Báo cáo Chiến lược và khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam
CHIẾN LƯỢC VÀ KHUNG
ĐẤU THẦU CẠNH TRANH DỰ ÁN
ĐIỆN MẶT TRỜI Ở VIỆT NAM
Báo cáo được Ngân hàng Thế giới nghiên cứu và chuẩn bị với đóng góp của các tư vấn Pricewaterhouse-
Coopers (PWC) và Baker McKenzie. Nhiệm vụ này do Chương trình Hỗ trợ Quản lý ngành Năng lượng
(ESMAP) tài trợ, đây là chương trình được hỗ trợ từ quỹ tín thác nhiều nhà tài trợ do Ngân hàng Thế giới và
Quỹ hạ tầng toàn cầu (GIF) quản lý.
Các tác giả: Nhóm Ngân hàng Thế giới (Sabine Cornieti và Trần Hồng Kỳ với hỗ trợ của Agnes Chew, Franz
Gerner, Rahul Kitchlu, Bhanu Mehrotra, Cam Thi Kim Nguyen và Edwin Hin Lung Yuen), đóng góp của PWC
(Raamkumar M Ragu, Rahul Raizada, Glenn Hughes, Kameswara Rao, Nikhil Abraham, Trần Nhật Bách,
Abhinav Goyal) và Baker McKenzie (Đặng Chi Liêu và Nguyễn Thanh Hải).
Góp ý kiến: Arnaud Braud, Claire Nicolas và Nadia Taobane (Ngân hàng Thế giới)
Biên tập: Stephen Spector và Steven Kennedy
Thiết kế: Debra Naylor
© 2019 Ngân hàng Tái thiết và Phát triển Quốc tế/Ngân hàng Thế giới
1818 H Street NW | Washington DC 20433
Báo cáo này là sản phẩm của các cán bộ thuộc Ngân hàng Thế giới với đóng góp của các đối tác bên ngoài.
Các kết quả tìm hiểu, giải thích và kết luận đưa ra trong báo cáo này không phản ánh quan điểm chính thức
của Ngân hàng Thế giới, Ban Giám đốc điều hành Ngân hàng Thế giới hoặc các chính phủ mà họ đại diện.
Ngân hàng Thế giới không đảm bảo tính chính xác của các dữ liệu trong báo cáo này. Các đường biên giới,
màu sắc, tên gọi và các thông tin khác biểu hiện trên các bản đồ trong báo cáo này không hàm ý bất kỳ đánh
giá nào của Ngân hàng Thế giới về vị thế pháp lý của bất kỳ vùng lãnh thổ nào và cũng không thể hiện bất
kỳ sự ủng hộ hay chấp nhận nào của Ngân hàng Thế giới về các đường biên giới đó.
Quyền và Quyền hạn
Các tài liệu trong báo cáo này đều có bản quyền. Do Ngân hàng Thế giới khuyến khích phổ biến kiến thức
của mình, có thể sao chép toàn bộ hoặc một phần báo cáo này cho các mục đích phi thương mại miễn là
có nêu ghi nhận đầy đủ cho báo cáo này.
Tất cả các câu hỏi liên quan đến bản quyền và giấy phép xin gửi về Văn phòng Vụ xuất bản, Ngân hàng Thế
giới, 1818 H Street NW, Washington, DC 20433, USA; fax: 202-522-2625; [email protected].
ESMAP và GIF đánh giá cao việc gửi bản sao hoặc đường dẫn đến bất kỳ ấn phẩm nào sử dụng ấn phẩm
này làm nguồn, tới ESMAP Manager/GIF Manager, Ngân hàng Thế giới, 1818 H Street NW, Washington, DC,
20433 USA; [email protected]/[email protected].
Tất cả các hình ảnh vẫn luôn là tài sản hoàn toàn thuộc về nguồn của chúng và không được sử dụng cho bất
kỳ mục đích nào mà không có sự cho phép bằng văn bản từ nguồn đó.
Ghi công
Đề nghị ghi nguồn báo cáo như sau: “Ngân hàng Thế giới. 2019. Chiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự
án điện mặt trời ở Việt Nam. Washington, DC: Ngân hàng Thế giới.
CHIẾN LƯỢC VÀ KHUNG
ĐẤU THẦU CẠNH TRANH DỰ ÁN
ĐIỆN MẶT TRỜI Ở VIỆT NAM
MỤC LỤC
Báo cáo tóm tắt
5
9
1. Giới thiệu
2. Mục tiêu và mốc thời gian triển khai điện mặt trời
3. Khung pháp lý
11
13
3.1 Đánh giá các khả năng của khung pháp lý
13
13
13
13
14
14
3.1.1 MOIT xây dựng hướng dẫn chi tiết hơn về thủ tục đấu thầu
3.1.2 Luật đầu tư
3.1.3 Khung pháp lý đấu thầu để lựa chọn nhà thầu cung cấp hàng hóa và dịch vụ
3.1.4 Khung pháp lý về đấu thầu để lựa chọn nhà đầu tư cho các dự án có sử dụng đất
3.1.5 Luật đối tác công tư (PPP)
3.2 Các khuyến nghị pháp lý
14
4. Phương án triển khai
16
4.1 Đấu thầu cạnh tranh tại trạm biến áp
4.1.1 Mô tả mô hình đấu thầu
17
17
17
18
18
4.1.2 Các bước chính của phương án đấu thầu tại trạm biến áp
4.1.3 Khía cạnh kỹ thuật
4.1.4 Giấy phép
4.2 Đấu thầu cạnh tranh công viên điện mặt trời
4.2.1 Mô tả mô hình đấu thầu
18
18
19
20
4.2.2 Các bước chính của phương án công viên điện mặt trời
4.2.3 Giấy phép
5. Vai trò và trách nhiệm
21
21
21
5.1 Vai trò và trách nhiệm của các bên trong phương án tại trạm biến áp
5.2 Vai trò và trách nhiệm của các bên trong phương án công viên điện mặt trời
6. Khung đấu thầu
6.1 Cơ chế đấu thầu
6.2 Khung mua sắm
6.3 Khung hợp đồng
22
22
23
23
7. Chiến lược lợi ích kinh tế xã hội
8. Kết luận
24
27
31
34
38
Phụ lục 1. Chương trình cải cách ngành điện Việt Nam
Phụ lục 2. Kết quả phân tích không gian địa lý
Phụ lục 3. Phân tích chuỗi cung ứng điện mặt trời
Chiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Namꢀꢀ|ꢀ3
BÁO CÁO TÓM TẮT
THÔNG TIN CHUNG
án có ngày vận hành thương mại (COD) chậm nhất vào cuối
năm 2020. Đến giữa năm 2019 đã có khoảng 4,5 GW dự án điện
mặt trời được triển khai theo FIT, đáp ứng mục tiêu điện mặt trời
năm 2025 vào năm 2019.
Nguồn điện mặt trời là một phương án ngày càng trở nên hấp
dẫn đối với Việt Nam nhờ chi phí đã giảm xuống trong thời gian
gần đây, thời gian xây dựng nhanh và đóng góp của điện mặt
trời giúp đảm bảo an ninh năng lượng và duy trì môi trường
bền vững.
Chính phủ Việt Nam hiện nay đang sửa đổi các mục tiêu điện
mặt trời trong Quy hoạch phát triển điện lực 8 cho giai đoạn
2021-2030 (PDP 8). Mục tiêu điện mặt trời đang thảo luận hiện
nay là 18 GW đến năm 2030. PDP 8 dự kiến sẽ hoàn thành và
công bố vào đầu năm 2020.
Tháng 3 năm 2016, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết
định số 428/QĐ-TTg phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực
quốc gia VII sửa đổi (PDP 7 sửa đổi) theo đề xuất của Bộ Công
Thương (MOIT) cho giai đoạn 2016-2020, tầm nhìn đến năm
2030. Theo Quy hoạch, tổng công suất đặt năm 2020 là 60 GW,
96 GW vào năm 2025 và 130 GW vào năm 2030. Tổng công
suất đặt hiện nay vào khoảng 47 GW. Do đó, mục tiêu 60 GW
vào năm 2020 chắc chắn không đạt được – nguyên nhân chủ
yếu là do tăng trưởng nhu cầu điện thấp hơn dự kiến dẫn tới nhu
cầu tăng công suất lắp đặt cũng giảm xuống.
CHƯƠNG TRÌNH ĐẤU THẦU CẠNH TRANH ĐIỆN MẶT TRỜI
CHO VIỆT NAM
Nhằm mục tiêu mở rộng quy mô nguồn điện mặt trời một cách
bền vững và chi phí hợp lý, Chính phủ Việt Nam có kế hoạch
chuyển từ FIT sang cơ chế đấu thầu cạnh tranh. Với hỗ trợ của
Ngân hàng Thế giới, Chính phủ đang thiết kế một chương trình
dựa trên chiến lược hiện có được xây dựng từ đóng góp đầu vào
của các bộ ngành, khu vực tư nhân và các đối tác phát triển.
Chiến lược này trình bày các khuyến nghị cho Chính phủ Việt
Nam với mục đích vạch ra một lộ trình phát triển chương trình
điện mặt trời bền vững.
PDP 7 sửa đổi đã chú trọng hơn vào phát triển năng lượng tái tạo
và đặt ra một chiến lược đầy tham vọng để phát triển nguồn điện
từ năng lượng này. Quy hoạch đặt mục tiêu nguồn điện từ năng
lượng tái tạo chiếm 6,5% tổng công suất đặt (không bao gồm
thủy điện lớn) vào năm 2020 và 10,7% vào năm 2030. Mục tiêu
công suất điện mặt trời (PV) đề ra trong quy hoạch là 850 MW
vào năm 2020, 4 GW vào năm 2025 và 12 GW vào năm 2030.
Trong chiến lược được thiết kế cẩn thận này, Chính phủ cần
có quyết định ở những khía cạnh chính sau: (i) vai trò và trách
nhiệm của các bên, bao gồm cả nhà nước và tư nhân, (ii) liệu
có cần phải thay đổi cơ sở pháp lý và các quy định hiện hành
không, (iii) loại phương án triển khai phù hợp nhất với điều kiện
của Việt Nam và (iv) chính phủ sẽ tiếp nhận những rủi ro nào
và cung cấp cho IPP các công cụ nào để giảm thiểu rủi ro. Làm
rõ những điểm này trước khi lựa chọn IPP sẽ giúp đẩy nhanh
quá trình lựa chọn IPP, giảm nguy cơ thất bại khi đấu thầu và
mang lại một tầm nhìn dài hạn để triển khai các dự án điện mặt
trời. Nhìn từ góc độ IPP, chính phủ có chiến lược rõ ràng sẽ giúp
Để hỗ trợ phát triển điện mặt trời, tháng 4 năm 2017, Chính phủ
Việt Nam đã ban hành Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg đưa
ra chính sách biểu giá điện năng lượng tái tạo ưu đãi hòa lưới
(Feed-in-tariff (FIT)). Chính sách FIT đã hết hiệu lực vào tháng
6 năm 2019. Chính sách đã đưa ra điều kiện để các đơn vị sản
xuất điện độc lập (IPP) đăng ký áp dụng FIT. Giá điện mặt trời
theo FIT là 2.086 đồng/kWh (ấn định ở mức 0,0935USD/kWh)
cho các hợp đồng mua bán điện (PPA) có thời hạn 20 năm. Hiện
nay Chính phủ đang thảo luận giá FIT lần hai (FIT 2) cho các dự
Chiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Namꢀꢀ|ꢀ5
Thủ tướng Chính phủ cần ban hành Quyết định để hướng
dẫn trên hai khía cạnh. Thứ nhất, hợp tác giữa MOIT, Tập
đoàn điện lực Việt Nam (EVN) và chính quyền địa phương
(ỦY ban Nhân dân tỉnh - PPC) và Sở Kế hoạch và Đầu tư (DPI)
về quy trình đấu thầu, cụ thể là các tiêu chí và thủ tục sử dụng
trong quá trình đánh giá và lựa chọn nhà thầu. Vai trò và trách
nhiệm của từng cơ quan cần được quy định rõ. Thứ hai, về
phương án triển khai được lựa chọn và khung đấu thầu cấp
cao (như: cơ chế thanh toán, cơ cấu giá điện, thời hạn PPA và
hỗ trợ tiềm năng của chính phủ).
Để đảm bảo đưa các dự án này vào PDP không tạo ra nút
thắt cổ chai, Chính phủ cần có cơ chế linh hoạt để phân bổ
dự án trong PDP. Giải pháp tối ưu là không phân bổ công suất
điện mặt trời trong PDP, tức là không phân bổ trước một công
suất điện mặt trời nào đó cho một dự án cụ thể, thay vào
đó cần đề cập là đó là công suất dành cho IPP/dự án thắng
thầu thông qua lựa chọn cạnh tranh. Hình thức linh hoạt này
là khá phổ biến. Với việc chuyển từ nguồn điện sở hữu nhà
nước sang sở hữu tư nhân, Chính phủ thiết lập cơ cấu tối ưu
thông qua quy trình quy hoạch dựa trên bằng chứng ngày
càng đóng vai trò quan trọng. Chính phủ cần quyết định cơ
cấu năng lượng trung hạn trong PDP 8 và lựa chọn nhà đầu
tư dựa vào xác định thời điểm tối ưu đưa các nhà máy điện
hòa lưới.
giảm thiểu rủi ro mà các IPP nhận thức được gồm khung pháp
lý yếu hoặc không đầy đủ, quy trình lựa chọn không rõ ràng và
các lo ngại phát triển dự án khác.
Dưới đây là những điểm chính của chiến lược:
•
Mục tiêu và các mốc thời gian triển khai điện mặt trời. Để
báo hiệu cho các nhà đầu tư tư nhân biết Việt Nam là một nơi
đầu tư tiềm năng dài hạn trong thị trường điện mặt trời toàn
cầu, điều quan trọng là phải có các mục tiêu triển khai điện
mặt trời trong trung hạn với các mốc thời gian rõ ràng. Do
PDP 8 chưa hoàn thành nên báo cáo này giả định mục tiêu
điện mặt trời được điều chỉnh 18 GW vào năm 2030. Do 18
GW chưa phải là mục tiêu chính thức nên số liệu này chỉ dùng
cho mục đích minh họa.
Hiện nay đã có khoảng 4,5 GW điện mặt trời được xây
dựng theo FIT 1, chính sách này đã hết hiệu lực vào tháng 6
năm 2019. Dựa vào các dự án mới sắp hòa lưới và thông báo
về nội dung FIT 2, dự kiến có thêm khoảng 1,5G sẽ được phát
triển theo FIT 2 vào cuối năm 2020. Tổng cộng có khoảng 6
GW dự án điện mặt trời được xây dựng theo chính sách FIT.
Do đó, dự kiến khoảng 12 GW sẽ được xây dựng theo đấu
thầu cạnh tranh đến năm 2030.
Việt Nam có thể thí điểm đấu thầu cạnh tranh vào năm
2020/2021 thông qua ba phương án khác nhau với tổng
công suất 1,2 GW: (i) 500 MW đấu thầu cạnh tranh theo mô
hình trạm biến áp, (ii) 200 MW công viên điện mặt trời nổi và
(iii) 500 MW công viên điện mặt trời mặt đất. Sau giai đoạn
thí điểm, cần đấu thầu khoảng 1-2 GW mỗi năm cho cả hai
phương án đấu thầu tại trạm biến áp và công viên điện mặt
trời (được trình bày thêm trong Phần 2 về mốc thời gian và
Phần 4 về các phương án triển khai). Kinh nghiệm quốc tế
cho thấy nên triển khai đấu thầu theo định kỳ, chẳng hạn như
cứ sau 12 hoặc 18 tháng, theo công suất đề ra trong PDP 8.
•
Phương án triển khai. Sau khi xem xét kỹ lưỡng các phương
án cạnh tranh khác nhau được thế giới sử dụng và những
thách thức chính Việt Nam đang đối mặt, khuyến nghị triển
khai theo hai phương án, đó là (i) đấu thầu cạnh tranh tại trạm
biến áp và (ii) đấu thầu cạnh tranh công viên điện mặt trời (nổi
và mặt đất).
Mục đích của các phương án này là giúp Việt Nam giải
quyết những hạn chế chính về khả năng sẵn sàng của lưới
điện, rủi ro hạn chế và quy trình giao đất phức tạp. Cả hai
phương án đều nhằm mục đích giảm bớt các rủi ro phát triển
mà IPP nhận thức được, nhờ đó giảm được phí bảo hiểm rủi
ro trong chi phí vốn. Kết quả chính là giá điện trong PPA do
các bên phát triển dự án đề xuất dự kiến sẽ giảm xuống so
với phương án đấu thầu cạnh tranh không biết trước địa điểm.
Nếu đấu thầu cạnh tranh tại trạm biến áp, điều quan trọng
phải đảm bảo khi chọn các trạm biến áp là cần phối hợp với
các tỉnh hoàn thành sàng lọc các ràng buộc về môi trường và
xã hội. Các IPP được tự chọn mặt bằng và tuân thủ các quy
định của nhà nước về xã hội và môi trường.
•
Khung pháp lý. Các quy định hiện hành của Việt Nam không
đưa ra cụ thể một khung toàn diện nào để lựa chọn cạnh
tranh các IPP trong thị trường điện Việt Nam. Do đó, Chính
phủ cần có thêm hướng dẫn pháp lý cho pháp luật hiện hành.
Tuy nhiên, do lựa chọn IPP theo đấu thầu cạnh tranh trong thị
trường điện về mặt kỹ thuật có thể dựa vào nhiều luật khác
nhau như Luật đối tác công tư (PPP), Luật đầu tư và Luật đấu
thầu, hoặc theo khung của MOIT, cần quyết định quy trình lựa
chọn cạnh tranh dựa vào luật/quy định nào.
Nếu đấu thầu cạnh tranh theo phương án công viên điện
mặt trời, chính phủ lựa chọn mặt bằng và thực hiện công việc
này với các tỉnh để đảm bảo tác động tối thiểu đến môi trường
và xã hội.
Dựa trên đánh giá pháp lý toàn diện và thảo luận rộng rãi
với các Bộ Kế hoạch và Đầu tư (MPI), MOIT và các Bộ ngành
khác, khuyến nghị sử dụng Luật đầu tư. Đấu thầu cạnh tranh
theo Luật đầu tư giúp đảm bảo phối hợp giữa quy hoạch tổng
thể nguồn điện quốc gia với kế hoạch đầu tư của tỉnh, gắn
việc lựa chọn IPP với cấp giấy phép. Tuy nhiên, thực hiện điều
này đòi hỏi phải phối hợp chặt chẽ giữa các cơ quan ở trung
ương và cấp tỉnh.
•
Vai trò và trách nhiệm. Các cơ quan nhà nước chủ chốt tham
gia vào lựa chọn đấu thầu cạnh tranh IPP bao gồm MOIT,
MPI, EVN và các PPC có dự án. Vai trò và trách nhiệm chính
của các cơ quan này được nêu trong bảng ES.1 dưới đây:
6ꢀ|ꢀꢀChiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam
BẢNG ES.1 Vai trò và trách nhiệm
VAI TRÒ
TRÁCH NHIỆM
(CÁC) BÊN LIÊN QUAN
Ban đấu thầu
Ban này sẽ (i) cùng với cố vấn giao dịch lập khung đấu thầu
và tài liệu mời thầu; và (ii) mời thầu, thực hiện và kết thúc quá
trình lựa chọn IPP.
MOIT và/hoặc EVN chủ trì quá trình này với
hỗ trợ của EVN/MOIT và của PPC nơi có trạm
biến áp/công viên điện mặt trời. Các PPC phải
tham gia đầy đủ vì sau quá trình lựa chọn là
phê duyệt Giấy phép đầu tư (trực tiếp hoặc gián
tiếp tùy thuộc vào quy trình đấu thầu dựa vào
luật nào).
Bên ký PPA
Bên ký PPA sẽ ký PPA với IPP và thanh toán cho lượng điện
năng do IPP cung cấp theo mức giá xác định trong đấu thầu
cạnh tranh.
EVN (nhưng cũng có thể thay đổi sau khi có thị
trường điện đầy đủ – xem Phụ lục 1).
Lựa chọn trạm biến áp/lộ ra Lựa chọn trạm biến áp/lộ ra cần thực hiện trong một nghiên
EVN/NPT/PCs với hỗ trợ của PPC và MOIT
và công suất
cứu kỹ thuật rộng hơn về lưới điện để đảm bảo những ràng
buộc tối thiểu khi tích hợp NLTT và mặt bằng để đảm bảo
xung quanh trạm có đủ mặt bằng phù hợp.
Lựa chọn mặt bằng cho
công viên điện mặt trời
Lựa chọn mặt bằng cần phù hợp với Quy hoạch đất đai của
tỉnh với mục tiêu giảm thiểu tác động môi trường và xã hội.
PCC với hỗ trợ của MOIT và EVN
PPC hoặc EVN
Giải phóng mặt bằng cho
công viên điện mặt trời
Người dân trong khu vực giải phóng mặt bằng được bồi
thường và cơ quan liên quan được trao đầy đủ quyền sở hữu
Cơ quan quản lý công viên
điện mặt trời
Phát triển kỹ thuật, huy động tài chính và xây dựng hạ tầng
(hàng rào và đường dây truyền tải) và Vận hành và Bảo dưỡng
(O&M)
Cơ quan nhà nước (PPC hoặc EVN)
Chủ nhà máy điện
Chủ nhà máy điện chịu trách nhiệm (i) tài trợ, xây dựng và
vận hành nhà máy điện mặt trời (trong trường hợp đấu thầu
tại trạm biến áp; (ii) xác định mặt bằng; và (iii) bồi thường tái
định cư.
IPP được lựa chọn trong đấu thầu cạnh tranh
•
Khung đấu thầu. Khung đấu thầu cung cấp khuôn khổ mua
sắm toàn bộ chương trình điện mặt trời. Khung này bao gồm
(i) các vấn đề cụ thể về mua sắm và (ii) các vấn đề cụ thể về
hợp đồng. Cụ thể, khung này gồm các chi tiết về các cơ chế
đấu thầu, khung mua sắm và các thỏa thuận hợp đồng, đây
sẽ là cơ sở cho hợp đồng giữa chính phủ và IPP thắng thầu.
Mỗi nhân tố trong đó góp phần vào chương trình đấu thầu
bền vững và có thể mở rộng thông qua cân bằng chia sẻ rủi
ro giữa các bên liên quan trong quá trình đấu thầu và trong
suốt vòng đời của tài sản.
– Cơ chế phát hiện giá lặp lại. Quy trình đấu thầu lặp lại
thường được thực hiện thời gian thực qua internet giúp
giảm đáng kể về giá mà thường không thực hiện được
khi đấu thầu tĩnh trên giấy. Tuy nhiên, hệ thống này yêu
cầu mức độ trưởng thành của thị trường, chuẩn bị và
cạnh tranh nếu nó mang lại kết quả tích cực. Do đó, đối
với đấu thầu thí điểm ban đầu, khuyến nghị dùng hồ sơ
dự thầu tài chính trong phong bì được niêm phong.
– Lựa chọn đơn vị thắng thầu. Do trọng tâm hiện nay
của Chính phủ đối với lĩnh vực điện mặt trời là thu hút
công nghệ và nguồn vốn quốc tế có chi phí thấp nhất,
khuyến nghị chọn đơn vị thắng thầu dựa trên giá nộp
thầu thấp nhất.
Các khuyến nghị chính trong khung đấu thầu cấp cao là:
a. Cơ chế đấu thầu
– Quy trình đấu thầu. Khuyến nghị áp dụng quy trình
hai túi hồ sơ Yêu cầu năng lực (RFQ)/Yêu cầu đề xuất
(RFP) đối với đấu thầu cạnh tranh điện mặt trời thí
điểm tại Việt Nam.
b. Khung mua sắm
– Cơ chế thanh toán. Khuyến nghị thanh toán dựa vào
điện năng, tức là lượng điện đo đếm ròng do dự án điện
mặt trời bán ra tính bằng MWh/kWh theo giá điện do
IPP chào trong hồ sơ dự thầu thay vì cơ chế thanh toán
dựa vào MW.
– Tiêu chí năng lực. Để đảm bảo sự tham gia của các
IPP đã được chứng minh trong quá trình đấu thầu, quá
trình đấu thầu sẽ kiểm tra các IPP về cả năng lực kỹ
thuật và năng lực tài chính. Năng lực kỹ thuật bao gồm
kinh nghiệm của IPP trong phát triển/xây dựng các dự
án có công suất tương tự. Năng lực tài chính kiểm tra
khả năng của IPP trong huy động tài chính và vốn chủ
sở hữu dài hạn.
– Cơ cấu giá điện. Trong ngắn hạn, cơ cấu giá điện có
thể liên kết hoàn toàn với đồng USD và lạm phát. Mục
tiêu trung hạn chỉ nên liên kết một phần với USD hoặc
thanh toán hoàn toàn bằng đồng Việt Nam, tùy thuộc
Chiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Namꢀꢀ|ꢀ7
vào tình hình thị trường cho vay trong nước tại thời
điểm đấu thầu.
mình trong thị trường điện mặt trời toàn cầu. Điều này phụ
thuộc trở lại vào việc Việt Nam duy trì được sức hấp dẫn
của mình đối với các hãng sản xuất tấm năng lượng mặt
trời trên thế giới.
– Giá trần. Đối với đấu thầu cạnh tranh thí điểm, có thể
dùng FIT làm giá trần để đảm bảo giá chào thầu cạnh
tranh thấp hơn giá FIT hiện tại.
Theo kết quả phân tích chuỗi cung cấp, chương trình điện
mặt trời mới này có thể là chất xúc tác cho lợi ích kinh tế-xã
hội và có thể được hỗ trợ theo những cách sau đây.
c. Khung hợp đồng
– Thời hạn PPA. Tính tới tuổi thọ tài sản của các nhà
máy điện mặt trời và do các nhà máy này cần nhiều
chi phí vốn (CAPEX), khuyến nghị sử dụng PPA 25 năm
cho các dự án trong phương án đấu thầu
a. Cung cấp tầm nhìn trong nước và quốc tế. Để hỗ trợ phát
triển ngành ở trong nước, Chính phủ có thể (i) thông báo
cho thị trường các điểm chính của chương trình trong đó
có các mục tiêu phát triển ngành và địa phương, và (ii)
đưa các nhà cung cấp trong nước vào chuỗi giá trị điện
mặt trời để họ có thể nhận diện được các cơ hội phù hợp,
từ đó họ có thể tự định vị khi cần.
– Thu xếp bao tiêu. Khuyến nghị trong PPA cần có điều
khoản cho phần sản xuất điện vượt quá số giờ đã nêu.
Trong kịch bản đấu thầu cạnh tranh, giảm rủi ro hạn
chế này cho các dự án điện mặt trời giúp giảm giá điện
mà các đơn vị phát triển sẽ chào trong hồ sơ dự thầu
của mình.
b. Tạo điều kiện đánh giá các cơ hội trong nước. Chính phủ
có thể tiến hành các nghiên cứu bổ sung để đánh giá
tiềm năng của thị trường trong nước trong chuỗi giá trị
điện mặt trời và chia sẻ các nghiên cứu đó với các ứng
thầu đã được sơ tuyển để tạo điều kiện cho các ứng thầu
khảo sát các cơ hội trong nước để tìm kiếm đối tác/ký
kết hợp đồng phụ.
– Thay đổi luật. Tính tới các yếu tố làm thay đổi quy định
tại Việt Nam như đưa vào triển khai Thị trường điện
bán buôn Việt Nam (VWEM), khuyến nghị các IPP phải
được bảo vệ trước những thay đổi luật thông qua thư
hỗ trợ của Chính phủ Việt Nam.
– Chấm dứt và Trọng tài. Khuyến nghị trong PPA phải có
các điều khoản về chấm dứt do sự kiện vỡ nợ của bên
bán và bên mua cùng với cơ chế bồi thường chấm dứt
tương ứng và điều khoản về trọng tài quốc tế.
c. Nâng cao vị thế của các đơn vị trong nước tham gia và tạo
ra việc làm tại chỗ trong chuỗi giá trị. Chính phủ có thể lập
bản đồ các đơn vị trong nước tham gia cũng như các kỹ
năng của họ, sau đó nhận diện các cách thức các bên có
thể lấp đầy khoảng trống trong chuỗi giá trị điện mặt trời.
•
Chiến lược lợi ích kinh tế xã hội.
Theo phân tích chuỗi cung cấp thực hiện năm 2018 như
được trình bày trong Phụ lục 3, mục tiêu 12 GW điện mặt
trời trong PDP 7 sửa đổi dự kiến mỗi năm sẽ tạo ra 25.000
việc làm toàn thời gian trong phát triển dự án, dịch vụ và
vận hành và bảo trì (O&M) trong giai đoạn đến năm 2030.
Việc làm liên quan đến phát triển điện mặt trời ở Việt Nam
được tạo ra từ (i) phát triển và vận hành các nhà máy điện
mặt trời và (ii) sản xuất thiết bị. Danh mục đầu tiên bao gồm
các việc làm trong phát triển, thiết kế, xây dựng và vận hành
các nhà máy điện mặt trời. Việc làm tạo ra trong ngành sản
xuất dự kiến sẽ đạt gần 20.000 việc làm toàn thời gian vào
năm 2030. Hầu hết các việc làm này được định hướng xuất
khẩu và phụ thuộc vào Việt Nam duy trì thị phần hiện tại của
Khi phát triển các công viên điện mặt trời, Chính phủ có thể
nhấn mạnh việc đảm bảo cho người dân sinh sống quanh
công viên trở thành người hưởng lợi trực tiếp từ cơ sở hạ
tầng. Lợi ích này có được từ khoản phí thu hàng năm từ
công viên điện mặt trời có thể sử dụng cho các dự án phát
triển hay yêu cầu bắt buộc tuyển dụng hoặc đào tạo cho
các nhân viên địa phương. Thực hiện nghiên cứu kinh tế xã
hội để đánh giá nhu cầu của cộng đồng địa phương sẽ giúp
phối hợp với tất cả các bên liên quan thiết kế các chương
trình phù hợp đáp ứng những nhu cầu này trong phạm vi có
thể. Cũng có thể thúc đẩy lồng ghép giới trong các chương
trình này.
8ꢀ|ꢀꢀChiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam
1
GIỚI THIỆU
Trong Quy hoạch phát triển điện lực 7 sửa đổi (PDP 7 sửa đổi)
ban hành năm 2016, Chính phủ Việt Nam đặt mục tiêu 12
gigawatt (GW) công suất điện mặt trời. Chính phủ cũng đề ra
các mục tiêu trung gian 850 megawatt (MW) điện mặt trời vào
năm 2020 và 4 GW vào năm 2025. Tuy nhiên, vào giữa năm
2019, Việt Nam đã đạt được mục tiêu của năm 2025 với công
suất đặt hơn 4,5 GW. Chính phủ hiện nay đang tính tới mục tiêu
cao hơn trong Quy hoạch phát triển điện lực 8 (PDP 8) từ 12 lên
18 GW. Mức gia tăng này chủ yếu xuất phát từ thực tế là trong
bối cảnh cụ thể, nguồn điện mặt trời (PV) có thể là nguồn phát
điện có chi phí thấp nhất ở Việt Nam. Dự kiến PDP 8 cho giai
đoạn 2020 – 2030 sẽ được công bố vào năm 2020.
a. Thiếu quy hoạch tập trung gây ra hạn chế về giải tỏa công
suất và hạn chế phát điện. Giữa PDP 7 sửa đổi và Quy
hoạch phát triển điện mặt trời của MOIT không có mối liên
kết rõ ràng. Quy hoạch phát triển điện mặt trời có công suất
điện mặt trời cao hơn nhiều so với đề xuất trong PDP 7 sửa
đổi. Quy hoạch truyền tải cũng không được phối hợp với
công suất nêu trong Quy hoạch phát triển điện mặt trời dẫn
đến hạn chế hơn nữa về tích hợp năng lượng tái tạo (VRE).
Thêm vào đó, theo cơ chế FIT, các đơn vị sản xuất điện độc
lập (IPP) quyết định vị trí đặt các dự án điện mặt trời và lập
nghiên cứu tích hợp lưới điện được Tập đoàn Điện lực Việt
Nam (EVN) phê duyệt. Vì vậy, do EVN không biết dự án nào
sẽ COD, họ đánh giá các dự án một cách riêng lẻ, hết dự án
này đến dự án khác mà không đánh giá được một cách tổng
thể. Thách thức này dẫn tới việc 4,5 GW điện mặt trời được
xây dựng ngoài dự kiến, gấp 5 lần khối lượng quy hoạch
trong PDP 7 sửa đổi. Các dự án này hiện đang phải đối mặt
với việc bị hạn chế nghiêm trọng và thiếu công suất truyền
tải theo kế hoạch của EVN.
4,5 GW dự án điện mặt trời đã xây dựng tại Việt Nam được phát
triển theo chính sách biểu giá điện năng lượng tái tạo ưu đãi
hòa lưới (feed-in-tariff (FIT)), chính sách này đã hết hiệu lực từ
giữa năm 2019. Giá FIT trong Hợp đồng mua bán điện (PPA)
là 0,0935 USD/kWh có thời hạn 20 năm (FIT 1) theo Thông tư
của Quyết định 11 do Bộ Công Thương (MOIT) ban hành. Dự
thảo Quyết định mới hiện đang được thảo luận (FIT 2). Tháng
11 năm 2019, Thủ tướng Chính phủ đã yêu cầu MOIT (i) đề xuất
giá FIT thấp hơn cho các dự án đã ký PPA và có thể đưa vào
vận hành thương mại (COD) trước cuối năm 2020 và (ii) xây
dựng một cơ chế đấu thầu cạnh tranh, công khai và minh bạch
để giảm chi phí của nguồn điện mặt trời.
b. Thiếu thông số rõ ràng và thống nhất để đánh giá chất
lượng các dự án. Không xây dựng trần công suất điện mặt
trời ở từng tỉnh và cũng không có các thông số thống nhất
giữa các tỉnh để đánh giá chất lượng các đề xuất dự án điện
mặt trời của IPP. Do đó, khi nhận được số lượng đề xuất vượt
quá công suất mục tiêu trong PDP 7 sửa đổi, quy trình lựa
chọn những dự án cần được bổ sung vào Quy hoạch phát
triển điện mặt trời và nhận giấy phép đầu tư giữa các tỉnh
không hài hòa với nhau.
Từ năm 2018, Ngân hàng Thế giới đã hỗ trợ Chính phủ Việt Nam
trong quá trình chuyển đổi từ FIT sang đấu thầu cạnh tranh. Các
hạn chế chính được nhận diện trong triển khai điện mặt trời bền
vững với giá cả phải chăng được trình bày dưới đây.
Chiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Namꢀꢀ|ꢀ9
c. Thách thức về mặt bằng và quy hoạch. Do Việt Nam là một
nước nhiệt đới, đất đai màu mỡ, địa hình kết hợp đồng bằng,
đồi núi và cao nguyên rừng rậm, với diện tích đất chiếm
không quá hai mươi phần trăm lãnh thổ, những nhu cầu
cạnh tranh về đất đai ảnh hưởng tới triển khai điện mặt trời.
Sử dụng đất nêu trong Quy hoạch đất đai do các tỉnh chủ trì.
Hiện tại, công tác quy hoạch đất đai không được tiến hành
đồng bộ với quy hoạch phát triển nguồn điện. Do triển khai
điện mặt trời cần nhiều diện tích đất, mức độ sẵn có về mặt
bẳng và quy hoạch đất đai hiện đang là những thách thức
đối với phát triển điện mặt trời.
có thể phát triển dự án mà không có bảng cân đối kế toán
mạnh hoặc có hỗ trợ từ tập đoàn.
Báo cáo này đề ra khuôn khổ cho Chương trình đấu thầu cạnh
tranh điện mặt trời của Việt Nam với mục tiêu mở rộng quy mô
triển khai điện mặt trời ở mức giá mua điện cạnh tranh. Các khu-
yến nghị đề xuất là câu trả lời cho các hạn chế được nhận diện
ở trên để đảm bảo Chương trình được triển khai bền vững và
thành công. Chiến lược này trình bày các khuyến nghị cho Chính
phủ Việt Nam với mục đích vạch ra một con đường phát triển
chương trình điện mặt trời bền vững.
Cụ thể, Phần 2 trình bày mục tiêu và mốc thời gian triển khai điện
mặt trời theo thông lệ quốc tế tốt nhất. Phần 3 nêu ra các thay
đổi cần thực hiện đối với khung pháp lý để đảm bảo triển khai
thuận lợi việc lựa chọn cạnh tranh các IPP. Phần 4 trình bày hai
phương án triển khai khuyến nghị áp dụng ở Việt Nam khi đánh
giá các hạn chế về lưới điện và mặt bằng. Phần 5 trình bày thêm
về vai trò và trách nhiệm của các cơ quan hữu quan chính dựa
vào khung pháp lý đề xuất và các phương án triển khai. Phần 6
phác thảo về cơ chế đấu thầu, khung mua sắm và khung hợp
đồng khuyến nghị và Phần 7 trình bày các khuyến nghị về lợi ích
kinh tế xã hội gia tăng.
d. Các cơ quan tham gia có trách nhiệm chồng chéo với nhau.
Các bên tham gia chính ở cấp trung ương gồm MOIT, Bộ
Kế hoạch và Đầu tư (MPI), Bộ Tài nguyên và Môi trường
(MONRE) và EVN, và ở cấp tỉnh gồm Sở Kế hoạch và Đầu
tư (DPI), Sở Công Thương (DOIT) và Sở Tài nguyên và Môi
trường (DONRE). Để quá trình lập quy hoạch diễn ra suôn sẻ,
điểm chủ chốt là các bên liên quan phải có trách nhiệm và vai
trò rõ ràng khi làm việc cùng nhau.
e. Thiếu nguồn tài trợ dự án không truy đòi (ra ngoài phạm vi tài
sản dự án) bằng Đồng Việt Nam. Các điều khoản trong PPA
hiện nay khiến cho các IPP giảm khả năng tiếp cận tài chính
dự án bằng USD. Các ngân hàng trong nước cảm thấy yên
tâm với PPA và rủi ro của EVN và sẵn sàng tài trợ cho các dự
án điện mặt trời. Tuy nhiên, hiện không có ngân hàng trong
nước nào có thể tài trợ cho các dự án điện mặt trời theo hình
thức tài trợ dự án không truy đòi và cho vay kỳ hạn dài, điều
này làm giảm quan tâm của các IPP cũng như số lượng IPP
Chương trình đấu thầu cạnh tranh điện mặt trời được Chính phủ
Việt Nam xác nhận cần phải tích hợp tất cả các khía cạnh này để
đảm bảo công tác triển khai điện mặt trời trở thành chất xúc tác
cho phát triển kinh tế xã hội trong khi vẫn duy trì được giá điện
thấp để không cản trở tới phát triển kinh tế.
10ꢀ|ꢀꢀChiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam
2
MỤC TIÊU VÀ MỐC THỜI GIAN
TRIỂN KHAI ĐIỆN MẶT TRỜI
Để báo hiệu cho các nhà đầu tư tư nhân biết rằng Việt Nam là
một nơi đầu tư tiềm năng tin cậy dài hạn trong thị trường điện
mặt trời, điều quan trọng là phải có các mục tiêu triển khai trung
hạn với mốc thời gian rõ ràng (sau mỗi 12, 18 hoặc 24 tháng) để
có thể thông tin tới khu vực tư nhân.
Theo kinh nghiệm quốc tế, khuyến nghị triển khai đấu thầu theo
định kỳ, chẳng hạn cho mỗi 12 hoặc 18 tháng, theo các mục
tiêu được phê duyệt trong quy hoạch nguồn điện. Quy trình này
có thể phải điều chỉnh cho phù hợp với thị trường điện mới, theo
đó, EVN có thể không phải là bên mua duy nhất (xem Phụ lục
1). Tuy nhiên, điều quan trọng cần lưu ý là do các dự án điện
mặt trời cần nhiều chi phí vốn (CAPEX) nên cần có PPA dài hạn
để các IPP có thể tiếp cận nợ dài hạn theo tài chính dự án và
giảm giá PPA.
Hiện nay, do PDP 8 mới chưa hoàn thành, theo các cuộc thảo
luận với MOIT, báo cáo này giả định mục tiêu điện mặt trời vào
năm 2030 là 18 GW. Do 18 GW chưa phải là mục tiêu chính thức
nên số liệu này chỉ dùng cho mục đích minh họa. Đến giữa năm
2019, đã có khoảng 4,5 GW công suất điện mặt trời được xây
dựng theo chính sách FIT 1. Giả sử có thêm 1,5 GW phát triển
theo FIT 2 vào cuối năm 2020. Như vậy, giả định có khoảng 6
GW được xây dựng theo các chính sách FIT. Theo quyết định
của Chính phủ chuyển dịch từ FIT sang đấu thầu cạnh tranh,
12 GW còn lại sẽ được xây dựng theo hình thức đấu thầu cạnh
tranh đến năm 2030.
Như được trình bày cụ thể hơn trong Phần 4, Chính phủ Việt
Nam có thể thí điểm đấu thầu cạnh tranh vào năm 2020/2021
theo 3 phương án: (i) đấu thầu cạnh tranh tại trạm biến áp, (ii)
công viên điện mặt trời nổi và (iii) công viên điện mặt trời mặt
đất. Các phương án này giúp Chính phủ thí điểm hai phương
án triển khai khác nhau, đấu thầu cạnh tranh tại trạm biến áp
HÌNH 2.1. Triển khai điện mặt trời (GW) theo năm COD
5.0
4.5
4.0
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
FIT 1:
4.5 GW
Đấu
Đấu
Đấu
thầu có
lưu trữ:
2 GW
thầu có
lưu trữ:
2 GW
thầu có
lưu trữ:
1.8 GW
Đấu
Đấu
thầu có
lưu trữ:
1.5 GW
thầu có
lưu trữ:
1.5 GW
FIT 2:
1.5 GW
Đấu thầu có
lưu trữ:
Đấu thầu:
1 GW
Thí điểm 1
(trạm
biến áp):
0.5 GW
1 GW
Thí điểm 3
(CV mặt trời):
0.5 GW
Thí điểm 2
(nổi):
0.2 GW
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Chiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Namꢀꢀ|ꢀ11
và công viên điện mặt trời, mỗi phương án có những ưu điểm
và hạn chế khác nhau và được phát triển song song khá phổ
biến tại các quốc gia sản xuất điện mặt trời lớn như Ấn Độ.
Hai phương án này được trình bày trong Phần 4. Kế hoạch thí
điểm này cũng giúp Chính phủ thí điểm hai loại công nghệ khác
nhau, đó là điện mặt trời nổi và trên mặt đất. Mỗi phương án
cũng có những ưu điểm và hạn chế khác nhau. Điện mặt trời
nổi có thể kết hợp với thủy điện làm giảm tác động tiềm tàng
lên lưới điện và giảm tác động đến đất đai nhưng lại bị hạn chế
vì diện tích mặt nước đủ lớn để xây dựng nhà máy. Điện mặt
trời mặt đất linh hoạt hơn nhưng lại cần diện tích đất không sử
dụng rất lớn.
Do giá PPA của công viên điện mặt trời thấp hơn so với tại trạm
biến áp, triển khai theo phương án này có thể nhanh hơn so với
đấu thầu tại trạm biến áp trong Chương trình. Chính phủ có thể
chuẩn bị cho khoảng 8 GW công viên điện mặt trời – cả nổi và
trên mặt đất - trong số 12 GW còn lại được xây dựng đến năm
2030. Triển khai công viên điện mặt trời có thể đảm bảo phân
phối dự án và lợi ích kinh tế xã hội tốt hơn giữa các tỉnh do quy
hoạch triển khai điện mặt trời được Chính phủ và EVN kiểm soát
hoàn toàn.
Quá trình này kéo dài khoảng 6 tháng, từ khi bắt đầu đấu thầu
cạnh tranh yêu cầu năng lực (RFQ) cho tới yêu cầu đề xuất (RFP)
và ký kết PPA. Theo phương án tại trạm biến áp, IPP cần giải
phóng mặt bằng và hoàn thành nghiên cứu về môi trường và
xã hội trước khi đóng tài chính. Do đó, sau khi lựa chọn IPP theo
phương án tại trạm biến áp, dự kiến cần khoảng 12-18 tháng cho
tới khi vận hành thương mại (COD). Theo phương án công viên
điện mặt trời, chính phủ cần xác định trước mặt bằng và phải có
được một số giấy phép trước khi lựa chọn IPP. Tuy nhiên, thời
gian này được bù lại sau khi ký kết PPA vì IPP không cần thực
hiện các bước này nữa và thông thường sẽ COD trong vòng 12
tháng sau khi chọn được IPP đối với phương án công viên điện
mặt trời.
Sau giai đoạn thí điểm, Chính phủ có thể đấu thầu khoảng từ 1
đến 2 GW mỗi năm cho cả hai loại, tại trạm biến áp và công viên
điện mặt trời. Sau năm 2025, khi giá lưu trữ điện bằng ắc quy kỳ
vọng giảm thêm 20-30 phần trăm so với mức hiện nay, khuyến
nghị tiến hành đấu thầu cho điện mặt trời có lưu trữ để nâng cao
tích hợp điện mặt trời vào lưới từ góc độ chi phí thấp nhất. Hình
2.1 minh họa những đề xuất trong chương trình điện mặt trời.
Tuy nhiên, điều quan trọng là phải liên kết các mục tiêu này với
quy hoạch nguồn điện toàn diện chi phí thấp nhất sẽ được phê
duyệt trong PDP 8.
12ꢀ|ꢀꢀChiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam
3
KHUNG PHÁP LÝ
Các quy định hiện hành của Việt Nam không đưa ra khuôn khổ
cụ thể nào để lựa chọn IPP cạnh tranh trong thị trường điện. Do
đó, Chính phủ cần có thêm các hướng dẫn pháp lý cho pháp luật
hiện hành. Lựa chọn IPP cạnh tranh có thể tổ chức dựa trên các
quy định khác nhau, cụ thể là Luật đầu tư, Luật đấu thầu và Luật
PPP hoặc Thủ tướng ban hành Quyết định để thực hiện lựa chọn
cạnh tranh theo khung hiện hành của MOIT và bổ sung thêm
hướng dẫn cho MOIT về đấu thầu cạnh tranh.
Để MOIT có cơ sở pháp lý ban hành Thông tư, Thủ tướng
Chính phủ cần có Quyết định giao cho MOIT ban hành hướng
dẫn pháp lý về thủ tục đấu thầu cạnh tranh cho các dự án
điện mặt trời.
3.1.2 Luật đầu tư
Luật đầu tư quy định thủ tục về đánh giá và phê duyệt các dự
án do nhà đầu tư đề xuất. Tuy nhiên, trong Luật đầu tư chưa có
thủ tục về đấu thầu (tức là đấu thầu cho một số dự án do các
nhà đầu tư đề xuất). Để tổ chức đấu thầu cạnh tranh các dự án
điện mặt trời theo Luật đầu tư, Chính phủ cần ban hành văn bản
pháp lý để hướng dẫn/quy định chi tiết Luật đầu tư liên quan
đến quy trình đấu thầu.
Theo đánh giá pháp lý đầy đủ và loại hình phương án triển khai
khuyến nghị cho Việt Nam và các cuộc thảo luận với MPI, MOIT
và các Bộ khác, Luật đầu tư có lẽ là phù hợp nhất. Luật này đảm
bảo phối hợp giữa quy hoạch phát triển nguồn điện và kế hoạch
đầu tư của tỉnh, gắn lựa chọn IPP với cấp giấy phép. Tuy nhiên,
thực hiện điều này cần có phối hợp chặt chẽ giữa các cơ quan
trung ương và cấp tỉnh và một giải pháp tốt thay thế là hướng
dẫn của MOIT.
Theo phương án này, các thủ tục đấu thầu cạnh tranh để ký
PPA được tích hợp với các thủ tục phê duyệt giấy phép đầu tư.
Điều này có nghĩa là từ kết quả của quá trình đấu thầu cạnh
tranh, các dự án được chọn sẽ được phê duyệt giấy phép đầu
tư theo Quyết định phê duyệt chủ trương đầu tư và ký kết PPA.
3.1ꢀĐÁNH GIÁ CÁC KHẢ NĂNG CỦA KHUNG PHÁP LÝ
Phương án này phù hợp hơn đối với đấu thầu cạnh tranh các dự
án mới đề xuất nhưng chưa được phê duyệt để đưa vào PDP và
đã có giấy phép đầu tư.
Có thể cân nhắc các phương án dưới đây từ góc độ pháp lý để
triển khai đấu thầu cạnh tranh:
3.1.1ꢀMOIT xây dựng hướng dẫn chi tiết hơn về thủ tục đấu
thầu
3.1.3 Khung pháp lý đấu thầu để lựa chọn nhà thầu cung
cấp hàng hóa và dịch vụ
Theo phương án này, MOIT ban hành một thông tư về thủ tục
đấu thầu cạnh tranh cho các dự án điện mặt trời theo quy định
hiện hành. Trong trường hợp đó, các thủ tục đấu thầu cạnh tranh
được tiến hành tách biệt với các thủ tục có trong PDP và các thủ
tục phê duyệt giấy phép đầu tư. Sau khi được lựa chọn thông
qua đấu thầu cạnh tranh, các IPP có trách nhiệm xin phê duyệt
giấy phép đầu tư.
Quy định về đấu thầu quy định các thủ tục đấu thầu cụ thể
(như tiêu chí lựa chọn, mẫu Yêu cầu đề xuất) cho các gói thầu
mua sắm hàng hóa hoặc dịch vụ. Tuy nhiên, lựa chọn đơn vị
cung cấp điện có thể không được xem là mua sắm hàng hóa,
dịch vụ hoặc bất kỳ hoạt động nào khác phải tuân theo các
quy định về đấu thầu. Do đó, để thực hiện lựa chọn cạnh tranh
theo quy định về đấu thầu theo Nghị định 63/2014, Chính phủ
cần sửa đổi các quy định về đấu thầu (Luật đấu thầu, Nghị định
Chiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Namꢀꢀ|ꢀ13
3.2ꢀCÁC KHUYẾN NGHỊ PHÁP LÝ
63/2014/NĐ-CP và các thông tư hướng dẫn) để phù hợp với
chương trình đấu thầu cạnh tranh điện mặt trời.
Cả Luật PPP và Luật đấu thầu đều có những hạn chế đối với
một trong hai phương án đấu thầu cạnh tranh được lựa chọn
này, đó là đấu thầu cạnh tranh tại trạm biến áp và công viên
điện mặt trời. Một phương án đơn giản hơn là chỉ đạo của MOIT
nhưng giải pháp toàn diện nhất và có thể dẫn tới giảm giá PPA là
phương án sử dụng Luật đầu tư.
Chúng tôi đề xuất rằng theo phương án này, quy trình đấu thầu
cần tách biệt khỏi quyền phát triển, do sau quá trình đấu thầu
cạnh tranh, các IPP được chọn có trách nhiệm xin giấy phép và
các phê duyệt còn lại cho dự án của mình. Do đó, phương án này
sẽ được ưu tiên hơn cho các dự án điện mặt trời đã được cấp
các giấy phép đầu tư và phát triển liên quan.
Theo phương án Luật đầu tư, Quyết định của Thủ tướng Chính
phủ cần nêu rõ những điểm sau đây:
3.1.4 Khung pháp lý về đấu thầu để lựa chọn nhà đầu tư cho
các dự án có sử dụng đất
a. Tổ chức đấu thầu cạnh tranh theo Luật đầu tư. Theo cách
này, Chính phủ hướng dẫn hài hòa việc cấp giấy phép đầu
tư cho các dự án điện mặt trời khi IPP ký PPA thông qua lựa
chọn cạnh tranh. Sau khi FIT 2 hết hiệu lực, các tỉnh cần bỏ
các giấy phép đầu tư còn lại cho các dự án điện mặt trời để
đảm bảo cạnh tranh công bằng giữa các IPP theo đấu thầu
cạnh tranh.
Khung pháp lý này được thiết kế cho các dự án sử dụng đất có
giá trị thương mại cao trong khi các dự án điện mặt trời thường
được phát triển ở những khu vực không có dân cư. Điều này
gây ra một số lỗ hổng khi áp dụng cơ chế đấu thầu hiện tại cho
phương án này. Do đó để thực hiện lựa chọn cạnh tranh theo quy
định về đấu thầu theo Nghị định 30/2015 và Thông tư 16/2016,
Chính phủ cần sửa đổi các quy định hiện hành (Luật đấu thầu,
Nghị định 30/2015/NĐ-CP và Thông tư 16/2016/TT-BKHĐT) để
giải quyết các lỗ hổng này.
b. Hướng dẫn về cơ chế hợp tác giữa các cơ quan chức năng.
Chính phủ cần có hướng dẫn về cơ chế hợp tác giữa MOIT,
EVN và chính quyền địa phương (PPC và Sở KHĐT) trong quá
trình đấu thầu. Các cơ quan này cần hợp tác chặt chẽ với
nhau đặc biệt là trong đánh giá và lựa chọn các dự án vì kết
quả cuối cùng của đấu thầu cạnh tranh sẽ dẫn đến cấp giấy
phép đầu tư cũng như ký kết PPA tương ứng do các tỉnh và
EVN/MOIT chủ trì. Thật vậy, ở giai đoạn RFP sau khi đã chọn
được các IPP đủ điều kiện năng lực, các IPP sẽ nộp đề xuất
kỹ thuật và đề xuất tài chính để nếu được lựa chọn các IPP
sẽ ký PPA với giá đề xuất và được tỉnh cấp giấy phép đầu tư.
Do đó, MOIT cùng với PPC (là cơ quan thẩm quyền phê duyệt
đầu tư) sẽ phối hợp cùng tiếp nhận hồ sơ dự thầu của IPP và
tiến hành lựa chọn.
3.1.5 Luật đối tác công tư (PPP)
Tháng 5 năm 2018, Chính phủ đã ban hành Nghị định 63/2018/
NĐ-CP, hiện nay Nghị định này là cơ sở pháp lý chính cho các
hoạt động đầu tư theo hình thức PPP. Điều 4.1 của Nghị định
63 khuyến khích thực hiện dự án đầu tư theo hình thức PPP, đặc
biệt đối với các lĩnh vực sau: giao thông, nhà máy điện, đường
dây truyền tải, hệ thống chiếu sáng công cộng, các công trình
cơ sở hạ tầng phục vụ thương mại, khu đô thị, khu kinh tế, khu
công nghiệp, tổ hợp công nghiệp, nông nghiệp và phát triển
nông thôn;...
Về lý thuyết, có thể áp dụng các quy định PPP của Nghị định
63 vào các dự án điện mặt trời, đặc biệt là cho các dự án có
quy mô lớn. Tuy nhiên, trên thực tế, hình thức PPP không phải
là hình thức đầu tư phổ biến cho các dự án điện mặt trời hoặc
năng lượng tái tạo khác tại Việt Nam (so với hình thức đầu tư
tư nhân/IPP). Quy định PPP chỉ áp dụng được cho các dự án
đã được xác định. Bất kể các dự án do cơ quan chính phủ hay
các nhà đầu tư đề xuất, mục đích cuối cùng của Nghị định 63
là tìm được một nhà đầu tư để phát triển một dự án đầu tư cụ
thể, thực hiện thông qua quá trình đấu thầu. Điều này không thể
thực hiện được đối với đấu thầu cạnh tranh tại trạm biến áp. Tuy
nhiên, có thể thực hiện phương án công viên điện mặt trời theo
khuôn khổ pháp lý PPP áp dụng cho các dự án điện (bao gồm
Thông tư 38/2015/TT-BCT của MOIT hướng dẫn về đầu tư PPP
cho các dự án điện).
c. Hướng dẫn về vai trò và trách nhiệm của các bên liên quan.
Cần làm rõ vai trò và trách nhiệm của từng cơ quan theo hai
phương án đấu thầu cạnh tranh đề xuất. Các cơ quan chủ
chốt bao gồm MOIT, EVN, NPT và PPC, mỗi bên có vai trò rất
lớn đối với thành công của đấu thầu cạnh tranh. Phần 5 trình
bày chi tiết hơn về vai trò của các cơ quan này.
d. Cần có cơ chế linh hoạt khi đưa dự án vào PDP 8. Để đảm
bảo việc đưa các dự án vào PDP không tạo ra nút thắt cổ
chai, Chính phủ cần có cơ chế linh hoạt để phân bổ dự án
trong PDP. Giải pháp tối ưu là không phân bổ công suất điện
mặt trời trong PDP, tức là không phân bổ trước một công suất
điện mặt trời nào đó cho một dự án cụ thể, thay vào đó cần
đề cập là đó là công suất dành cho IPP/dự án thắng thầu
thông qua lựa chọn cạnh tranh.
e. Hướng dẫn về phương án triển khai lựa chọn cho Chương
trình. Chính phủ cần có hướng dẫn rõ ràng cho MOIT/EVN
về phương án nào cần thúc đẩy ở Việt Nam. Khuyến nghị
14ꢀ|ꢀꢀChiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam
phương án đấu thầu cạnh tranh tại trạm biến áp và công
viên điện mặt trời (nổi và mặt đất) dựa vào đánh giá các hạn
chế của Việt Nam. Điều quan trọng là những phương án phải
được đề cử sao cho có khả năng phản ánh vai trò và trách
nhiệm cụ thể của phương án trong Quyết định đó. Điều này
giúp đảm bảo triển khai suôn sẻ Chương trình. Ngoài ra, nó
cũng cung cấp cơ sở pháp lý để phát triển công viên điện mặt
trời và cải thiện phối hợp giữa quy hoạch phát triển nguồn
điện và quy hoạch đất đai. Các phương án triển khai được
trình bày cụ thể hơn trong Phần 4.
nên là 25 năm; (v) công văn hỗ trợ từ Chính phủ trong trường
hợp thay đổi luật cần được đính kèm với PPA; và (vi) khuyến
nghị có điều khoản về trọng tài quốc tế.
Quyết định của Thủ tướng Chính phủ dự kiến chỉ đưa ra hướng
dẫn cấp cao về Chương trình trung hạn. Khung đấu thầu, hợp
đồng và mua sắm chính xác theo từng giai đoạn được xây dựng
với sự hỗ trợ của cố vấn về giao dịch và được Ban đấu thầu, gồm
MOIT, EVN và các tỉnh thông qua.
Thay vào đó, nếu Chính phủ quyết định chọn phương án MOIT,
Thủ tướng có thể ban hành một Quyết định chỉ đưa ra các chỉ
dẫn cần thiết cho MOIT để hướng dẫn lựa chọn IPP. Như đã đề
cập, phương án này không hay bằng thực hiện đấu thầu cạnh
tranh theo Luật đầu tư vì nó có thể dẫn đến giá PPA cao hơn.
Thật vậy, phương án này sẽ làm các IPP không cảm thấy yên
tâm ngay cả khi IPP được chọn thông qua cạnh tranh vì nó
không đảm bảo cho các IPP sẽ được cấp giấy phép đầu tư. Có
thể triển khai quy trình thực hiện nhanh cho phương án đấu thầu
cạnh tranh tại trạm biến áp để các IPP được lựa chọn nhận được
giấy phép đầu tư một cách kịp thời.
f. Hướng dẫn về khung đấu thầu cấp cao. Những khía cạnh
chính cần Chính phủ làm rõ trước khi đấu thầu là các tiêu
chí về năng lực, cơ chế thanh toán, cấu trúc giá điện, thời
hạn PPA và hỗ trợ của chính phủ. Luật đầu tư quy định các
thủ tục về đánh giá và phê duyệt các dự án do nhà đầu tư
đề xuất. Tuy nhiên, luật này lại chưa có thủ tục đấu thầu (tức
là đấu thầu cho một số dự án được đề xuất bởi một số nhà
đầu tư). Khung đấu thầu cấp cao được trình bày trong Phần
6. Các khuyến nghị chủ chốt bao gồm (i) lựa chọn các ứng
thầu sau khi đã đáp ứng năng lực kỹ thuật chỉ nên dựa trên
các tiêu chí về giá và dự án sẽ trao cho nhà thầu có mức giá
dự thầu thấp nhất; (ii) cơ cấu thanh toán tính bằng MWh hoặc
kWh chứ không tính bằng MW; (iii) cơ cấu giá điện được liên
kết với lạm phát và trong ngắn hạn liên kết với ngoại tệ nhưng
trong trung hạn chỉ liên kết một phần với USD hoặc thanh
toán toàn bộ bằng Đồng Việt Nam (VNĐ); (iv) thời hạn PPA
Trong phương án công viên điện mặt trời, giấy phép đầu tư trong
mọi trường hợp sẽ được tự động cấp vì địa điểm dự án đã được
chọn với tỉnh và chính phủ đã chuẩn bị sẵn mặt bằng cho các
dự án đó.
Chiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Namꢀꢀ|ꢀ15
4
PHƯƠNG ÁN TRIỂN KHAI
Dựa vào các rủi ro chính được nhận diện ở Việt Nam, cụ thể là rủi ro hạn chế và phức tạp trong giải phóng mặt bằng cũng như sự
khác biệt tiềm tàng giữa quy hoạch đất đai và quy hoạch phát triển nguồn điện, khuyến nghị sử dụng hai phương án sau: (i) đấu
thầu cạnh tranh tại trạm biến áp và (ii) công viên điện mặt trời (nổi và trên mặt đất).
BẢNG 4.1. Rủi ro phát triển: mặt bằng và lưới điện
Rủi ro sở hữu đất
Quyền sử dụng đất được bảo đảm là rất quan trọng đối với đầu tư dài hạn và huy động tài chính. Tài sản chính được coi
là bảo đảm đối với bên cho vay là nhà máy điện mặt trời. Quyền sở hữu nhà máy phụ thuộc vào quyền hợp pháp đối với
đất, cho phép công ty dự án (Công ty phục vụ mục đích đặc biệt (SPV)) nắm giữ nhà máy trong các hợp đồng dự án
(PPA và các thỏa thuận tài chính).
Tùy thuộc vào cơ cấu pháp lý của đất đai, tiếp cận đất có thể thông qua các hệ thống chính thức, không chính thức
hoặc tập quán. IPP sẽ đánh giá hệ thống chiếm hữu đất của một quốc gia để đánh giá an ninh đất đai mà hệ thống đó
cung cấp cho dự án của mình. Nếu đất đai không được bảo đảm để dự án có thể vay được vốn ngân hàng thì thông
thường, IPP sẽ không đầu tư vào quốc gia đó hoặc sẽ kỳ vọng lợi nhuận trên vốn chủ sở hữu rất cao. Giải pháp công
viên điện mặt trời là cách tốt để đảm bảo quyền sở hữu đất đối với các IPP và giảm bớt rủi ro về mức độ sẵn sàng của
đất đai.
Hiểu biết về điều kiện Hiểu biết hạn chế về tính sẵn sàng/điều kiện lưới điện dẫn đến (i) IPP phải mất quá nhiều thời gian để lấy thông tin từ
lưới điện và rủi ro hạn
chế
chính phủ/công ty điện lực để thực hiện nghiên cứu tích hợp lưới điện cho một dự án cụ thể; và (ii) nghiên cứu tích hợp
lưới không hoàn chỉnh có thể không phản ánh đúng tình hình thực tế của lưới điện.
Nếu dự án dựa vào nghiên cứu lưới không hoàn chỉnh, dự án có tiềm năng bị rủi ro hạn chế vì dự án không dựa trên các
ràng buộc kỹ thuật và thương mại hợp lý. Đây là một rủi ro sẽ phát sinh trong quá trình vận hành nhưng có liên quan tới
giai đoạn phát triển của dự án vì nó phụ thuộc vào địa điểm dự án kết nối vào lưới điện.
Nguồn: Ngân hàng Thế giới. 2019. Con đường chắc chắn để phát triển bền vững điện mặt trời.
16ꢀ|ꢀꢀChiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam
BẢNG 4.2. Đấu thầu cạnh tranh tại trạm biến áp
– Tình trạng sử dụng đất và mức độ sẵn sàng (thông thường
trong vòng 20 km) xung quanh trạm biến áp – lưu ý đặc
biệt tới các tiêu chí về môi trường và xã hội,
ĐẤU THẦU CẠNH TRANH TẠI TRẠM BIẾN ÁP
Chính phủ xác định các trạm biến áp với MW công suất sẵn có và
MW công suất nhất định tại mỗi trạm được dùng để đấu thầu.
– Chi phí đất đai ở các huyện lân cận trạm biến áp và
– Cường độ bức xạ mặt trời xung quanh trạm biến áp.
Phương án này giúp sử dụng tối ưu năng lực truyền tải hiện
có khi triển khai các dự án điện mặt trời, giảm chi phí tiềm
tàng để tích hợp các dự án này. Nó giúp chủ động thúc đẩy
đầu tư vào lưới điện để đấu nối các nguồn VRE mới.
+
c. MOIT và/hoặc EVN sẽ công bố đấu thầu cạnh tranh với
danh mục các trạm biến áp. Sau khi đã hoàn thiện khung
đấu thầu (quy trình đấu thầu, phân bổ rủi ro hợp đồng, hồ
sơ mời thầu mẫu về năng lực, mẫu RFPs, v.v), MOIT và/
hoặc EVN sẽ mở thầu cạnh tranh bằng việc công bố các
trạm biến áp sẵn có và MW công suất của các trạm và đưa
ra các tiêu chí về hợp lệ/năng lực cho các ứng thầu đủ điều
kiện cho giai đoạn RFP. Các tiêu chí hợp lệ/năng lực này
sẽ được gắn với năng lực tài chính của IPP, kinh nghiệm kỹ
thuật của IPP và mức độ phát triển đối với vị trí do IPP đề
xuất xung quanh trạm biến áp đó.
Nếu số lượng trạm biến áp chọn được quá ít, có thể xảy ra
cạnh tranh lớn đối với đất xung quanh trạm biến áp đó và
đẩy giá PPA tăng lên.
Ă
Mexico đã phát triển theo phương án này và đã rất thành công trong
việc hỗ trợ phát triển điện mặt trời một cách có kiểm soát hơn ở
quốc gia này. Chương trình thưởng phạt của Đức là một biến thể của
chương trình này.
Nguồn: Ngân hàng Thế giới. 2019. Con đường chắc chắn để phát triển bền vững
điện mặt trời.
4.1ꢀĐẤU THẦU CẠNH TRANH TẠI TRẠM BIẾN ÁP
d. IPP xác định mặt bằng xung quanh trạm biến áp đã chọn.
Mặt bằng được IPP xác định xung quanh một trong những
trạm biến áp đã được xác định. Để được chọn trước trong
phương án đấu thầu cạnh tranh, IPP cần phải xác định
trước các lô đất.
4.1.1ꢀMô tả mô hình đấu thầu
Chính phủ Việt Nam thông qua EVN/NPT sẽ xác định các trạm
biến áp ở các tỉnh với giới hạn công suất kết nối dành cho nguồn
điện mặt trời và mở thầu cho MW công suất nhất định tại mỗi
trạm biến áp. Mô hình đấu thầu tại trạm biến áp được khuyến
nghị áp dụng trong bối cảnh Việt Nam vì nó giúp tối ưu hóa sử
dụng công suất truyền tải hiện có khi triển khai các dự án điện
mặt trời giúp giảm chi phí phát sinh tiềm tàng để tích hợp VRE và
giảm rủi ro hạn chế.
e. IPP nộp hồ sơ năng lực. IPP trình bày (i) năng lực tài chính
và khả năng huy động vốn, (ii) kinh nghiệm trong xây dựng
và vận hành điện mặt trời, (iii) chi tiết về mặt bằng đã xác
định kết hợp với nghiên cứu tiền khả thi rút gọn của dự án.
Lập tài liệu cụ thể về yêu cầu năng lực và tiêu chí hợp lệ/
năng lực cần đáp ứng sẽ do cố vấn giao dịch của Chính
phủ thực hiện.
4.1.2 Các bước chính của phương án đấu thầu tại trạm biến áp
Các bước chính của phương án đấu thầu tại trạm biến áp bao
gồm:
f. MOIT cùng với PPC và EVN lựa chọn danh sách ngắn IPP
và gửi gói RFP cho các IPP đủ điều kiện. Dựa vào các
thông số sơ tuyển, IPP được lựa chọn vào danh sách ngắn
và phải điền vào RFP nhận được. RFP bao gồm các phần
sau: (i) hướng dẫn cho các ứng thầu và biểu mẫu; (ii) một
bộ đầy đủ các thỏa thuận hợp đồng, bao gồm thỏa thuận
thực hiện, PPA, thỏa thuận đấu nối và giấy phép đầu tư; (iii)
tất cả các thông số kỹ thuật cho xây dựng và vận hành nhà
máy và mã lưới điện. Ngoài ra, chính phủ có thể bổ sung
vào RFP các tài liệu sau: (i) danh sách các giấy phép cần
thiết đối với tất cả các IPP trước và trong khi hoạt động, (ii)
tài liệu các điều khoản bảo lãnh và huy động tài chính ổn
định do các tổ chức tài chính phát triển đề xuất phối hợp
với Chính phủ và (iii) danh mục các giả định bao gồm xử lý
thuế cùng với mô hình tài chính được sử dụng để so sánh
các đề xuất tài chính.
a. EVN và NPT xác định các trạm biến áp tiềm năng. EVN và
NPT xác định danh mục các trạm biến áp/lộ ra có công suất
khả dụng (hoặc trạm biến áp/lộ ra cần nâng cấp ít nhất để
tích hợp từ 50 đến 150 MW điện mặt trời). Dự kiến các đơn vị
này cần xem xét nhiều yếu tố liên quan trong việc quyết định
trạm biến áp nào có thể tích hợp được VRE, chẳng hạn như
quy hoạch cho các dự án nguồn điện khác, mở rộng truyền
tải, các trung tâm tiêu thụ mới hoặc các cân nhắc về hệ
thống (như đặt nguồn điện ở phía xa nhất, v.v). Cần có phân
tích dòng phụ tải động và tĩnh để thông báo khi lựa chọn.
b. EVN và MOIT với hỗ trợ của các tỉnh sẽ lựa chọn các trạm
biến áp đề xuất để đấu thầu. Lựa chọn lần cuối các trạm biến
áp được thực hiện thông qua xem xét nhiều tiêu chí:
– Tính khả dụng về kỹ thuật của lưới tại trạm biến áp đang
xem xét (đã được đánh giá ở bước a.),
g. IPP nộp đề xuất kỹ thuật và tài chính. Trong đề xuất tài
chính, IPP cần công bố giá mua PPA thấp nhất của mình.
Là một phần trong đề xuất kỹ thuật, IPP phải nêu rõ (i) vị trí
– Giới hạn công suất cho tích hợp VRE vào phần lưới đó,
Chiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Namꢀꢀ|ꢀ17
dự án đề xuất, hiện trạng sử dụng đất, trình bày về đáp ứng
các điều kiện cho thuê đất, giao đất, chuyển đổi mục đích
sử dụng đất, thời gian ước tính để nhận được phê duyệt
đất đai; và (nếu có) kế hoạch giải phóng mặt bằng và bồi
thường tổng thể, (ii) nghiên cứu khả thi, (iii) năng lực kỹ
thuật, (iv) năng lực tài chính, (v) tài liệu điều khoản ngân
hàng. Yêu cầu phải có bảo lãnh dự thầu nộp cùng với đề
xuất của IPP.
Để đảm bảo tính kinh tế của quy mô và tích hợp tốt hơn trong hệ
thống, đấu thầu tại trạm biến áp mang lại giá thấp hơn nếu các
trạm biến áp được chọn có điện áp cấp độ truyền tải.
4.1.4 Giấy phép
Ở giai đoạn RFQ. IPP phải có được thư chấp nhận sơ bộ của PPC
tỉnh trước khi nghiên cứu địa điểm dự án và chuẩn bị nghiên cứu
tiền khả thi rút gọn cho dự án.
h. Lựa chọn IPP. Đề xuất kỹ thuật được mở và tất cả các IPP
đáp ứng các yêu cầu kỹ thuật đều đạt. Chỉ mở đề xuất tài
chính của những IPP đã đáp ứng được các yêu cầu kỹ
thuật. Các IPP có giá PPA đề xuất thấp nhất sẽ thắng thầu.
Nếu các IPP được lựa chọn về tiêu chí tài chính cho một
trạm biến áp nhiều hơn công suất khả dụng ở trạm biến áp
đó, dự án có giá thấp nhất tại trạm đó sẽ thắng và các dự
án khác sẽ bị loại.
Ở giai đoạn RFP. IPP lập nghiên cứu khả thi kỹ thuật và có một
số thỏa thuận về đất đai.
Ngay sau khi lựa chọn IPP. Về mua bán điện, IPP có được chấp
thuận mua điện về nguyên tắc của EVN và ký các thỏa thuận
kỹ thuật phụ trợ (bao gồm Thỏa thuận kết nối lưới điện) và PPA
với EVN. Về đất đai của dự án, PPC phê duyệt đưa đất của dự
án vào kế hoạch sử dụng đất địa phương có liên quan. PPC ban
hành quyết định cho phép dự án được chọn thuê/giao đất hoặc
chuyển đổi mục đích sử dụng đất. IPP tiến hành các thủ tục giải
phóng mặt bằng và bồi thường. Dự án được chọn sau đó sẽ
được cấp giấy chứng nhận quyền sử dụng đất (LURC). Về xây
dựng và thiết kế, PPC/DOIT ban hành phê duyệt hành lang tuyến
cho các công trình đấu nối của dự án. PPC hoặc DOC cấp giấy
phép xây dựng cho dự án. Về các giấy phép và phê duyệt khác,
PPC hoặc DONRE ban hành phê duyệt ĐTM; Phòng cảnh sát
phòng cháy chữa cháy phê duyệt thiết kế phòng cháy và chữa
cháy cho dự án được chọn.
i. Công bố đơn vị trúng thầu, ký kết hợp đồng và cấp giấy
phép. IPP thắng thầu ký PPA với EVN và được cấp giấy
phép đầu tư (trực tiếp nếu lựa chọn cạnh tranh theo Luật
đầu tư và gián tiếp nếu theo luật khác). Trong chương trình
thực hiện nhanh, PPC phê duyệt bổ sung dự án được chọn
vào kế hoạch sử dụng đất tại địa phương, ra quyết định cho
thuê/giao đất hoặc chuyển đổi mục đích sử dụng đất và
tiến hành giải phóng mặt bằng/bồi thường. IPP sẽ ký các
thỏa thuận kỹ thuật phụ trợ (bao gồm Thỏa thuận kết nối
lưới điện) và xin các giấy phép khác (như: phê duyệt Đánh
giá tác động môi trường (EIA), giấy phép xây dựng) cho dự
án. Như đã trình bày ở trên, trong trường hợp Chính phủ
quyết định không tổ chức đấu thầu cạnh tranh theo Luật
đầu tư, các tỉnh có thể đề xuất quy trình thực hiện nhanh
để đấu thầu cạnh tranh tại trạm biến áp để các IPP được
chọn được cấp giấy phép đầu tư.
Sau khi lựa chọn và trước COD của dự án. IPP, với hỗ trợ của
MOIT/EVN, nộp đơn xin Giấy phép hoạt động điện lực.
4.2ꢀĐẤU THẦU CẠNH TRANH CÔNG VIÊN ĐIỆN MẶT TRỜI
4.1.3 Khía cạnh kỹ thuật
4.2.1 Mô tả mô hình đấu thầu
EVN/NPT sẽ thiết lập phạm vi hoặc giới hạn công suất cho một
cấp điện áp nhất định. Phạm vi công suất và cấp điện áp thông
thường có tính tới các đường dây/ngăn lộ đa mạch như sau.
Chính phủ Việt Nam (cụ thể là PPC và EVN) sẽ xác định (các)
địa điểm, tiến hành giải phóng mặt bằng và đầu tư vào cơ sở hạ
tầng thiết yếu nếu được thỏa thuận (hàng rào, cấp nước, v.v.).
EVN/NPT với các tỉnh cam kết thực hiện đầu tư vào hạ tầng
công viên điện mặt trời. Khi dự án đạt đến “trạng thái sẵn sàng
để đấu thầu cạnh tranh”, tức là đã được chấp thuận và có các
phê duyệt cần thiết, quy trình đấu thầu cạnh tranh bắt đầu và
các IPP thắng thầu sẽ chịu trách nhiệm thu xếp tài chính, xây
dựng và vận hành dự án điện mặt trời.
BẢNG 4.3. Phạm vi điện áp và công suất cho điện mặt trời
CẤP ĐIỆN ÁP
110 kV
PHẠM VI CÔNG SUẤT
50 MW–100 MW
Lên đến 250 MW
220 kV
Mô hình này có thể thu hút các công ty lớn hơn và ít chấp nhận
rủi ro hơn. Các nhà đầu tư toàn cầu, những người thường cảnh
giác với các rủi ro pháp lý và phát triển sở tại, nhiều khả năng
sẽ tham gia phương án này. Công viên điện mặt trời giúp giảm
đáng kể rủi ro phát triển, đặc biệt là trong giải phóng mặt bằng
và chấp thuận và rút ngắn thời gian phát triển cho khu vực tư
nhân, giúp tiết kiệm chi phí và từ đó giảm giá PPA.
18ꢀ|ꢀꢀChiến lược và Khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam
Tải về để xem bản đầy đủ
44 trang
10600
Free
Bạn đang xem 20 trang mẫu của tài liệu "Báo cáo Chiến lược và khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam", để tải tài liệu gốc về máy hãy click vào nút Download ở trên
File đính kèm:
- bao_cao_chien_luoc_va_khung_dau_thau_canh_tranh_du_an_dien_m.pdf
