàng tiêu thụ điện, theo đó, có giá điện tốt nhất cho khách hàng tiêu thụ điện; đồng thời khuyến khích đầu tư xây dựng trong lĩnh vực nguồn điện. Điều này sẽ giúp cho các nhà phát triển dự án dễ dàng tìm kiếm và thu xếp vốn cho dự án.’’ [ nguồn: Hoan-thien-mau-Hop-dong-mua-ban-dien-va-dich-vu-phu-tren-thi-truong-phat-dien-canh-tranh/200811/98943.vov ], tuy nhiên theo cam kết của ERAV và nhà tư vẫn mẫu hợp đồng PPA chuẩn sẽ được hoàn thiện sớm nhất trong năm 2010. 2.3.3   Dần bãi bỏ cơ chế bảo lãnh của Chính Phủ. Trong các dự án nhà máy điện, các hợp đồng PPA thường có  thời gian kéo dài 20 năm, trong khoảng thời gian đó nhiều rủi ro tiềm ẩn có thể xẩy ra gây thiệt hại hoặc cho EVN hoặc cho phía nhà đầu tư hoặc cả hai bên, phía nhà đầu tư biết rằng rủi ro có thể là dự báo nhu cầu phụ tải quá lạc quan dẫn đến tình trạng công suất nhà máy không được huy động hết, rủi ro về thanh toán khi bên EVN vì lý do nào đó không có khả năng thanh toán như trường hợp đồng VN bị mất giá,vv… trong những trường hợp như vậy nhà đầu tư cần sự bảo lãnh của chính phủ, như trường hợp của 2 dự án BOT Phú mỹ được chính phủ bảo lãnh, vì vậy các nhà đầu tư chuẩn bị tham gia vào thị trường điện cũng kì vọng chính phủ bảo lãnh như vậy. Trong một thị trường điện cạnh tranh, tiềm lực tài chính của các bên mua điện chính là cơ sở để nhà đầu tư kí kết các hợp đồng, tuy nhiên ở VN lộ trình thị trường hóa ngành điện mới đang bắt đầu khởi động, việc chính phủ tuyên  bố gần đây rằng sẽ rút khỏi các hợp đồng bảo lãnh khiến nhiều nhà đầu tư lo ngại vì tiềm lực tài chính của EVN chưa đủ đảm bảo và tin cậy cho nhà đầu tư. Việc chính phủ rút khỏi bảo lãnh nhằm một mặt tăng cường vai trò trách nhiệm của EVN và mặt khác chính phủ sẽ không phải chịu áp lực tài chính, điều đó đúng nhưng chưa thực sự phù hợp, chính phủ nên có lộ trình rút khỏi bảo lãnh như lộ trình thị trường hóa ngành điện, nếu bây giở chính phủ không đẩm bảo các khoản bảo lãnh này sẽ có ít nhà đầu tư tham gia vào thị trường điện hơn nữa, việc chính phủ rút dần bảo lãnh nên được công bố công khai và trong thời hạn bao nhiêu năm để cho các bên nắm được thông tin cho các hoạt động kinh doanh của mình. 2.3.4 Cho phép IPP ở những vùng cụ thể. Những IPP này cung cấp điện cho một khu vực cụ thể thường là các KCN-KCX hoặc các khu dân cư biệt lập nào đó, giá bán điện vân phải chịu sự điều tiết của Chính phủ, nếu thừa công suất sẽ bán cho EVN trên thị trường giao ngay, một trong những IPP điển hình loại  này là IPP Hiệp Phước của nhà đầu tư Đài Loan cung cấp điện cho khu chế xuất Tân thuận và khu đô thị Phú mỹ hưng, việc cung cấp điện ổn định cho khách hành trong khu chế xuất là một trong những điều tạo nên mức độ thành công của khu chế xuất này ( KCX Tân thuận được xây dựng đầu tiên ở VN trong những năm 1990, được đánh giá mô hình thành công nhất tại TP.Hồ chí minh), tuy nhiên chính phủ không khuyến khích loại hình này vì cho rằng điện mang tính hệ thống, việc các nhà máy điện được xây dựng thêm phải nằm trong tổng sơ đồ quy hoạch ngành điện và phải được đấu nối vào hệ thống điện quốc gia để đạt mục tiêu lâu dài là ổn định điện cho cả nền kinh tế. Trong báo báo đầu tư của UNCTAD năm 2008 đã chỉ ra những lợi ích khi phát triển các IPP dạng này như sau: ·   Các nhà máy đó sẽ đáp ứng một phần nhu cầu điện của một ngành công nghiệp đang tăng trưởng nhanh chóng.    ·   Các nhà máy đó sẽ cung cấp điện ổn định cho các khu vực quan trọng, trong đó có các ngành phụ thuộc nhiều vào điện đang hoạt động.    ·   Các nhà máy điện được xây dựng theo khuôn khổ này sẽ không cần có bảo lãnh của chính phủ đối với các hợp đồng mua bán điện dài hạn, vì điện sẽ được bán trực tiếp từ nhà máy phát điện đến cho các công ty ở trong khu vực. Điều này sẽ giúp cho chính phủ đỡ được các nghĩa vụ nợ dự phòng, là điều mà chính phủ đang mong muốn.     ·   Nếu những nhà máy điện phục vụ cho những khu vực riêng biệt được phép bán công suất thừa cho lưới điện quốc gia, nhưng chỉ bán trên thị trường giao ngay mà thôi thì có thể góp phần vào việc phát triển thị trường giao ngay Rõ ràng những lợi ích để phát triển những IPP cho một khu vực riêng biệt được chỉ rõ, việc chính phủ hạn chế dạng IPP dạng này sẽ mất cơ hội tốt cho các nhà đầu tư, để kiểm soát chính phủ có thể quy định tối đa phần trăm công suất của những nhà máy kiểu này trong tổng công suất hệ thống và xây dựng những quy định cho loại hình đầu tư này. 2.3.5  Tổ chức quy trình đấu thầu cạnh tranh. Theo như kế hoạch phát triển ngành điện nhà nước sẽ nắm độc quyền xây dựng 2 dạng  nhà máy điện chủ chốt là Thủy điện lớn và điện hạt nhân, vì vậy không cần đấu thầu với những dự án này, còn các dựa án khác sẽ dành cho nhà đầu tư trong nước hoặc nước ngoài thông qua quá trình đấu thầu cạnh tranh nhằm tìm ra được nhà đầu tư phù hợp nhất cho từng dự án cụ thể. Lợi ích của việc đấu thầu cạnh tranh rộng rãi thì quá rõ, đó là  chọn được những nhà thầu phù hợp nhất với từng dự án, đồng thời có sự cam kết rõ ràng của nhà thầu trong trách nhiệm hoàn thành công trình đúng tiến độ. Hiện nay, trong khâu thủy điện nhà ĐTNN ít có cơ hội tham gia mặc dù nhiều nhà ĐTNN thấy được tiềm năng trong cơ cấu phát điện này, việc các nhà đầu tư thuộc EVN không thể hoàn thành công trình thủy điện đúng tiện độ càng chính minh rằng khâu phát thủy điện nên được đấu thầu cạnh tranh rộng rãi.   Việc tổ chức chấm thầu Viện năng lượng sẽ là đơn vị có đủ năng lực vì bản quy hoạch tổng thể ngành điện do Viện xây dựng nên, tuy nhiên cần phải giám sát chặt chẽ do hiện tại Viện năng lượng là một đơn vị trong EVN nên có thể sẽ ưu tiên cho các nhà thầu trong EVN, cũng chính vì điều này mà có nhiều ý kiến cho rằng tách Viện năng lượng ra khỏi EVN càng sớm càng tốt nhằm nâng cao chất lượng quy hoạch và khách quan trong việc chấm thầu. KẾT LUẬN VÀ KIẾN NGHỊ Đầu tư cho cơ sở hạ tầng sẽ ngày càng cấp bách hơn để đáp ứng nhu cầu tăng trưởng kinh tế, nếu không tốc độ tăng trưởng có thể bị giảm sút, ảnh hưởng đến các mục tiêu xã hội của Chính phủ như giảm tỉ lệ nghèo, bất bình đẳng xã hội. Một số hiện tượng căng thẳng và quá tải đã xuất hiện đặc biệt trong 2 ngành vận tải và điện lực, khi  nhu cầu xã hội luôn vượt quá khả năng đáp ứng của 2 ngành này. Chính phủ đang khuyến khích các thành phần tư nhân tham gia vào đầu tư cho cơ sở hạ tầng, song hành với quá trình đó là việc xây dựng được một hành lang pháp lý đủ mạnh nhằm đem lại lợi ích cho cả 2 bên là một việc làm cần thiết song cũng rất phức tạp. Việt Nam đặt mục tiêu đến năm 2025 sẽ có một thị trường điện cạnh tranh thực sự, nhiều người mua và nhiều người bán điện trong một khuân khổ thị trường nhất định. Quá trình này mất khoảng 30 năm, so với nhiều nước trong khu vực thời gian này ngắn hơn, tuy nhiên quá trình này rất phức tạp, tiềm ẩn nhiều rủi ro vì thị trường điện là một thị trường đặc biệt, vì thế Chính phủ chủ trương thực hiện cải tổ từng bước. Trước mắt là thị trường hóa khâu phát điện, Chính phủ đang khuyến khích các thành phần tư nhân tham gia đầu tư vào khâu này đặc biệt là khu vực có vốn ĐTNN. Đầu tư trong ngành điện có một số đặc điểm là vốn đầu tư lớn, công nghệ phức tạp, thời gian vận hành đầu tư kéo dài và tiềm ẩn rủi ro trong quá trình đầu tư, đó là những rào cản tự nhiên nếu chưa nói đến các rào cản về chính sách và hành lang pháp lý khiến dòng vốn FDI chưa đổ vào nhiều, nếu không tính các dự án nhiệt điện IPP có công suất nhỏ chủ yếu phục vụ cho các KCN-KCX thì đến nay dòng vốn FDI mới có 2 dự án nhiệt điện BOT và sắp tới là 2 dự án nhiệt điện than BOT nữa, tuy nhiên 4 dự án này có vốn đầu tư rất lớn từ 480 triệu USD đến 1,6 tỷ USD góp phần đáng kể vào tăng công suất cho hệ thống. Để thu hút dòng vốn FDI thuận lợi hơn nữa trong bài chuyên đề tốt nghiệp này các giải pháp đưa ra bao gồm 2 nhóm giải pháp lớn: giải pháp mang tính dài hạn gắn liền với quá trình thị trường hóa ngành điện hay các giải pháp nhằm xây dựng một khuân khổ thị trường và nhóm các giải pháp vận hành hay giải pháp mang tính ngắn hạn vì nhóm giải pháp này có thể tháo gỡ ngay được những khó khăn mà nhà đầu tư đang gặp phải. Các nhóm giải pháp này bao gồm. Nhóm giải pháp trong dài hạn: ·  Nâng cao chất lượng quy hoạch tổng thể. ·  Thực hiện lộ trình cải tổ ngành điện đã được chính phủ phê duyệt ·  Xây dựng hành lang pháp lý ·  Xây dựng giá điện tiệm cận giá thị trường. Nhóm giải pháp trong ngắn hạn : ·  Đẩy mạnh công tác xúc tiến đầu tư. ·  Soạn thảo những PPA chuẩn ·  Dần bãi bỏ cơ chế bảo lãnh của Chính Phủ. ·  Cho phép IPP ở những vùng cụ thể. ·  Tổ chức quy trình đấu thầu cạnh tranh. Trong quá trình thực tập và làm bài một lần nữa em xin cám ơn các anh chị Phòng Xúc tiến đầu tư&Hợp tác quốc tế, Cục đầu tư nước ngoài, Bộ KH&ĐT, cảm ơn cô giáo là TS. Đinh Đào Ánh Thủy đã nhiệt tình giúp đỡ và hướng dẫn chu đáo để em hoàn thành tốt được chuyên đề tốt nghiệp này. DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO 1.     Giáo trình kinh tế đầu tư NXB Đại Học Kinh Tế Quốc Dân. 2.     Giáo trình kinh tế phát triển NXB Lao Động – Xã Hội. 3.     Quy hoạch điện 6 giai đoạn 2006-2025 4.     Trang Web Bộ Kế Hoạch và Đầu Tư:  www.mpi.gov.vn 5.     Trang Web Cục đầu tư nước ngoài: 6.     Trang Web Bộ công thương: 7.     TrangWeb Tập Đoàn Điện Lực Việt Nam : 8.      Báo tuổi trẻ: 9.      Báo: 10.  Báo lao động: 11.   Trang web: 12.    Báo cáo đánh giá chính đầu tư Việt Nam của UNCTAD năm 2008        PHỤ LỤC DANH MỤC CÁC NHÀ MÁY ĐIỆN VÀO VẬN HÀNH GIAI ĐOẠN 2010 – 2015 Công trình vào vận hành năm 2010 4960 1 TĐ Srêpok 3 220 EVN 2 TĐ Sê San 4 #2&3 240 EVN 3 TĐ Sông Tranh 2 160 EVN 4 TĐ Na Le (Bắc Hà) 90 LICOGI/IPP 5 DakR tih 141 TCTXD số 1/IPP 6 TĐ Thác Mơ mở rộng 75 EVN 7 Sê San 4a 63 CTCPTĐ Sê San 4a 8 NĐ Quảng Ninh II#1 300 CTCPNĐ Quảng Ninh 9 NĐ Hải Phòng II#2 300 CTCPNĐ Hải Phòng 10 TĐ Đồng Nai 4 340 EVN 11 NĐ Cẩm Phả II 300 VINACOMIN/IPP 12 NĐ Ô Môn I #2 300 EVN 13 TĐ Sơn La #1 400 EVN 14 NĐ Vũng Áng I #1 600 LILAMA/IPP 15 TĐ Sekaman 3 (Lào) 248 CTCPTĐ Việt Lào/BOT 16 NĐ Mạo Khê #2 220 VINACOMIN/IPP 17 TBKHH Nhơn Trạch 2 750 PVN/IPP 18 TĐ nhỏ IPP 213 IPP Công trình vào vận hành năm 2011 5401 1 NĐ Uông Bí MR #2 300 EVN 2 TĐ Bản Chát #1,2 220 EVN 3 TĐ Sơn La # 2, 3 800 EVN  4 TĐ Nậm Chiến 1 196 TCT S.Đà/IPP 5 TĐ Đăk Mi 4 210 IDICO/IPP 6 TĐ Khe Bố 100 CTCPPT Điện lực VN 7 TĐ Đak Rinh 125 PV-Licogi/IPP 8 TĐ A Lưới 150 CTCPTĐ Miền Trung 9 NĐ Mông Dương I #1 500 EVN 10 NĐ Mông Dương II #1 600 ASE/BOT 11 NĐ Quảng Ninh II #2 300 CTCPNĐ Quảng Ninh 12 NĐ Vũng Áng I #2 600 LILAMA/IPP 13 NĐ than Thăng Long 300 CTCPNĐ Thăng Long 14 NĐ Nghi Sơn I # 1 300 EVN 15 NĐ Than Vĩnh Tân I, # 1 600 CSG/BOT 16 TĐ nhỏ + NL tái tạo 100 IPP Công trình vào vận hành năm 2012 6554 1 TĐ Huội Quảng #1,2 560 EVN 2 TĐ Sơn La #4, 5, 6 1200 EVN 3 TĐ Sông Boung 4 156 EVN 4 TĐ Hua Na 180 CTCPTĐ Hủa Na/IPP 5 TĐ Trung Sơn 260 EVN (WB) 6 TĐ Đồng Nai 2 78 CTCPĐTXD Trung Nam 7 TĐ Sre Pok 4 70 CTCPĐTPT Điện Đại Hải 8 TĐ Nậm Mô (Lào) 100 S.Đà/IPP 9 NĐ Nghi Sơn I # 2 300 EVN 10 NĐ Mông Dương I #2 500  EVN 11 NĐ Mông Dương II #2 600 ASE/BOT 12 NĐ Than Vĩnh Tân I #2 600 CSG/BOT 13 NĐ Than Sơn Mỹ #1 600 BOO/BOT 14 NĐ Than Trà Vinh I, # 1 600 EVN 15 NĐ Nghi Sơn II #1 600 Đấu thầu BOT 16 TĐ nhỏ + NL tái tạo 150 IPP Công trình vào vận hành năm 2013 7309 1 TĐ Thượng Kon Tum 220 Cty Cổ phần V.Sơn-S.Hinh 2 TĐ Đồng Nai 5 140 VINACOMIN/IPP 3 TĐ Sê Kaman 1 (Lào) 488 TCT S.Đà/IPP 4 TĐ Bảo Lạc 190 IPP 5 TĐ Vĩnh Sơn 2 110 CTCP VS-SH/IPP 6 TĐ Sông Boung 2 100 EVN 7 TĐ Nho Quế 3 110 CTCPPT Điện lực VN/IPP 8 TĐ Hồi Xuân 96 CTCPXD Điện Miền Nam/IPP 9 TBKHH Ô Môn II 750 Đấu thầu BOT/BOO 10 NĐ Nghi Sơn II #2 600 Đấu thầu BOT/BOO 11 NĐ Vũng Áng II #1,2 1200 CTCP do Lilama chủ trì 12 NĐ Than Sơn Mỹ #2 600 BOO/BOT 13 NĐ Than Trà Vinh I, # 2 600 EVN 14 NĐ Than Vĩnh Tân II, # 1 600 EVN 15 NĐ Than Sóc Trăng I #1 600 EVN 16 NĐ Than Kiên Giang I # 1 600 BOO/BOT 17 TĐ nhỏ+NL tái tạo 305 IPP Công trình vào vận hành năm 2014 7177 1 TĐ Lai Châu # 1, 2 600 EVN 2 TĐ Hạ Se San 2 (Campuchia) 207 EVN 3 TĐ Sông Bung 5 85 IPP 4 TĐ Nho Quế 1, 2 80 IPP 5 TĐ Bắc Mê 70 IPP 6 TĐ Đăk Mi 1 210 IPP 7 TBKHH miền Nam # 1 750 BOO/BOT 8 NĐ Than Vĩnh Tân II, #2 600 EVN 9 NĐ Than Sơn Mỹ #3 600 BOO/BOT 10 NĐ Than Sóc Trăng I # 2 600 EVN 11 NĐ Than Trà Vinh II # 1 600 EVN 12 NĐ Than Kiên Giang I # 2 600 BOO/BOT 13 NĐ Than Hải Phòng III#1,2 1200 EVN 14 Nhập điện từ TĐ Sê Kông 4 (Lào) 475 BOT Lào 15 TĐ nhỏ + NL tái tạo 500 IPP Công trình vào vận hành năm 2015 7722 1 TĐ Lai Châu # 3, 4 600 EVN 2 TĐ Hạ Serepok 2 (Campuchia) 222 EVN 3 TBKHH miền Nam #2,3 1500 BOO/BOT 4 NĐ Than Vĩnh Tân III, # 1 1000 EVN 5 NĐ Than Trà Vinh II # 2 600 EVN 6 NĐ Than Kiên Giang II # 1 600 BOO/BOT 7 NĐ Than Sóc Trăng II # 1,2 1200 EVN 8 NĐ Than Sơn Mỹ #4 600 BOO/BOT 9 NĐ Than Hải Phòng III#3,4 1200 EVN 10 TĐ nhỏ + NL tái tạo 200 IPP