Xây dựng nhà máy điện mặt trời : chuyện người trong cuộc

Trước cơn lốc đầu tư xây dựng nhà máy điện mặt trời để kịp thời điểm vẫn hưởng giá bán điện 9,35 cent/kWh trước ngày 30/6/2019 (ngày Quyết định 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam hết hiệu lực), nhiều nhà đầu tư sau khi có Giấy phép đã làm việc bất kể ngày đêm để đưa nhà máy vào vận hành đúng tiến độ.

Và với công xưởng sản xuất tấm pin mặt trời tại Trung Quốc cung cấp cho toàn thế giới, việc lắp đặt và vận hành một nhà máy điện mặt trời với công suất khoảng 50 MW không phải là vấn đề. Nhưng để có mặt bằng cho việc xây dựng mới là việc vô cùng khó, trong đó, cơ chế mềm của một nhà đầu tư tư nhân đã phát huy tính ưu việt hơn hẳn nhà đầu tư từ ngân sách.

Huyện Cam Lâm, tỉnh Khánh Hòa nhanh chóng trở thành điểm ngắm của nhà đầu tư điện mặt trời nhờ nguồn bức xạ mặt trời cao quanh năm

Được thiên nhiên ưu đãi nguồn bức xạ mặt trời cao quanh năm, huyện Cam Lâm, tỉnh Khánh Hòa nhanh chóng trở thành điểm ngắm của nhà đầu tư điện mặt trời. Sau khi khảo sát kỹ lưỡng tính chất đất ở đây, UBND tỉnh Khánh Hòa đã đồng ý cấp phép xây dựng hai nhà máy điện mặt trời tại hai xã Cam An Nam và Cam An Bắc là Nhà máy Điện mặt trời AMI Khánh Hòa (chủ đầu tư là Công ty CP Năng lượng AMI Khánh Hòa) và Nhà máy Điện mặt trời Điện lực miền Trung (chủ đầu tư là Tổng công ty Điện lực miền Trung – EVNCPC, thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam – EVN).

Nếu như Điện mặt trời AMI mất hơn 1 năm để hoàn tất giấy phép đầu tư, bổ sung vào quy hoạch điện mặt trời ở địa phương, thì Điện mặt trời Điện lực miền Trung lại rất thuận lợi, bởi đây là dự án mà ban đầu EVN dự định thí điểm để xác định giá.

Nhưng mọi khó khăn lại nằm ở khâu giải phóng mặt bằng, nơi mà cơ chế mềm phát huy tác dụng, mà những doanh nghiệp nhà nước không thể có được sự linh hoạt như vậy.

Ông Hứa Minh Đức – Giám đốc Nhà máy Điện mặt trời AMI Khánh Hòa nhớ lại khoảng thời gian đầy áp lực khi xây dựng Nhà máy

Ông Hứa Minh Đức – Giám đốc Nhà máy Điện mặt trời AMI Khánh Hòa nhớ lại giai đoạn bắt đầu công tác giải phóng mặt bằng để xây dựng Nhà máy từ tháng 1/2018 đến tháng 9/2018. Tháng 10/2018, khởi công xây dựng, đến tháng 3/2019 dành cho giải phóng mặt bằng đường dây. Ngày 25/5/2019, Nhà máy chính thức đóng điện và kết nối với hệ thống của Công ty Điện lực Khánh Hòa.

Đó là một khoảng thời gian đầy áp lực, ông Đức chia sẻ. Công tác giải phóng mặt bằng Nhà máy khá thuận lợi. Trước khi chúng tôi đến, người dân đầu tư 35 triệu đồng/ha để trồng mía, đến lúc thu hoạch chỉ bán được có 25 triệu đồng, lỗ 10 triệu. Đất đai ở đây chẳng đầu tư canh tác được gì ngoài cây mía.

Do đó, khi có chủ trương nhường đất cho dự án, dân rất phấn khởi. Mới đầu, mỗi ha đất chỉ vài trăm triệu, sau cứ lên dần đến cả tỉ đồng, gửi vào ngân hàng mỗi tháng không làm gì tiền lãi cũng bằng mức lương của người công nhân đi làm, nên họ rất mừng, đồng thuận bán đất. Công tác xây dựng san lấp mặt bằng vì thế cũng rất thuận lợi, trang thiết bị lắp đặt đúng tiến độ.

Các mảng pin được đấu nối vào các combiner box để chuyển năng lượng đến các inverter

Tuy nhiên, công tác giải phóng mặt bằng cho việc kéo đường dây mới phức tạp. Để kéo đường dây từ trạm biến áp của Nhà máy ra trạm biến áp Cam Ranh để hòa lưới, Nhà máy phải xây dựng 27 trụ điện. Số tiền đền bù cho dân không đáng bao nhiêu, có thể chỉ vài chục triệu, nhưng trụ điện lại nằm ngay giữa ruộng của dân nên rất khó khăn trong việc thương lượng.

Chúng tôi đã phải dùng rất nhiều cách để thương lượng với dân. Giải quyết xong đền bù của 27 trụ điện thì đến đền bù hoa mầu trong hành lang an toàn lưới điện theo quy định. Chủ đầu tư chỉ đền bù hoa mầu trên hành lang an toàn. Tuy nhiên, sau này trên khoảng đất đó họ không trồng được cây lâu năm, thành ra cũng gây bức xúc cho dân.

Mỗi ca trực có 1 trưởng ca, 1 trưởng phụ và 2 kỹ thuật, ca đêm chỉ có 2 người

Ngoài ra, vị trí đặt trạm biến áp truyền tải có quy hoạch dân cư, có đường sá, đường dây đi ngay trên đầu nhà dân, họ sợ đất bán không được, giá trị đất giảm nên khi chúng tôi thi công, họ kéo nhau ra phản ứng, thậm chí livestream lên mạng xã hội.

Vì thế, một mặt, chúng tôi tiếp tục thương lượng với dân, một mặt, trong hai ngày 24-25/4 khi kéo đường dây, chúng tôi phải nhờ sự hỗ trợ của chính quyền địa phương để bảo vệ thi công.

Chỉ đến khi đóng điện thành công, Nhà máy vận hành trôi chảy, chúng tôi mới thực sự thở phào. Nhờ đóng điện đúng tiến độ nên Nhà máy vẫn được hưởng mức giá của Quyết định 11.

Trạm biến áp đặt trong tòa nhà điều hành

Năm 2019, Khánh Hòa đặc biệt gần như không có mùa mưa như tính toán ban đầu (3 tháng mưa/năm), do vậy, tiềm năng phát điện của AMI Khánh Hòa rất tốt.

Nhà máy Điện mặt trời AMI Khánh Hòa có tổng cộng 146.780 tấm pin, các tấm pin chia thành nhiều chuỗi, 30 tấm tạo thành mảng pin được đấu nối vào 219 combiner box, từ đó chuyển đến 19 inverter điện áp 22kV sau chuyển đổi sẽ chuyển đến trạm biến thế đặt tại tòa nhà. Tại đây có 2 biến thế, tổng công suất 50MVA, cấp điện áp 22kV lên 110 kV.

Hệ thống đường dây tải điện dài 5,5km từ Nhà máy đi ra trạm biến thế Cam Ranh. Sản lượng hàng ngày đưa hết lên lưới. Ban ngày, Nhà máy dùng điện mặt trời, ban đêm dùng điện lưới.

Hệ thống tấm pin mặt trời được vệ sinh thường xuyên bởi robot.

Không may mắn như AMI Khánh Hòa, Nhà máy Điện mặt trời Điện lực miền Trung chỉ kịp đóng điện 10MW cho mức giá 9,35 cent/kWh, không đủ công suất như thiết kế ban đầu là 50MW. Nguyên nhân cũng là do không kịp giải phóng mặt bằng.

Thời điểm này, Nhà máy đã hoàn thành đóng điện 50MW, nhưng 40MW vào sau hiện chưa có quy định về mức giá. Đây là dự án thí điểm của EVN nhằm xác định mức giá của điện mặt trời, tuy nhiên đã lỡ mất thời điểm, do không thể linh hoạt được trong quá trình đàm phán mua đất của dân để giải phóng mặt bằng xây dựng nhà máy.

Ông Nguyễn Xuân Thủy – Phó Giám đốc Ban A của EVNCPC chia sẻ về những rào cản mà một doanh nghiệp nhà nước gặp phải trong quá trình đàm phán giải phóng mặt bằng

Khoát tay một vòng trên cánh đồng điện mặt trời rộng mênh mông, đẹp như tranh vẽ, ông Nguyễn Xuân Thủy – Phó Giám đốc Ban A của EVNCPC cho biết, điện mặt trời đã đem đến cho vùng đất này một diện mạo mới, đóng góp vào nguồn thu ngân sách của tỉnh, tăng giá trị cho vùng đất canh tác khô cằn không đem lại hiệu quả kinh tế này.

Tuy nhiên, là một doanh nghiệp nhà nước, chúng tôi thực sự đã gặp rất nhiều rào cản để đi đến như ngày hôm nay.

Ông Thủy nhớ lại, cùng thời điểm hai dự án điện mặt trời tại huyện Cam Lâm được phê duyệt, là doanh nghiệp nhà nước nên Nhà máy Điện mặt trời Điện lực miền Trung được áp giá mua đất theo đơn giá của tỉnh ban hành.

Vì nó quá thấp với thực tế, nên Nhà máy không thể triển khai được. Mỗi lần xin điều chỉnh giá mua đất lại chờ phê duyệt mất mấy tháng, thì lúc đó giá đất thực tế lại đã khác rất xa rồi. “Cứ như vậy, vài lần điều chỉnh là chúng tôi không kịp có mặt bằng để lắp đặt tấm pin” – ông Thủy chia sẻ.

Chỉ tay vào lùm xanh khoét vào những tấm pin mặt trời lấp lánh, ông Thủy cho hay, chủ nhân miếng đất này đòi tiền đền bù đất quá cao, mặc dù mảnh đất này hoàn toàn không sinh lợi nhuận. Sau nhiều lần đàm phán không thành công, Nhà máy đang tính phương án đề nghị tỉnh Khánh Hòa hỗ trợ đổi sang khu đất khác.

Cánh đồng điện mặt trời của Điện lực miền Trung như một bức tranh

Chật vật để giải phóng mặt bằng, nên đến thời điểm Quyết định 11 hết hiệu lực, Nhà máy chỉ kịp đóng điện 10MW. Số còn lại đến tận cuối tháng 12/2019 mới hoàn tất thì chưa có mức giá cụ thể do Chính phủ quy định.

Hiện chúng tôi rất mong muốn Chính phủ sớm có quyết định về mức giá điện mặt trời để các doanh nghiệp như chúng tôi có thể yên tâm sản xuất và định hướng được sự phát triển của mình trong tương lai, ông Thủy nói.

Tính đến thời điểm tháng 3/2020, đã có tổng số 4.500 MW điện mặt trời được lắp đặt, khoảng 60% đã được kết nối với hệ thống điện quốc gia, được mua với giá 9,35 cent/kWh.

Cho đến thời điểm hiện tại, chưa có quyết định tiếp theo về mức giá điện mặt trời.

Tháng 2/2020, Bộ Công Thương đã trình Chính phủ đề xuất cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời theo phương án cố định (giá FIT). Cụ thể, những dự án hoặc phần dự án điện mặt trời nối lưới đã được cấp chủ trương đầu tư trước ngày 23/11/2019 và có ngày vận hành thương mại từ 1/7/2019 đến 31/12/2020 được áp dụng hưởng giá ưu đãi 7,09 cent/kWh, với dự án điện mặt trời mặt đất và 7,69 cent/kWh, với dự án điện mặt trời nổi. Điện mặt trời áp mái vẫn giữ giá 9,35 cent/kWh. Mức giá này chưa bao gồm VAT.

Hồ Nga

Nhìn điện mặt trời, lo điện gió

Điện gió đang lên cơn sốt với mức giá ưu đãi gần 2.000 đồng/số nhưng nếu nhà đầu tư không cẩn thận, vết xe đổ của điện mặt trời có thể “vận” vào điện gió.

Điện gió trong cuộc đua nước rút

Mới đây tôi nhận được cuộc gọi của một chuyên gia về năng lượng tái tạo có kinh nghiệm phát triển nhiều dự án điện mặt trời, điện gió ở Việt Nam. Trong câu chuyện, ông nói không khỏi băn khoăn khi thấy nhiều nhà đầu tư đổ xô vào điện gió. “Đầu tư vào điện gió lúc này để hưởng giá ưu đãi cũng rủi ro lắm”, ông nói.

Tôi biết, băn khoăn của ông xoay quanh 2 từ “tiến độ”.

Mức giá ưu đãi cho điện gió đến trước tháng 11/2021 là hết hạn, cho nên nhiều nhà đầu tư đang phải chạy đua với thời gian để đưa công trình vào vận hành. Nhưng điện gió lại không nhanh như điện mặt trời được.

Với dự án điện gió đã được bổ sung vào quy hoạch, để có được báo cáo nghiên cứu khả thi (FS), nhà đầu tư phải có dữ liệu đo gió, ít nhất là mất 12 tháng. Độ sai số của dữ liệu gió cũng liên quan nhiều đến địa hình. Nhiều nhà đầu tư chọn cách làm song song quy hoạch và đo gió, nhưng cũng phải mất 12 tháng cho phần việc này. 

Khi có dữ liệu đo gió, nhà đầu tư mới làm được thiết kế, công việc tiêu tốn nhiều thời gian. “Nhà đầu tư nào làm điện gió mà đến giờ chưa thu thập được dữ liệu đo gió ít nhất 6 tháng thì không thể kịp đưa vào vận hành vào trước tháng 11/2021”, vị này khẳng định. Khi đó, liệu chính sách với điện gió có thay đổi chóng mặt như điện mặt trời không là nhiều nhà đầu tư băn khoăn.

Kịch bản xảy ra với điện mặt trời rất dễ xảy ra với điện gió, rất ít dự án điện gió có thể kịp vận hành để hưởng giá ưu đãi.

Nhìn điện mặt trời, lo cho điện gió

Ngoài ra, việc đặt mua thiết bị điện gió cũng rất khó khăn. Dòng tuabin 5MW, nhiều nhà đầu tư muốn đặt cũng không có. Còn dòng tuabin 4MW đặt hàng phải mất 1 năm mới có hàng giao, có nghĩa đến 2021 mới lắp đặt được.

“Những thiết bị này nhà đầu tư thường đặt từ Thụy Điển, Đức, Mỹ, Trung Quốc. Ngay cả hàng của Trung Quốc không phải đặt là cũng có ngay được. Với thiết bị điện gió, khi có khách đặt hàng thì nhà máy mới làm, chứ không có sẵn. Công suất nhà máy sản xuất thiết bị điện gió có giới hạn. Nếu cùng nhiều đơn hàng trên thế giới đặt, họ sẽ ưu tiên cho các khách hàng thân quen hơn. Doanh nghiệp Việt Nam đặt hàng cũng sẽ bị chậm”, chuyên gia này cho hay.

Đó là chưa kể, nhiều dự án điện gió cũng có chung nỗi lo như điện mặt trời, đó là đầu tư vào những vùng lưới điện bị quá tải nên không thể bán hết lượng điện sản xuất ra. Không nói đâu xa, một số dự án điện gió vận hành trước thời điểm mức giá ưu đãi mới được ban hành cũng đang phải chịu cảnh không phát được hết điện sản xuất lên lưới.

Ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió Bình Thuận tỏ ra “tâm tư” khi các dự án điện gió bị cắt giảm công suất vì điện mặt trời làm cho liên lụy.

Đơn cử, có 3 dự án ở Bình Thuận, Ninh Thuận đang phải chịu chung cảnh cắt giảm công suất cùng các dự án điện mặt trời trên địa bàn. Các dự án này được hưởng mức giá khoảng 1.770 đồng một kWh (tương đương 7,8 cent), chứ không phải mức giá gần 2.000 đồng/số tại Quyết định 39.

Ông Bùi Vạn Thịnh lo lắng: Việc cắt giảm công suất khiến các chủ đầu tư điện gió “thiệt đơn thiệt kép”. Thực tế, hiện đang là mùa gió tốt nhưng các nhà máy điện gió bị cắt giảm tới 61% công suất và chỉ phát điện được 39%. Sản lượng điện phát chỉ đạt 3 triệu kWh, trong khi cùng kỳ năm ngoái là 11 triệu kWh.

Tuy không “căng” như tình trạng quá tải điện mặt trời ở Ninh Thuận, Bình Thuận, nhưng kịch bản tương tự với điện gió cũng không thể loại trừ.

Vì đâu lên cơn sốt?

Điện gió lên cơn sốt cũng là điều được dự báo trước khi điện mặt trời đã hết ‘hot’. Điện gió bắt đầu thu hút sự quan tâm của hàng trăm nhà đầu tư khi Thủ tướng Chính phủ có quyết định nâng giá mua điện gió. Mức giá mới này đủ để nhiều nhà đầu tư chạy theo.

Cụ thể, tại Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg, các dự án điện gió trong đất liền được mua với giá 1.928 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương 8,5 Uscents/kWh, tỷ giá quy đổi giữa đồng Việt Nam và đồng Đô la Mỹ được tính theo tỷ giá trung tâm do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố ngày 30/8/2018 là 22.683 đồng/USD). Giá mua điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD.

Đối với các dự án điện gió trên biển, giá mua điện tại điểm giao nhận điện là 2.223 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương 9,8 Uscents/kWh. Giá mua điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD.

Giá mua điện này áp dụng với dự án vận hành thương mại trước ngày 1/11/2021 và được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

Đây là mức giá mua điện gió tăng tương đối cao so với mức giá được áp dụng từ năm 2011 đến trước thời điểm Quyết định 39 được ban hành (khoảng 1.770 đồng một kWh, tương đương 7,8 cent).

Với tỷ giá 23.250 đồng như hiện tại, giá mua điện gió trên đất liền xấp xỉ 2.000 đồng/số. Mức giá này đã khiến hàng loạt nhà đầu tư đổ xô vào điện gió.

Số liệu của Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) đưa ra cho thấy, khi giá điện gió chưa được nâng lên thì chỉ có 9 dự án đi vào vận hành với công suất khiêm tốn là 353 MW. Nhưng khi giá mua điện tăng  lên gần 2.000 đồng/số, hàng ngàn MW điện gió đã được ký Hợp đồng mua bán điện và hàng nghìn MW đã được bổ sung quy hoạch, tập trung ở các tỉnh Bạc Liêu, Cà Mau, Trà Vinh, Ninh Thuận, Bình Thuận, Quảng Trị, Phú Yên, Sóc Trăng…

Cụ thể, theo báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, ngoài 9 dự án đã đi vào vận hành thương mại, còn 31 dự án có tổng công suất là 1.645 MW đã ký Hợp đồng mua bán điện (PPA), hiện đang được đầu tư xây dựng chưa đưa vào vận hành thương mại.

Ngoài ra, hiện có 59 dự án đã bổ sung quy hoạch đến 2025 nhưng chưa ký PPA với EVN, tổng công suất là khoảng 2.700 MW. Bên cạnh đó, hơn 100 dự án khác đang xin ý kiến để được bổ sung vào quy hoạch.

Đó là con số thể hiện sự quan tâm của nhiều nhà đầu tư vào điện gió. Nhưng, trong cơn sốt điện gió, nhà đầu tư phải bình tĩnh khi quyết định đầu tư một dự án bởi những rủi ro với điện gió như nêu trên là rất khó lường.

Câu chuyện hàng chục dự án điện mặt trời không kịp vận hành trước thời điểm hưởng giá ưu đãi, rồi nhiều dự án đã vận hành bị giảm công suất phát vẫn còn nguyên giá trị với điện gió.

Lương Bằng – Vietamnet

Phát triển điện mặt trời : Kẻ khóc, người cười

Sức nóng của điện mặt trời đã kéo hàng trăm nhà đầu tư vào cuộc. Dồn dập và vội vã, nhiều nhà đầu tư chạy nước rút cho kịp ngày vận hành, hưởng giá ưu đãi. Nhưng cũng không ít người lỡ chuyến tàu.

Người cười vì được giá

Cả năm 2019, PV. VietNamNet đã có mặt tại nhiều dự án điện mặt trời rầm rộ thi công trên khắp cả nước: Từ những vùng kém ưu đãi về bức xạ mặt trời như Thanh Hóa, Hà Tĩnh, cho đến vùng có lợi thế như Ninh Thuận, Bình Thuận, rồi Tây Nguyên, Long An, Bình Phước, Tây Ninh,…

Không khó để nhận ra những dải cát ven biển cằn khô năm nào giờ đã trở thành những cánh đồng năng lượng mặt trời rộng mênh mông. Hàng trăm nhà đầu tư lao vào cuộc đua để kịp vận hành trước giờ G. “Giờ G” chính là thời điểm cuối cùng điện mặt trời được hưởng mức giá cao ngất ngưởng so với các nguồn điện truyền thống khác. “Giờ G” ấy cũng là dấu mốc để trao thưởng cho những nhà đầu tư nhanh chân, nhưng cũng là cột mốc buồn cho những câu chuyện về sau.

Thực tế, sức nóng của điện mặt trời bắt đầu “bùng nổ” khi Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định 11 về cơ chế khuyến khích điện mặt trời vào tháng 4/2017. Lý do là mức giá điện rất hấp dẫn, lên tới 9,35 UScent/kWh (khoảng 2.086 đồng/kWh – giá bán điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD) và kéo dài tới 20 năm, cao hơn nhiều giá nguồn điện khác.

Số liệu được Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) đưa ra tại hội nghị vận hành các nhà máy điện mặt trời và gió các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận do Tập đoàn Điện lực Việt Nam tổ chức hồi 7/2019 cho thấy, chỉ trong thời gian ngắn, gần trăm nhà máy điện mặt trời đã ồ ạt vận hành.

Năm 2018 chỉ có 3 nhà máy đóng điện thành công. 3 tháng đầu năm 2019, thêm 5 nhà máy. Thế nhưng từ tháng 4 đến tháng 6, có tới 81 nhà máy đóng điện thành công vào hệ thống điện.

Như vậy, chỉ riêng 6 tháng năm 2019, có tới gần 90 nhà máy điện mặt trời hòa lưới. Công suất lắp đặt của các nhà máy điện mặt trời lên tới gần 4.500 MW (trong khi công suất nguồn điện cả nước là 45.000 MW).

Mức tăng trưởng thần tốc ấy khiến nhiều tổ chức nước ngoài cũng phải “nghiêng mình kính nể” trước sự đổi chiều quá mạnh của điện mặt trời ở Việt Nam.

Gần trăm dự án về đích thành công, vận hành trước tháng 7/2019 được hưởng giá ưu đãi 2.100 đồng/số. Nhưng niềm vui ngắn chẳng tày gang. Họ phải đối mặt với thực tế phũ phàng khác: Điện làm ra không bán được hết.

Những ngày cuối năm 2019, phóng viên lại có mặt ở “điểm nóng” điện mặt trời Ninh Thuận. Chuyến đi có cả các lãnh đạo của Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia. Tại buổi làm việc với lãnh đạo tổng công ty, ông Phạm Văn Hậu, Phó Chủ tịch UBND tỉnh Ninh Thuận, cho biết: Chính vì sự phát triển nhanh, trong khi thủ tục đầu tư lưới điện theo quy trình của nhà nước không theo kịp, dẫn đến tình trạng giảm phát và các vấn đề khác.

Thực tế, do quá tải lưới điện 110 kV, nhiều nhà máy chỉ phát được 30-40% lên lưới. 

Vì thế, ngành điện phải thúc đẩy các đơn vị cải tạo hệ thống đường dây 110 kV ở Ninh Thuận, Bình Thuận để giải quyết tình trạng quá tải. Đồng thời, đẩy mạnh đầu tư các dự án lưới điện trong giai đoạn đến năm 2025 theo quy hoạch điện 7 điều chỉnh, quyết định 1891/TTg-CN và 667/QĐ-BCT đảm bảo giải phóng công suất cho các nhà máy năng lượng tái tạo.

Chuyện đau xót của những người lỡ ngày về đích

Cuộc đua nào cũng có người thắng kẻ thua. Người chạm đích thành công, kẻ lỡ chuyến đò. Điện mặt trời cũng vậy.

Nhiều tháng nay, các lãnh đạo của Công ty TNHH GA Power Solar Park (Đức) – một DN 100% vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài – như ngồi trên đống lửa.

Công ty này đang đầu tư 2 nhà máy điện mặt trời với tổng công suất 60 MW ở Hà Tĩnh với số vốn 50 triệu USD. Theo kế hoạch ban đầu, nhà máy sẽ phát điện lên lưới để được hưởng mức giá ưu đãi là 2.100 đồng/số (tương đương 9,35 cent), nhưng vì một số lý do nên dự án chưa thể phát điện trước tháng 7/2019.

Chính vì thế, giá điện sau 30/6 như thế nào luôn được các lãnh đạo công ty này trông ngóng. Tuy nhiên, khi dự thảo mới nhất về giá điện mặt trời sau ngày 30/6 chỉ còn 1 vùng, với mức giá giảm xuống còn 1.620 đồng/số, thì họ không khỏi sửng sốt.

Trả lời PV. VietNamNet, ông Bùi Quang Cường, Giám đốc Công ty TNHH GA Power Solar Park, không giấu được sự lo lắng và thất vọng: “Chúng tôi mà chưa triển khai thì chắc chắn sẽ không bao giờ làm nữa”.

“Với mức giá này, làm tiếp cũng lỗ, không làm tiếp thì cũng rất khó khăn. Nhiều thiết bị chúng tôi đã chuyển tiền, thiết bị đã cập cảng, và một số hợp đồng chuẩn bị chuyển tiền. Tình thế bây giờ rất gay go”, ông Bùi Quang Cường âu lo.

Nhưng ông Cường chắc không thể nghĩ được rằng, ngay cả giá điện 1.620 đồng/số công ty của ông cũng khó lòng có được bởi một thay đổi “chấn động” khác. Thủ tướng quyết định đấu thầu các dự án điện mặt trời, chỉ có một số dự án được hưởng mức giá FIT.

Theo rà soát của Bộ Công Thương, chỉ có 7 dự án với tổng công suất khoảng 320 MW đáp ứng tiêu chí để được áp dụng giá FIT. Có nghĩa, 7 dự án này thuộc diện đã ký hợp đồng mua bán điện và đáp ứng điều kiện cơ sở về dự án đã và đang triển khai thi công xây dựng trước ngày 23/11/2019.

Vậy nên, hàng chục nhà đầu tư đang có dự án dở dang, nằm đắp chiếu “ngóng” giá điện mới như bị dội một gáo nước lạnh.

Ông Lê Văn Hoàng, một nhà đầu tư ở Thanh Hóa, cũng trải qua nhiều đêm mất ngủ. Bởi dự án của ông đang chưa rõ ràng cơ chế giá vì đang đầu tư dở dang. Nguy cơ phá sản trực chờ. Chỉ cần một chữ ký được ban hành, dự án của ông sẽ phá sản, còn ông sẽ trở thành “con nợ” của ngân hàng.

Điều đáng nói, những nhà đầu tư ấy không “đơn độc”. Hàng chục nhà đầu tư lỡ hẹn ngày về đích cũng chung số phận như vậy.

Mới đây, hàng chục nhà đầu tư điện mặt trời trên cả nước đã đồng ký tên, đóng dấu đỏ vào bản kiến nghị gửi Thủ tướng Chính phủ Nguyễn Xuân Phúc về những vướng mắc của các dự án điện mặt trời đã và đang được đầu tư xây dựng. Họ muốn được áp dụng biểu giá FIT mua điện từ các dự án điện mặt trời không thấp hơn 7,09 US cent/kWh (1.620 đồng) đối với các dự án điện mặt trời mặt đất và 7,69 US cent/kWh đối với các dự án điện mặt trời nổi.

Bài học sau “cơn sốt”

Cơn sốt điện mặt trời giờ đã qua. Việc cấp tập đầu tư vào năng lượng mặt trời khó có thể bùng nổ như trước. Nhiều nhà đầu tư “lạnh nhạt” với nguồn điện từng phát triển quá nóng này. Đây cũng là lúc nhìn lại chính sách khuyến khích điện mặt trời thời gian qua, để phát huy những mặt được, khắc phục những hạn chế. 

Có một sự thật, điện mặt trời không thể thay thế được thủy điện, nhiệt điện, nhưng cũng là nguồn bổ sung đáng kể vào hệ thống điện quốc gia, nhất là khi nguy cơ thiếu điện đang cận kề.

Qua câu chuyện điện mặt trời cho thấy, chỉ cần có chính sách khuyến khích, cụ thể là giá điện, sẽ thu hút được nguồn lực tư nhân đầu tư vào hệ thống nguồn điện. Nhưng mức giá là bao nhiêu phải cân nhắc kỹ, bởi giá điện mặt trời 2.100 đồng là không hề rẻ, chưa kể cộng thêm các chi phí khác, một kWh điện mặt trời đến tay người tiêu dùng phải có giá lên đến 3.500 đồng/số. Nếu tỷ trọng điện mặt trời giá cao tăng đột ngột, sẽ tác động tới giá bán lẻ đến tay người tiêu dùng.

Mặt khác, trong cơn sốt điện mặt trời, cần đánh giá đúng mức tác động của nguồn điện ấy đến hệ thống điện quốc gia, bổ sung quy hoạch ở mức phù hợp, đảm bảo khả năng truyền tải. Như vậy, sẽ không tái diễn tình cảnh “điện mặt trời thừa không phát được lên lưới” mà trong nước lại có nguy cơ thiếu điện. Đó là nghịch lý rất khó chấp nhận được.

Mặt khác, chính sách nào cũng cần có sự ổn định, nhất quán, tránh tình trạng sau một đêm mọi thứ bỗng thay đổi, từ “ưu đãi thành bạc đãi” khiến nhà đầu tư trở tay không kịp. Điều đó sẽ ảnh hưởng đến tâm lý nhà đầu tư cũng như niềm tin vào chính sách khuyến khích của Nhà nước.

Bộ Chính Trị ban hành nghị quyết về phát triển năng lượng quốc gia

Bộ Chính trị đã ban hành Nghị quyết số 55-NQ/TW về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045.

Cung cấp năng lượng cơ bản đáp ứng đủ yêu cầu phát triển kinh tế – xã hội

Sau 15 năm thực hiện Kết luận số 26-KL/TW, ngày 24/10/2003 của Bộ Chính trị khóa IX về Chiến lược và quy hoạch phát triển ngành điện lực Việt Nam và 10 năm thực hiện Nghị quyết số 18-NQ/TW, ngày 25/10/2007 của Bộ Chính trị khóa X về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050, ngành năng lượng nói chung và ngành điện lực nói riêng đã có bước phát triển nhanh, tương đối đồng bộ trong tất cả các phân ngành, lĩnh vực; bám sát định hướng và đạt được nhiều mục tiêu cụ thể đề ra. 

Cung cấp năng lượng, đặc biệt là cung cấp điện cơ bản đáp ứng đủ yêu cầu phát triển kinh tế – xã hội với chất lượng ngày càng được cải thiện. Công nghiệp khai thác dầu khí và lọc hóa dầu phát triển mạnh; sản lượng khai thác dầu khí tăng cao, hình thành được một số cơ sở lọc hóa dầu quy mô lớn. Đã đầu tư xây dựng nhiều dự án mỏ than có công suất lớn; sản lượng khai thác than thương phẩm tăng; thủy điện phát triển nhanh, gần đây điện gió và điện mặt trời bắt đầu phát triển với tốc độ cao. Đầu tư xây dựng hạ tầng cung cấp điện có sự phát triển mạnh mẽ, là điều kiện quan trọng cho việc bảo đảm an ninh cung ứng điện. Đưa điện lưới quốc gia tới hầu hết mọi miền của đất nước, kể cả vùng sâu, vùng xa, biên cương, hải đảo. Tiêu thụ năng lượng gia tăng đáng kể, cơ cấu tiêu thụ năng lượng chuyển dịch theo hướng công nghiệp hóa… 

Tuy vậy, ngành năng lượng nước ta vẫn còn nhiều hạn chế, yếu kém. Mục tiêu bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia còn nhiều thách thức; các nguồn cung trong nước không đủ đáp ứng yêu cầu, phải nhập khẩu năng lượng ngày càng lớn; nhiều dự án điện bị chậm so với quy hoạch, kế hoạch; một số chỉ tiêu bảo đảm an ninh năng lượng đang biến động theo chiều hướng bất lợi. Công tác quản lý, khai thác nguồn tài nguyên năng lượng còn một số hạn chế. Hiệu quả khai thác, sử dụng năng lượng còn thấp. Cơ sở hạ tầng ngành năng lượng còn thiếu và chưa đồng bộ. Trình độ công nghệ trong một số lĩnh vực thuộc ngành năng lượng chậm được nâng cao, việc nội địa hóa và hỗ trợ thị trường từ các dự án trong ngành năng lượng cho hàng hóa cơ khí chế tạo sản xuất trong nước còn hạn chế… Chất lượng nguồn nhân lực, năng suất lao động trong một số lĩnh vực còn thấp. Thị trường năng lượng cạnh tranh phát triển chưa đồng bộ, thiếu liên thông giữa các phân ngành, giữa phát điện với truyền tải điện; chính sách giá năng lượng còn bất cập, chưa hoàn toàn phù hợp với cơ chế thị trường, chưa tách bạch với chính sách an sinh xã hội…

Bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia

Nghị quyết đưa ra mục tiêu tổng quát: Bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia; cung cấp đầy đủ năng lượng ổn định, có chất lượng cao với giá cả hợp lý cho phát triển kinh tế – xã hội nhanh và bền vững, bảo đảm quốc phòng, an ninh, nâng cao đời sống của nhân dân, góp phần bảo vệ môi trường sinh thái. Ngành năng lượng phát triển hài hòa giữa các phân ngành với hạ tầng đồng bộ và thông minh, đạt trình độ tiên tiến của khu vực ASEAN. Xây dựng thị trường năng lượng cạnh tranh, minh bạch, hiệu quả, phù hợp với thể chế kinh tế thị trường định hướng xã hội chủ nghĩa. Khai thác và sử dụng có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng trong nước kết hợp với xuất, nhập khẩu năng lượng hợp lý; triệt để thực hành tiết kiệm và sử dụng hiệu quả năng lượng. Chủ động sản xuất được một số thiết bị chính trong các phân ngành năng lượng; nâng cấp, xây dựng lưới điện truyền tải, phân phối điện tiên tiến, hiện đại.

Nghị quyết tập trung vào các mục tiêu cụ thể như: Cung cấp đủ nhu cầu năng lượng trong nước, đáp ứng cho các mục tiêu của Chiến lược phát triển kinh tế xã hội 10 năm 2021 – 2030; trong đó, năng lượng sơ cấp đến năm 2030 đạt khoảng 175 – 195 triệu TOE (tấn dầu quy đổi), đến năm 2045, đạt khoảng 320 – 350 triệu TOE; tổng công suất của các nguồn điện đến năm 2030 đạt khoảng 125 – 130 GW, sản lượng điện đạt khoảng 550 – 600 tỉ KWh.

Tỉ lệ các nguồn năng lượng tái tạo trong tổng cung năng lượng sơ cấp đạt khoảng 15 – 20% vào năm 2030; 25 – 30% vào năm 2045. Tổng tiêu thụ năng lượng cuối cùng đến năm 2030 đạt mức 105 – 115 triệu TOE, năm 2045 đạt mức 160 – 190 triệu TOE. Cường độ năng lượng sơ cấp năm 2030 đạt từ 420 – 460 kgOE/1.000 USD GDP, năm 2045 từ 375 – 410 kgOE/1.000 USD GDP.

Xây dựng hệ thống lưới điện thông minh, hiệu quả, có khả năng kết nối khu vực; bảo đảm cung cấp điện an toàn, đáp ứng tiêu chí N-1 đối với vùng phụ tải quan trọng và N-2 đối với vùng phụ tải đặc biệt quan trọng. Đến năm 2030, độ tin cậy cung cấp điện năng thuộc tốp 4 nước dẫn đầu ASEAN, chỉ số tiếp cận điện năng thuộc tốp 3 nước dẫn đầu ASEAN. Các cơ sở lọc dầu đáp ứng tối thiểu 70% nhu cầu trong nước; bảo đảm mức dự trữ chiến lược xăng dầu đạt tối thiểu 90 ngày nhập ròng. Đủ năng lực nhập khẩu khí tự nhiên hoá lỏng (LNG) khoảng 8 tỉ m3 vào năm 2030 và khoảng 15 tỉ m3 vào năm 2045. 

Tỷ lệ tiết kiệm năng lượng trên tổng tiêu thụ năng lượng cuối cùng so với kịch bản phát triển bình thường đạt khoảng 7% vào năm 2030 và khoảng 14% vào năm 2045. Giảm phát thải khí nhà kính từ hoạt động năng lượng so với kịch bản phát triển bình thường ở mức 15% vào năm 2030, lên mức 20% vào năm 2045.

Tầm nhìn đến năm 2045, Nghị quyết xác định: Bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia; hình thành đồng bộ các yếu tố thị trường năng lượng cạnh tranh, minh bạch, phù hợp với thể chế kinh tế thị trường định hướng xã hội chủ nghĩa; các phân ngành năng lượng phát triển bền vững, sử dụng hiệu quả tài nguyên, bảo vệ môi trường và thích ứng với biến đổi khí hậu; hệ thống hạ tầng năng lượng phát triển đồng bộ, hiện đại, khả năng kết nối khu vực và quốc tế được nâng cao; chất lượng nguồn nhân lực, trình độ khoa học – công nghệ và năng lực quản trị ngành năng lượng đạt trình độ tiên tiến của một nước công nghiệp phát triển hiện đại.

Nghị quyết cũng đã đưa ra 10 nhóm nhiệm vụ và giải pháp cho định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 gồm: Phát triển các nguồn cung năng lượng sơ cấp theo hướng tăng cường khả năng tự chủ, đa dạng hoá, bảo đảm tính hiệu quả, tin cậy và bền vững; Phát triển nhanh và bền vững ngành điện đáp ứng yêu cầu công nghiệp hoá, hiện đại hoá đất nước; Cơ cấu lại các ngành và khu vực tiêu thụ năng lượng song song với thực hiện chính sách về sử dụng năng lượng sạch, tiết kiệm và hiệu quả; Phát triển hạ tầng năng lượng bền vững, kết nối khu vực; nâng cao nội lực ngành công nghiệp chế tạo, dịch vụ phục vụ ngành năng lượng; Cơ cấu lại, đổi mới và nâng cao hiệu quả hoạt động của các doanh nghiệp nhà nước trong lĩnh vực năng lượng; khuyến khích kinh tế tư nhân tham gia xã hội hoá phát triển năng lượng; Đổi mới cơ chế, chính sách, phát triển thị trường năng lượng đồng bộ, liên thông, hiện đại và hiệu quả, phù hợp với định hướng xã hội chủ nghĩa; Phát triển khoa học – công nghệ, đào tạo nguồn nhân lực chất lượng cao cho ngành năng lượng; Đẩy mạnh hợp tác quốc tế; tích cực, chủ động xây dựng các đối tác chiến lược để thực hiện mục tiêu nhập khẩu năng lượng trong dài hạn và đầu tư tài nguyên năng lượng ở nước ngoài; Thực thi chính sách bảo vệ môi trường ngành năng lượng gắn với mục tiêu giảm phát thải khí nhà kính, thúc đẩy kinh tế tuần hoàn và phát triển bền vững; Tăng cường sự lãnh đạo của Đảng; nâng cao hiệu lực, hiệu quả quản lý của Nhà nước; phát huy quyền làm chủ của nhân dân và vai trò của Mặt trận Tổ quốc Việt Nam, các tổ chức chính trị – xã hội trong phát triển ngành năng lượng.

Bộ Công Thương đề xuất một số dự án điện mặt trời không phải thông qua đấu thầu

Có 36 dự án điện mặt trời sẽ được áp dụng giá mua điện cố định (FIT) thay vì chỉ 7 dự án sẽ “thoát” cơ chế đấu thầu nếu áp dụng phương án mua điện thứ 2 theo đề xuất mới nhất của Bộ Công thương.

Bộ Công thương vừa có báo cáo hoàn thiện cơ chế khuyến khích điện mặt trời thay thế cơ chế cũ đã hết hiệu lực từ 30-6-2019.

Tại báo cáo số 06 ban hành trước đó, Bộ Công thương đề xuất 2 phương án quy định đối tượng được áp dụng giá bán điện FIT. Cụ thể, nếu áp dụng theo phương án 1, sẽ có 7 dự án (đã ký hợp đồng mua bán điện, đã và đang thi công) với tổng công suất khoảng 320 MW được hưởng giá FIT.

Với phương án 2, có 36 dự án (có chủ trương đầu tư) với tổng công suất gần 3.000 MW. Nếu đáp ứng đủ các điều kiện này và các dự án đưa vào vận hành thương mại trước 1-1-2021, các dự án mặt đất sẽ được áp dụng giá mua điện cố định quy định tại dự thảo là 7,09 cent/kWh (tương đương 1.620 đồng/kWh) đối với điện nổi trên mặt nước là 7,69 cent/kWh (tương đương 1.758 đồng/kWh).

Với 2 phương án trên, Bộ Công thương đã đề xuất phê duyệt dự thảo quyết định theo phương án 2, tức là sẽ mở rộng đối tượng dự án được hưởng giá FIT lên 36 thay vì chỉ 7 dự án như phương án 1.

Theo Bộ Công thương, thời gian qua bộ này đã nhận được nhiều kiến nghị của các chủ đầu tư dự án điện mặt trời, các địa phương… về việc được tiếp tục áp giá điện cố định giai đoạn sau 30-6-2019.

Một trong những lý do mà các kiến nghị này đưa ra là trước nguy cơ thiếu điện, phải huy động điện chạy dầu giá cao, việc huy động công suất từ các dự án điện mặt trời đã và đang triển khai các thủ tục chuẩn bị, thực hiện đầu tư xây dựng, kịp vận hành vào 2020 sẽ bổ sung nguồn cung cấp điện trước nguy cơ thiếu điện cho miền Nam thời gian tới.

Như vậy, nếu Thủ tướng phê duyệt phương án 2, sẽ có 36 dự án được hưởng giá FIT và hàng trăm dự án còn lại và các dự án mới sẽ không tiếp tục áp dụng biểu giá FIT mà chuyển hẳn sang thực hiện theo hình thức đấu thầu công khai, minh bạch, cạnh tranh để giảm giá mua điện từ các dự án điện mặt trời theo kết luận của Thủ tướng Chính phủ tại thông báo số 402.

Việt Nam vươn lên dẫn đầu khu vực Đông Nam Á về công suất điện mặt trời

Nguồn : WEF

World Bank hỗ trợ VN trong việc đấu thầu mở rộng quy mô điện mặt trời

Việt Nam có thể tăng công suất điện mặt trời từ 4,5 gigawatt hiện nay lên hàng chục gigawatt trong mười năm tới, đồng thời tạo thêm hàng ngàn việc làm nếu áp dụng phương pháp tiếp cận mới trong đấu thầu để lựa chọn và triển khai các dự án điện mặt trời. Phương pháp tiếp cận này được đưa ra trong báo cáo mới của Ngân hàng Thế giới có tiêu đề Chiến lược và khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam. 

Báo cáo là kết quả hợp tác kĩ thuật giữa Ngân hàng Thế giới và Chính phủ Việt Nam trong hai năm qua nhằm mở rộng quy mô và quản lý hiệu quả nguồn năng lượng mặt trời dồi dào tại Việt Nam. Phát triển các dự án điện mặt trời mới là một yếu tố quan trọng giúp Chính phủ Việt Nam đạt các mục tiêu biến đổi khí hậu về cắt giảm khí thải trong Đóng góp do quốc gia tự quyết định (NDC) và giảm nhu cầu phát triển các dự án điện than mới.

Báo cáo được đưa ra trong bối cảnh Việt Nam đang cân nhắc chuyển từ chính sách giá bán điện mặt trời ưu đãi cố định (FIT) sang đấu thầu cạnh tranh cho các dự án điện mặt trời để giảm chi phí sản xuất điện. Trong những năm gần đây, FIT đã thành công trong việc thúc đẩy triển khai nhanh các dự án trong bối cảnh Việt Nam cũng trở thành quốc gia hàng đầu thế giới về sản xuất mô-đun năng lượng mặt trời. Tuy nhiên, thành công này cũng làm phát sinh những vấn đề mới, trong đó có rủi ro “giảm phát” – hiện tượng các dự án điện mặt trời phải hoạt động dưới công suất phát điện lắp đặt.

Ông Ousmane Dione, Giám đốc Quốc gia của Ngân hàng Thế giới tại Việt Nam cho biết: “Ngân hàng Thế giới cam kết hỗ trợ Việt Nam đạt được tham vọng năng lượng bền vững của mình. Chúng tôi mong chiến lược này sẽ mở ra một chương mới về phát triển điện mặt trời vốn đã rất thành công ở Việt Nam.”

Ngoài các cách tiếp cận mới về đấu thầu cạnh tranh, báo cáo cũng khuyến nghị cần đặt ra mục tiêu triển khai điện mặt trời hàng năm và trong trung hạn đồng thời sửa đổi khung pháp lý liên quan đến các quy định về lựa chọn cạnh tranh các đơn vị sản xuất điện độc lập.

Báo cáo ước tính tăng công suất điện mặt trời ở Việt Nam có thể tạo ra khoảng 25.000 việc làm mới mỗi năm trong lĩnh vực phát triển dự án, dịch vụ, vận hành và bảo trì cho tới năm 2030 và 20.000 việc làm khác trong lĩnh vực sản xuất nếu Việt Nam duy trì được thị phần hiện tại của mình trong thị trường thiết bị điện mặt trời toàn cầu.

“Chúng tôi chân thành cảm ơn Ngân hàng Thế giới đã và đang hỗ trợ thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo tại Việt Nam. Đặc biệt, hỗ trợ của Ngân hàng Thế giới cho Chính phủ Việt Nam trong chuyển đổi từ chính sách giá bán điện mặt trời cố định sang chính sách đấu thầu cạnh tranh các dự án điện mặt trời và xa hơn nữa để áp dụng cho phát triển các dự án điện năng lượng tái tạo khác, giúp lĩnh vực năng lượng tái tạo của Việt Nam phát triển bền vững, minh bạch, cạnh tranh và đảm bảo hài hòa lợi ích nhà đầu tư – nhà nước – người dân”, ông Hoàng Tiến Dũng, Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, Bộ Công thương cho biết.