Giấc mơ điện xanh phủ bóng xám: Gỡ vướng ra sao?

Khi Việt Nam ban hành cơ chế giá điện cố định (FIT) cho điện gió vào năm 2011 và 2018, cho điện mặt trời vào năm 2017 và 2020, ít ai ngờ rằng chính sách này sẽ kích hoạt một làn sóng đầu tư quy mô lớn từ các “ông lớn” trong nước lẫn nhà đầu tư quốc tế. 

TTC Energy, PECC1 (Tư vấn xây dựng Điện 1), Trung Nam Group, Tập đoàn Trường Thành – những cái tên nội địa tiên phong đến các tập đoàn nước ngoài như The Blue Circle (Singapore), AC Energy (Philippines), Super Energy (Thái Lan)… đã rót cả nghìn tỷ đồng vào các dự án điện mặt trời và điện gió trải dài khắp cả nước. Họ là những người đến sớm, dám đặt cược lớn vào một thị trường còn non trẻ nhưng đầy hứa hẹn.

Thế nhưng sau giai đoạn phát triển bùng nổ, giấc mơ điện xanh có vẻ như bắt đầu phủ bóng xám. Nhiều dự án dù đã được vận hành thương mại vẫn “loay hoay” vì chưa được thanh toán đầy đủ, chỉ nhận giá tạm, dòng tiền bị tắc nghẽn, kế hoạch tài chính đảo lộn. Họ nói rằng đã đầu tư theo đúng luật, đúng thời điểm, nhưng “luật chơi” lại liên tục bị thay đổi.

Dòng tiền bị siết, nhà đầu tư lao đao

Chia sẻ với phóng viên báo Dân trí, một số chủ đầu tư dự án điện tái tạo chia sẻ khó khăn lớn nhất của họ đến từ việc không được thanh toán tiền điện đầy đủ. Hàng loạt nhà máy điện gió, điện mặt trời đã hoàn thành, đã vận hành thương mại nhưng thiếu hụt dòng tiền nghiêm trọng, đẩy nhà đầu tư vào nguy cơ nợ xấu và phá vỡ cam kết tài chính dài hạn.

Một đại diện của doanh nghiệp nước ngoài đang đầu tư cùng các đối tác trong và ngoài nước khoảng 20 dự án điện tái tạo tại Việt Nam cho biết, trong quá trình phát triển, xây dựng và vận hành, doanh nghiệp luôn tuân thủ các tiêu chuẩn pháp lý và vận hành theo Luật Việt Nam và các chuẩn mực quốc tế. Song vấn đề phát sinh nằm ở văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu công trình xây dựng (CCA) – một thủ tục hành chính thuộc phạm vi của Luật Xây dựng, không phải điều kiện bắt buộc để xác lập ngày vận hành thương mại (COD) theo các quy định thời điểm trước năm 2023.

“Ở thời điểm COD, CCA chưa phải là quy định bắt buộc để hưởng giá FIT. Doanh nghiệp có thuê các đơn vị tư vấn pháp lý độc lập và lẫn bộ phận pháp chế nội bộ rà soát nhưng vẫn không lường hết được chi tiết này. Ngay khi nhận được yêu cầu, chúng tôi đã hoàn thiện thủ tục CCA và nộp phạt hành chính theo đúng quy định”, vị đại diện nói.

Dù vậy, vị này nêu từ kỳ thanh toán tiền điện tháng 1/2025 đến nay, Công ty mua bán điện (EPTC) thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã đơn phương tạm giữ lại tiền thanh toán và chỉ chi trả khoảng 50% giá FIT đã cam kết, khiến nhiều dự án rơi vào tình trạng thiếu hụt nghiêm trọng dòng tiền. Trong khi đó, các chi phí vẫn cần chủ đầu tư thực hiện như chi phí vận hành hàng tháng (rửa pin, nhân công, bảo trì…), chi phí gốc, lãi vay ngân hàng nước ngoài…

Vị này dẫn chứng một dự án điện mặt trời tại Phú Yên (nay là một phần của tỉnh Đắk Lắk), vận hành thương mại từ ngày 30/6/2019 – đúng thời hạn theo Quyết định 11/2017 của Thủ tướng về cơ chế giá FIT1 (9,35 cent/kWh). Tuy nhiên, theo Thông tư 13/2017 của Bộ Công Thương, mốc COD để hưởng giá FIT1 lại quy định là “trước 30/6/2019”, dẫn đến cách hiểu không thống nhất giữa các bên.

Dù doanh nghiệp khẳng định văn bản cấp cao hơn phải được ưu tiên áp dụng, EPTC vẫn chỉ thanh toán tạm thời 70% giá điện kể từ năm 2023, không có văn bản giải thích chính thức nào.

“Do thiếu nguồn thu, doanh nghiệp buộc phải dùng biện pháp “bơm vốn khẩn cấp” từ tập đoàn mẹ để duy trì vận hành. Nhiều khoản vay đối mặt nguy cơ bị xếp vào nhóm nợ xấu nếu tình trạng thanh toán tạm tiếp tục kéo dài. Một số ngân hàng đã có một số biện pháp hỗ trợ khẩn cấp để chờ hướng xử lý từ phía Chính phủ. Tuy nhiên, trong trường hợp xấu nhất, doanh nghiệp không loại trừ khả năng phải tạm dừng vận hành dự án”, vị này nói.

Theo đại diện doanh nghiệp, khó khăn lớn nhất là EVN tự ý đơn phương thay đổi cách hiểu và thực hiện hợp đồng, không căn cứ vào các điều khoản đã ký kết, từ vấn đề CCA đến ngày áp dụng giá FIT. Điều này đẩy nhà đầu tư vào tình thế bị động và rủi ro pháp lý rất lớn.

“Việc thiếu rõ ràng, thiếu ổn định trong chính sách đang tác động mạnh đến niềm tin của nhà đầu tư quốc tế. Một số tập đoàn lớn từ châu Âu và châu Á đã rút khỏi Việt Nam sau vài năm không có tiến triển. Với những nhà đầu tư đang hiện diện, mức độ lạc quan và sẵn sàng mở rộng cũng đang giảm sút rõ rệt”, vị đại diện nói.

Đối với vấn đề CCA, ông cho rằng các doanh nghiệp đều mong muốn Chính phủ xem xét thấu đáo vấn đề này vì đây là nguyên nhân khách quan chứ không phải vi phạm có chủ đích.

“Với các tập đoàn lớn, khi so sánh giữa nhiều thị trường, họ sẽ tính đến rủi ro tỷ giá, pháp lý, khả năng hồi vốn và mức độ minh bạch trong thực thi chính sách. Khi đầu tư dài hạn, điều họ quan tâm nhất là sự ổn định của chính sách. Mọi thay đổi về giá điện, thời điểm COD hay điều kiện thanh toán đều ảnh hưởng trực tiếp đến kế hoạch dòng tiền lên đến 20 năm của một dự án”, ông chia sẻ.

Ông Nguyễn Hữu Quang, đại diện pháp luật của 3 dự án điện mặt trời do Dragon Capital sở hữu với tổng công suất 120MWp, cho biết điện tái tạo vốn không phải là lĩnh vực có lợi nhuận cao, nhưng đổi lại đơn vị chọn đầu tư vì rủi ro thấp và hứa hẹn mang lại dòng tiền ổn định. Chính các yếu tố này khiến các nhà đầu tư quốc tế chấp nhận bỏ vốn vào lĩnh vực năng lượng tái tạo tại Việt nam.

Tuy nhiên, vị này cho rằng các bất cập phát sinh gần đây, đặc biệt là việc EVN tạm giữ thanh toán, nguy cơ hồi tố COD và giá điện đang khiến tình hình tài chính của nhiều dự án bị ảnh hưởng lớn. Một dự án điện mặt trời tại Quảng Trị (49,5MWp) đã bị thanh toán tạm từ tháng 1, khiến dòng tiền sụt giảm tới 45%. “Chúng tôi đang phải làm việc với ngân hàng để xin giãn nợ. Nếu đến ngày 10/7 không đạt được thỏa thuận, khoản vay sẽ bị phân loại vào nợ xấu nhóm 1”, ông Quang cho biết.

Ông cảnh báo nếu việc hồi tố COD xảy ra, doanh nghiệp không chỉ mất đi dòng tiền tương lai mà còn có nguy cơ phải hoàn trả phần chênh lệch giá đã được thanh toán, với rủi ro phá sản dự án, ngừng vận hành rất cao.

Theo vị này, khi đầu tư, các công ty nước ngoài luôn dựa vào hồ sơ pháp lý của dự án được cấp bởi cơ quan có thẩm quyền. “Nếu những văn bản đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền cấp cũng không đảm bảo tính pháp lý của dự án, thì không có gì được xem là an toàn nữa”, ông nhấn mạnh.

Tại thời điểm ban hành giá FIT1, FIT2, không có quy định nào yêu cầu phải có văn bản CCA mới được công nhận COD hoặc được hưởng giá FIT. Nay, việc viện dẫn lại điều kiện CCA để xét lại quyền lợi giá điện là không phù hợp và đang làm lung lay nghiêm trọng niềm tin của nhà đầu tư. “Hiện tại, các nhà đầu tư nước ngoài có dự án vướng mắc đều đang ở trạng thái thận trọng. Không ai dám nghĩ đến chuyện mở rộng đầu tư nếu các vướng mắc không được xử lý một cách công bằng, minh bạch”, ông Quang nói.

Về phía EVN, ông cho rằng quan hệ giữa EVN và chủ đầu tư là quan hệ hợp đồng. “EVN là bên mua điện, không thể đơn phương thay đổi các điều khoản hợp đồng đã ký. Nếu có tranh chấp, Cục Điện lực (Bộ Công Thương) cần đứng ra giải quyết theo thẩm quyền. Đây là ngành đặc thù với chỉ một bên mua là EVN, do đó cần có khung pháp lý và chế tài đủ mạnh để bảo vệ quyền lợi của bên bán”, ông nhấn mạnh.

Theo vị này, việc EVN tạm thanh toán hiện nay không có cơ sở pháp lý rõ ràng. Nếu cơ quan quản lý Nhà nước có văn bản yêu cầu tạm thanh toán thì EVN mới được quyền làm như vậy. “EVN mời chủ đầu tư đến để trao đổi, nhưng sau đó vẫn làm theo ý mình. Các biên bản thể hiện rõ sự không đồng thuận từ doanh nghiệp, nhưng EVN vẫn tiếp tục tạm thanh toán. Điều này khiến việc đối thoại thiếu thực chất và không công bằng, các cuộc họp với EVN chỉ mang tính hình thức”, ông Quang nhận định.

Tính đến nay, tổng dư nợ của hơn 150 nhà máy/phần nhà máy có CCA sau thời điểm hiệu lực của cơ chế giá ưu đãi FIT1, FIT2 vào khoảng 150.000 tỷ đồng. Vị này nhận định nếu không được giải quyết kịp thời, số nợ này có thể chuyển sang nợ xấu, đẩy tỷ lệ nợ xấu của hệ thống ngân hàng tăng thêm 1,5-2%.

Với nhà đầu tư trong nước, đại diện một trong những doanh nghiệp đầu tư lĩnh vực điện tái tạo sớm nhất thị trường chia sẻ trong thời gian tháo gỡ các vướng mắc còn tồn đọng của Quy hoạch điện 8 và Quy hoạch điện 8 điều chỉnh, nhiều dự án đã bị trì hoãn thanh toán và chỉ nhận được thanh toán một phần theo các hợp đồng mua bán điện (PPA) đã ký với EVN vì sự thiếu nhất quán trong các văn bản, đặc biệt là về nghiệm thu CCA từ các cơ quan ban ngành có thẩm quyền ban hành và có hiệu lực trước đó.

“Điều này tác động vô cùng nghiêm trọng đến tài chính các dự án, một số dự án đã và đang đối mặt với việc vi phạm nghĩa vụ trả nợ với các tổ chức cho vay trong nước và quốc tế, công ty gặp khó khăn về dòng tiền, cân đối tài chính, ảnh hưởng nghiêm trọng đến hoạt động kinh doanh”, đại diện doanh nghiệp này chia sẻ.

Theo vị này, từ các vấn đề về thủ tục nghiệm thu CCA, giá FIT cho đến vấn đề nghiêm trọng hơn là thông tin hồi tố giá điện đang đặt các doanh nghiệp trước thách thức lớn. Việc EVN, Bộ Công Thương quyết định thay đổi giá mua hiện tại thấp hơn gần 50% làm thay đổi toàn bộ cục diện của các nhà đầu tư tham gia vào lĩnh vực này.

“Việc chưa giải quyết được các khó khăn trong thời gian dài vừa qua đang tạo ra nguy cơ mất niềm tin của các nhà đầu tư, làm mất ổn định các cấu trúc tài chính hiện có của doanh nghiệp cũng như cơ hội tiếp tục thực hiện các dự án trong Quy hoạch điện 8 và Quy hoạch điện 8 điều chỉnh đã được thông qua”, đại diện doanh nghiệp chia sẻ.

Chuyên gia: Để phát triển cần ổn định chính sách

Trong báo cáo gửi Bộ Công Thương hồi tháng 4 cập nhật kết quả làm việc đối với các dự án điện tái tạo có khó khăn, vướng mắc theo Nghị quyết 233, EVN cho biết thời gian qua đã đề xuất giải pháp thanh toán tiền điện cho các dự án gặp vướng.

Cụ thể, 25 nhà máy/phần nhà máy điện mặt trời (công suất 1.278MWp) đang thanh toán theo giá FIT1 (9,35 cent/kWh) sẽ tạm thanh toán theo giá FIT2 (7,09 US cent/kWh) do thời gian cấp có văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu rơi vào thời điểm hưởng FIT 2.

93 nhà máy/phần nhà máy điện mặt trời (tổng công suất 7.257MWp) đang được thanh toán theo giá FIT (bao gồm FIT1 và FIT2) sẽ tạm thanh toán theo giá trần chuyển tiếp, do có văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu sau thời điểm FIT2 hết hiệu lực.

Với 14 nhà máy/phần nhà máy điện gió (tổng công suất 649MW) đang thanh toán theo giá FIT sẽ được tạm thanh toán theo giá trần chuyển tiếp. Đối với các nhà máy điện chưa có văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu, EVN sẽ tạm thanh toán chi phí vận hành và bảo trì.

Sau đó, trong báo cáo gửi Chính phủ ngày 22/4 về vấn đề về hưởng giá FIT, Bộ Công Thương cho biết mặc dù EVN đã có nhiều văn bản báo cáo Bộ Công Thương để tổng hợp, tuy nhiên Bộ đánh giá các báo cáo của EVN chưa đảm bảo theo yêu cầu của Nghị quyết 233, theo hướng “lựa chọn phương án xử lý tối ưu trên cơ sở phân tích, đánh giá, so sánh lợi ích về kinh tế – xã hội và hạn chế tối đa tranh chấp, khiếu kiện, ảnh hưởng đến môi trường đầu tư; đảm bảo an ninh trật tự, an ninh năng lượng quốc gia và hài hòa lợi ích Nhà nước – nhà đầu tư”.

Trong báo cáo gửi Bộ Công Thương hồi cuối tháng 5, EVN khẳng định, phương án đề xuất phù hợp với chỉ đạo của Bộ Công Thương (tại văn bản 321 ngày 12/12/2024), quy định: “Đối với các dự án đang được hưởng giá FIT có vi phạm theo kết luận của cơ quan có thẩm quyền do không đáp ứng đủ điều kiện được hưởng giá FIT thì không được hưởng giá FIT ưu đãi mà phải xác định lại giá mua bán điện theo quy định; thu hồi lại các khoản giá FIT ưu đãi đã được hưởng không đúng thông qua bù trừ thanh toán tiền mua điện”.

Tuy nhiên, EVN cũng cho rằng không đủ thông tin để đánh giá tác động tổng thể đến kinh tế – xã hội, ảnh hưởng môi trường đầu tư trong nước và quốc tế, do đây là vấn đề vĩ mô, cần có sự hỗ trợ đánh giá từ các cấp quản lý Nhà nước cao hơn.

Tại các biên bản làm việc và văn bản chính thức, các chủ đầu tư đều đề cập và bảo lưu quyền khiếu nại, khiếu kiện trong trường hợp EVN thực hiện tạm thanh toán. EVN cho rằng rủi ro về khiếu kiện, tranh chấp (bao gồm khiếu kiện quốc tế) là hoàn toàn có thể xảy ra ở quy mô lớn.

Do đó, EVN kiến nghị Bộ Công Thương xem xét, phối hợp với các bộ liên quan, đánh giá tổng thể về tác động kinh tế – xã hội, rủi ro khiếu kiện trong nước và quốc tế, ảnh hưởng đến môi trường đầu tư đối với phương án do EVN đề xuất, từ đó quyết định phương án tối ưu để chỉ đạo và hướng dẫn EVN thực hiện.

Những khó khăn tài chính mà các chủ đầu tư lĩnh vực điện tái tạo đang đối mặt không chỉ là vấn đề nội tại, mà còn phản ánh những bất cập trong cơ chế vận hành thị trường điện và sự thiếu nhất quán trong chính sách.

Trong bối cảnh đó, nhiều chuyên gia cho rằng cần giải quyết dứt điểm vướng mắc về giá FIT, vai trò của EVN và cơ quan quản lý, cũng như sự cần thiết của một khung pháp lý, chính sách ổn định, minh bạch để bảo vệ niềm tin nhà đầu tư và đảm bảo an ninh năng lượng trong dài hạn.

Ông Bùi Văn Thịnh – Chủ tịch Hiệp hội Điện gió và Điện mặt trời Bình Thuận – cho biết hiện nay, đa số doanh nghiệp đang rất khó khăn về tình hình tài chính, chủ yếu do chưa được thanh toán đầy đủ theo giá mua điện đã cam kết trong hợp đồng. Ông cho rằng doanh nghiệp bị thiệt hại một, nhưng môi trường đầu tư của Việt Nam sẽ bị ảnh hưởng gấp nhiều lần nếu tình trạng này kéo dài.

Liên quan đến văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu công trình xây dựng, ông Thịnh cho biết đây là một quy định thuộc Luật Xây dựng. Trong các dự án năng lượng tái tạo, chủ đầu tư cùng tư vấn, nhà thầu đều thực hiện nghiệm thu nội bộ theo đúng quy trình. Việc có hay không có CCA không phải là điều kiện của hợp đồng mua bán điện và không thể dùng để làm căn cứ xem xét lại hợp đồng đã ký.

Theo PGS. TS Đặng Trần Thọ – Viện trưởng Viện Công nghệ Năng lượng (Đại học Bách Khoa Hà Nội), một trong những rào cản lớn nhất trong quá trình chuyển đổi năng lượng tại Việt Nam là sự thiếu hoàn thiện và thiếu ổn định của khung chính sách.

Đến nay, dù đã ban hành Quy hoạch điện 8 điều chỉnh và các cam kết quốc tế về phát thải ròng bằng 0, nhưng vẫn chưa có một cơ sở luật về năng lượng tái tạo (Luật Năng lượng tái tạo) hoặc luật chuyển đổi năng lượng. Điều này dẫn đến tình trạng các chính sách có phần rời rạc, thiếu tính ràng buộc pháp lý cao, khó triển khai nhất quán giữa trung ương và địa phương. Cơ chế giá điện sau FIT chưa được ban hành kịp thời, khiến các nhà đầu tư mất niềm tin và đình hoãn nhiều dự án.

Việc chuyển từ cơ chế FIT sang đấu thầu hoặc PPA theo giá trần cũng chưa rõ ràng về phương pháp xác định giá, cơ chế chia sẻ rủi ro và lộ trình áp dụng. Đồng thời, các hợp đồng PPA hiện tại chưa có tính ràng buộc cao về pháp lý, thiếu cơ chế bảo lãnh thanh toán hoặc chia sẻ rủi ro hạ tầng – chính sách – pháp lý, khiến các tổ chức tài chính quốc tế khó tham gia đầu tư dài hạn.

Bên cạnh đó, ông cho rằng sự chồng chéo giữa Luật Điện lực, Luật Đầu tư, Luật Đất đai và Luật Bảo vệ môi trường đang gây ra nhiều bất cập trong quá trình cấp phép đầu tư. Theo chuyên gia này, một trong những điều kiện tiên quyết để triển khai hiệu quả Quy hoạch điện 8 điều chỉnh là xây dựng và hoàn thiện hệ thống thể chế mang tính đồng bộ, rõ ràng, ổn định và đủ linh hoạt để thích ứng với xu thế công nghệ và thị trường.

Theo ông, cần khẩn trương ban hành Luật Năng lượng tái tạo, trong đó quy định cụ thể về: Phạm vi điều chỉnh các loại hình năng lượng tái tạo; quyền và nghĩa vụ của nhà đầu tư; cơ chế cấp phép, đấu nối, lưu trữ; hợp đồng PPA mẫu có ràng buộc pháp lý; cơ chế thanh toán dịch vụ phụ trợ và chia sẻ rủi ro. Luật cần được thiết kế phù hợp với xu hướng quốc tế, có tham vấn cộng đồng doanh nghiệp và tổ chức tài chính lớn để đảm bảo tính khả thi và hấp dẫn đầu tư.

Bên cạnh đó, các văn bản hướng dẫn như Nghị định, Thông tư liên quan đến đấu thầu dự án điện, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), định giá lưu trữ, và quy chuẩn kỹ thuật về tích hợp năng lượng tái tạo cũng cần được ban hành sớm. 

Rà soát từng dự án

Ngày 28/6, Văn phòng Chính phủ có thông báo truyền đạt chỉ đạo của Phó Thủ tướng Nguyễn Hòa Bình về tháo gỡ các khó khăn, vướng mắc cho các dự án điện tái tạo. Phó Thủ tướng phê bình một số bộ, cơ quan, địa phương chưa thực sự quyết liệt, còn đùn đẩy, né tránh, trong đó Bộ Công Thương là cơ quan thường trực, chủ trì, có trách nhiệm chính.

Về việc triển khai Nghị quyết 233, Bộ Công Thương được giao chủ trì, phối hợp với Bộ Tư pháp, Thanh tra Chính phủ, EVN rà soát điều kiện để được hưởng giá FIT của từng dự án, trong đó có phân loại các dự án nộp hồ sơ kiểm tra công tác nghiệm thu trong thời điểm xảy ra dịch bệnh dịch Covid-19, các dự án có vốn nước ngoài.

Đặc biệt, lãnh đạo Chính phủ yêu cầu các cơ quan này phân tích, đánh giá kỹ các mặt ảnh hưởng, có lợi/bất lợi của phương án tạm thanh toán/thu hồi giá FIT theo đề xuất của EVN, rủi ro tranh chấp và khiếu kiện bao gồm các khiếu kiện quốc tế; xác định giá trị chênh lệch giữa giá trị tạm thanh toán theo phương án đề xuất và giá trị thanh toán theo hợp đồng đã ký của từng nhà máy; chi phí phát sinh trong trường hợp xảy ra khiếu kiện… báo cáo Chính phủ xem xét trước ngày 15/7.

Để tiếp tục tháo gỡ khó khăn, vướng mắc cho các dự án trong thời gian tới, Phó Thủ tướng cũng giao Bộ Tài chính xây dựng kế hoạch thực hiện chỉ đạo của Bộ Chính trị, tham mưu Thủ tướng các nhiệm vụ, lộ trình xử lý các dự án vướng mắc. Bộ Tài chính chủ trì hướng dẫn các bộ, ngành, địa phương rà soát, phân loại dự án theo thẩm quyền và phối hợp Văn phòng Chính phủ dự thảo công điện chỉ đạo, đảm bảo không xảy ra vi phạm, thất thoát hồ sơ.

Cùng với Thanh tra Chính phủ, các dự án sẽ được phân loại theo mức độ vi phạm, trình tự thủ tục, hoặc vướng cơ chế để xử lý phù hợp. Các dự án không vi phạm sẽ không bị thanh tra lại, còn dự án có vi phạm sẽ phân cấp thẩm quyền thanh tra. Thanh tra Chính phủ xây dựng kế hoạch, quy trình thanh tra để hướng dẫn địa phương thực hiện đúng, tránh gây nhũng nhiễu, tiêu cực. Các địa phương có trách nhiệm đề xuất phương án tháo gỡ và báo cáo Thủ tướng.

Mới đây nhất, ngày 7/7, tại cuộc họp của Ban Chỉ đạo Trung ương về phòng, chống tham nhũng, lãng phí, tiêu cực, Tổng Bí thư Tô Lâm yêu cầu khẩn trương hoàn thành việc rà soát, làm rõ nguyên nhân, có phương án xử lý cụ thể đối với từng dự án, công trình chậm tiến độ, tồn đọng kéo dài, hiệu quả thấp, nguy cơ gây thất thoát, lãng phí; chỉ đạo xử lý dứt điểm những khó khăn, vướng mắc đối với 2 dự án 2 Bệnh viện Trung ương; các dự án năng lượng tái tạo; dự án giải quyết ngập do triều khu vực TPHCM.