Thêm điện hạt nhân: Ngành điện khát vốn 'khủng'

Vốn cho ngành điện gấp 2,7 lần đường sắt cao tốc Bắc - Nam

Trong dự thảo Quy hoạch Phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 điều chỉnh (gọi tắt Quy hoạch điện VIII điều chỉnh), ngoài tính toán lại tổng công suất nguồn điện trong giai đoạn tới, Bộ Công Thương đưa ra tổng vốn đầu tư phát triển điện lực.

Nguồn đầu tư cho điện hạt nhân Ninh Thuận dự kiến hàng tỷ USD.

Với kịch bản cơ sở, tổng công suất nguồn điện dự kiến đạt hơn 175.000 MW (tăng khoảng 28% so với Quy hoạch điện VIII), Bộ Công Thương ước tính tổng vốn đầu tư trong giai đoạn 2026-2030 khoảng 153,7 tỷ USD (tăng khoảng 50%), trong đó cho nguồn điện là 135,6 tỷ USD và lưới điện truyền tải 220- 500 kV là 18,1 tỷ USD. Theo kịch bản này, trong vòng 5 năm tới, ước tính trung bình mỗi năm ngành điện cần đầu tư khoảng 30,7 tỷ USD.

Ở kịch bản cao, tổng công suất nguồn điện đạt 211.357 MW (tăng 35,6% so với Quy hoạch điện VIII). Để đạt được công suất này, trong giai đoạn 2026-2030, Bộ Công Thương dự kiến tổng vốn đầu tư cao hơn kịch bản cơ sở 1,21 lần, tương đương khoảng 186 tỷ USD. Tính ra trung bình mỗi năm trong giai đoạn này ngành điện cần đầu tư khoảng 37,2 tỷ USD. Đây là phương án mà Bộ Công Thương đang đề xuất lựa chọn.

Theo tìm hiểu, với số vốn này Bộ Công Thương đã tính toán gồm cả 2 dự án nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 1 và 2. Dù số vốn đầu tư cụ thể của 2 nhà máy chưa được nêu rõ trong quy hoạch, song dựa trên Báo cáo nghiên cứu khả thi dự án của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) trước đây, tổng mức đầu tư cho một dự án điện hạt nhân có quy mô 2.000 MW (chưa bao gồm chi phí quản lý, tư vấn, chuẩn bị mặt bằng, thuế, lãi vay trong quá trình thi công) ước tính khoảng 9,6 tỷ USD.

Số còn lại chủ yếu là đầu tư điện mặt trời khi công suất lắp đặt đến năm 2030 dự kiến tăng lên 34.014 MW, tức tăng hơn 25.000 MW so với quy hoạch trước đó; thủy điện tích năng và pin lưu trữ cũng tăng gấp 6 lần từ 2.700 MW lên 15.261 MW; thủy điện tăng khoảng 5.000 MW; điện gió trên bờ, gần bờ tăng hơn 7.000 MW...

Với số vốn “khủng” như vậy, Bộ Công Thương đánh giá đây sẽ là thách thức lớn đối với ngành điện trong việc huy động các nguồn lực để đầu tư phát triển, cần có giải pháp toàn diện, dài hơi, ổn định và đủ hấp dẫn để mọi thành phần kinh tế có thể yên tâm đầu tư nguồn và lưới điện.

Cơ chế nào để thu hút nhà đầu tư điện?

Đến năm 2024, trong quy mô tổng công suất nguồn điện của cả nước khoảng 75.000 MW, tổng công suất nguồn của EVN chiếm 11%, và các Cty con gồm Tổng Cty Phát điện 1 (EVNGENCO 1) chiếm 10%, EVNGENCO 2 chiếm 6%, EVNGENCO3 chiếm 10%. Điều này có nghĩa tổng công suất thuộc EVN đầu tư và quản lý vận hành hiện chỉ còn 37% toàn hệ thống.

Bộ Công Thương đang tính toán việc tăng công suất điện mặt trời.

Doanh nghiệp Nhà nước có quy mô công suất tiếp theo là Tập đoàn Công nghiệp và Năng lượng quốc gia (PVN), chiếm 8%, Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) chiếm 2%. Các nhà đầu tư tư nhân chiếm 52%, trong đó BOT (xây dựng - kinh doanh - chuyển giao) chiếm 10%, tư nhân 42%... Có thể thấy thị phần công suất nguồn của các doanh nghiệp nhà nước hiện nay đã xuống dưới 50%.

Trong dự thảo Quy hoạch điện VIII sửa đổi, Bộ Công Thương đưa ra một số cơ chế huy động vốn. Theo đó, EVN có thể huy động vốn của các tổ chức, cá nhân trong và ngoài nước, thông qua các hình thức phát hành trái phiếu, tín phiếu, kỳ phiếu; vay vốn của các tổ chức tín dụng, tài chính khác, liên doanh, liên kết góp vốn, theo hình thức hợp tác công tư, qua thực hiện cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA)…

Đặc biệt, có thể huy động vốn từ tham gia JETP (Quan hệ đối tác chuyển đổi năng lượng công bằng), với ước tính nguồn này có thể đóng góp khoảng 10 - 20% (tương đương 15 - 30 tỷ USD) tổng vốn đầu tư ngành điện giai đoạn 2021 - 2030.

Trao đổi với PV Tiền Phong, ông Nguyễn Anh Tuấn - chuyên gia Hiệp hội Năng lượng Việt Nam - đánh giá, với số vốn trên nguồn lực đầu tư cho ngành điện trong giai đoạn tới là rất lớn, nguồn đầu tư công không thể kham nổi và cần huy động rộng rãi nguồn lực trong xã hội.

Theo ông Tuấn, hiện nay điện gió ngoài khơi còn gặp nhiều vướng mắc, điện khí gặp rủi ro và giá cả biến động, việc Bộ Công Thương chuyển sang phát triển điện mặt trời, điện gió trên bờ, gần bờ… để bù đắp công suất cho các nguồn điện khác là điều dễ hiểu. Tuy nhiên, điều quan trọng là cách thức triển khai và giải pháp tổ chức thực hiện như thế nào. Bởi với điện gió, điện mặt trời, mỗi dự án khoảng vài trăm MW nên sẽ có rất nhiều dự án, doanh nghiệp tham gia.

“Chỉ còn 6 năm nữa sẽ đến đích 2030, việc tăng công suất điện mặt trời lên tới hơn 34.000 MW, gấp 3,9 lần Quy hoạch điện VIII; điện gió trên bờ, gần bờ tăng hơn 7.000 MW, thủy điện tích năng và pin lưu trữ tăng gấp 6 lần lên 15.261 MW… là áp lực rất lớn, nếu không quyết liệt thì khó khả thi”, ông Tuấn nói.

Để thu hút các nguồn lực đầu tư, ông Tuấn cho rằng: “Trước kia có cơ chế giá FIT (giá khuyến khích) là giai đoạn mồi để thu hút phát triển năng lượng tái tạo, nhưng bây giờ không có cơ chế giá FIT sẽ phải chuyển sang cơ chế đấu thầu để chọn dự án, chọn nhà đầu tư phát triển. Điều này sẽ khiến giá điện cao hơn và chúng ta phải chấp nhận điều chỉnh ở mức hợp lý; vừa đảm bảo không để trục lợi nhưng phải có lợi cho nhà đầu tư”.

Dương Hưng