Luận án Phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam

ơ bản được thực hiện trên cơ chế thị trường, được xác định trên giao dịch ở Thị trường phát điện cạnh tranh hoặc qua các hợp đồng mua bán điện song phương, các chi phí khác bao gồm phí truyền tải, chi phí phân phối và bán lẻ điện hiện vẫn nằm trong sự điều tiết của Nhà nước. Khi TTĐ phát triển và tự do hóa, sự điều tiết trên cần được giảm dần 143 theo định hướng phản ánh đúng chi phí, có lộ trình tăng dần giá điện bán lẻ, đảm bảo lợi nhuận hợp lý của các DN tham gia thị trường và lợi ích của khách hàng. 4.3.3. Giải pháp tháo gỡ khó khăn, rào cản trong quản lý và đầu tư vào sản xuất - cung ứng điện Việc tháo gỡ những khó khăn, rào cản trong quản lý và đầu tư vào sản xuất - cung ứng điện sẽ giúp thu hút đầu tư từ các nguồn lực mới vào sản xuất điện và gia tăng nguồn cung điện năng từ năng lượng tái tạo. 4.3.3.1.Tháo gỡ khó khăn, rào cản để thu hút đầu tư từ các nguồn lực mới vào sản xuất điện Các giải pháp tháo gỡ khó khăn, rào cản để thu hút đầu tư về nguyên tắc cần đảm bảo tất cả các DN tham gia có cơ hội được tiếp cận cơ sở hạ tầng, thông tin và được đối xử công bằng không thiên lệch trong các công đoạn của quá trình đầu tư và vận hành các công trình điện, đặc biệt là trong các khâu cấp giấy phép, thỏa thuận đấu nối, thỏa thuận mua bán điện, tiếp cận tài chính từ các tổ chức tín dụng và giao dịch trên TTĐ. Các dự án sản xuất điện được phê duyệt danh mục trong Quy hoạch phát triển điện lực các cấp cần có cơ chế công khai thông tin cho các nhà đầu tư tiềm năng được tiếp cận và bày tỏ quan tâm. Hiện nay, khuôn khổ pháp lý về lựa chọn nhà đầu tư, đặc biệt là đầu tư theo hình thức hợp tác công tư đã được xây dựng. Do vậy, các dự án nguồn điện nên được triển khai theo hình thức đấu thầu rộng rãi trong hoặc ngoài nước để có thể lựa chọn được các nhà đầu tư, các nhà phát triển dự án có năng lực, kinh nghiệm và khả năng tài chính tốt vững vàng. Các dự án nguồn điện là các dự án đòi hỏi lượng vốn đầu tư khổng lồ và đòi hỏi tiêu chuẩn cao về quản lý đầu tư, quản lý thi công. Do vậy, khâu lựa chọn nhà đầu tư được thực hiện tốt sẽ đảm bảo giảm thiểu rủi ro chậm tiến độ hoặc thực hiện dự án đầu tư không hiệu quả ở các giai đoạn sau. Với sự gia nhập và hoạt động của các đơn vị có năng lực về kỹ thuật và tài chính trong ngành điện, thị trường sẽ được thúc đẩy và trở nên hiệu quả hơn, giảm các chi phí không cần thiết hoặc không được kiểm soát tốt. Như vậy, các DN sẽ vận hành hiệu quả hơn, ít nhất là về mặt chi phí và có cơ hội minh bạch hóa hoặc giảm giá thành sản xuất điện, mang lại lợi ích lớn hơn cho người tiêu dùng. Như vậy cần thiết phải xây dựng và triển khai các giải pháp để cải thiện môi trường kinh doanh và đầu tư trong lĩnh vực phát điện tại Việt Nam theo đó bảo đảm 144 minh bạch trong thông tin và chính sách quy hoạch phát triển nguồn điện và thúc đẩy quá trình tái cơ cấu ngành điện và xây dựng TTĐ cạnh tranh. Các giải pháp trên không thể tách rời khỏi cam kết bảo đảm sự công bằng đối với DN khi tiếp cận và tham gia đầu tư trong lĩnh vực phát điện của Nhà nước. Đây cũng là biện pháp để làm TTĐ trở nên lành mạnh hơn và thực sự được thúc đẩy hướng đến vận hành theo các quy luật thị trường. 4.3.3.2.Tháo gỡ khó khăn, rào cản để gia tăng nguồn cung điện năng từ năng lượng tái tạo Với tiềm năng lớn và đa dạng về tài nguyên điện NLTT, Việt Nam có cơ hội phát huy thế mạnh này để phát triển và thay thế một phần sản xuất điện từ các công nghệ truyền thống, sử dụng nhiên liệu hóa thạch và nhiên liệu nhập khẩu từ nước ngoài, tăng cường an ninh năng lượng. Dù không chiếm tỉ trọng cao trong tương lai nhưng ít nhất các nguồn điện NLTT sẽ góp phần gia tăng tính chủ động của Việt Nam trong cân đối nguồn cung điện, phần nào bảo vệ hệ thống trước những biến động về cung nhiên liệu sơ cấp hoặc giá nhiên liệu trên thị trường quốc tế. Nhìn chung, trong bối cảnh chi phí đầu tư và giá thành của các công nghệ NLTT còn cao hơn các công nghệ truyền thông, các giải pháp thúc đẩy sản xuất điện từ NLTT cần được định hướng và thực hiện theo cơ chế thị trường, hạn chế việc trợ giá cho NLTT. Các giải pháp này phải đảm bảo về tổng thể khâu sản xuất và cung ứng điện cho thị trường có chi phí hợp lý, không vì mục tiêu thực hiện các cam kết quốc tế về cắt giảm phát thải KNK mà gây tác động lên chi phí sản xuất toàn hệ thống. Nhà nước cần tiếp tục hoàn thiện và nâng cao khả năng thực thi của các chính sách hỗ trợ hiện hành cho điện NLTT, bao gồm Chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050, trong đó các dự án điện NLTT được ưu tiên huy động toàn bộ điện sản xuất vào hệ thống điện. Chi phí đấu nối và các chi phí khác có liên quan phát sinh hợp lý của các đơn vị lưới điện (đơn vị truyền tải điện và phân phối điện) do mua điện được sản xuất từ nguồn NLTT được tính trong chi phí truyền tải, phân phối điện của đơn vị lưới điện. Các dự án NLTT cần được hỗ trợ đầu tư, thuế nhập khẩu, thuế thu nhập DN, khấu hao, thuê đất. Bên cạnh đó, phát triển lưới điện truyền tải và lưới điện phân phối theo quy hoạch phát triển điện lực cần tính đến dự kiến phát triển các nguồn điện sử dụng nguồn NLTT và các liên kết giữa các khu vực, đảm bảo an ninh cung cấp điện. 145 Các tổ chức, cá nhân hoạt động trong lĩnh vực điện lực có trách nhiệm đóng góp vào việc phát triển ngành NLTT của đất nước. Đơn vị phát điện và đơn vị phân phối điện cần đáp ứng các tiêu chuẩn tỷ lệ NLTT. Các đơn vị phát điện, các đơn vị phân phối điện phải đảm bảo tỷ lệ tối thiểu điện sản xuất hoặc điện mua từ NLTT từ 10% năm 2030 và 20% vào năm 2050. Một vấn đề cấp thiết là hình thành các giải pháp hỗ trợ và phát triển năng lực sản xuất, năng lực kỹ thuật và công nghệ liên quan trong lĩnh vực điện NLTT để thúc đẩy phát triển kinh tế - xã hội, tạo việc làm và tạo ra giá trị thặng dư cho các địa phương, khu vực có tiềm năng về NLTT. Bên cạnh đó, cần thực hiện các giải pháp sau để tạo điều kiện thuận lợi hơn nhưng ít tác động đến mục tiêu và định hướng tổng thể là sự vận hành cạnh tranh, minh bạch và công bằng cho TTĐ: Một là, tạo khuôn khổ pháp lý và thực hiện cơ chế đặc thù HĐMBĐ từ NLTT trực tiếp. Thông thường, các DN sản xuất điện không bán điện trực tiếp cho người sử dụng cuối cùng mà sẽ giao dịch với bên mua điện được thừa nhận theo quy định. Cơ chế này về tổng thể giúp cho thị trường vận hành hiệu quả, giảm thiểu chi phí và tận dụng tốt hạ tầng điện lực. Đối với điện NLTT, các quốc gia trên thế giới đã thực hành cơ chế mua bán điện trực tiếp, theo đó, các nhà sản xuất điện NLTT sẽ được cho phép giao dịch trực tiếp với khách hàng. Về bản chất vật lý, sản phẩm điện năng này vẫn được truyền tải và phân phối qua hệ thống lưới điện và hạ tầng điện như các giao dịch điện năng truyền thống. Tuy nhiên về mặt hình thức giao dịch, việc trực tiếp mua bán giữa bên sản xuất và bên mua điện sẽ cắt giảm được khâu trung gian, giảm chi phí giao dịch, tăng tính cạnh tranh của điện NLTT, sẽ thúc đẩy sản xuất điện NLTT hơn. Hai là, đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư: cơ chế lựa chọn nhà đầu tư cho các dự án điện nói chung và điện NLTT nói riêng tại Việt Nam hiện nay chưa thực sự rõ ràng và minh bạch. Bên cạnh đó, cơ chế đấu thầu chưa được áp dụng rộng rãi nên năng lực của các nhà đầu tư cũng như hiệu quả triển khai chưa thực sự được đảm bảo. Ngược lại, khi thực hiện đấu thầu, bao gồm đấu thầu ngược (reverse auction), các nhà đầu tư được mời tham gia bỏ thầu để đầu tư tại các dự án NLTT nhưng theo cơ chế, đơn vị nào bỏ giá đầu tư thấp hơn sẽ được lựa chọn. Như vậy, các dự án có xu hướng và khả năng được thực hiện với chi phí thấp hơn và do đó, có tiềm năng 146 giảm giá thành, khuyến khích các đơn vị có năng lực mạnh tham gia và gia tăng lợi ích cho khách hàng mua điện; Ba là, cải thiện các thủ tục, quy trình đầu tư vào các dự án điện NLTT: kinh nghiệm quốc tế cho thấy quá trình triển khai thi công và hoàn tất xây dựng công trình điện NLTT như điện gió, điện mặt trời có thể đảm bảo tiến độ trong vòng từ một đến dưới ba năm, chiếm chưa tới 1/2 tổng thời gian triển khai dự án, nếu các điều kiện thi công cơ bản và năng lực quản lý thi công và xây dựng của nhà phát triển dự án, nhà thầu được đảm bảo. Các DN đầu tư thường phải dành nhiều thời gian và nguồn lực cho các công đoạn liên quan tới thủ tục hành chính và pháp lý như cấp chứng nhận đầu tư, bổ sung dự án vào quy hoạch phát triển điện lực, giấy phép xây dựng, giấy phép hoạt động điện lực, thỏa thuận kết nối vào lưới điện, đánh giá tác động môi trường, thỏa thuận mua bán điện... Tại một số nước châu Âu, thủ tục hành chính và pháp lý có thể tiêu tốn tới 50% chi phí phát triển dự án và lấy đi của DN khoảng 70 tuần để thực hiện. Khi các quy trình và thủ tục này được cải thiện theo hướng đơn giản hóa, tinh gọn hơn, các bên liên quan sẽ được hưởng lợi, bao gồm trước tiên là các nhà đầu tư, TTĐ và khách hàng tiêu thụ điện. 4.3.4. Giải pháp hoàn thiện chính sách và thể chế quản lý - điều tiết thị trường điện lực Chính sách và thể chế quản lý - điều tiết TTĐ tại Việt Nam đã được hình thành và xây dựng có tính hệ thống, các văn bản pháp lý nền tảng và quan trọng đã được ban hành, tạo một môi trường thể chế định hướng cho sự phát triển ổn định và bền vững của ngành điện. Bên cạnh đó, cấu trúc thể chế gồm hệ thống bộ máy quản lý ngành và điều tiết thị trường đã góp phần thực thi có hiệu quả các chính sách, quy định ban hành. Các văn bản pháp luật quan trọng đã được ban hành để xây dựng khung chính sách cho xây dựng và phát triển TTĐ. Tuy nhiên như đã phân tích ở Chương 3, CĐTĐL không có quyền hạn trực tiếp hoặc không có thẩm quyền đầy đủ quyết định các vấn đề được xem là quan trọng trong vận hành TTĐ, hoặc có thẩm quyền nhưng không có đủ nguồn lực để thực hiện dẫn đến việc i) hạn chế cơ quan điều tiết hoạt động điện lực có vị trí, vai trò độc lập hơn khi TTĐ phát triển đầy đủ; và ii) ảnh hướng đến việc tổ chức thực hiện nhiệm vụ điều tiết hoạt động điện lực nhằm cung cấp điện an toàn, ổn định, sử dụng điện tiết kiệm, có hiệu quả và đảm bảo công bằng, minh bạch. 147 Trong phần 4.2.3 của luận án, NCS đã trình bày một số mô hình tổ chức bộ máy quản lý, điều tiết TTĐ tại Việt Nam đã được đề xuất trên cơ sở nghiên cứu mô hình quốc tế, phân tích và đánh giá sự phù hợp với bối cảnh, điều kiện của Việt Nam. Các mô hình được đề xuất là: Mô hình 1: Mô hình cơ quan điều tiết điện lực quốc gia được gia tăng thẩm quyền, trong đó đề xuất giữ nguyên cấu trúc thể chế của bộ máy cơ quan quản lý, điều tiết TTĐ hiện tại, tuy nhiên, cơ quan điều tiết trung ương được thiết kế theo hướng có gia tăng thẩm quyền ở một số lĩnh vực nhất định, chủ động hơn trong việc bảo đảm kinh phí hoạt động để bảo đảm có mức độ độc lập nhất định trong công tác quản lý, điều tiết TTĐ. Các đầu mối chính vẫn là Chính phủ và Thủ tướng Chính phủ, BCT và CĐTĐL giữ các vai trò quan trọng liên quan tới quản lý và điều tiết TTĐ. Mô hình 2: Mô hình xây dựng cơ quan điều tiết điện lực độc lập cấp quốc gia, dựa trên việc tách CĐTĐL ra khỏi BCT và trở thành một cơ quan chuyên trách, một đầu mối riêng thuộc Chính phủ. Theo đó, thể chế này yêu cầu một cơ quan điều tiết trung ương có lực lượng cán bộ trình độ cao với chuyên môn ở các lĩnh vực liên quan như kinh tế, kỹ thuật, có khả năng thực hiện các kỹ thuật mô hình hóa và phân tích, điều tiết các công ty lưới điện, điều tiết hệ thống, vận hành và quy hoạch lưới, thiết lập giá truyền tải hoặc giá bán lẻ tùy theo điều kiện phát triển của TTĐ. Các chức năng quan trọng khác cũng được cơ quan điều tiết trung ương đảm nhiệm là điều tiết và giám sát thị trường bán buôn, bán lẻ, sử dụng năng lượng hiệu quả, tiết kiệm tài nguyên năng lượng. Đối với mô hình này, cơ quan điều tiết trung ương sẽ được xây dựng dựa trên CĐTĐL hiện tại, hoạt động như một cơ quan điều tiết độc lập cấp quốc gia đối với TTĐ tại Việt Nam. Mô hình 3: Mô hình quản lý, điều tiết TTĐ có sự tham gia, giám sát của ủy ban cấp quốc gia dưới hình thức một Ủy ban điều tiết các dịch vụ công hoặc các sản phẩm thiết yếu như dầu, khí, điện thông qua một lộ trình hợp lý và theo từng bước. Ở bước đầu tiên, sẽ điều tiết TTĐ, sau đó là các thị trường dịch vụ năng lượng cơ bản và thiết yếu như dầu, khí và than. Đề xuất xây dựng như một Ủy ban liên ngành thuộc Chính phủ với ủy viên là lãnh đạo các bộ, ngành liên quan và do Thủ tướng hoặc Phó Thủ tướng trực tiếp chỉ đạo, điều hành. 148 Với các đặc điểm về điều kiện, bối cảnh kinh tế, chính trị và xã hội cũng lộ trình phát triển của TTĐ Việt Nam, NCS nhận thấy mô hình 1 phù hợp với giai đoạn hiện nay cho đến 2023 – 2025 trong khi mô hình 2 và mô hình 3 là các mô hình tự do hơn và hiện đại hơn, có khả năng phù hợp với TTĐ Việt Nam giai đoạn sau 2025 đến những năm 2030, khi chúng ta đã bước vào cấp độ TTĐ cạnh tranh bán lẻ và TTĐ có sự tham gia mạnh mẽ hơn của các DN từ các thành phần kinh tế khác nhau. Kết luận Chương 4 Trong phạm vi chương 4, luận án đã đề ra phương hướng và các giải pháp phát triển TTĐ tại Việt Nam. NCS đã dựa trên những phân tích, lập luận đã được trình bày tại chương 3 để đề xuất các giải pháp phát triển TTĐ tại Việt Nam. Các nguyên nhân của hạn chế được chỉ ra bao gồm nội dung về nguyên nhân của những hạn chế đối với phát triển TTĐ Việt Nam: Dự phòng công suất phát điện của hệ thống điện Việt Nam ở mức thấp, làm suy giảm độ tin cậy cung cấp điện và chất lượng dịch vụ điện năng; cơ chế quản lý giá điện chưa hợp lý; còn tồn tại nhiều khó khăn, rào cản trong quản lý và đầu tư vào sản xuất – cung ứng điện; chính sách và cơ chế quản lý - điều tiết TTĐ chưa đảm bảo đầy đủ hiệu lực. Căn cứ vào các nguyên nhân nêu trên, các giải pháp đã được phân tích, đề xuất để giải quyết từng hạn chế. Các giải pháp đều được đề xuất dựa trên các phân tích đối với bối cảnh phát triển kinh tế của quốc gia cũng như những diễn biến, triển vọng của thị trường năng lượng quốc tế, các xu hướng sản xuất hay tiêu thụ năng lượng ở mọi nhóm khách hàng, triển vọng phát triển của TTĐ Việt Nam trên cơ sở phân tích điểm mạnh, điểm yếu, cơ hội và thách thức (SWOT). Các giải pháp được đề xuất gắn bó mật thiết với các nội dung phát triển TTĐ, nguyên nhân của các hạn chế đối với phát triển TTĐ, hướng đến phát triển nhu cầu điện bền vững, đảm bảo nguồn cung điện năng thông qua thu hút đầu tư phát triển sản xuất điện; gia tăng nguồn cung điện năng từ năng lượng tái tạo, tăng cường xây dựng cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ giao dịch thị trường điện lực, tăng cường xây dựng cơ sở hạ tầng và nền tảng phục vụ giao dịch thị trường điện lực; và hoàn thiện chính sách và thể chế quản lý - điều tiết thị trường điện lực. 149 KẾT LUẬN Xây dựng và phát triển TTĐ theo định hướng tự do hóa, cải thiện cơ chế cạnh tranh là con đường dài, tiềm ẩn một số nguy cơ nhưng có thể mang lại nhiều lợi ích tích cực hơn cho nền kinh tế, ngành công nghiệp điện lực và đặc biệt là khách hàng sử dụng điện. Nhu cầu điện tại Việt Nam dự kiến sẽ vẫn duy trì mức tăng trưởng cao đến 2030. Như vậy, nhiệm vụ trọng tâm vẫn là khắc phục tình trạng thiếu hụt nguồn cung, đảm bảo công suất dự phòng hợp lý để bảo đảm chuyển đổi TTĐ sang cơ chế tự do hóa một cách thành công. Khi dự trữ nguồn cung được đảm bảo, thị trường sẽ vận hành theo các quy luật kinh tế, tránh khỏi các nguy cơ dẫn đến đổ vỡ thị trường hoặc gây ra các sự cố có thiệt hại lớn với nền kinh tế. Với các phân tích và khảo cứu đã thực hiện trong luận án, NCS nhận định rằng đối với trường hợp của Việt Nam, tăng trưởng cung điện phải là nhiệm vụ trọng tâm đối với phát triển TTĐ cho đến giai đoạn 2035 – 2040. Sau giai đoạn này, với dự báo thu nhập đạt ngưỡng trung bình cao, nhu cầu điện sẽ ổn định và ít tăng trưởng đột biến góp phần giảm áp lực đầu tư phát triển nguồn cung. Bên cạnh đó, các giải pháp đối với cơ chế cạnh tranh, cơ chế giá, cơ chế giao dịch và tổ chức thị trường cũng cần được thực hiện đồng bộ để mang lại hiệu quả thành công tốt hơn cho TTĐ. Một số kết luận chủ yếu được rút ra sau: 1. Phát triển TTĐ tại Việt Nam theo hướng tự do hóa và cải thiện cơ chế cạnh tranh là cần thiết để đảm bảo cung cấp điện ổn định, tin cậy và chất lượng cao hơn, đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội. 2. Phát triển TTĐ tại Việt Nam là quá trình thay đổi hoặc tăng trưởng của các yếu tố cấu thành nên thị trường theo hướng hoàn thiện hơn. Đây là quá trình phát triển đồng bộ và bền vững các yếu tố cơ bản của thị trường bao gồm cung, cầu, hạ tầng truyền tải và phân phối điện, các nền tảng và cơ chế phục vụ giao dịch TTĐ và cơ chế giá điện; 3. Phát triển TTĐ tại Việt Nam bao hàm các nội dung đảm bảo cân bằng cung – cầu điện năng, phát triển hệ thống hạ tầng truyền tải, phân phối điện, cơ chế cạnh tranh trên TTĐ, cơ chế giá trên TTĐ, mô hình tổ chức quản lý, điều tiết TTĐ, CSHT&NT phục vụ giao dịch TTĐ; 4. Nhóm tiêu chí đánh giá phát triển TTĐ tại Việt Nam được xây dựng để đánh giá các nội dung phát triển TTĐ nêu trên bám sát theo các mục tiêu xây dựng TTĐ là: i. Đảm bảo cung cấp điện ổn định, đảm bảo thu hút đủ vốn đầu tư vào ngành điện; ii. Thu hút đầu tư từ các nhà đầu tư tư nhân và nước ngoài; 150 iii. Cải thiện cơ chế cạnh tranh để nâng cao hiệu quả hoạt động của TTĐ và có cơ chế giá điện hợp lý; iv. Xanh hóa TTĐ theo hướng khuyến khích phát triển NLTT; Các tiêu chí nêu trên đều được lượng hóa bằng các chỉ tiêu đánh giá có thể đo lường được như tăng trưởng nhu cầu điện, tăng trưởng sản xuất điện trong nước, tăng trưởng quy mô thị trường phát điện và quy mô thị trường bán buôn điện cạnh tranh, sự tham gia của các nhà sản xuất điện độc lập vào TTĐ, công suất điện NLTT được huy động và giao dịch trên TTĐ. 5. NCS đã chỉ ra những hạn chế cần khắc phục của TTĐ Việt Nam bao gồm: i) tăng trưởng nhu cầu chưa bền vững, gây áp lực lên đầu tư và sản xuất điện năng; ii) sản xuất và cung ứng điện chưa đảm bảo ổn định; iii) chưa thu hút được đầu tư của tư nhân trong và ngoài nước vào lĩnh vực phát điện; iv) tỉ trọng của nguồn điện NLTT còn thấp; v) đầu tư phát triển hạ tầng lưới điện chưa đảm bảo tiến độ; vi) tính minh bạch của Thị trường phát điện cạnh tranh còn hạn chế. 6. Những nguyên nhân chủ yếu đối với các hạn chế nêu trên là: i) cơ cấu tiêu thụ điện chưa hợp lý; ii) năng lực tài chính và kỹ thuật của các DN phát điện, đặc biệt là các DN tư nhân còn yếu; iii) còn tồn tại nhiều rào cản và khó khăn đối với DN tham gia lĩnh vực sản xuất điện; iv) các nhà đầu tư vào lĩnh vực sản xuất điện NLTT còn hạn chế về năng lực; v) chưa triển khai đồng bộ các dự án đầu tư phát triển nguồn điện và lưới điện; vi) sự độc lập của cơ quan điều tiết TTĐ chưa được đảm bảo. 7. Phát triển TTĐ cần thực hiện các giải pháp đồng bộ bao gồm: i) phát triển nhu cầu điện bền vững hợp lý; ii) triển khai các cơ chế, chính sách thông qua giá điện, môi trường kinh doanh, tăng cường sự minh bạch và công bằng đối với các nhà đầu tư vào lĩnh vực điện lực từ mọi thành phần kinh tế; iii) thực hiện các cơ chế tiên tiến về đấu thầu và cơ chế mua bán đặc thù (DPPA) để tạo môi trường đầu tư thuận lợi cho điện NLTT; iv) thực hiện đúng tiến độ và lộ trình xây dựng TTĐ cấp độ bán buôn cạnh tranh và bán lẻ cạnh tranh; v) từng bước nâng cao vị thế và vai trò của cơ quan điều tiết trung ương tiến tới mô hình cơ quan điều tiết độc lập, có đủ năng lực và thẩm quyền quản lý và điều tiết TTĐ; 151 DANH MỤC CÁC CÔNG TRÌNH KHOA HỌC ĐÃ ĐƯỢC CÔNG BỐ CỦA TÁC GIẢ CÓ LIÊN QUAN ĐẾN ĐỀ TÀI LUẬN ÁN 1. Edelev А. V., Tchemezov А. V.; Doan Van Binh; Nguyen Hoai Nam (2014), “Software package Corrective to research long-term development of the energy sector of Vietnam with regard to the requirements of energy security and environmental constraints”, 16th Baikal International Triannual School-Seminar Methods of Optimization and Their Applications, Olkhon. 2. Edelev А.V., Tchemezov А.V, Pyatkova N.I., Nguyen Hoai Nam (2014), “Сorrective software package to research long-term development of the fuel and energy sector of Vietnam”, International journal “Programmnye produkty i sistemy”, № 4 (108). 3. Doan Van Binh, Le Tat Tu, Nguyen Hoai Nam, Luu Le Quyen, (2016), “Application of Expert Choice in selecting energy development optimization scenario”, International Conference on Science and Technology, 50th Anniversary of Electric Power University. 4. A. V. Edelev, I.A. Didorov, Doan Van Binh, Nguyen Hoai Nam (2016), “The approach to find rational energy development ways in terms of energy security requirements”, International Conference on Science and Technology, 50th Anniversary of Electric Power University. 5. Van Binh Doan, Le Quyen Luu and Hoai Nam Nguyen (2017), “Support on renewable energy and case of solar PV in Vietnam”, Asia-Pacific Tech Monitor, Vol. 34 No. 1, Jan-Mar 2017. 6. Nguyễn Hoài Nam, Nghiêm Thị Ngoan, Nguyễn Cao Thành, Lưu Lệ Quyên (2017), “Đổi mới và hoàn thiện cơ chế quản lý và điều tiết thị trường điện tại Việt Nam”, Tạp chí Công Thương, số 11 năm 2017, tr. 169-175. 7. Nguyễn Hoài Nam (2018), “Khó khăn và rào cản trong đầu tư vào lĩnh vực sản xuất điện năng tại Việt Nam”, Tạp chí Phát triển bền vững vùng, số 1 năm 2018, tr. 31-38. 8. Aleksey Edelev, Valeriy Zorkaltsev, Sergey Gorsky, Doan Van Binh, Nguyen Hoai Nam (2018), “The Combinatorial Modelling Approach to Study Sustainable Energy Development of Vietnam”, Conference proceedings of the Third Russian Supercomputing Days, RuSCDays 2017, Moscow, Russia, September 25–26, 2017, Communications in Computer and Information Science book series. CCIS, volume 793 (Indexed by SCOPUS). 152 DANH MỤC TÀI LIỆU THAM KHẢO TÀI LIỆU TIẾNG VIỆT 1. Đoàn Văn Bình, Ngô Tuấn Kiệt và Bùi Huy Phùng (2010), "Hiện trạng và triển vọng năng lượng Việt Nam đến năm 2030," Hội nghị khoa học kỷ niệm 35 năm Viện Khoa học và Công nghệ Việt Nam, Hà Nội, p. 422. 2. Đoàn Văn Bình và cộng sự (2015), Nghiên cứu phương pháp tối ưu phát triển hệ thống năng lượng quốc gia có xét đến yêu cầu đảm bảo anh ninh năng lượng và phát triển bền vững, Viện Khoa học năng lượng - Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ Việt Nam. 3. Bộ Công nghiệp (2003), “Nghiên cứu về lộ trình hình thành và phát triển thị trường năng lượng Việt Nam”, Báo cáo đề tài khoa học - công nghệ. 4. Bộ Công Thương (2017), “Thống kê năng lượng Việt Nam 2016”. 5. Bộ Công Thương (2017), Thông cáo báo chí của Bộ Công Thương về việc Điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân năm 2017. 6. Bộ Tài nguyên và Môi trường (2014), Báo cáo cập nhật lần thứ nhất của Việt Nam cho Công ước khung của Liên hiệp quốc về biến đổi khí hậu. 7. Cục Điều tiết điện lực (2008), Đề án thiết kế tổng thể thị trường phát điện cạnh tranh và tái cơ cấu ngành điện cho phát triển TTĐ, Hà Nội. 8. Cục Điều tiết điện lực (2015), Đề án Thiết kế chi tiết thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam, Hà Nội. 9. Cục Điều tiết điện lực (2017), Tổng kết vận hành Thị trường phát điện cạnh tranh và Thị trường bán buôn điện cạnh tranh thí điểm giai đoạn 2016 - 2017. 10. Nguyễn Đức Cường (2012), Tổng quan về hiện trạng và xu hướng của thị trường năng lượng tái tạo của Việt Nam. 11. Trịnh Quang Dũng (2012), “Bức xạ mặt trời và thực trạng ứng dụng ở Việt Nam”, Tạp chí Năng lượng Việt Nam.. 12. GEA (2012), “Đánh giá năng lượng toàn cầu - Hướng tới một tương lai bền vững (bản tiếng Việt)”, Học viện Quốc tế về Phân tích các hệ thống ứng dụng, Laxenburg, Cộng hòa Áo. 153 13. Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (2012), Báo cáo năm 2012, Truy cập tại trang [truy cập ngày 15 tháng 3 năm 2018] 14. Đàm Xuân Hiệp (2012), Hình thành và phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam, Bộ Khoa học và Công nghệ, Hà Nội. 15. Cao Đạt Khoa (2010), Mô hình tổ chức và cơ chế quản lý khâu truyền tải điện ở Việt Nam, Luận án Tiến sỹ, Đại học Kinh tế quốc dân, Hà Nội. 16. Ngô Tuấn Kiệt (2007), Nghiên cứu tổng quan và định hướng phát triển hệ thống năng lượng Việt Nam, Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ Việt Nam, Hà Nội. 17. Trần Viết Ngãi (2013), “Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050 và những thách thức”, Diễn đàn năng lượng và dầu khí - Đầu tư và phát triển bền vững, Hà Nội. 18. Bùi Huy Phùng (2012), “Quy hoạch năng lượng tổng thể - Cơ sở khoa học, pháp lý cho quy hoạch các phân ngành năng lượng”, Năng lượng Việt Nam. 19. Bùi Huy Phùng (2016), “Năng lượng bền vững ở Việt Nam: Thách thức và kiến nghị phát triển”, Tạp chí Năng lượng Việt Nam. 20. Holger Rogall (2011), Kinh tế học bền vững - Lý thuyết kinh tế và thực tế của phát triển bền vững, NXB Khoa học tự nhiên và Công nghệ (Sách dịch). 21. Nguyễn Thành Sơn (2014), Xây dựng và phát triển thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam, Luận án Tiến sỹ, Đại học Kinh tế, Đại học Đà Nẵng, Đà Nẵng, 2014. 22. Nguyễn Ngọc Long và cộng sự (2006), Giáo trình triết học Mác Lê nin, Nhà xuất bản Chính trị Quốc gia. 23. Đặng Đình Thống và Lê Danh Liên (2005), Cơ sở Năng lượng mới và tái tạo, NXB Khoa học và Kỹ thuật, Hà Nội,. 24. Trung Tâm Thông tin Điện lực (2018), Kết quả sản xuất - kinh doanh 2017. 25. Tô Quốc Trụ (2012), “Phản biện, kiến nghị giải pháp phát triển bền vững nguồn năng lượng tái tạo Việt Nam”, Tạp chí Năng lượng Việt Nam. 26. Tập đoàn điện lực Việt Nam Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (2015), Báo cáo vận hành hệ thống điện và thị trường điện Việt Nam 2015, Hà Nội. 154 27. Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18/3/2016 về việc Phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030, 2016. 28. Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam. 29. Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29 tháng 06/2011 về cơ chế hỗ trợ các dự án điện gió nối lưới ở Việt Nam. 30. Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24 tháng 03/2013 về cơ chế hỗ trợ các dự án điện sinh khối nối lưới ở Việt Nam. 31. Thủ tướng Chính phủ, Quyết định số 1835/QĐ-TTg, Phê duyệt Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050. 32. Nguyễn Anh Tuấn (2003), Hoàn thiện mô hình tổ chức sản xuất kinh doanh của Tổng Công ty Điện lực Việt Nam, Luận án Tiến sỹ, Đại học Kinh tế quốc dân. 33. Nguyễn Anh Tuấn và Nguyễn Mạnh Cường (2014), Quy hoạch hệ thống điện Việt Nam - nhìn từ phía an ninh năng lượng Quốc gia, Báo cáo đề tài khoa học, Viện Năng lượng. 34. Nguyễn Anh Tuấn và Nguyễn Anh Dũng (2011), Nghiên cứu phương pháp xác định giá truyền tải điện và các phương thức chống tắc nghẽn phù hợp điều kiện thị trường điện ở Việt Nam, Báo cáo đề tài khoa học, Viện Năng lượng 35. Tiết Minh Tuyết (2012), Nghiên cứu ảnh hưởng của cơ chế điều chỉnh giá điện đến cơ cấu thành phần phụ tải trong dự báo nhu cầu điện, Báo cáo đề tài khoa học, Viện Năng lượng. 36. Tiết Minh Tuyết và Nguyễn Chí Phúc (2014), Nghiên cứu phân tích tương quan giá các dạng năng lượng Việt Nam, Báo cáo đề tài khoa học, Viện Năng lượng 37. Viện Năng lượng (2016), Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020, có xét đến 2030. 38. Viện Năng lượng (2017), Báo cáo viễn cảnh năng lượng Việt Nam 2017, Bộ Công Thương - Đại sứ quán Đan Mạch. 155 TÀI LIỆU TIẾNG ANH 39. A2ATrading (2014), Overview of the Italian Energy Market. 40. ADB (2004), Road Map for Power Sector Reform, Technical Assistance 41. ADB (2014), Assessing Power Sector Reform in Asia and the Pacific: Vietnam. 42. International Energy Agency (2013), Southeast Asia Energy Outlook, International Energy Agency. 43. Energy Alliance (2012), “Case study: Power Sector Reform in Vietnam”, UNDP. 44. David Begg (2007), Stanley Fishcher, and Rudiger Dornbusch, Kinh tế học. 45. Torstein Bye and Einar Hope (2005), “Deregulation of electricity markets - The Norwegian experience”, Statistics Norway, Research Department. 46. Helen Borrie (2013), The Firebird Book Second Edition, Volume 1: Firebird Fundamentals, CreateSpace Independent Publishing Platform. 47. Robert Cushman (1941), The Independent Regulatory Commissions, New York: Oxford University Press. 48. Deloitte (2016), Energy energy market reform - Country profile: Italy. 49. UNDESA Division for Sustainable Development (2012), "A guidebook to the Green Economy ", United Nations, Geneva. 50. Source Forge (2013), Mixed Integer Linear Programming (MILP) Solver lp_solve. 51. Fabrizio Gilardi and Martino Maggetti (2010), "The independence of regulatory authorities," in Handbook of Regulation, D. Levi-Faur, Ed., ed Cheltenham: Edward Elgar. 52. GIZ (2015), "Overview of the Vietnamese Power Market - A Rewable Energy Perspective" . 53. R. Haas and H. Auer (2006), "The prerequisites for effective competition in restructured wholesale electricity markets," Energy, vol. 31, pp. 857- 864, 5//. 54. Sally Hunt and Graham Shuttleworth (1996), Competition and Choice in Electricity, Chichester, United Kingdom: John Wiley and Sons Ltd. 156 55. Ierusalimschy, R.; Figueiredo, L.; Celes, W. (1996), Lua - An Extensible Extension Language. Soft-ware: Practice and Experience, v. 26, n.6, p.635-652. 56. International Energy Agency (2016), “World Energy Outlook 2016”. 57. International Energy Agency (2017), "Monthly Electricity Statistic”. 58. Louis L. Jaffe (1964), “James Landis and the Administrative Process”, Harvard Law Review, vol. 78, pp. 319-328. 59. Paul L. Joskow (1997), Restructuring, Competition and Regulatory Reform in the U.S Electricity Sector, Journal of Economics Perspectives, vol. 11, pp. 119-138. 60. Paul L. Joskow (2008), Lessons Learned From Electricity Market Liberization, The Energy Journal, pp. 9-42. 61. Daniels Kirschen and Goran Strbac (2004), Fundamentals of Power System Economics, Wiley. 62. James Landis (1938), The Administrative Process, New Haven: Yale University Press. 63. Stephen Littlechild (1983), Regulation of British Telecommunications Profitability, Department of Industry, London. 64. Iain MacGill and Stephen Healy (2013), "Chapter 20 - Is Electricity Industry Reform the Right Answer to the Wrong Question? Lessons from Australian Restructuring and Climate Policy A2 - Sioshansi, Fereidoon P," in Evolution of Global Electricity Markets, ed Boston: Academic Press, 2013, pp. 615-644. 65. Jan Moen and Jan Hamrin (1996), Regulation and competition without privatization: Norway's experience, The Electricity Journal, vol. 9, pp. 37-45, 3//. 66. Bruce Mountain and Stephen Littlechild (2010), Comparing electricity distribution network revenues and costs in New South Wales, Great Britain and Victoria, Energy Policy, vol. 38, pp. 5770-5782, 10// 2010. 67. Vaughn Nelson (2009), Wind energy : renewable energy and the environment. 157 68. David M. Newbery (1997), Privatisation and liberalisation of network utilities, European Economic Review, vol. 41, pp. 357-383, 4// 1997. 69. David M. Newbery (2002), Problems of liberalising the electricity industry, European Economic Review, vol. 46, pp. 919-927, 5// 2002. 70. Christian Ngô and Joseph B. Natowitz (2009), Our energy future : resources, alternatives, and the environment. 71. Nhan T. Nguyen and Minh Ha-Duong (2009) Economic potential of renewable energy in Vietnam's power sector, Energy Policy, vol. 37, pp. 1601-1613, 5// 2009. 72. Douglass C. North (1990), Institutions, Institutional Change and Economic Performance, Cambridge: Cambridge University Press. 73. OECD (2011), Towards Green Growth, OECD, Paris. 74. Michael G. Pollitt (2017), Chung-Han Yang, and Hao Chen, "Reforming the Chinese Electricity Supply Sector: Lessons from International Experience," University of Cambridge - Energy Policy Research Group. 75. Australian Energy Regulator (2012), State of the Energy Market. 76. Paul Samuelson and William D Nordhaus (2009), Economics, McGraw-Hill Education, 19th edition. 77. Jon Stern (1997), "What Makes an Independent Regulator Independent?," Business Strategy Review, vol. 8, pp. 67-74. 78. Jon Stern and Stuart Holder (1999), Regulatory governance: criteria for assessing the performance of regulatory systems: An application to infrastructure industries in the developing countries of Asia, Utilities Policy, vol. 8, pp. 33-50, 3//. 79. Steven Stoft (2002), Power System Economics: Designing Markets for Electricity, Wiley-IEEE Press. 80. Dalia Streimikiene and Indre Siksnelyte (2016), Sustainability assessment of electricity market models in selected developed world countries, Renewable and Sustainable Energy Reviews, vol. 57, pp. 72-82, 5//. 81. Terna (2014), General Data. 158 82. Nguyen Anh Tuan (2012), A Case Study on Power Sector Restructuring in Vietnam, presented at the Pacific Energy Summit. 83. Nguyen Anh Tuan (2017), National assessment of development potential of grid-connected solar photovoltaic projects in Vietnam until 2020 with a vision to 2030, Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) - Ministry of Industry and Trade. 84. UNDP (2012), Fossil Fuel Fiscal Policies and Greenhouse Gas Emissions in Vietnam. 85. UNDP (2013), A Marginal Abatement Cost Curve Analysis for the Energy Sector in Vietnam. 86. UNDP (2014), Green Growth and Fossil Fuel Fiscal Policies in Vietnam. 87. Aisma Vītiņa, Nina Dupont, and Mikael Togeby (2017), Renewable Energy Scenarios for Vietnam, Danish Energy Agency. 88. World Bank (2000), “Wind Energy Resource Atlas of Southeast Asia”. 89. World Bank (2016), A financial recovery plan for Vietnam Electricity (EVN: with implications for Vietnam’s power sector, The World Bank. 90. Dagmar Zwebe (2012), Biomass Business Opportunities Viet Nam, SNV Netherlands Development Organisation Vietnam. 159 PHỤ LỤC 1 Diễn biến điều chỉnh giá điện tại Việt Nam từ 2010 - 2017 T T Quyết định/Văn bản của Thủ tường Chính phủ Quyết định/Thông tư của Bộ Công Thương Thời điểm hiệu lực Giá bán điện bình quân (đ/kWh) Lần sau so lần trước đ/kW h % 1 TB số 50/TB- VPCP ngày 12/02/2010 của VPCP TT số 08/2010/TT-BCT ngày 24/2/2010 Từ ngày 01/3/2010 1.058,00 109,5 11,54 % 2 QĐ số 269/QĐ- TTg ngày 23/02/2011 của Thủ tướng CP TT số số 05/2011/TT-BCT ngày 25/2/2011 Từ ngày 01/3/2011 1.242,00 184,0 17,39 % 3 QĐ số 24/2011/QĐ-TTg ngày 15/4/2011 của TTg về điều chỉnh giá bán điện theo cơ chế thị trường TT số 42/2011/TT-BCT ngày 19/12/2011 Từ ngày 20/12/201 1 1.304,00 62,0 4,99% 4 TT số 17/2012/TT-BCT ngày 29/6/2012 Từ ngày 01/7/2012 1.369,00 65,0 4,98% 5 TT số 38/2012/TT-BCT ngày 20/12/2012 Từ ngày 22/12/201 2 1.437,00 68,0 4,97% 6 TT số 19/2013/TT-BCT ngày 31/7/2013 Từ ngày 01/8/2013 1.508,85 71,85 5,00% 7 QĐ số 69/2013/QĐ-TTg ngày 19/11/2013 của Thủ tướng CP quy định về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân QĐ 4887/QĐ-BCT ngày 30/5/2014 Từ ngày 01/6/2014 Không điều chỉnh giá bán lẻ điện, chỉ thay đổi cơ cấu biểu giá 8 QĐ số 2256/QĐ- BCT ngày 12/3/2015 Từ ngày 16/3/2015 1.622,01 113,16 7,50% 9 QĐ số 4495/QĐ- BCT ngày 30/11/2017 Từ ngày 1/12/2017 1.720,65 98,64 6.08% 160 PHỤ LỤC 2 Thiết kế và thực hiện khảo sát về các khó khăn và rào cản đầu tư vào lĩnh vực sản xuất điện tại Việt Nam Khảo sát được thực hiện từ tháng 6 đến tháng 8 năm 2017. Hình thức khảo sát là lập biểu khảo sát trực tuyến, gửi tới email của người được hỏi. - Số lượng mẫu thu được phản hồi: 24 - Số lượng mẫu hoàn thành tất cả các câu hỏi: 20 - Số lượng mẫu không hoàn thành tất cả các câu hỏi: 4 Thống kê về đơn vị công tác của người được hỏi cho ở bảng sau: Đơn vị công tác Số lượng Đơn vị phát điện BOT hoặc các nhà sản xuất điện độc lập 13 Nhà nghiên cứu, chuyên gia 6 Đơn vị phát điện trực thuộc hoặc liên kết với EVN 2 Đơn vị truyền tải/phân phối bán lẻ điện 2 Đơn vị cung cấp dịch vụ cho nhà máy điện 1 Biểu khảo sát được chia làm 3 phần chính được thiết kế với phần lớn câu hỏi có cấu trúc, sử dụng để thu thập ý kiến đánh giá của người được hỏi về các vấn đề liên quan đến khó khăn (yếu tố nội tại) và rào cản (yếu tố bên ngoài) tác động đến hoạt động của DN trong lĩnh vực đầu tư, quản lý vận hành các nhà máy sản xuất điện, bao gồm điện NLTT. Các yếu tố này được cấu trúc thành các 3 chính gồm: - Các rào cản, khó khăn về quản lý, kỹ thuật – công nghệ - Các rào cản, khó khăn về kinh tế - tài chính; và - Các rào cản, khó khăn về môi trường giao dịch trên thị trường điện Các thang đánh giá được chia làm 5 mức như sau: - Khó khăn: 161 o Mức 1 tương ứng với “không phải là khó khăn” đối với DN o Mức 5 tương ứng với “là khó khăn đáng kể” đối với DN - Rào cản: o Mức 1 tương ứng với “không phải là rào cản” đối với DN o Mức 5 tương ứng với “là rào cản đáng kể” đối với DN Ngoài ra NCS đã thiết kế một số câu hỏi mở để có thể thu thập một số thông tin liên quan đến cảm nhận và ý kiến của những người được hỏi về các yếu tố vĩ mô như môi trường kinh doanh, khung chính sách, thể chế điều tiết TTĐ, , Các câu trả lời thu được đã rất hữu ích đối với NCS trong việc kiểm chứng hoặc xem xét các nhận định hoặc đề xuất các giải pháp phát triển thị trường điện lực trong phạm vi luận án này. Hầu hết người tham gia khảo sát là đại diện các DN đã, đang và sẽ tham gia đầu tư vào lĩnh vực sản xuất điện. Một số là đại diện cho đơn vị cung cấp dịch vụ truyền tải, phân phối điện. Có 6 người tham gia khảo sát là các chuyên gia trong ngành điện, hiện đang công tác tại các cơ sở nghiên cứu, đào tạo hoặc đơn vị tư vấn có uy tín trong ngành. Trong số các đơn vị sản xuất điện tham gia khảo sát, có tới 9 đơn vị tham gia lĩnh vực điện mặt trời (37.5%), 5 đơn vị trong lĩnh vực đầu tư điện gió (20.8%), 3 đơn vị đầu tư trên cả hai lĩnh vực điện gió và điện mặt trời, 3 đơn vị quản lý vận hành nhà máy nhiệt điện than, 3 đơn vị sản xuất thủy điện. Còn lại là các DN trong lĩnh vực điện sinh khối. Kết quả khảo sát cho thấy có sự khác biệt giữa các DN trong nhận thức về các rào cản và khó khăn đối với hoạt động và sự tham gia của họ trong thị trường. Khác biệt này có liên quan tới nguồn gốc và thành phần kinh tế của DN, phân khúc thị trường sản xuất điện mà họ tham gia, năng lực, trình độ và kinh nghiệm tham gia thị trường. Kết quả chi tiết của khảo sát được tổng hợp như sau; Phần 1. Các rào cản, khó khăn về quản lý, kỹ thuật - công nghệ Thu xếp nguồn nhiên liệu/nguyên liệu cho vận hành nhà máy điện - 9/19 DN gặp khó khăn với việc Thu xếp nguồn nhiên liệu/nguyên liệu cho vận hành nhà máy điện. Các DN BOT/các nhà sản xuất điện độc lập gặp khó khăn ở khâu này nhiều hơn, và là các đơn vị đầu tư trong lĩnh vực nhiệt điện than 162 - Rất ít DN có được thuận lợi trong khâu Thu xếp nguồn nhiên liệu/nguyên liệu cho vận hành nhà máy điện ngoại trừ các DN đầu tư lĩnh vực điện mặt trời, thủy điện, điện gió; Các thủ tục đầu tư, cấp phép (Giấy chứng nhận đầu tư, Bổ sung dự án vào quy hoạch điện, Lập Dự án đầu tư, Báo cáo đánh giá tác động môi trường, Giấy phép xây dựng, Giấy phép hoạt động điện lực ...) - Đa số DN đánh giá đây là rào cản rất lớn; ngay cả đối với các DN phát điện thuộc EVN GENCO; - Gặp khó khăn nhất trong khâu này là các DN khối tư nhân trong và ngoài nước; Quá trình tổ chức đấu thầu, mua sắm thiết bị - công nghệ và/hoặc lựa chọn nhà thầu, quản lý và giám sát thi công - Đa phần DN không gặp nhiều khó khăn với khâu này - 4 DN cho biết gặp khó khăn đáng kể với khâu này là các DN mới tham gia đầu tư hoặc đã đầu tư trong lĩnh vực sản xuất điện, trong tương lai chuyển đổi sang lĩnh vực điện NLTT; - 5 DN cho thấy họ tự tin với năng lực của mình trong khâu này là: EVN GENCO và các DN có kinh nghiệm đầu tư và triển khai dự án thủy điện; Quá trình hoàn tất thi công, hòa lưới và quản lý vận hành - Đây là quá trình gây nhiều khó khăn với DN - 6 DN ít gặp khó khăn ở khâu này là DN thuộc khối EVN GENCO, DN đã tham gia và có kinh nghiệm trong ngành điện; - 13 DN gặp khó khăn là các DN tư nhân, phần lớn là DN đầu tư vào điện NLTT; Thu hút và duy trì nguồn nhân lực có kỹ năng và kinh nghiệm phục vụ phát triển và vận hành nhà máy điện Các DN nhìn chung ít gặp khó khăn trong công tác nhân lực ngoại trừ một số đơn vị mới tham gia hoặc chuyển đổi sang đầu tư điện NLTT. Phần 2. Các rào cản, khó khăn về kinh tế - tài chính Tiếp cận và huy động vốn đầu tư cho phát triển dự án - Có tới 14 DN gặp rào cản đáng kể đối với khâu này - Không có đơn vị nào cho rằng họ có thể huy động vốn một cách rất thuận lợi; - Chỉ có nhà đầu tư nước ngoài và một số ít nhà đầu tư tư nhân trong nước (3 đơn vị) cho biết họ có tiềm lực tốt trong thu xếp tài chính và vốn cho phát triển dự án; 163 Thực hiện đàm phán và ký kết thỏa thuận mua bán điện/HĐMBĐ Hầu hết DN đánh giá đây là rào cản đáng kể (13/20 DN) ngoại trừ một số DN khối EVN GENCO. Khung giá bán điện hiện nay Nhìn chung không có sự đồng nhất về ý kiến của DN đối với khung giá bán điện hiện náy. Một số DN cho rằng giá hiện nay phù hợp nhưng có tới 15/20 DN cho rằng giá hiện nay chưa phù hợp. Về môi trường kinh doanh và đầu tư trong lĩnh vực phát điện tại Việt Nam (cơ chế khuyến khích, hướng dẫn đầu tư, quy định) Nhìn chung môi trường kinh doanh và đầu tư trong lĩnh vực phát điện tại Việt Nam được DN đánh giá là chưa thuận lợi (ý kiến của 9/20 DN) 164 Mẫu biểu khảo sát trực tuyến phục vụ cho nghiên cứu của luận án 165 166 167 168 169 170 171 172 PHỤ LỤC 3 Hệ thống văn bản quy phạm pháp luật phục vụ thị trường phát điện cạnh tranh Để phục vụ vận hành thị trường phát điện cạnh tranh hoàn chỉnh từ tháng 7/2012, BCT đã ban hành hệ thống các văn bản quy phạm pháp luật phục vụ cho thị trường. Đối với Thông tư quy định vận hành Thị trường phát điện cạnh tranh, BCT đã ban hành từ năm 2010 và cập nhật, điều chỉnh để xử lý các vấn đề còn tồn tại trong công tác vận hành Thị trường phát điện cạnh tranh, cụ thể như sau: – Thông tư số 18/2010/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh; – Thông tư số 45/2011/TT-BCT sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư 18/2010/TT-BCT ngày 10 tháng 05 năm 2010. – Thông tư 03/2013/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh, thay thế Thông tư 18/2010/TT-BCT và Thông tư 45/2011/TT-BCT – Thông tư 30/2014/TT-BCT quy định vận hành thị trường phát điện cạnh tranh, thay thế Thông tư số 03/2013/TT-BCT. – Thông tư số 27/2009/TT-BCT của Bộ Công Thương ban hành quy định đo đếm điện năng trong thị trường phát điện cạnh tranh; – Thông tư số 41/2010/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá phát điện; trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành khung giá phát điện và phê duyệt HĐMBĐ. Từ năm 2015, Thông tư 41/2010/TT-BCT được thay thế bởi Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định phương pháp xây dựng giá phát điện, trình tự kiểm tra HĐMBĐ; và Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014 của Bộ trưởng Bộ Công Thương quy định trình tự xây dựng, ban hành khung giá phát điện; – Thông tư số 12/2010/TT-BCT của Bộ Công Thương Quy định hệ thống điện truyền tải; – Thông tư số 13/2010/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng chi phí vận hành hệ thống điện và thị trường điện; – Thông tư số 14/2010/TT-BCT của Bộ Công Thương quy định phương pháp lập, trình tự, thủ tục xây dựng, ban hành và quản lý giá truyền tải điêṇ và Thông tư số 03/2012/TT-BCT của Bộ trưởng Bộ Công Thương Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 14/2010/TT-BCT; 173 – Thông tư số 40/2010/TT-BCT của Bộ Công Thương Quy định về trình tự, thủ tục giải quyết tranh chấp trên thị trường điện lực; – Thông tư số 18/2012/TT-BCT của Bộ Công Thương Quy định Giám sát thị trường phát điện cạnh tranh; – Thông tư số 40/2014/TT-BCT của Bộ Công Thương Quy định quy trình điều độ hệ thống điện quốc gia; – Thông tư 18/2012/TT-BCT quy định giám sát thị trường phát điện cạnh tranh. 174 PHỤ LỤC 4 Các bước tính toán chủ yếu, yêu cầu dữ liệu đầu vào của Corrective I. Xem xét khả năng thay thế lẫn nhau giữa các loại nhiên liệu cho sản xuất điện Để phục vụ cho mô hình Corrective, NCS đã xem xét và phân tích các nguồn năng lượng có khả năng thay thế NLNL hóa thạch trong tương lai. Có nhiều loại năng lượng có thể thay thế năng lượng hoá thạch truyền thống trong phát điện như năng lượng mặt trời, năng lượng gió, năng lượng biển, năng lượng sinh khối, năng lượng khí sinh học, năng lượng hạt nhân, địa nhiệt và năng lượng hydro. Vấn đề thay thế năng lượng hoá thạch cho phát điện cần thiết nghiên cứu triển khai với mọi quy mô khai thác từ quy mô hộ gia đình, xí nghiệp, cộng đồng dân cư nhỏ đến phát điện nối lưới với quy mô vừa và lớn. Điện mặt trời, điện gió là các lựa chọn hàng đầu thay thế năng lượng phát điện quy mô vừa trong khi điện hạt nhân vẫn có thể là một lựa chọn cho tương lai sau 2030 để đảm bảo an ninh về nguồn cung điện năng cho TTĐ. II. Chuẩn bị dữ liệu về chi phí sản xuất, xuất nhập khẩu, biến đổi và vận tải nhiên liệu cho sản xuất điện NCS đã thu thập và chuẩn bị các dữ liệu về các thành phần chi phí sản xuất, biến đổi và vận chuyển (chi phí tính toán) nhiên liệu cho sản xuất điện là các dữ liệu quan trọng để giải bài toán cân bằng cung cầu điện năng cho Việt Nam. Bài toán cân bằng cung - cầu điện năng Việt Nam được tính toán theo các vùng nên các thành phần chi phí được xem xét riêng cho mỗi loại cơ sở sản xuất điện, trên cơ sở đó tính toán các hệ số hàm mục tiêu chung đại diện cho các vùng. Thành phần chi phí tính toán cần thiết trong hàm mục tiêu cần xác định cho tất cả các loại nhiên liệu sử dụng cho sản xuất điện theo chuỗi cung ứng năng lượng từ nơi sản xuất đến đầu vào hộ tiêu thụ. Các loại nhiên liệu, năng lượng cần xác định chi phí gồm: Than bao gồm: Antraxit, than nâu, than bùn; điện: Thuỷ điện, nhiệt điện, điện nguyên tử, điện từ năng lượng tái tạo (mặt trời, gió, biomass, địa nhiệt...); dầu và các sản phẩm dầu mỏ, khí tự nhiên và xác sản phẩm từ khí. 175 Các thành phần cần thiết của chi phí tính toán đối với các loại nhiên liệu kể trên tính đến hộ tiêu thụ gồm: – Chi phí sản xuất và biến đổi năng lượng – Chi phí vận tải năng lượng – Giá xuất nhập khẩu năng lượng – Các loại thuế và phí. Các thành phần chi phí nêu trên được quy về một đơn vị thống nhất với điện năng là USD/GWh. Các giá trị thành phần chi phí được tính tại thời điểm nghiên cứu (năm tính toán), các thành phần chi phí bỏ ra trong quá khứ sẽ được tính quy dẫn về thời điểm tính toán. III. Bộ dữ liệu đầu vào Bộ dữ liệu đầu vào phục vụ tính toán cân bằng cung – cầu điện năng gồm dữ liệu TTĐ giai đoạn nghiên cứu của luận án và có xét đến giai đoạn 2016-2030, trong đó chú trọng đến ba mốc chính là 2020, 2025 và 2030. Với mỗi năm, các thông số được cấu trúc theo ba vùng Bắc - Trung - Nam. Các thông số nguồn, vận tải, nhu cầu tiêu thụ được đưa ra theo vùng tương ứng. Về phía sản xuất, các loại nhiên liệu cung ứng cho sản xuất điện được xét là: - Than: Antraxit, than nâu - Khí tự nhiên - Dầu và các sản phẩm dầu - Năng lượng tái tạo: Gió, mặt trời, biomass Cấu trúc dữ liệu ba mốc thời gian nêu trên là giống nhau, tuy nhiên quy mô dữ liệu là khác nhau do chúng mô tả các thời điểm khác nhau của TTĐ bao gồm: (1) Dữ liệu nguồn cung nhiên liệu cho sản xuất điện: + Khả năng sản xuất, xuất nhập khẩu các loại nhiên liệu + Chi phí sản xuất, xuất nhập khẩu các loại nhiên liệu (2) Dữ liệu vận tải nhiên liệu và dữ liệu đường dây truyền tải điện: Đối với nhiên liệu đầu vào cho sản xuất điện có 5 loại hình vận tải là đường sắt, đường bộ, đường thủy, đường ống; đối với điện năng, hình thức vận tải là hệ thống đường dây tải điện. + Khả năng vận tải + Chi phí vận tải 176 (3) Dữ liệu nhu cầu tiêu thụ năng lượng: nhu cầu này bao gồm nhu cầu điện năng ở các hộ tiêu thụ cuối cùng và nhu cầu nhiên liệu tại các nhà máy sản xuất điện theo ba vùng. Nguồn dữ liệu Để xây dựng bộ dữ liệu, NCS đã kế thừa nhiều kết quả nghiên cứu, dữ liệu tính toán của Viện Khoa học năng lượng, Viện Hàn lâm Khoa học và Công nghệ Việt Nam. Ngoài ra, NCS còn tham khảo nhiều tài liệu liên quan gồm: các quy hoạch phát triển KTXH các vùng kinh tế, các tỉnh thành; các quy hoạch ngành, lĩnh vực liên quan; các văn bản pháp quy liên quan đến khai thác, chế biến, vận tải, tiêu thụ, xuất nhập khẩu,... năng lượng; số liệu từ Tổng cục thống kê, Cổng thông tin điện tử các bộ ngành liên quan, ... Một số tài liệu tham khảo chủ yếu có thể kể đến là: - Quy hoạch phát triển ngành than Việt Nam đến năm 2020, có xét đến 2030 - Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia 2011-2020, có xét đến 2030 - Quy hoạch hệ thống sản xuất và phân phối khí dầu mỏ hóa lỏng giai đoạn đến năm 2020, có xét đến năm 2030 - Chiến lược phát triển ngành dầu khí Việt Nam đến năm 2015 và định hướng đến 2025 - Quy hoạch phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam giai đoạn đến 2015 định hướng đến 2025 - Quy hoạch tổng thể phát triển sản xuất ngành nông nghiệp đến năm 2020 và tầm nhìn đến 2030 - Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030 - Quy hoạch phát triển hệ thống cảng biển Việt Nam đến năm 2020, định hướng đến năm 2030 - Các quy định về cước phí vận tải hàng hóa, thuế tài nguyên, phí môi trường, thuế xuất nhập khẩu, ...