Theo dự thảo quyết định của Thủ tướng về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời (Bộ Công Thương xây dựng), chính sách giá điện mặt trời được đề xuất chỉ còn một mức cho tất cả các vùng bức xạ, thay vì chia làm 4 vùng hoặc 2 vùng như các đề xuất trước đây.
Lợi nhuận bị đe dọa
Cụ thể, biểu giá mua điện của các dự án điện mặt trời nối lưới tại điểm giao nhận điện được quy định: Dự án điện mặt trời mặt đất có giá 1.620 đồng/kWh, tương đương 7,09 cent/kWh. Giá mua với dự án điện mặt trời nổi là 1.758 đồng/kWh, tương đương 7,69 cent/ kWh. Dự án điện mặt trời mái nhà là 2.156 đồng/kWh, tương đương 9,35 cent/kWh.
Giá mua điện này được áp dụng cho một phần hoặc toàn bộ nhà máy điện mặt trời nối lưới có ngày vận hành thương mại trong giai đoạn từ ngày 1/7/2019 đến ngày 31/12/2021 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.
So với giá điện mặt trời 9,35 cent được áp dụng trước ngày 30/6, chỉ có giá điện mặt trời mái nhà giữ nguyên, còn giá điện mặt trời mặt đất và điện mặt trời nổi đều giảm. Vì vậy, nhiều doanh nghiệp (DN) đã lên tiếng cho rằng quy định trên là bất cập. Suất đầu tư vẫn giữ chi phí như trước nhưng giá bán giảm mạnh sẽ khiến lợi nhuận của nhà đầu tư bị ảnh hưởng.
Theo đại diện CTCP Ecotech Việt Nam, điều kiện vay vốn ngân hàng ngày càng khó khăn, lãi vay cao. Trong khi đó, thời gian qua, các nhà máy điện mặt trời khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận chỉ được phát lên hệ thống 50-60% công suất khiến chủ đầu tư bị thiệt hại tài chính.
Vì vậy, nếu giá điện giảm, lại tập trung ở một số vùng nhất định, tình cảnh quá tải lưới tái diễn là rủi ro vô cùng lớn với nhà đầu tư. Nếu chỉ có một giá điện mặt trời cho các vùng bức xạ, chắc chắn nhà đầu tư sẽ chọn khu vực nào có tiềm năng về nắng lớn nhất như 6 tỉnh Tây Nguyên và câu chuyện quá tải lưới sẽ lặp lại mà không khuyến khích được đầu tư vào các tỉnh phía Bắc, miền Trung.
Tại văn bản gửi Thủ tướng Chính phủ, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) phân tích cường độ bức xạ của Việt Nam thay đổi nhiều theo các vùng. Các tỉnh miền Bắc có bức xạ thấp nhất, bình quân khoảng 3,7 kWh/m2/ngày, trong khi các tỉnh phía Nam, khu vực Nam Trung bộ và Tây Nguyên có bức xạ bình quân lên đến 4,8 - 5,1 kWh/m2/ngày (gấp gần 1,4 lần), dẫn đến các dự án điện mặt trời nối lưới đang phát triển tập trung tại một số địa phương có cường độ bức xạ lớn, gây quá tải cục bộ, ảnh hưởng đến an toàn cung cấp điện của hệ thống.
Nhằm khắc phục hiện tượng này, VEA đề nghị thực hiện giá mua điện từ các dự án điện mặt trời nối lưới theo nhiều vùng (2 - 4 vùng) thay cho giá mua điện chung trong cả nước như hiện nay.
Ngoài ra, việc áp dụng giá mua điện theo nhiều vùng sẽ mang lại một số hiệu quả như tạo điều kiện cho các cơ quan quản lý, các đơn vị vận hành hệ thống điện có nhiều lựa chọn trong việc tích hợp nguồn điện mặt trời với các loại hình nhà máy điện khác trong khu vực nhằm mang lại hiệu quả cao nhất. Giá mua điện mặt trời theo nhiều vùng cũng đã được nhiều quốc gia áp dụng.
Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết tính cuối tháng 6/2019, cả nước có 89 nhà máy điện gió và mặt trời với tổng công suất 4.543,8 MW, chiếm 8,3% tổng công suất hệ thống điện quốc gia. Con số này đã vượt xa so với dự kiến của Quy hoạch điện VII điều chỉnh (850 MW điện mặt trời vào năm 2020). Trong đó, riêng 2 tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận hiện có 38 nhà máy điện gió, điện mặt trời với tổng công suất 2.027 MW. Dự kiến, đến tháng 12/2020, công suất điện gió và điện mặt trời ở 2 tỉnh này sẽ tăng lên 4.240 MW.
Trong khi nguồn công suất tại chỗ rất lớn thì nhu cầu phụ tải của Ninh Thuận và Bình Thuận lại rất nhỏ. Theo tính toán cân bằng công suất của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia, nhu cầu điện tại tỉnh Ninh Thuận từ nay đến tháng 12/2020 chỉ dao động 100 - 115 MW và Bình Thuận từ 250 - 280 MW. Chính vì vậy, công suất cần phải truyền tải từ hai địa phương này cũng rất lớn, với Ninh Thuận là 1.000 - 2.000 MW, Bình Thuận: 5.700 – 6.800 MW (bao gồm cả các nguồn điện truyền thống).
Theo tính toán, sự phát triển nóng này đã dẫn tới tình trạng đa số các đường dây, trạm biến áp từ 110-500 kV trên địa bàn đều quá tải, có đường dây quá tải lên đến 360%. Mức mang tải của các đường dây còn tiếp tục tăng lên trong thời gian tới.
 |
| Chính sách giá điện mặt trời được đề xuất chỉ còn một mức cho tất cả các vùng bức xạ |
Đầu tư vẫn nóng
Tuy nhiên, cũng có ý kiến đồng thuận với chính sách điện mặt trời một giá. Cụ thể, ông Phan Ngọc Ánh, Giám đốc công ty TNHH công nghệ năng lượng Alena, cho rằng giá mua điện có thể giảm so với trước đây nhưng chắc chắn vẫn hấp dẫn nhiều nhà đầu tư. Việc đưa ra nhiều mức giá là không nên. Miền Nam phát triển điện mặt trời tốt thì phải làm sao để khuyến khích khu vực đó phát triển tốt hơn, chứ không phải giảm giá để hạn chế phát triển. Còn nâng giá miền Bắc lên để khuyến khích đầu tư ra phía Bắc sẽ gây hiệu quả kém, lãng phí đầu tư bởi suất đầu tư là không đổi.
Tuy vậy, theo ông Ánh, để phát triển điện mặt trời cần phải giải quyết những bất cập trong hợp đồng mua bán điện theo hướng minh bạch, tạo thuận lợi cho nhà đầu tư. Việc xây dựng nhà máy điện mặt trời khá nhanh nên chính sách đi chậm sẽ làm chậm cả giai đoạn phát triển.
Thực tế thời gian qua, dòng vốn ngoại cũng không ngừng chảy vào thị trường năng lượng tái tạo Việt Nam, nhất là điện mặt trời dù chính sách giá ưu đãi đã hết hạn từ 30/6/2019.
Điển hình như CTCP Fujiwara (Nhật Bản) vừa khánh thành nhà máy điện mặt trời tại khu kinh tế Nhơn Hội (Bình Định). Dự án có tổng công suất lắp đặt 100 MWp, tổng vốn đầu tư 63,7 triệu USD.
Tháng 8/2019, Tập đoàn Scatec Solar (Na Uy) cho biết có chủ trương đầu tư dự án Nhà máy điện mặt trời nổi Trị An có công suất 1.000 MW, gần bằng 1/4 công suất điện mặt trời Việt Nam. Trước đó, cuối tháng 5, tập đoàn này đã ký thỏa thuận hợp tác đầu tư trị giá khoảng 500 triệu USD vào Việt Nam để xây dựng 3 dự án điện mặt trời quy mô lớn tại các tỉnh Bình Phước, Quảng Trị và Nghệ An.
Từ đầu năm tới nay, hàng loạt DN Nhật Bản, Hàn Quốc, Thái Lan, Na Uy... cũng mạnh tay rót vốn vào thị trờng năng lượng mặt trời tại Việt Nam.
Ông Ojasvi Gupta, Tập đoàn năng lượng Amplus (Ấn Độ), cho biết trong trường hợp áp dụng một mức giá mua điện mặt trời trên cả nước, các nhà đầu tư, phát triển năng lượng điện mặt trời sẽ chỉ chú trọng đầu tư dự án tại các khu vực có cường độ bức xạ lớn và điều này đòi hỏi chính quyền địa phương phải đáp ứng các nhu cầu về cơ sở hạ tầng (giải phóng mặt bằng, hệ thống truyền tải và phân phối).
Hiện tại, mức giá mua điện mặt trời của Việt Nam tương đối hấp dẫn so với các nước trong khu vực, do đó khi điều chỉnh giá xuống, sức hút tuy có giảm sút nhưng không khiến hoạt động đầu tư đi xuống. Để thúc đẩy hoạt động đầu tư lĩnh vực này, tạo sức hút với dòng vốn nước ngoài, vấn đề hiện tại là cải thiện cơ sở hạ tầng và hoàn thiện khung pháp lý.
Lê Thúy
