Chương này phân tích việc sử dụng các biện pháp khuyến khích hướng đến triển khai chương trình hiệu quả năng lượng và năng lượng tái tạo, đồng thời cung cấp những thông tin sâu về các thông lệ tốt ở các quốc gia khác. Nội dung của chương nêu bật các biện pháp chính đã được chính phủ triển khai để cải thiện môi trường đầu tư cho các dự án năng lượng sạch, cũng như các lĩnh vực chưa được khai thác để thu hút đầu tư hơn nữa. Đồng thời, chương này cũng xem xét vai trò của hoạt động đấu thầu công khai đối với các dịch vụ tiết kiệm năng lượng và nguồn cung năng lượng tái tạo của doanh nghiệp nhằm hỗ trợ thêm cho sự phát triển thị trường năng lượng sạch.
Đánh giá chính sách Đầu tư và Tài chính cho Năng lượng Sạch của Việt Nam
Green Finance and Investment
5. Xúc tiến và tạo thuận lợi đầu tư
Abstract
Chính phủ Việt Nam đã dành những sự ủng hộ lớn lao cho việc xúc tiến và tạo điều kiện đầu tư vào ngành năng lượng sạch. Những hành động quyết liệt nhằm giảm trợ cấp trực tiếp cho nhiên liệu hóa thạch cùng với các kế hoạch đổi mới thúc đẩy phát triển thị trường carbon trong nước sẽ giúp đảm bảo nguồn vốn được hướng đến những dự án sẽ giúp thúc đẩy tham vọng tăng trưởng xanh của đất nước. Việc mạnh tay miễn giảm thuế thu nhập doanh nghiệp cho các dự án năng lượng tái tạo và nhà sản xuất thiết bị sử dụng năng lượng hiệu quả thông qua cơ cấu thuế ưu đãi cũng là động lực quan trọng cho các nhà đầu tư năng lượng sạch. Dù vậy, môi trường kinh doanh vẫn cần được cải thiện để hỗ trợ đầu tư, đặc biệt là đối với các nhà đầu tư nước ngoài chưa quen với môi trường pháp lý của Việt Nam. Do cấu trúc quản lý phi tập trung của Việt Nam, các đơn vị phát triển dự án năng lượng tái tạo phải liên hệ với nhiều cơ quan khác nhau, trong khi hoạt động thực thi luật và quy định không phải lúc nào cũng đồng nhất giữa các tỉnh. Ngoài ra, các thủ tục hành chính cũng có thể tương đối phức tạp, bằng chứng là trung bình cần gấp đôi thời gian để hoàn thành các thủ tục thuế của Việt Nam so với mức trung bình của khu vực Đông Á và Thái Bình Dương. (World Bank, 2021[1])
Đánh giá và khuyến nghị
Việt Nam đã hành động quyết liệt nhằm cắt giảm trợ cấp cho nhiên liệu hóa thạch
Chính phủ Việt Nam đã có những hành động mạnh mẽ để cắt giảm trợ cấp cho nhiên liệu hóa thạch trong ngành năng lượng và ưu tiên sử dụng cơ chế thị trường để định giá các sản phẩm năng lượng. Tỷ lệ trợ cấp cho việc tiêu thụ nhiên liệu hóa thạch trực tiếp của người dùng cuối hoặc cho hoạt động phát điện ước tính là 1% vào năm 2019, giảm so với mức 4,3% vào năm 2015. Con số này chỉ chiếm 0,1% GDP của Việt Nam, trong khi ở các nước cùng khu vực như Indonesia là 1,7% và Malaysia là 0,5% (IEA, 2020[2]). Bên cạnh các hình thức trợ cấp trực tiếp, tiêu thụ nhiên liệu hóa thạch còn nhận được nguồn trợ cấp gián tiếp lớn từ các biện pháp kiểm soát biểu giá bán lẻ điện trong quá khứ. Ngoài ra, việc trợ cấp giá bán lẻ còn khuyến khích hành vi tiêu thụ điện quá mức đồng thời làm giảm tác dụng của đầu tư vào hiệu quả năng lượng. Kể từ khi Luật Điện lực được ban hành vào năm 2006, Chính phủ đã từng bước tăng cường tính minh bạch trong việc thiết lập biểu giá bán lẻ và chuyển sang định giá dựa trên thị trường. Giá bán lẻ điện bình quân (ART) đã được điều chỉnh tăng 13 lần kể từ năm 2006, hiện nay nằm ở khoảng 8 cent Mỹ/kWh. Dù vậy, dự tính ART vẫn sẽ duy trì dưới mức chi phí cận biên dài hạn chi trả cho vận hành, bảo trì, trả nợ, đồng thời mang lại lợi nhuận từ vốn để đầu tư trong tương lai (ước tính 12 cent Mỹ/kWh). Các nguồn trợ cấp gián tiếp khác bao gồm ưu đãi doanh nghiệp và giảm thuế, hỗ trợ tiếp cận quỹ đất và tiếp cận vốn vay ưu đãi từ các ngân hàng quốc doanh; những ưu đãi đó đã được áp dụng cho các doanh nghiệp nhà nước (DNNN) vận hành hoặc xây dựng các công trình sử dụng nhiên liệu hóa thạch (Lee and Gerner, 2020[3]).
Hoạt động quy hoạch thị trường carbon sẽ củng cố chính sách khí hậu của Việt Nam
Việt Nam là một trong số ít quốc gia trong khu vực đã áp dụng thuế bảo vệ môi trường (EPT) để thúc đẩy tăng trưởng xanh. EPT được áp dụng từ năm 2012, thu từ hoạt động sản xuất hoặc nhập khẩu các sản phẩm có tác động tiêu cực đến môi trường, cụ thể là: xăng dầu, than đá, hydro-chloro-fluoro-carbon, túi nhựa và thuốc trừ sâu hóa học. Một phần doanh thu từ EPT được dùng cho Quỹ Bảo vệ Môi trường Việt Nam và cung cấp nguồn vốn ưu đãi cho các dự án có tác động tích cực tới môi trường. Nghị quyết số 579 năm 2018 đã tăng 50% thuế suất đối với than đá. Một bản đánh giá trước vận hành đã đưa ra kết luận rằng lần tăng thuế này sẽ làm giảm 10,25% lượng khí thải CO2 liên quan đến than (Nong, 2018[4]).
Tháng 11/2020, Quốc hội Việt Nam đã thông qua Luật Bảo vệ Môi trường sửa đổi, trong đó ưu tiên khởi động thị trường mua bán khí phát thải trong nước. Kể từ năm 2016, Bộ Tài nguyên và Môi trường (Bộ TNMT) đã phối hợp với Ngân hàng Thế giới trong khuôn khổ Chương trình Sẵn sàng thị trường carbon toàn cầu, phát triển phần lớn các nghiên cứu phân tích cần thiết nhằm đặt nền móng cho chương trình này. Trong đó bao gồm việc phát triển hệ thống theo dõi, báo cáo và thẩm tra, cơ sở dữ liệu về phát thải khí nhà kính. Ngoài ra, Bộ TNMT cũng đang xây dựng một lộ trình để đặt ra các hoạt động và cột mốc triển khai chính. Theo mục tiêu được đặt ra, một thị trường tự nguyện sẽ được ra mắt vào năm 2027 và bắt đầu bắt buộc tham gia vào năm 2029 (Viet Nam Water Portal, 2020[5]). Sự ra đời của thị trường carbon ở Việt Nam có thể thúc đẩy các quyết định đầu tư đảm bảo bảo vệ môi trường với chi phí kinh tế tổng thể thấp nhất. Tuy nhiên, hiệu quả của thị trường này trong lĩnh vực năng lượng sẽ phụ thuộc vào sự tương tác của nó với cơ cấu và hoạt động vận hành căn bản của thị trường điện. Do đó, kế hoạch về thị trường carbon cần được thiết kế và lồng ghép vào lộ trình cải cách thị trường điện tổng thể để đảm bảo các tín hiệu giá được phổ biến một cách hiệu quả đến các đơn vị tham gia thị trường điện và định hướng được quá trình ra quyết định đầu tư. Hiệu quả của thị trường carbon cũng sẽ phụ thuộc vào hoạt động quản lý điều chỉnh chính sách trên các lĩnh vực chính sách khác nhau; ví dụ, trong lĩnh vực hiệu quả năng lượng, chính sách bù chéo biểu giá có thể đi ngược lại các tín hiệu giá từ thị trường carbon.
Đã có các ưu đãi tài khóa để thúc đẩy đầu tư vào năng lượng sạch
Luật đầu tư của Việt Nam xác định ngành năng lượng sạch là ngành ưu đãi đầu tư và do đó có đủ điều kiện hưởng các ưu đãi tài khóa, trong đó có thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp (CIT) ưu đãi, miễn thuế nhập khẩu đối với các thành phần đủ điều kiện và miễn tiền thuê đất tại một số địa phương. Các doanh nghiệp sản xuất thiết bị tiết kiệm năng lượng được hưởng ưu đãi, tuy nhiên, chưa có ưu đãi nào dành cho phía nhu cầu thông qua cơ cấu thuế dành cho doanh nghiệp hoặc cá nhân đầu tư vào các công trình xanh hoặc hiệu quả năng lượng. Những ưu đãi như vậy có thể là một công cụ chính sách quan trọng để thúc đẩy chuyển đổi thị trường. Khung ưu đãi đầu tư năng lượng sạch của Việt Nam mang lại lợi ích đáng kể cho các nhà đầu tư năng lượng sạch, tuy nhiên thủ tục cho phép và áp dụng những lợi ích này rất phức tạp. Báo cáo Đánh giá Chính sách Đầu tư năm 2019 của OECD ghi nhận rằng tại Việt Nam, các nhà đầu tư không được hướng dẫn rõ ràng và việc áp dụng quy định có thể không nhất quán. Khi xin phê duyệt ưu đãi thuế, các đơn vị thường phải trao đổi rất nhiều với cơ quan thuế và các thủ tục về thuế thường tốn nhiều thời gian. Xếp hạng "Môi trường Kinh doanh" (Doing Business) của Ngân hàng Thế giới kết luận rằng trung bình các doanh nghiệp (tại Việt Nam) cần 384 giờ mỗi năm cho các thủ tục hành chính về thuế so với mức trung bình của khu vực Đông Á và Thái Bình Dương là 178 giờ.
Quy trình phê duyệt và cấp phép dự án năng lượng tái tạo vẫn cần tinh giản
Quy trình phê duyệt và cấp phép cho các dự án năng lượng tái tạo buộc các đơn vị tài trợ phải liên hệ với nhiều cơ quan công quyền khác nhau trong khi việc áp dụng luật và quy định hiện hành được ghi nhận là không phải lúc nào cũng thống nhất giữa các cơ quan cấp tỉnh. Điều này gây nên cảm nhận về sự phức tạp cho các nhà đầu tư năng lượng sạch, có thể kìm hãm những đơn vị mới tham gia thị trường và làm tăng chi phí phát triển dự án. Dựa trên kinh nghiệm từ các dự án điện gió đang vận hành, thời gian phát triển dự án thường nằm trong khoảng từ 3 đến 5 năm, gần tương đương với mức trung bình của EU đối với các dự án trên bờ (3,5 năm) (MOIT/GIZ, 2016[6]). Với kế hoạch chuyển đổi sang cơ chế đấu thầu, việc quan trọng là đảm bảo tinh giản các quy trình cấp phép và chuẩn bị địa điểm cho các nhà thầu tiềm năng. Những chi phí không rõ ràng liên quan đến các thủ tục hành chính và phê duyệt có thể khiến nhà thầu khó ước tính chính xác chi phí. Nếu cảm thấy không chắc chắn hoặc mức độ rủi ro cao, nhà thầu có thể tăng các khoản dự phòng trong giá bỏ thầu. Ngoài ra, khi phát sinh chi phí ngoài dự kiến, các dự án được phê duyệt có thể sẽ không được hoàn thành hoặc các nhà thầu đã trúng thầu sẽ yêu cầu thương lượng lại các điều khoản.
Các chương trình nâng cấp hạ tầng của khu vực công có khả năng thúc đẩy phát triển thị trường hiệu quả năng lượng
Những chương trình nâng cấp hạ tầng năng lượng của khu vực công có thể là động lực tích cực để phát triển thị trường hiệu quả năng lượng với tiềm năng danh mục nhiều dự án chưa được khai mở. Các chương trình của khu vực công cũng có thể chứng minh các mô hình tài chính mới với khả năng mở rộng quy mô như Hợp đồng hiệu quả năng lượng (EPC), tạo thuận lợi cho việc áp dụng rộng rãi trong thương mại và công nghiệp. Ở các nước như Hoa Kỳ, Canada và Liên minh Châu Âu, thị trường Công ty Dịch vụ Năng lượng (ESCO) phát triển phần lớn nhờ vào các sáng kiến của chính phủ nhằm xúc tiến các chương trình của khu vực công (World Bank, 2016[7]). Đã có những hình mẫu chương trình công được triển khai đơn lẻ ở Việt Nam, nhưng không được nhân rộng sau khi kết thúc thời gian triển khai. Các tỉnh và thành phố, thay vì chính quyền trung ương, đóng vai trò trung tâm trong việc hỗ trợ các chương trình hiệu quả năng lượng khu vực công do mức độ phân cấp tài khóa cao ở Việt Nam. Điều này gây khó khăn cho công tác kết hợp dự án - một yêu cầu quan trọng đối với việc đầu tư hiệu quả năng lượng do chi phí vốn thấp của từng dự án. Việt Nam không có cơ quan cấp trung ương có khả năng điều phối hoạt động kết hợp dự án và hỗ trợ đấu thầu dự án cấp tỉnh để đạt được lợi thế kinh tế nhờ quy mô, đảm bảo chất lượng cao về thiết kế, chuẩn hóa, theo dõi và thẩm tra dự án.
Hộp 5.1. Các khuyến nghị chính sách chính nhằm thúc đẩy và tạo thuận lợi cho đầu tư năng lượng sạch
Cần xây dựng một lộ trình rõ ràng hướng đến cơ cấu biểu giá điện được tính toán đầy đủ các chi phí, từ đó cung cấp cho người tiêu dùng cái nhìn tổng quan và dài hạn đủ để thích ứng với việc tăng biểu giá điện, đồng thời đưa ra tín hiệu thị trường nhằm thúc đẩy đầu tư vào các biện pháp sử dụng năng lượng hiệu quả.
Kế hoạch về thị trường carbon cần được thiết kế và lồng ghép vào lộ trình cải cách thị trường điện tổng thể để đảm bảo tín hiệu giá được phổ biến một cách hiệu quả đến các đơn vị tham gia thị trường điện và định hướng được quá trình ra quyết định đầu tư.
Chính phủ Việt Nam cần ưu tiên xây dựng các chính sách ưu đãi về thuế cho phía nhu cầu, bao gồm các công ty và cá nhân đầu tư vào thiết bị có hiệu suất năng lượng cao nhất. Những ưu đãi đó có thể được xây dựng dựa trên các ngưỡng hiệu suất năng lượng trong các quy định về dán nhãn năng lượng của Việt Nam và các khoản giảm thuế áp dụng tại thời điểm mua hàng, hoặc thông qua giảm giá.
Nên tinh gọn các quy trình phê duyệt và cấp phép dự án để giảm chi phí hành chính và thời gian phát triển dự án năng lượng tái tạo. Điều này có thể thực hiện bằng cách thiết lập một cơ quan đầu mối (hoặc văn phòng một cửa) hỗ trợ thủ tục cho các đơn vị phát triển năng lượng sạch.
Chính phủ Việt Nam nên xem xét thành lập một cơ quan tập trung (một dạng của mô hình Super ESCO) có nhiệm vụ hỗ trợ các tỉnh trong công tác lập, đấu thầu, cấp vốn, theo dõi dự án và thẩm tra các khoản tiết kiệm được tại các chương trình hiệu quả năng lượng của khu vực công. Cơ quan này sẽ đóng vai trò điều phối trong việc phân bổ các dự án chất lượng cao cho các ESCO tư nhân. Cơ quan này cũng có thể cung cấp các dịch vụ trung gian để xây dựng niềm tin của khu vực tư nhân đối với hợp đồng hiệu quả năng lượng.
Cải cách trợ cấp cho nhiên liệu hóa thạch và định giá carbon
Việt Nam đã hành động quyết liệt nhằm cắt giảm trợ cấp cho nhiên liệu hóa thạch
Chính phủ Việt Nam đã có những hành động mạnh mẽ để cắt giảm trợ cấp trực tiếp trong ngành năng lượng và ưu tiên sử dụng cơ chế thị trường để định giá các sản phẩm năng lượng. Hiện nay, hầu như đã không còn trợ cấp trực tiếp cho các sản phẩm năng lượng ngoài các khoản trợ cấp nhỏ nhằm mục tiêu xóa đói giảm nghèo trong một số phân ngành nhất định, bao gồm trợ cấp tiền điện cho hộ nghèo và nông dân sản xuất nhỏ, và trợ cấp diesel cho các hộ gia đình đánh bắt cá thủ công. Quyết định số 69/2013/QĐ-TTg đã quy định ưu tiên xác định giá điện theo cơ chế thị trường, và Thông tư số 83/2014/NĐ-CP ngày 03/9/2014 quy định ưu tiên việc định giá cho các sản phẩm dầu, khí và xăng dầu theo cơ chế thị trường. Cả Chiến lược Quốc gia về Tăng trưởng Xanh và Chiến lược Biến đổi Khí hậu đều đặt ra mục tiêu xóa bỏ dần cơ chế trợ cấp vào năm 2020. Tỷ lệ trợ cấp trong ngành điện hiện đã giảm xuống mức 1% từ 4,3% năm 2015. Con số này chỉ chiếm 0,1% GDP của Việt Nam, so với Indonesia là 1,7% và Malaysia là 0,5% (IEA, 2020[2]). Mặc dù trợ cấp trực tiếp đã bị hạn chế, các biện pháp kiểm soát biểu giá vẫn là nguồn trợ cấp gián tiếp lớn cho nhiên liệu hóa thạch, và vẫn tạo thành áp lực lên ngân sách nhà nước. Các biện pháp như nhượng quyền doanh nghiệp và giảm thuế, chiết khấu tài nguyên và đất đai, tiếp cận vốn vay ưu đãi từ các tổ chức ngân hàng thuộc sở hữu nhà nước đến nay vẫn được duy trì rộng rãi cho các DNNN, trong đó có các doanh nghiệp vận hành hoặc xây dựng công trình sử dụng nhiên liệu hóa thạch.
Hình 5.1. Mức trợ cấp cho nhiên liệu hóa thạch ở một số quốc gia năm 2020
Nguồn: Cơ sở dữ liệu về trợ cấp nhiên liệu hóa thạch của IEA năm 2021
Những tiến bộ trong cải cách biểu giá bán lẻ điện, vốn trước đây được quy định dưới mức thu hồi chi phí, vẫn còn rất khiêm tốn. Trợ cấp biểu giá điện khuyến khích hành vi tiêu thụ điện quá mức, làm giảm tác dụng của đầu tư vào hiệu quả năng lượng và ảnh hưởng tiêu cực đến lợi nhuận của các công ty điện lực. Kể từ khi ban hành Luật Điện lực vào năm 2006, tới nay giá bán lẻ điện bình quân (ART) đã được điều chỉnh tăng 13 lần lên khoảng 8 cent Mỹ/kWh. Các biện pháp tăng giá này rất quan trọng nhưng chủ yếu vẫn chỉ tương ứng với tỷ lệ lạm phát; ví dụ, từ tháng 01/2010 đến tháng 01/2015 ART đã tăng 53%, mức lạm phát tích lũy trong cùng thời kỳ là khoảng 56%. Hiện nay, ART vẫn thấp hơn chi phí cận biên dài hạn ước tính để trang trải chi phí vận hành, bảo trì và trả nợ, đồng thời mang lại lợi nhuận từ vốn để đầu tư trong tương lai (ước tính khoảng 12-14 cent Mỹ/kWh) (Lee and Gerner, 2020[3]). Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), công ty điện lực thuộc sở hữu nhà nước, theo Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg được ủy quyền điều chỉnh giá bán lẻ tối đa 5% mỗi sáu tháng tùy theo điều kiện kinh tế vĩ mô, trong khi quyền điều chỉnh 5-10% giá thuộc về Bộ Công Thương (Bộ CT), và cần có sự chấp thuận của Thủ tướng Chính phủ để điều chỉnh trên 10% giá. Quyết định số 24 giúp làm minh bạch quy trình và phương pháp luận cho việc tăng biểu giá, tuy nhiên lộ trình và mục tiêu tăng giá vẫn còn chưa rõ ràng. Việc tăng biểu giá một cách minh bạch sẽ giúp đưa ra tín hiệu để cơ sở/người sử dụng điện thay đổi hành vi tiêu thụ và lập kế hoạch đầu tư nhằm tối ưu hóa việc sử dụng năng lượng, đồng thời làm tăng lợi nhuận của EVN.
Với tư cách là bên mua duy nhất của các đơn vị phát điện tái tạo độc lập, sức mạnh tài chính và triển vọng của EVN ngày càng đóng vai trò quan trọng trong việc hỗ trợ đầu tư vì các biện pháp bảo lãnh thanh toán được nhà nước hỗ trợ để ngăn ngừa rủi ro cho bên bao tiêu đã bị hạn chế khi luật quản lý nợ công được thực thi theo Nghị quyết số 25/2016/QH14. Một phần do được các đợt tăng giá hỗ trợ, EVN vẫn duy trì được một mức lợi nhuận thấp trong những năm gần đây với tỷ suất lợi nhuận ròng tăng từ 1,5% năm 2015 lên 2,5% vào năm 2019 (so với mức trung bình toàn cầu là 9,5% của các công ty điện lực) (CSI Market, 2020[8]). EVN được xếp hạng tín nhiệm lần đầu vào năm 2018, với mức Xếp hạng đơn vị phát hành công cụ nợ dài hạn bằng ngoại tệ (IDR) đạt BB với Triển vọng Ổn định, phù hợp với hệ số tín nhiệm quốc gia của Việt Nam. Khả năng tăng biểu giá là một thước đo quan trọng để cơ quan xếp hạng đánh giá mức độ tín nhiệm của một công ty điện lực. Hai lần tăng biểu giá liên tiếp thành công (tổng 12,6%) trong năm 2018 và 2019 đã nâng tổng doanh thu của EVN thêm 59,4 nghìn tỷ đồng (2,5 tỷ USD) (Brown and Vu, 2020[9]). Để duy trì hiệu quả hoạt động tài chính của EVN, nhiều khả năng biểu phí sẽ cần tiếp tục tăng, dự phòng cho những rủi ro mới xuất hiện, trong đó có điều kiện thủy văn ngày càng thay đổi có khả năng ảnh hưởng đến sản lượng nhà máy thủy điện, chi phí nhiên liệu tăng, rủi ro tiền tệ (nợ bằng đô la chiếm 73% các khoản vay của EVN) và khả năng tiếp cận các nguồn vốn ưu đãi giảm (Fitch Ratings, 2020[10]).
Hoạt động quy hoạch thị trường carbon sẽ củng cố chính sách khí hậu của Việt Nam
Việt Nam là một trong số ít quốc gia trong khu vực đã áp dụng thuế bảo vệ môi trường (EPT) để thúc đẩy tăng trưởng xanh. Được ban hành vào năm 2012 cùng với Luật Bảo vệ Môi trường, EPT được áp dụng cho hoạt động sản xuất hoặc nhập khẩu các sản phẩm có tác động tiêu cực đến môi trường, cụ thể là: xăng dầu, than đá, hydro-chloro-fluoro-carbon, túi nhựa và thuốc trừ sâu hóa học. Một phần doanh thu từ EPT được sử dụng cho Quỹ Bảo vệ Môi trường Việt Nam (VEPF) và cung cấp nguồn vốn ưu đãi cho các dự án có tác động tích cực về môi trường. EPT cũng bù đắp một phần chi phí phát sinh thêm từ các chính sách FIT của Việt Nam. Nghị quyết số 579 năm 2018 đã tăng thuế suất đối với than lên 50%, với một bản đánh giá trước vận hành đưa ra kết luận rằng lần tăng thuế này sẽ giúp giảm 10,25% lượng phát thải CO2 liên quan đến than (Nong, 2018[4]).
Vào tháng 11/2020, Quốc hội Việt Nam đã thông qua Luật Bảo vệ Môi trường sửa đổi, quy định Bộ Tài nguyên và Môi trường (Bộ TNMT) chịu trách nhiệm thiết kế thị trường mua bán khí phát thải trong nước. Kể từ năm 2016, Bộ TNMT đã phối hợp với Ngân hàng Thế giới trong khuôn khổ Chương trình Sẵn sàng thị trường carbon toàn cầu phát triển phần lớn các nghiên cứu phân tích cần thiết làm cơ sở cho chương trình này. Trong đó bao gồm việc phát triển hệ thống theo dõi, báo cáo và thẩm tra, cơ sở dữ liệu về phát thải khí nhà kính. Ngoài ra, Bộ TNMT cũng đang xây dựng một lộ trình nhằm xác định các hoạt động và cột mốc triển khai chính. Theo mục tiêu được đặt ra, một thị trường tự nguyện sẽ được ra mắt vào năm 2027 và quy định bắt buộc tham gia vào năm 2029 (Viet Nam Water Portal, 2020[5]). Sự ra đời của thị trường carbon ở Việt Nam có thể thúc đẩy các quyết định đầu tư đảm bảo bảo vệ môi trường với chi phí kinh tế tổng thể thấp nhất. Tuy nhiên, hiệu quả của thị trường carbon đối với ngành năng lượng sẽ phụ thuộc vào sự tương tác của nó với cơ cấu và hoạt động vận hành căn bản của thị trường điện. Do đó, kế hoạch về thị trường carbon cần được thiết kế và lồng ghép vào lộ trình cải cách thị trường điện tổng thể để đảm bảo các tín hiệu giá được phổ biến một cách hiệu quả đến các đơn vị tham gia thị trường điện và định hướng được quá trình ra quyết định đầu tư. Hiệu quả của thị trường carbon cũng sẽ phụ thuộc vào hoạt động quản lý điều chỉnh chính sách trên các lĩnh vực chính sách khác nhau; ví dụ, trong lĩnh vực hiệu quả năng lượng, cơ cấu biểu giá có thể đi ngược lại các tín hiệu giá từ thị trường carbon.
Các ưu đãi và nguồn vốn với mục tiêu dành cho đầu tư vào hiệu quả năng lượng
Việc cải thiện các ưu đãi dành cho phía nhu cầu có thể đóng vai trò quan trọng trong việc chuyển dịch thị trường
Luật đầu tư của Việt Nam xác định năng lượng sạch là ngành ưu đãi đầu tư và do đó có đủ điều kiện hưởng các ưu đãi tài khóa. Những biện pháp ưu đãi này được áp dụng dưới hình thức miễn giảm thuế, miễn hoàn toàn thuế thu nhập doanh nghiệp (CIT) trong hai năm kể từ khi doanh nghiệp có lãi lần đầu, và áp dụng 50% thuế suất CIT hiện hành trong 4 năm tiếp theo. Những doanh nghiệp này cũng được hưởng thuế suất CIT ưu đãi 17% trong 10 năm đầu. Miễn thuế nhập khẩu cho các thành phần đủ điều kiện, bên cạnh đó việc miễn tiền thuê đất cũng được áp dụng ở một số địa phương. Những ưu đãi này có thể là động lực quan trọng thúc đẩy đầu tư và hỗ trợ sự phát triển của ngành năng lượng sạch; tuy nhiên, hiệu quả về chi phí và đóng góp chính xác của chúng trong việc đáp ứng các mục tiêu chính sách năng lượng sạch và các lợi ích kinh tế rộng hơn là không rõ ràng. Theo thông tin OECD nhận được, cho đến nay vẫn chưa có phân tích chi phí-lợi ích toàn diện nào được thực hiện (OECD, 2018[11]).
Các doanh nghiệp sản xuất thiết bị tiết kiệm năng lượng được hưởng ưu đãi, tuy nhiên, chưa có ưu đãi nào dành cho phía nhu cầu thông qua cơ cấu thuế dành cho các công ty hoặc cá nhân đầu tư vào các công trình xanh hoặc hiệu quả năng lượng. Kinh nghiệm quốc tế cho thấy những ưu đãi đó góp phần quan trọng trong việc thúc đẩy chuyển dịch thị trường.
Việc xây dựng cơ cấu và triển khai một chương trình ưu đãi như vậy được đơn giản hóa bằng các quy định đã ban hành về dán nhãn năng lượng và cơ sở hạ tầng thử nghiệm thiết bị đã được ban hành. Những ưu đãi đó có thể dưới dạng khấu trừ thuế, tăng cường hỗ trợ vốn hoặc giảm thuế VAT nhằm giảm thuế thu nhập doanh nghiệp, thuế thu nhập cá nhân hoặc thuế VAT. Ví dụ, chính phủ Ý đã triển khai một chương trình ưu đãi vào năm 2010, theo đó giảm 50% thuế cho việc thay thế các thiết bị gia dụng như tủ lạnh, máy giặt, máy sấy, lò nướng và tủ đông bằng các thiết bị mới có hiệu suất năng lượng cao hơn. Tương tự, Mexico đã cung cấp các khoản trợ cấp do chính phủ tài trợ cho người tiêu dùng để gánh một phần chi phí mua tủ lạnh và máy điều hòa không khí mới tiết kiệm năng lượng hơn. Các ví dụ khác, chẳng hạn như Hàn Quốc đã triển khai chương trình Túi tiền carbon để khuyến khích việc sử dụng các sản phẩm tiết kiệm năng lượng, theo đó chương trình này tạo ra các khoản tín dụng cho sản phẩm tiết kiệm năng lượng và ít thải carbon, những khoản tín dụng này sau đó có thể được sử dụng để giảm giá vé phương tiện giao thông công cộng (de la Rue du Can et al., 2014[12]); một trong các phương pháp khuyến khích sáng tạo hơn là kế hoạch tài trợ theo lương do Ghana triển khai để giúp người dân tiếp cận và mua của các thiết bị tiết kiệm năng lượng phù hợp với các tiêu chuẩn và quy định mới về dán nhãn hiệu quả năng lượng của quốc gia (U4E, 2020[13]).
Khung ưu đãi đầu tư năng lượng sạch của Việt Nam mang lại lợi ích đáng kể cho các nhà đầu tư năng lượng sạch, tuy nhiên thủ tục cho phép và áp dụng những lợi ích này rất phức tạp. Báo cáo Đánh giá Chính sách Đầu tư năm 2018 của OECD ghi nhận rằng tại Việt Nam, các nhà đầu tư không được hướng dẫn rõ ràng và việc áp dụng quy định có thể không nhất quán. Khi xin phê duyệt ưu đãi thuế, các đơn vị thường phải trao đổi rất nhiều với cơ quan thuế và các thủ tục về thuế thường tốn nhiều thời gian. Xếp hạng “Môi trường Kinh doanh” (Doing Business) của Ngân hàng Thế giới kết luận rằng trung bình các doanh nghiệp (tại Việt Nam) cần 384 giờ mỗi năm cho các thủ tục hành chính về thuế so với mức trung bình của khu vực Đông Á và Thái Bình Dương là 178 giờ.
Điều kiện cấp vốn đầu tư cho hiệu quả năng lượng vẫn còn khó khăn
Đầu tư vào hiệu quả năng lượng trong lĩnh vực công nghiệp đã tăng lên trong suốt Chương trình Quốc gia về Sử dụng Năng lượng Tiết kiệm và Hiệu quả (VNEEP) I & II với tổng mức đầu tư vào các ngành công nghiệp sử dụng nhiều năng lượng chính ước tính vào khoảng 800 triệu USD trong giai đoạn 2010-2015. Mặc dù vậy, con số này vẫn còn thiếu hụt so với tổng nhu cầu đầu tư ước tính vào khoảng 1,7 tỷ USD khi xem xét tiềm năng kinh tế (UNDP & MPI, 2017[14]). Chính phủ Việt Nam xứng đáng được biểu dương vì những thành tích trong việc thiết lập khung pháp lý thúc đẩy hiệu quả năng lượng, bao gồm các yêu cầu kiểm toán và quản lý năng lượng, đồng thời quy định các chỉ tiêu tiêu thụ năng lượng cụ thể (chương 3). Cho đến nay, tỷ lệ thực hiện và tuân thủ các quy định này được đánh giá là thấp, nhưng những mục tiêu cải thiện tuân thủ được ưu tiên trong giai đoạn VNEEP III sẽ giúp thúc đẩy lồng ghép hiệu quả năng lượng vào quá trình lập kế hoạch hoạt động và đầu tư trong ngành. Việc cải thiện khả năng tiếp cận nguồn vốn với chi phí phải chăng và các điều khoản hợp lý cho doanh nghiệp trong ngành và Công ty Dịch vụ Năng lượng (ESCO), vốn được xem là những rào cản thị trường đáng kể, sẽ là chìa khóa để hiện thực hóa lợi ích kinh tế của các quy định này.
Các ngân hàng là nguồn cung cấp vốn chính ở Việt Nam với cách cấp tín dụng phổ biến nhất là dựa trên hồ sơ theo dõi các mối quan hệ doanh nghiệp hiện có với lãi suất 10-12% và yêu cầu tài sản thế chấp lên tới 80-120% tổng tín dụng (xem thảo luận về ngành ngân hàng tại chương 6). Những điều kiện cấp vốn khó khăn như vậy đặt ra một thách thức đối với các dự án hiệu quả năng lượng vì điều này làm giảm tính kinh tế của dự án (đặc biệt trong tình trạng biểu giá điện thấp hiện tại) và khiến các doanh nghiệp quyết định dùng phần khả năng vay nợ còn lại cho các khoản đầu tư kinh doanh cốt lõi. Việc này đặt ra những thách thức đặc biệt lớn trong việc tiếp nhận các mô hình huy động vốn và mô hình hợp đồng hiệu quả năng lượng của bên thứ ba do các ESCO cung ứng (một yếu tố chính trong việc thúc đẩy thị trường đầu tư vào hiệu quả năng lượng) vì ESCO thường có giá trị vốn hóa thấp, thiếu các mối quan hệ với ngân hàng cũng như khả năng tài chính để có thể vay vốn. Mặc dù chính phủ Việt Nam đã sớm có những hành động nhằm giảm thiểu tác động kinh tế của đại dịch COVID-19, nhưng lợi nhuận của nhiều doanh nghiệp vẫn bị ảnh hưởng. Một cuộc khảo sát kinh doanh của Ngân hàng Thế giới cho thấy trung bình doanh số bán hàng của doanh nghiệp thấp hơn khoảng 36% so với cùng kỳ năm ngoái trong khi 51% doanh nghiệp có số lượng đơn đặt hàng giảm (Tan and Tran, 2020[15]). Điều này sẽ gây thêm cản trở trong việc đầu tư vào hiệu quả năng lượng trong giai đoạn phục hồi kinh tế.
Hình 5.2. Ghi nhận của các công ty về việc giảm cầu trong giai đoạn dịch COVID-19
Ghi chú: Dữ liệu khảo sát được thu thập từ 501 công ty thông qua phỏng vấn qua điện thoại và gặp trực tiếp. Các công ty được khảo sát thuộc địa bàn 15 tỉnh, đại diện cho ba nhóm quy mô doanh nghiệp và bốn lĩnh vực lớn - nông nghiệp, sản xuất, bán buôn và bán lẻ, các dịch vụ khác.
Nguồn: (Tan and Tran, 2020[15])
Cải thiện khả năng tiếp cận nguồn vốn đầu tư cho hiệu quả năng lượng là thách thức trên nhiều phương diện. Một mặt, mục tiêu này đòi hỏi sự hỗ trợ để phát triển các danh mục dự án lớn, chất lượng cao và khả thi để cấp vốn. Mặt khác, yêu cầu ngành ngân hàng phải được hỗ trợ tiếp cận nguồn vốn dài hạn, chuyên dụng (lý tưởng là với các điều kiện ưu đãi) để xây dựng nguồn nhân lực có khả năng thẩm định dự án và cung cấp các giải pháp nâng cấp tín dụng nhằm giảm yêu cầu về tài sản thế chấp. Dự án Tiết kiệm năng lượng cho ngành Công nghiệp Việt Nam (VEEIE) của Ngân hàng Thế giới được bắt đầu triển khai vào năm 2018 và sẽ tiếp tục được thực hiện đến năm 2022, đã cung cấp hạn mức tín dụng 100 triệu USD thông qua Bộ Tài Chính cho các tổ chức tài chính tham gia vào dự án tiết kiệm năng lượng trong lĩnh vực công nghiệp. Đến tháng 5/2020, 23,34 triệu USD (chiếm 23,34% tổng hạn mức tín dụng) đã được giải ngân cho 13 tiểu dự án (so với mục tiêu 60 tiểu dự án cho năm 2022) (World Bank, 2020[16]). Ngân hàng Thế giới, với Quỹ Khí hậu Xanh đồng tài trợ, đang tiếp tục tiến hành Chương trình Thúc đẩy tiết kiệm năng lượng trong các ngành Công nghiệp Việt Nam, chương trình này sẽ thiết lập Quỹ Chia sẻ Rủi ro (RSF) để hỗ trợ hiệu quả hơn khả năng tiếp cận nguồn vốn thương mại cho các dự án hiệu quả năng lượng. RSF sẽ cung cấp một phần bảo lãnh tín dụng cho các tổ chức tài chính tham gia để trang trải những trường hợp mất khả năng thanh toán tiềm ẩn trong các khoản vay dành cho doanh nghiệp công nghiệp và công ty dịch vụ năng lượng (ESCO). Chương trình này đặt mục tiêu huy động 250 triệu USD vốn thương mại cho các dự án hiệu quả năng lượng vào năm 2025.
Đầu tư cho các chương trình của khu vực công có thể thúc đẩy phát triển thị trường hiệu quả năng lượng
Các chương trình nâng cấp hạ tầng năng lượng của khu vực công có thể là động lực tích cực để phát triển thị trường hiệu quả năng lượng với tiềm năng danh mục nhiều dự án sẽ được khai mở nếu cam kết đủ nguồn lực và các điều kiện cho phép. Các chương trình của khu vực công cũng có thể thúc đẩy việc áp dụng rộng rãi trong thương mại và công nghiệp những mô hình kinh doanh có thể mở rộng quy mô, ví dụ như hợp đồng hiệu quả năng lượng. Ở các nước như Hoa Kỳ, Canada và Liên minh Châu Âu, thị trường ESCO phát triển phần lớn nhờ vào các sáng kiến của chính phủ nhằm xúc tiến các chương trình của khu vực công (World Bank, 2016[7]). Cho đến nay, những mô hình tương tự ở Việt Nam còn hạn chế, ngoại trừ một số dự án thí điểm quy mô nhỏ, còn chưa được nhân rộng sau khi kết thúc thời gian triển khai.
Các tỉnh và thành phố, thay vì chính quyền trung ương, phải đảm nhận vai trò trung tâm trong việc hỗ trợ các chương trình hiệu quả năng lượng khu vực công do mức độ phân cấp tài khóa cao ở Việt Nam. Kể từ khi Luật Ngân sách Nhà nước được ban hành vào năm 2002, chính quyền địa phương đã có thẩm quyền vay và chi trong phạm vi quyền hạn của mình. Chính quyền địa phương cũng được giữ lại toàn bộ nguồn thu từ thuế và phí liên quan đến phí hành chính, đồng thời được chia sẻ nguồn thu từ thuế giá trị gia tăng, thuế thu nhập doanh nghiệp, thuế thu nhập cá nhân và thuế tiêu thụ đặc biệt đối với hàng hóa trong nước (Morgan and Trinh, 2016[17]). Năm 2017, chi tiêu cấp tỉnh chiếm 54% tổng chi tiêu công và 60% tổng chi đầu tư vốn (Asian Development Bank, 2017[18]).
Cơ cấu tài khóa phi tập trung gây khó khăn cho việc kết hợp dự án giữa các tỉnh, một cơ chế tạo thuận lợi quan trọng trong việc đầu tư vào hiệu quả năng lượng do chi phí vốn thấp của từng dự án. Việt Nam không có cơ quan cấp trung ương có khả năng điều phối quá trình tổng hợp và đấu thầu để đạt được lợi thế kinh tế nhờ quy mô, đảm bảo chất lượng cao về thiết kế, chuẩn hóa, theo dõi và thẩm tra dự án. Ngoài ra, cơ cấu tài khóa phi tập trung cũng gây khó khăn cho việc lập kế hoạch đầu tư, thường không được thống nhất với các ưu tiên chiến lược và dẫn đến việc vốn đầu tư công bị dàn trải quá mỏng. Đánh giá danh mục đầu tư của Bộ Kế hoạch và Đầu tư (KHĐT) giai đoạn 2013-15 kết luận rằng nguồn lực từ khu vực công chỉ đủ khả năng đáp ứng chưa đến một nửa tổng nhu cầu đầu tư các dự án đã được chính quyền trung ương và địa phương phê duyệt; có 40,000 dự án công đang được thực hiện, phần lớn do cấp địa phương quản lý (World Bank, 2018[19]).
Chính quyền địa phương sử dụng nhiều phương án cấp vốn khác nhau cho những dự án này, bao gồm thị trường vốn trong nước, các khoản vay thương mại và cho vay lại từ các quỹ bên ngoài thông qua chính phủ. Hoạt động vay vốn được Bộ Tài chính giám sát chặt chẽ bởi các mức trần vay nợ được quy định tại Luật Quản lý ngân sách nhà nước (chương 6). Hiện nay, hoạt động cho chính quyền địa phương vay đầu tư cơ sở hạ tầng công của các ngân hàng thương mại còn hạn chế. Các ngân hàng ngần ngại trong việc cấp tín dụng do các chính sách “cho vay có định hướng” trước đây đã dẫn đến việc phân bổ vốn tư nhân vào các dự án công kém hiệu quả. Giả định được chính quyền trung ương bảo lãnh ngầm đã dẫn đến việc hoạt động thẩm định dự án hiếm khi được thực hiện thích đáng, gây ra tỷ lệ nợ xấu cao (World Bank, 2018[19]). Một phương án khác là phát hành trái phiếu địa phương, tuy nhiên có thể chỉ áp dụng được ở các tỉnh thịnh vượng nhất do thiếu năng lực kỹ thuật và giải pháp nâng cao tín dụng. Không giống như thị trường trái phiếu doanh nghiệp với các giải pháp nâng cao tín dụng có sẵn thông qua cơ chế Bảo lãnh tín dụng và Quỹ đầu tư, các tổ chức phát hành địa phương không có những tính năng như vậy. Hai trái phiếu xanh nhỏ đã được Thành phố Hồ Chí Minh và tỉnh Bà Rịa Vũng Tàu phát hành ở cấp địa phương vào năm 2016 nhưng chưa được nhân rộng sang các tỉnh khác (xem chương 6).
Mặc dù có các lựa chọn để huy động vốn tư nhân cho phát triển cơ sở hạ tầng bền vững của địa phương, kinh nghiệm huy động vốn ở hầu hết các cấp chính quyền cấp tỉnh chỉ giới hạn trong việc quản lý ODA và vốn vay ưu đãi, thường hoàn toàn do chính phủ trung ương cấp lại (World Bank, 2013[20]). Những nguồn lực như vậy sẽ ngày càng trở nên khan hiếm trong tương lai và nguồn lực của nhà nước là không đủ để đạt được quy mô đầu tư cần thiết. Do đó, việc cải thiện khả năng tiếp cận nguồn vốn tư nhân ở cấp tỉnh đang ngày càng trở nên quan trọng hơn và cần tăng cường các điều kiện tạo thuận lợi tương xứng với yêu cầu này. Cần có một khung pháp lý và quy định mới để quản trị toàn bộ các quyền và nghĩa vụ của bên cho vay và bên vay trong trường hợp vỡ nợ. Nếu không có một cơ chế truy đòi rõ ràng được quy định trong luật, các bên cho vay thương mại sẽ vẫn do dự trong việc cấp tín dụng, đặc biệt là bởi những khó khăn trong việc đánh giá rủi ro tín dụng địa phương. Một nghiên cứu năm 2018 cho thấy dữ liệu do chính quyền cấp tỉnh cung cấp đã lỗi thời, không đáng tin cậy và đôi khi mâu thuẫn, thường gặp mức sai lệch hàng năm lên đến 50% chi tiêu thực tế (Campanaro and Duc Dang, 2018[21]). Để thuận lợi cho việc đầu tư, các thông lệ quản lý tài chính bao gồm lập kế hoạch, ngân sách, kế toán, báo cáo và kiểm toán sẽ cần được cải thiện để vượt qua những rào cản về thông tin này. Ngoài ra, cần sử dụng các nguồn lực của Nhà nước một cách chiến lược hơn để tập trung vào việc tận dụng nguồn đồng tài trợ thương mại bằng cách chỉ bảo đảm cho các rủi ro chính của dự án thay vì toàn bộ vốn đầu tư. Các cấu trúc thể chế như FINDETER của Colombia có thể là một hình mẫu tốt cho Việt Nam trong lĩnh vực này.
Hộp 5.2. Nghiên cứu điển hình: Quỹ Financiera de Desarrollo Territorial (FINDETER) của Colombia
Sau những cải cách hiến pháp đã đưa cơ chế phân cấp tài khóa vào áp dụng ở Colombia trong những năm 1980, nhiều thành phố và chính quyền cấp tỉnh đã phải đối mặt với những thách thức trong việc tiếp cận nguồn vốn thương mại cho các dự án cơ sở hạ tầng do những đơn vị này có ít hoặc không có kinh nghiệm vay nợ dài hạn theo các điều khoản thương mại. Mặt khác, các bên cho vay lại do dự trong việc cấp tín dụng cho chính quyền địa phương vì chưa có tiền lệ làm cơ sở đánh giá rủi ro tín dụng. Financiera de Desarrollo Territorial (FINDETER) đã được thành lập làm đơn vị trung gian tài chính để giải quyết những khó khăn về cấp vốn này. FINDETER hoạt động như một bên cho vay thứ cấp, cung cấp các khoản vay chiết khấu để các ngân hàng thương mại cấp vốn cho các dự án cơ sở hạ tầng địa phương. FINDETER ban đầu được thành lập với nguồn vốn chủ sở hữu của Chính phủ Colombia và các khoản vay từ Ngân hàng Thế giới và Ngân hàng Phát triển Liên Mỹ (Inter-American Development Bank). Nhờ được xếp hạng tín nhiệm tốt, ngân hàng này có thể vay với lãi suất tốt hơn các ngân hàng thương mại để cho vay lại vốn dài hạn, trong khi các ngân hàng thương mại vẫn phải chịu 100% rủi ro tín dụng của bên vay là chính quyền địa phương (World Bank, 2016[22]).
Hình 5.3. Cấu trúc kinh doanh của FINDETER
Nguồn: (World Bank, 2016[22])
Thành phần then chốt trong cấu trúc tài chính này là một điều khoản chặn, cho phép bên cho vay thứ cấp chặn doanh thu từ một tài khoản đặc biệt nếu bên vay không thực hiện thanh toán để sau đó trả lại những khoản này cho FINDETER. FINDETER cũng có thể thu các khoản thanh toán trực tiếp từ những bên vay địa phương của ngân hàng thông qua cấu trúc này nếu ngân hàng bị vỡ nợ. Điều khoản chặn đã duy trì tỷ lệ nợ xấu ở mức thấp và củng cố xếp hạng tín nhiệm của FINDETER. Điều đáng chú ý là FINDETER hỗ trợ thời gian đáo hạn lên đến 15 năm, trong khi các khoản vay cho chính quyền địa phương mà không có sự tham gia của FINDETER thường chỉ có thời gian đáo hạn không quá 5 năm (World Bank, 2016[22]).
Với việc Việt Nam cũng triển khai cơ cấu tài khóa phi tập trung và chính quyền một số tỉnh phải đối mặt những thách thức tương tự trong việc tiếp cận nguồn vốn dài hạn cho các chương trình nâng cấp công trình và hạ tầng kỹ thuật hiệu quả năng lượng, Chính phủ Việt Nam có thể xem xét áp dụng cơ cấu cấp vốn như vậy để khắc phục những hạn chế về huy động vốn và tận dụng các nguồn vốn tư nhân.
Các ưu đãi và nguồn vốn có mục tiêu dành cho điện năng lượng tái tạo
Biểu giá điện hỗ trợ (FIT) đã tạo điều kiện tăng mạnh đầu tư vào điện tái tạo, tuy nhiên kết quả không đồng nhất giữa các công nghệ khác nhau
Các ưu đãi có mục tiêu về biểu giá đã được áp dụng trong hoạt động đấu thầu năng lượng tái tạo từ năm 2008 khi Nghị định số 18/2008/QĐ-TTg ban hành biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện nhỏ dưới 30 MW cùng với khung đấu thầu dành riêng cho các đơn vị phát điện tái tạo độc lập (xem chương 3 về thảo luận các thỏa thuận mua bán điện tiêu chuẩn). Biểu giá được đối chuẩn với chi phí cận biên của nhà máy điện có chi phí cao nhất trong hệ thống và được Cục Điều tiết Điện lực Việt Nam (ERAV) cập nhật hàng năm. Biểu giá chi phí tránh được này ban đầu không dựa trên công nghệ nhưng sau đó được sửa đổi vào năm 2014 để chỉ áp dụng cho những công nghệ không có FIT chuyên dụng sau khi biểu giá điện FIT chuyên dụng đầu tiên cho điện gió được giới thiệu vào năm 2011. Chương trình biểu giá chi phí tránh được là tiền thân cho các ưu đãi dạng FIT của quốc gia được áp dụng thông một loạt các quyết định và thông tư từ năm 2011 trở đi (Bảng 5.1). Mức giá FIT cho các nhà máy phát điện đủ điều kiện được giữ cố định trong thời gian 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại. FIT được tính bằng đồng Việt Nam (VND) nhưng biểu giá được điều chỉnh hàng năm theo tỷ giá hối đoái VND/USD do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam ấn định. Quy định này được thiết kế để giảm thiểu rủi ro tỷ giá cho các nhà đầu tư quốc tế góp vốn phần lớn bằng ngoại tệ mạnh nhưng nhận doanh thu bằng nội tệ. Trên thực tế, quy định này đã mang đến nhiều lợi ích hơn cho các nhà đầu tư trong nước do đồng đô la tăng giá nhanh hơn so với đồng Việt Nam, mang lại lợi nhuận ngày càng tăng cho các đơn vị tài trợ góp vốn nội tệ. Giá FIT dành cho điện mặt trời và điện gió có thời hạn và các mức giới hạn công suất tính theo thời gian được kiểm soát qua quá trình lập kế hoạch chứ không thông qua cơ chế hạn ngạch hoặc cắt giảm công suất trong thiết kế của FIT (xem chương 2).
Bảng 5.1. Chi tiết về cơ chế hỗ trợ biểu giá năng lượng tái tạo
Ghi chú: COD = vận hành thương mại Giá bằng USD tính theo tỷ giá VND/USD là 0,000043
Nguồn: Bộ Công Thương
Cơ chế FIT của Việt Nam đã đạt được những kết quả hỗ trợ đầu tư không đồng nhất khi áp dụng cho các công nghệ khác nhau. Trong đó ngành điện mặt trời đạt được những thành tựu đáng chú ý nhất, cơ chế FIT đã thúc đẩy các khoản đầu tư nhanh chóng với quy mô lớn một phần do biểu giá cao hơn (9,1 cent Mỹ cho hệ thống lắp trên đất so với giá FIT cho điện gió năm 2011 là 7,1 cent Mỹ). Kể từ khi cơ chế FIT dành cho điện mặt trời được giới thiệu vào năm 2017 cho đến cuối năm 2020, đã có 5,7 GW điện mặt trời dưới đất được đấu nối vào lưới điện, đưa Việt Nam trở thành thị trường điện mặt trời lớn nhất trong khu vực ASEAN. Một sự bùng nổ đầu tư tương tự cũng diễn ra trong thị trường điện mặt trời phân tán, khi tính đến cuối năm 2020, các hệ thống mặt trời áp mái đã tăng từ vài trăm MW lên 9,7 GW với 102.000 hệ thống riêng lẻ (EVN, 2020[23]). Tổng công suất năng lượng mặt trời phân tán đi vào vận hành trong một năm ở Việt Nam cao hơn tổng công suất lắp đặt ở Ấn Độ trong cùng thời kỳ (3 GW tính tới tháng 8 năm 2020) (IEA, 2020[24]). Sự phát triển nhanh chóng của nguồn năng lượng tái tạo biến thiên đã dẫn tới những thách thức cho công tác tích hợp lưới điện và quản lý sản lượng phát ngược lên lưới trong mạng phân phối điện. Một số dự án đã bị cắt giảm công suất phát điện, đặc biệt ở các tỉnh có mức độ triển khai năng lượng mặt trời cao như tỉnh Ninh Thuận, cứ 25 chủ dự án điện mặt trời thì 10 người cho biết phải vận hành ở mức 30 - 40% công suất, dẫn đến thiệt hại 21,7 triệu USD (ASEAN ACE, 2020[25]) (xem thảo luận về các hành động đang được thực hiện để tăng tính linh hoạt của hệ thống tại chương 3).
Việc sử dụng cơ chế FIT hấp dẫn để hỗ trợ việc phát triển nhanh chóng quy mô công suất điện mặt trời được thúc đẩy một phần bởi sự chậm trễ trong việc xây dựng các dự án nhà máy nhiệt điện lớn trúng thầu theo luật Đối tác Công tư (PPP). Trong giai đoạn 2016-2020, chỉ hoàn thành được 58% công suất nhiệt điện than theo kế hoạch, so với 118% ở thủy điện và 205% ở năng lượng tái tạo ngoài thủy điện (IEEFA, 2020[26]). Những sự chậm trễ này dẫn đến mức thiếu hụt nguồn cung ngày càng nghiêm trọng trước giai đoạn dịch bệnh COVID-19, được dự báo sẽ thiếu 400 triệu kWh vào năm 2021 và đạt đỉnh 13,3 tỷ kWh vào năm 20231. EVN đã quản lý rất tốt công tác đấu nối và điều chỉnh vận hành hệ thống trước sự thay đổi mang tính nền tảng về kiến trúc hệ thống trong một thời gian ngắn như vậy. Để tránh các rào cản trong việc hỗ trợ đầu tư phù hợp với các chỉ tiêu cao hơn của QHĐ VIII, việc tiếp tục thực hiện các hành động để giảm thiểu rủi ro cắt giảm công suất cho cả công trình đầu tư mới và công trình đã vận hành là rất quan trọng. Việc cắt giảm công suất trên diện rộng mà không có các biện pháp bảo vệ trong hợp đồng thỏa thuận mua bán điện (PPA) có thể khiến nhà đầu tư và bên cho vay mất niềm tin, dẫn đến tăng chi phí huy động vốn và hạn chế vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI).
Trong giai đoạn QHĐ VIII, sẽ cần có các khoản đầu tư lớn cho hạ tầng lưới điện vượt quá khả năng tài chính của EVN. Để giải quyết nguồn vốn đầu tư còn thiếu, Bộ Công Thương đang ngày càng ưu tiên việc tạo điều kiện cho tư nhân tham gia vào lĩnh vực truyền tải. Trạm biến áp và đường dây 500/220 kV đầu tiên do tư nhân đầu tư của Việt Nam được xây dựng vào năm 2020 theo một thỏa thuận thí điểm độc lập. Việc nhân rộng mô hình này đòi hỏi phải xây dựng một khung pháp lý sửa đổi bao gồm sửa đổi Luật Đầu tư và Luật Điện lực, vốn được thiết kế để bảo vệ sự độc quyền trong lĩnh vực truyền tải của EVN. Việc này cũng sẽ yêu cầu một mô hình nhượng quyền đủ điều kiện được cấp vốn, đảm bảo được bảo hộ đầu tư và lợi nhuận cần thiết cho các nhà đầu tư, có đủ quy định và hướng dẫn vận hành phù hợp để phối hợp thuận lợi với EVN (Xem thảo luận về chủ đề này tại chương 4).
Cơ chế FIT đã không đạt được nhiều thành công trong việc hỗ trợ dòng đầu tư cho các công nghệ năng lượng tái tạo khác ngoài điện mặt trời. Điều này được thể hiện rõ ràng trong ngành điện gió, chỉ sản xuất được một phần công suất mặc dù được ưu đãi chất lượng tài nguyên cao. Tính đến cuối năm 2020, mới chỉ có 472 MW điện gió đi vào vận hành, thấp hơn so với mục tiêu 800 MW trong QHĐ VII sửa đổi. Một phần kết quả này là do vấn đề có sẵn từ giá FIT điện gió đầu tiên áp dụng vào năm 2011, được đặt quá thấp để mang lại đủ lợi tức đầu tư sau khi đã điều chỉnh theo rủi ro. Bộ Công Thương đã điều chỉnh cơ chế FIT theo hướng tăng vào cuối năm 2018 (và đưa ra cơ chế FIT đặc thù cho khu vực bãi triều/ngoài khơi) với thời hạn cấp chứng nhận vận hành thương mại là tháng 11/2021, đặt ra thử thách về tiến độ phát triển cho các dự án nếu muốn đi vào vận hành kịp thời hạn. Đại dịch COVID-19 đã làm chậm trễ tiến độ phát triển và theo dự kiến sẽ có tới 1,3 GW trong tổng số 2,9 GW của các dự án điện gió đã ký PPA có nguy cơ bỏ lỡ thời hạn được nhận cơ chế FIT vào tháng 11/2021 (GWEC, 2020[27]).
Vào tháng 6/2020, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Văn bản số 693/TTg-CN giao Bộ Công Thương tinh giản thủ tục phê duyệt các dự án điện gió bổ sung và xem xét tạo điều kiện cho các dự án này bằng cách gia hạn áp dụng cơ chế FIT đến tháng 12/2023. Tới tháng 12/2020, đã có tổng số 11,6 GW công suất điện gió được bổ sung vào Quy hoạch Phát triển Điện lực, trong đó 8,7 GW được Bộ Công Thương nhận xét là rất khó có thể đi vào vận hành thương mại trước thời hạn FIT2. Vào 10/2020, Bộ Công Thương đã ban hành công văn số 8159/BCT-DL trong đó có đề xuất gia hạn thời hạn FIT cho điện gió đến năm 2023 nhưng cắt giảm dần mức biểu giá. Được biết đề xuất này không còn được xem xét nữa và việc đấu thầu công suất điện gió sẽ được quản lý thông qua hệ thống đấu thầu mà không có giai đoạn FIT chuyển tiếp. Hiện không rõ những dự án đang thực hiện theo PPA được phê duyệt nhưng không kịp đi vào vận hành thương mại để được hưởng cơ chế FIT thì sẽ được hỗ trợ như thế nào.
Biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện sinh khối và FIT cho điện sinh khối đồng phát nhiệt - điện (CHP) đã được ban hành vào năm 2014 theo Quyết định số 24/QĐ-TTg. Đối với các nhà máy phát điện sinh khối đủ điều kiện, mức giá được đặt ra nằm ở mức giá biên trung bình của một nhà máy điện than sử dụng nhiên liệu nhập khẩu. Sau đó, quyết định số 942/QĐ-BCT năm 2017 đã cải tiến phương pháp tính chi phí tránh được phân theo khu vực. Kể từ khi được đưa vào sử dụng, không có khoản đầu tư nào vào các nhà máy điện sinh khối được thực hiện. Các dự án điện sinh khối đồng phát nhiệt - điện được hỗ trợ giá FIT cố định trong 20 năm ở mức 1.220 VND/kWh (5,2 cent Mỹ), thấp hơn một nửa mức giá áp dụng cho nhà máy điện sử dụng công nghệ tương tự ở Thái Lan (13 cent Mỹ) và Philippines (12,4 cent Mỹ) (GGGI, 2018[28]). Hiện có 38 nhà máy đường ở Việt Nam đã đầu tư vào điện sinh khối và nhiệt lượng với tổng công suất khoảng 352 MW nhưng chỉ có tám nhà máy phát công suất lên lưới điện. Phân tích của Viện Tăng trưởng Xanh Toàn cầu đã kết luận rằng chỉ riêng ngành mía đường có thể phát triển tới 737 MW tổng công suất điện sinh khối và đồng phát nhiệt - điện nếu các chính sách ưu đãi đầu tư được cải thiện. Thừa nhận hiện trạng tốc độ phát triển chậm chạp của thị trường điện sinh khối, Chính phủ đã phê duyệt Quyết định số 8/QĐ-TTg vào năm 2020, bãi bỏ biểu giá chi phí tránh được cho các nhà máy điện sinh khối, thay thế bằng giá FIT cố định 1.968 đồng/kWh (8,5 cent Mỹ), và nâng giá FIT cho điện sinh khối đồng phát nhiệt - điện lên 1.634 VND/kWh (7 cent Mỹ).
Cơ chế hỗ trợ đấu thầu điện gió ngoài khơi vẫn chưa rõ ràng
Với mục tiêu đã nêu là công suất điện gió ngoài khơi đạt 2-3 GW vào năm 2030 và đạt 11 GW vào năm 2035 trong kịch bản cao, dự thảo QHĐ VIII đặt ra một lộ trình tương đối thận trọng nhằm đưa điện gió ngoài khơi vào cơ cấu nguồn phát điện. Ngay cả với những mục tiêu công suất khiêm tốn, vẫn cần phải thực hiện một số lựa chọn chính sách quan trọng trong thời gian tới để tạo ra một khuôn khổ ổn định nhằm phát triển ngành công nghiệp điện gió ngoài khơi (không gần bờ) và thực hiện các dự án đạt hiệu quả chi phí. Kinh nghiệm quốc tế chỉ ra rằng lợi thế kinh tế nhờ quy mô của các dự án điện gió ngoài khơi đang nhanh chóng tiệm cận 1 GW và các dự án lớn hơn đang có lợi thế trong việc đạt được chi phí sản xuất điện quy dẫn (LCOE) thấp nhất có thể.
Việc giải quyết những thách thức liên quan đến tầm nhìn dài hạn về khung pháp lý của công nghệ năng lượng tái tạo là đặc biệt quan trọng đối với ngành công nghiệp điện gió ngoài khơi (không gần bờ), vốn cần thời gian thực hiện dài để phát triển chuỗi cung ứng phức tạp. Việc thiếu rõ ràng về các quy định chính và triển vọng về chương trình hỗ trợ có thể gây chậm trễ và tăng chi phí đáng kể do tạo ra nhận thức rủi ro cao hơn. Tại thời điểm thực hiện báo cáo này, một nghiên cứu phân tích vẫn đang được tiến hành với mục đích thiết lập các định nghĩa rõ ràng, đánh giá và lựa chọn một chương trình hỗ trợ cùng các thông số quan trọng liên quan. Một lộ trình rõ ràng cho quá trình xây dựng khung pháp lý dự kiến dành cho điện gió ngoài khơi sẽ góp phần to lớn nhằm cải thiện mức độ chắc chắn cho các nhà đầu tư và giúp công suất điện gió ngoài khơi được phát triển theo đúng kế hoạch, đúng thời hạn và tối ưu về chi phí. Một phương pháp đã mang lại kết quả tích cực trên thế giới (vd. khi áp dụng tại Đan Mạch) là chủ động tổ chức tham vấn các đơn vị phát triển và chuỗi cung ứng3 nhằm thiết lập hiểu biết chung về các cơ hội và thách thức chính, ví dụ như các chi trong một quy định cụ thể, hoặc sự phát triển của điện gió ngoài khơi nói chung.
Trong khi nhiều yếu tố quan trọng liên quan đến khung pháp lý điện gió ngoài khơi vẫn đang trong quá trình xây dựng (bao gồm Quy hoạch không gian biển, định nghĩa địa điểm của điện gió ngoài khơi và gần bờ, thiết kế của chương trình hỗ trợ, v.v.), có thể cân nhắc ví dụ trên thế giới về những cách thức tốt nhất để đảm bảo phát triển công suất kịp thời và tiết kiệm chi phí; ví dụ, đảm bảo dự phòng đủ diện tích cho các khu vực điện gió ngoài khơi tương ứng với công suất chưa phân bổ để đưa vào các cuộc đấu thầu tiếp theo, kết hợp các tiêu chí về năng lực/điều kiện hợp lệ đối với các đơn vị phát triển tiềm năng, bên cạnh đó là các tiêu chí về tiến độ và thời gian cần đáp ứng trong giai đoạn phát triển dự án. Tương tự, cần cân nhắc những lợi ích cần đánh đổi giữa việc áp dụng và không áp dụng chương trình hỗ trợ FIT để khởi động và hoàn thiện thị trường trước khi chuyển sang chương trình đấu thầu. Phần lớn các thị trường điện gió ngoài khơi đã phát triển, cũng như các thị trường mới nổi trong khu vực đều đã lựa chọn cơ chế FIT với đặc tính ổn định và ít rủi ro trong giai đoạn ban đầu phát triển ngành.
Công tác phát triển cơ sở hạ tầng cần được phối hợp với hoạt động lập kế hoạch phát triển công suất điện gió ngoài khơi. Kế hoạch xây dựng và nâng cấp các cảng biển để phục vụ kịp thời nhu cầu của các dự án điện gió ngoài khơi sắp tới cần được đưa vào QHĐ VIII và tích hợp với quy hoạch cảng biển trong Quy hoạch tổng thể năng lượng quốc gia. Do kích thước và trọng lượng khổng lồ của thiết bị gió ngoài khơi, các cảng biển hiện có với vị trí phù hợp ở Việt Nam cần được nâng cấp để đáp ứng yêu cầu vận chuyển, lắp đặt, vận hành và bảo trì. Tiến độ nâng cấp cảng biển phải phù hợp với tiến độ phát triển của các dự án điện gió ngoài khơi để cung cấp đầy đủ cơ sở hạ tầng và đảm bảo tính khả thi về tài chính.
Cuối cùng, một quy trình cấp phép đơn giản và minh bạch cho dự án điện gió ngoài khơi sẽ có lợi ích lớn cho ngành. Mô hình một cửa được áp dụng tại Đan Mạch đã góp phần giúp ngành công nghiệp gió ngoài khơi nước này phát triển thành công và đạt hiệu quả chi phí, trong đó Cơ quan Năng lượng Đan Mạch đảm nhận vai trò đầu mối liên hệ duy nhất cho tất cả các bên liên quan đến phát triển điện gió ngoài khơi.
Tiếp tục hỗ trợ điện mặt trời phân tán bằng cơ chế FIT
Cơ chế hỗ trợ điện mặt trời phân tán của Việt Nam đã hết hạn vào cuối năm 2020. Điều này đánh dấu sự kết thúc của cơ chế FIT dành cho điện mặt trời được thiết lập tại Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg với mục đích gia hạn chính sách FIT đầu tiên dành cho điện mặt trời (Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg) theo kế hoạch ban đầu sẽ hết hiệu lực vào ngày 30/6/2019. Quyết định 13 cũng đánh dấu lần đầu tiên một bên mua điện không thuộc EVN được pháp luật cho phép. Đây là một động thái quan trọng, đã mở cửa thị trường cho các mô hình sở hữu của bên thứ ba đối với những hệ thống điện mặt trời dưới 1 MW tiêu thụ tại chỗ. Trong khi các chủ sở hữu công trình điện mặt trời trước đây chỉ được phép tự tiêu thụ hoặc bán điện cho EVN, thì Quyết định 13 cho phép bên thứ ba đầu tư, sở hữu và vận hành các công trình sản xuất điện và bán điện cho khách hàng doanh nghiệp để tiêu thụ tại chỗ và có thể đàm phán linh hoạt về điều khoản thương mại và biểu giá trực tiếp. Quy định này cũng mở đường cho các thỏa thuận mua bán điện doanh nghiệp, theo đó các dự án sản xuất điện ngoại vi có thể ký hợp đồng cung cấp điện với khách hàng doanh nghiệp và trả tiền để cung cấp điện qua lưới điện của EVN.
Những quy định bổ sung cần thiết để hiện thực hóa mô hình này đang được thí điểm vào năm 2021 (được thảo luận thêm bên dưới). Chính phủ Việt Nam sẽ tiếp tục hỗ trợ thị trường điện mặt trời phân tán với cơ chế FIT mới dự kiến sẽ được xây dựng trong năm tới. Các dấu hiệu ban đầu cho thấy Bộ Công Thương ủng hộ cơ cấu biểu giá theo bậc phụ thuộc vào quy mô công suất hệ thống, theo đó những công trình lớn hơn sẽ nhận được biểu giá thấp hơn. Một yếu tố thiết kế quan trọng khác đang được xem xét là yêu cầu các công trình lớn lắp đặt các hệ thống điều khiển, giúp Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện Quốc gia tăng cường công tác theo dõi và kiểm soát hệ thống. Với tỷ trọng tích hợp năng lượng tái tạo biến thiên cao trong lưới điện, đây sẽ là một bước tiến quan trọng cho phép Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia tận dụng tốt hơn các nguồn năng lượng phân tán để cân bằng hệ thống. Bộ Công Thương cũng đang xem xét ứng dụng mức độ linh hoạt cao hơn trong các quy trình để điều chỉnh biểu giá nhanh hơn nhằm kiểm soát tốc độ triển khai năng lượng tái tạo.
Thí điểm thỏa thuận mua bán điện doanh nghiệp sẽ mở ra một con đường mới cho thị trường
Chính phủ Việt Nam, với sự hỗ trợ của Cơ quan Phát triển Quốc tế Hoa Kỳ (USAID), đang thiết kế một chương trình thí điểm về thỏa thuận mua bán điện trực tiếp, dự kiến sẽ khởi động vào năm 2021, hiện đang chờ Thủ tướng Chính phủ phê duyệt đề xuất tại tờ trình số 544/TTr-BCT. Hợp đồng có thể sẽ ở dạng “thỏa thuận mua bán điện tổng hợp”, cho phép các đơn vị sản xuất điện đủ điều kiện phát triển các công trình điện tái tạo ngoại vi trong khi ký PPA với một doanh nghiệp có vai trò là “bên mua điện tổng hợp” . Nhà máy điện sẽ xuất bán điện lên lưới điện quốc gia với mức giá bán buôn giao ngay, đồng thời ký hợp đồng chênh lệch ở mức giá thực thi được thỏa thuận với bên mua điện là doanh nghiệp. Theo các điều khoản này, nếu giá bán buôn thấp hơn giá thực thi, thì bên mua điện là doanh nghiệp sẽ thanh toán cho đơn vị sản xuất điện phần chênh lệch, và ngược lại nếu giá bán buôn cao hơn giá thực thi. Giấy chứng nhận năng lượng tái tạo cũng sẽ được đơn vị phát điện giao cho bên bao tiêu (Hình 5.4) Thí điểm đặt chỉ tiêu tối đa 1 GW công suất năng lượng tái tạo cho các dự án điện gió hoặc điện mặt trời trên 30 MW, thí điểm đã được phê duyệt để đưa vào Quy hoạch Phát triển Điện lực. Việc đưa các thỏa thuận mua bán điện trực tiếp vào khung pháp lý của Việt Nam sẽ là một bước quan trọng để tiếp tục thúc đẩy vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài vào ngành sản xuất của đất nước (xem chương 4). Thỏa thuận mua bán điện trực tiếp cũng tạo cơ hội cho các nhà phát triển phân tán rủi ro về bên bao tiêu khi EVN không còn là đối tác hợp đồng duy nhất.
Hình 5.4. Cấu trúc thỏa thuận mua bán điện tổng hợp trực tiếp
Nguồn: Chương trình Năng lượng Phát thải Thấp Việt Nam của USAID
Tài liệu tham khảo
[25] ASEAN ACE (2020), “Vietnam: Six Ways to Keep Up the Renewable Energy Investment Success”, Policy Brief, No. 13, http://dx.doi.org/10.13140/RG.2.2.11479.50081.
[18] Asian Development Bank (2017), Managing Fiscal Risks of Subnational Borrowing in Viet Nam: Improving Public Expenditure Quality Program, http://dx.doi.org/10.22617/BRF179112-2.
[35] Baker Mckenzie (2021), Vietnam: New draft decision on the future Solar Auction Program.
[30] Bank, W. (2018), Public Investment in Viet Nam: Assessment and Reform Priorities for Overcoming the Bottlenecks.
[9] Brown, M. and T. Vu (2020), “Vietnam’s EVN Faces the Future: Time To Get Renewables Right”, Institute for Energy Economics and Financial Analysis.
[33] BVG Associates (2015), Approaches to cost-reduction in offshore wind A report for the Committee on Climate Change, https://bvgassociates.com/cases/approaches-cost-reduction-offshore-wind/ (accessed on 16 February 2021).
[21] Campanaro, A. and C. Duc Dang (2018), Mobilizing Finance for Local Infrastructure Development in Vietnam: A City Infrastructure Financing Facility, http://dx.doi.org/10.1596/978-1-4648-1287-3.
[8] CSI Market (2020), Utilities Sector Profitability, https://csimarket.com/Industry/industry_Profitability_Ratios.php?s=1200 (accessed on 25 May 2021).
[12] de la Rue du Can, S. et al. (2014), “Design of incentive programs for accelerating penetration of energy-efficient appliances”, Energy Policy, Vol. 72, http://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2014.04.035.
[29] Egli, F., B. Steffen and T. Schmidt (2018), “A dynamic analysis of financing conditions for renewable energy technologies”, Nature Energy, Vol. 3/12, pp. 1084-1092, http://dx.doi.org/10.1038/s41560-018-0277-y.
[23] EVN (2020), Press release on rooftop solar PV development after 31 December 2020.
[10] Fitch Ratings (2020), Fitch Affirms Vietnam Electricity at ’BB’; Outlook Stable, https://www.fitchratings.com/research/corporate-finance/fitch-affirms-vietnam-electricity-at-bb-outlook-stable-15-09-2020 (accessed on 25 May 2021).
[28] GGGI (2018), Sweetening the Deal for Biomass Energy in Viet Nam’s Sugar Industry.
[27] GWEC (2020), Proposed Feed-in-Tariff reduction could “seriously damage” growth of wind power in Vietnam, https://gwec.net/gwec-proposed-feed-in-tariff-reduction-could-seriously-damage-growth-of-wind-power-in-vietnam/ (accessed on 15 February 2021).
[2] IEA (2020), IEA Energy Subsidies Database.
[24] IEA (2020), Unlocking the economic potential of rooftop solar in India, https://www.iea.org/events/unlocking-the-economic-potential-of-rooftop-solar-in-india (accessed on 16 February 2021).
[26] IEEFA (2020), New Regulations Threaten Vietnam’s Remaining Coal Pipeline, https://ieefa.org/wp-content/uploads/2020/10/New-Regulations-Threaten-Vietnams-Remaining-Coal-Pipeline_November-2020.pdf (accessed on 21 February 2021).
[3] Lee, A. and F. Gerner (2020), “Learning from Power Sector Reform Experiences The Case of Vietnam”, No. 9169, World Bank Group.
[6] MOIT/GIZ (2016), Wind Power Investment Guidelines Volume 1: Project Development.
[17] Morgan, P. and L. Trinh (2016), “Fiscal Decentralisation and Local Budget Deficits in Viet Nam: An Empirical Analysis”, No. 613, Asian Development Bank Institute, https://www.adb.org/publications/fiscal-decentralization-local-budget-.
[4] Nong, D. (2018), “General equilibrium economy-wide impacts of the increased energy taxes in Vietnam”, Energy Policy, Vol. 123, http://dx.doi.org/10.1016/j.enpol.2018.09.023.
[11] OECD (2018), OECD Investment Policy Reviews: Viet Nam 2018.
[34] Ondraczek, J., N. Komendantova and A. Patt (2015), “WACC the dog: The effect of financing costs on the levelized cost of solar PV power”, Renewable Energy, Vol. 75, pp. 888-898, http://dx.doi.org/10.1016/j.renene.2014.10.053.
[15] Tan, S. and T. Tran (2020), Impacts of COVID-19 on Firms in Viet Nam, Results from the Business Pulse Survey, World Bank Group, https://openknowledge.worldbank.org/bitstream/handle/10986/34902/Impacts-of-COVID-19-on-Firms-in-Vietnam-Results-from-the-Second-Round-of-COVID-19-Business-Pulse-Survey.pdf?sequence=1&isAllowed=y (accessed on 19 May 2021).
[31] THANH, S. and N. CANH (2020), “FISCAL DECENTRALIZATION AND ECONOMIC GROWTH OF VIETNAMESE PROVINCES: THE ROLE OF LOCAL PUBLIC GOVERNANCE”, Annals of Public and Cooperative Economics, Vol. 91/1, http://dx.doi.org/10.1111/apce.12255.
[13] U4E (2020), ECOFRIDGES GREEN ON-WAGE FINANCIAL MECHANISM LAUNCHED IN GHANA BY THE ENERGY COMMISSION, UNEP AND BASE TO MAKE ENVIRONMENTALLY FRIENDLY COOLING PRODUCTS MORE AFFORDABLE, https://united4efficiency.org/ecofridges-green-on-wage-financial-mechanism-launched-in-ghana-by-the-energy-commission-unep-and-base-to-make-environmentally-friendly-cooling-products-more-affordable/ (accessed on 25 May 2021).
[14] UNDP & MPI (2017), Private Climate Expenditure and Investment Review Viet Nam, https://ledsgp.org/wp-content/uploads/2017/10/Vietnam_private-climate-expenditure_FINAL.pdf (accessed on 15 February 2021).
[32] UNESCAP (2017), Infrastructure Financing Strategies for Sustainable Development in Viet Nam, https://www.unescap.org/sites/default/files/20170915%20National%20Study%20-%20Infrastructure%20Financing%20-%20Viet%20%20Nam.pdf (accessed on 11 February 2021).
[5] Viet Nam Water Portal (2020), Vietnam on road to development of carbon market, https://www.vietnamwaterportal.com/news/vietnam-on-road-to-development-of-carbon-market.html (accessed on 25 May 2021).
[1] World Bank (2021), World Bank Doing Business.
[16] World Bank (2020), Vietnam Energy Efficiency for Industrial Enterprises: Implementation Status and Results.
[19] World Bank (2018), PUBLIC INVESTMENT MANAGEMENT IN VIETNAM Assessment and Reform Priorities for Overcoming the Bottlenecks, https://openknowledge.worldbank.org/bitstream/handle/10986/31762/Public-Investment-Management-in-Vietnam-Assessment-and-Reform-Priorities-for-Overcoming-the-Bottlenecks.pdf?sequence=1&isAllowed=y (accessed on 11 February 2021).
[7] World Bank (2016), Fostering the Development of ESCO Markets for Energy Efficiency, https://openknowledge.worldbank.org/bitstream/handle/10986/23949/Fostering0the00or0energy0efficiency.pdf?sequence=5&%3BisAllowed=y (accessed on 12 February 2021).
[22] World Bank (2016), Institutional Blending via Second-Tier Lender FINDETER in Colombia, https://documents1.worldbank.org/curated/en/546961472031531475/pdf/107973-Colombia.pdf (accessed on 1 June 2021).
[20] World Bank (2013), Assessment of the financing framework for municipal infrastructure in Vietnam, http://www.copyright.com/.