Dấu ấn Trung Quốc trong phát triển điện mặt trời tại Việt Nam

Sự tham gia của các doanh nghiệp Trung Quốc với vai trò nhà cung cấp trong thị trường năng lượng tái tạo giúp Việt Nam có thể nhận được lợi ích đầu tư cũng như tiếp cận công nghệ không quá tốn kém.

Sự bùng nổ các dự án điện mặt trời và điện gió tại Việt Nam đã kéo theo sự tăng vọt về đầu tư đến từ nhiều nhà đầu tư khác nhau, phá vỡ những kỳ vọng truyền thống về cách năng lượng tái tạo có thể phát triển trong khu vực.

Bên cạnh các tổ chức quốc tế, các doanh nghiệp trong khu vực cũng hoạt động rất tích cực tại thị trường năng lượng Việt Nam, nổi bật là sự tham gia của các công ty đến từ Trung Quốc.

Theo bà Melissa Brown, cố vấn tài chính năng lượng của Viện Kinh tế năng lượng và Phân tích tài chính (IEEFA), các nhà đầu tư Trung Quốc dường như đang theo dõi sát sao thị trường. 

Các công ty và ngân hàng Trung Quốc đã đóng một vai trò quan trọng nhưng không phải với tư cách là những nhà phát triển dự án mà là các công ty cung cấp thiết bị cùng sự tài trợ từ nhiều ngân hàng nước này.

Chuyên gia nói gì về dấu ấn Trung Quốc trong điện mặt trời Việt Nam?
Bà Melissa Brown, cố vấn tài chính năng lượng của Viện Kinh tế năng lượng và Phân tích tài chính.

JinkoSolar, một trong những nhà cung cấp tấm pin năng lượng mặt trời lớn nhất thế giới, cách đây vài tháng thông báo về việc cung cấp pin tổng công suất 351 MW cho nhà máy năng lượng mặt trời Hồng Phong.

Nằm tại xã Hồng Phong thuộc tỉnh Bình Thuận, đây là dự án năng lượng lớn nhất tại khu vực châu Á cho tới nay.

Trước đó không lâu, JinkoSolar cũng thông báo là đơn vị cung cấp pin cho nhà máy năng lượng mặt trời của Công ty Cổ phần Đầu tư Xây dựng Trung Nam (Trung Nam Group) nằm trong tổ hợp năng lượng tái tạo đầu tiên và lớn nhất Việt Nam.

Đây cũng là nhà cũng cấp pin năng lượng cho cụm hai nhà máy điện mặt trời Srêpok và Quang Minh.

Chia sẻ với phóng viên, bà Melissa Brown đánh giá đây là cách tiếp cận khá thông minh khi có thể kết hợp được lợi ích đầu tư từ Trung Quốc cùng những công nghệ không quá tốn kém.

Dù có thể chưa có nhiều kinh nghiệm so với thế giới nhưng mức giá Trung Quốc đưa ra rất cạnh tranh. Cùng với đó, nguyên tắc tham gia được nhận định khá thẳng thắn với những điều khoản về tài chính có sự hỗ trợ của các ngân hàng Trung Quốc.

Ví dụ, B.Grimm đã sử dụng một nhà thầu kỹ thuật, mua sắm và xây dựng (EPC) của Trung Quốc và các nhà cung cấp Trung Quốc cho việc xây dựng trang trại điện mặt trời tại Việt Nam.

B.Grimm chỉ trả trước 10% số tiền cho các đối tác Trung Quốc và chỉ phải bắt đầu trả nốt phần còn lại hơn một năm sau đó – một chiến lược tài chính giúp mang lại không gian thông thoáng để doanh nghiệp này hoạt động tại thị trường Việt Nam.

Các công ty Trung Quốc đã có được chỗ đứng vững chắc bằng cách đưa ra các điều khoản tương tự cho các nhà phát triển dự án khác, tận dụng khả năng tài trợ của các ngân hàng lớn tại nước này.

Ngoài Trung Quốc, nhiều doanh nghiệp trong khu vực với bề dày thành tích trong lĩnh vực điện và năng lượng đã hoạt động rất tích cực tại thị trường Việt Nam.

Các thương hiệu đến từ Thái Lan như B.Grimm, Gulf Energy và Banpu đều có mặt.

Công ty AC Energy thuộc Tập đoàn Ayala Philippines cùng với BIM Energy (thương hiệu mảng năng lượng thuộc Tập đoàn BIM Group) phát triển cụm nhà máy điện mặt trời với tổng công suất 330MWP, vốn đầu tư hơn 7.000 tỷ đồng.

Từ năm 2017, Tập đoàn Hanwha của Hàn Quốc liên doanh của Bambo Capital (BCG) và Công ty Đầu tư – Xây dựng – Thương mại Băng Dương để phát triển nhà máy điện năng lượng mặt trời tại Long An. Dự án này có công suất 100MW với tổng mức đầu tư gần 100 triệu USD, xây dựng trên diện tích 125 ha.

Hơn nữa, các nhà đầu tư và phát triển của Nhật Bản và Hàn Quốc đang ngày càng tham gia mạnh hơn vào thị trường Việt Nam. Ngân hàng hợp tác quốc tế Nhật Bản (JBIC) đã cùng với Vietcombank lập ra một hạn mức tín dụng xanh trị giá 200 triệu USD cho các dự án điện mặt trời.

Tập trung điều chỉnh quy hoạch điện 7 : giảm nguy cơ thiếu điện trong tương lai

Phó Thủ tướng Trịnh Đình Dũng làm rõ thêm một số nội dung về trách nhiệm của Chính phủ trong đảm bảo cung ứng đủ điện cho phát triển kinh tế – xã hội trong phiên chất vấn sáng nay (7/11).

Phó Thủ tướng Trịnh Đình Dũng khẳng định, điện năng có vai trò đặc biệt quan trọng không thể thiếu, là nhân tố quyết định thúc đẩy quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa đất nước. Trong điều kiện nhiều khó khăn nhưng Bộ Công Thương và tập đoàn kinh tế nhà nước, trong đó nòng cốt là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cùng các nhà đầu tư cố gắng phát triển hệ thống điện đáp ứng yêu cầu cung ứng điện cho phát triển kinh tế xã hội.

Phó Thủ tướng Trịnh Đình Dũng phát biểu tại nghị trường

“Năm 2019 dự kiến điện năng sản xuất được 240 tỷ Kwh, tăng trên 10% so với cùng kỳ năm 2018, tuy nhiên sản xuất điện còn nhiều khó khăn. Nếu không có giải pháp hữu hiệu, quyết liệt để tháo gỡ, thì nguy cơ thiếu điện trong những năm tới là rất hiện hữu”, Phó Thủ tướng chỉ rõ.

Theo Phó Thủ tướng Trịnh Đình Dũng, cơ cấu nguồn điện thay đổi nhanh so với Quy hoạch điện 7. Nếu không điều chỉnh quy hoạch, sẽ rất khó đáp ứng điện cho sản xuất.

Việc dừng điện hạt nhân (4.600 MW vào năm 2030); Các nguồn điện than đầu tư khó khăn do lo ngại môi trường và nhiều dự án chậm tiến độ, ảnh hưởng đến cung ứng nguồn điện cho phát triển kinh tế – xã hội. Hiện, sơ bộ 60 dự án thì đến hơn 30 dự án chậm từ 1-5 năm, có dự án chậm tiến độ dài hơn nữa, với tổng công suất 39.000 MW, dẫn đến nguy cơ thiếu điện.

“Chính phủ đã quyết định điều chỉnh quy hoạch điện 7, bổ sung nguồn điện tái tạo và nguồn điện khác do sự thiếu hụt này. Điện mặt trời, điện gió có nhiều ưu điểm không gây ô nhiễm môi trường, không tốn nhiên liệu và giá điện có xu hướng giảm nhờ sự đầu tư phân tán, do điện sạch nên dễ huy động đầu tư, không chỉ đối với doanh nghiệp trong nước mà cả vốn nước ngoài. Chưa đầy 2 năm, ngành điện đã huy động 4.500 MW điện mặt trời, gần 400 MW điện gió, bù đắp lại, đáp ứng yêu cầu cung ứng điện”, Phó Thủ tướng nêu rõ.

Phó Thủ tướng cũng chỉ rõ các nguyên nhân như nhu cầu đầu tư cho nguồn điện và lưới điện rất lớn. Từ nay đến năm 2030, Việt Nam cần 130 tỷ USD, bình quân 12 tỷ USD/năm, trong đó 9 tỷ USD đầu tư cho nguồn điện và 3 tỷ USD cho lưới điện. Rất khó khăn huy động nguồn vốn. Đây cũng là nguyên nhân chính gây ra chậm dự án điện hịen nay.

Đầu tư còn mất cân đối ở vùng miền. Phía Nam dùng điện chiếm 50% nhưng chỉ sản xuất chưa đầy 40%. Do đó phải tiếp tục xây dựng đường dây tải điện Bắc – Nam.

Giải tỏa công suất nguồn điện tái tạo ở nhiều địa phương còn nhiều khó khăn. Do đầu tư đường dây tải điện chậm hơn so với nguồn điện, thiếu đồng bộ.

Nhiên liệu cho nhà máy nhiệt điệt than và khí ngày càng lớn. Hiện đang nhập than, đến 2025 nhập 21 triệu tấn than và hàng triệu tấn khí hóa lỏng, khí tự nhiên.

Để đảm bảo cung ứng đủ điện giai đoạn tới, Chính phủ, Thủ tướng Chính phủ tập trung vào các giải pháp trọng yếu:

Lập quy hoạch điện 8 theo đúng Luật quy hoạch đến giai đoạn 2030 tầm nhìn 2050, với quan điểm đổi mới công tác quy hoạch, chủ yếu tập trung xác định quy mô, công suất nguồn từng giai đoạn; Cơ cấu nguồn điện, tăng điện tái tạo, khí trong cơ cấu; Xác định không gian phân bổ điện hợp lý, tranh thủ tiềm năng lợi thế khu vực để bố trí. Ví như, điện mặt trời bố trí khu vực miền Trung, miền Nam nhiều nắng…

Tập trung quy hoạch đường truyền tải, giải tỏa công suất an toàn hiệu quả. Quy hoạch điện 8 có thể đến năm 2021 mới phê duyệt được. Nên trước mắt tập trung điều chỉnh quy hoạch điện 7.

“Chính phủ sẽ ra Nghị quyết quy định quy hoạch tích hợp bổ sung vào quy hoạch quốc gia, ngành, vùng, tỉnh. Trên cơ sở tính toán tổng thể công suất nguồn và cơ cấu nguồn điện trong từng giai đoạn, để điều chỉnh, bổ sung các nguồn điện mới vào quy hoạch. Trong đó tiếp tục khuyến khích đầu tư điện mặt trời điện gió và bổ sung thêm các dự án điện khí”, Phó Thủ tướng nói.

Trên cơ sở quy hoạch, yêu cầu Bộ Công Thương xây dựng kế hoạch cụ thể cho từng giai đoạn, từ đó xác định các dự án ưu tiên để huy động vốn đầu tư thực hiện; Tập trung tháo gỡ khó khăn cho các dự án trọng điểm của ngành điện chậm tiến độ để sớm đưa vào hoạt động như nhà máy nhiệt điện Thái Bình 2, sông Hậu 1, Long Phú 1…/.

Bộ Công Thương thừa nhận “vỡ quy hoạch” điện mặt trời

Bị “truy” việc cấp phép ồ ạt điện mặt trời, ông Trần Tuấn Anh thừa nhận, khi lập quy hoạch năm 2016 không lường được sự bùng nổ.

Ông Trần Tuấn Anh là thành viên Chính phủ thứ hai đăng đàn trong phiên chất vấn của Quốc hội kéo dài từ ngày 6-8/11. 77 đại biểu đã đăng ký chất vấn trong chiều 6/11 và không ít câu hỏi cho người đứng đầu ngành công thương liên quan vấn đề phát triển điện mặt trời.

‘Vỡ’ quy hoạch điện mặt trời

Hiện 121 dự án điện mặt trời được cấp phép và 210 dự án đang chờ phê duyệt. Đại biểu Lê Thu Hà (Lào Cai) đặt câu hỏi: “Quy hoạch điện VII có ý nghĩa gì khi quy hoạch năm 2020 là 850 MW và 1200 MW tới 2030 đã bị phá vỡ và công suất hiện tại lên hơn 7.000 MW, gấp 9 lần ban đầu”.

Bộ trưởng Công Thương trả lời chất vấn chiều 6/11. Ảnh: Ngọc Thắng.

Sau đó, Bộ trưởng Công Thương thừa nhận khi lập quy hoạch điện VII vào năm 2016 đã “không lường được hết sự phát triển của năng lượng tái tạo, trong đó chủ yếu là điện mặt trời”.

Tuy nhiên, theo ông, Quyết định 11 về cơ chế giá ưu đãi cho điện mặt trời là 9,35 cent một kWh trong 20 năm với dự án vận hành trước 30/6/2019 đã tạo điều kiện thuận lợi cho nhà đầu tư phát triển năng lượng này ở Việt Nam.

Đại biểu Nguyễn Phương Tuấn – Ủy viên Thường trực Ủy ban Đối ngoại chất vấn về ồ ạt cấp phép dự án điện mặt trời, khiến nhiều dự án khi vào vận hành bị giải toả công suất. Giải trình việc này, ông Tuấn Anh nói: “Đúng là quá trình thực hiện thì đã có sự chủ quan, đánh giá không hết nên trong thời gian ngắn đã có sự phát triển bùng nổ, gần 4.900 MW điện mặt trời vận hành tới cuối tháng 6/2019”. Ông cũng giải thích thêm, khi xây dựng các cơ chế là để tạo ra môi trường thí điểm cho điện mặt trời và sau này tổng kết phát triển điện sạch gồm cả điện gió.

Ngoài ra, người đứng đầu ngành công thương cũng thừa nhận có sự phát triển chưa đồng bộ giữa hạ tầng truyền tải điện, các trạm biến áp tại một số khu vực. Kết quả là, các dự án điện mặt trời vận hành nhưng không thể giải toả hết công suất.

Ông giải thích, có sự lúng túng, bất cập trong phối hợp tổ chức, các cơ quan chức năng giữa Bộ Công Thương – Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và địa phương trong thẩm định, phê duyệt các dự án. “Ở diễn đàn Quốc hội này, tôi xin nhận trách nhiệm khi chưa bao quát và dự báo kịp thời để có biện pháp quyết liệt, nhất là trong phát triển hệ thống truyền tải điện tương xứng, đảm bảo giải toả công suất”, ông Tuấn Anh nói.

Tuy nhiên, ông cũng nêu khó khăn khi Nhà nước còn độc quyền trong truyền tải điện, trong khi nguồn lực đầu tư cho lĩnh vực này chưa đảm bảo. Song ông tin, năm 2020 sẽ có thêm nguồn lực phát triển hệ thống hạ tầng khi nhiều tập đoàn đề xuất đầu tư và có thể giao tư nhân đầu tư đường dây 500 kV.

“Về lâu dài phải có quy định pháp luật để cho phép xã hội hoá đầu tư truyền tải điện, nhưng không làm mất vai trò độc quyền của nhà nước. Có thể sẽ áp dụng hình thức BT trong đầu tư hệ thống chuyển tải điện”, ông nói.

Mức giá 9,35 cent một kWh trong 20 năm theo đại biểu Hà là khá cao nên bà đề nghị làm rõ giá thành sản xuất, giá mua và hiệu quả sản xuất khi phát triển nguồn năng lượng này. Lãnh đạo Bộ Công Thương cho biết mức giá này trên cơ sở phối hợp với tư vấn quốc tế và thực tiễn Việt Nam. “Khi ban hành Quyết định 11 cũng đối mặt nguy cơ lớn thiếu điện 2019-2020 nên điện mặt trời là nguồn năng lượng bổ sung đáng kể”, ông chia sẻ. Và thực tế tới 30/6 – khi Quyết định 11 hết hiệu lực đã có gần 4.900 MW vận hành, góp phần lớn bổ sung vào nguồn điện năm 2019.

Nguy cơ thiếu điện

Ông Trần Tuấn Anh thừa nhận các giải pháp sẽ giúp đủ điện đến năm 2020 và từ 2021, nguy cơ thiếu điện hiện hữu, đặc biệt ở Tây Nam Bộ.

Đại biểu Dương Tấn Quân (Bà Rịa – Vũng Tàu) lo lắng trước nguy cơ thiếu điện hiện hữu nên đề nghị Bộ Công Thương, Chính phủ cho biết giải pháp để đủ điện cho sản xuất, tiêu dùng. Tuy nhiên, trả lời sau đó, đại diện Bộ Công Thương dành thời gian nói về nguy cơ thiếu điện cao và nguyên nhân trước, thay vì đi thẳng vào giải pháp.

Ông nói, Việt Nam đang phải đối mặt với nguy cơ thiếu điện cao trong 2019- 2020 và kéo dài tới 2022-2023. Nguy cơ không có dự phòng ở vùng phụ tải cao như Tây Nam Bộ là rất lớn.

Ngoài ra, điều kiện bất lợi thời tiết với tính cực đoan cao, các thuỷ điện không đủ tích nước, Việt Nam đối mặt suy giảm thị trường năng lượng sơ cấp khi dự báo sẽ phải nhập 20 triệu tấn than vào 2020 và tăng lên 35 triệu tấn than vào 2035. Nguồn khí cũng không đủ phục vụ phát điện cho dự án ở Đông Nam Bộ.

Về phương án đảm bảo cân đối điện, ông nói sẽ huy động tối đa các nguồn công suất phát như điện than, thuỷ điện, điện khí, điện mặt trời. Cùng đó, trình Chính phủ cơ chế mới về điện mặt trời với phương án thấp bổ sung thêm khoảng 6.000 MW điện mặt trời và 1.500 MW điện gió. Khả năng phải huy động cao hơn các nguồn điện này với 8.000 MW và điện gió huy động 3.000 MW.

Bộ cũng giao Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đàm phán mua khí từ Malaysia, Thái Lan đảm bảo cung ứng điện cho miền Tây, Đông Nam Bộ. Nhà điều hành cũng tính toán phương án chuyển đổi cơ cấu phát điện của một số nhà máy điện, như Điện Hiệp Phước chuyển từ chạy dầu sang dùng khí LNG nhập khẩu, thì sẽ có thêm công suất 400 MW.  “Khai thác hiệu quả, đồng bộ các giải pháp trên thì sẽ đủ điện trong 2019-2020”, ông nói.

Về dài hạn phát triển bền vững lĩnh vực năng lượng, trong đó tính tới phát triển các trung tâm điện lực khí lớn như Long Sơn, Cà Ná và Bạc Liêu. Bộ sẽ đề xuất Chính phủ bổ sung vào quy hoạch điện VIII 8 trung tâm điện khí lớn vì Việt Nam hiện không còn khả năng phát triển điện than.

Chậm đưa điện về nông thôn

Đại biểu Phương Thị Thanh (Bắc Kạn) nêu thực trạng dự án đưa điện về vùng nông thôn, miền núi triển khai chậm. Tại phiên chất vấn kỳ 3, đại biểu Nguyễn Hữu Cầu yêu cầu Bộ trưởng cam kết sẽ thực hiện đề án này nhưng đến nay vẫn không đúng tiến độ. Trả lời sau đó, Bộ trưởng Trần Tuấn Anh cảm ơn vì đã có cơ hội thay mặt Chính phủ báo cáo về sự chậm trễ này.

Ông cho biết, Bộ Công Thương đã xây dựng kế hoạch cung ứng vốn từ ngân sách, EVN, địa phương và quốc tế. Trong đó nguồn vốn lớn nhất là từ WB và Liên minh châu Âu với quy mô 24.000 tỷ đồng. Nhưng cuối năm 2017, đầu 2018, trần nợ công lên tới mức giới hạn, theo chỉ đạo của Quốc hội, Chính phủ chỉ đạo Bộ Kế hoạch & Đầu tư rà soát tất cả chương trình sử dụng vốn vay dưới danh nghĩa quốc gia. Do đó, nguồn vay từ WB và một số từ Liên minh châu Âu không được bố trí.

Đến nay, xét về tiêu chí vốn và các chỉ tiêu dự án, theo ông Tuấn Anh, chỉ hơn 10% nội dung đầu tư được thực hiện, khoảng 18,5% nguồn vốn được giải ngân. Hiện nợ công được kiểm soát, ông Tuấn Anh cho rằng có cơ sở để làm việc tiếp với WB, Liên minh châu Âu để sẵn sàng nguồn hỗ trợ tín dụng. Tuy nhiên, ông cho biết không kịp hoàn thành tiến độ 2020 nên đề nghị Quốc hội xem xét cho phép tiếp tục sử dụng các nguồn vay từ các tổ chức tài chính quốc tế để làm dự án trong giai đoạn 2021-2025.

Ngày mai, Quốc hội tiếp tục chất vấn Bộ trưởng Công Thương Trần Tuấn Anh. Cùng giải trình với ông Trần Tuấn Anh về những vấn đề liên quan là các trưởng ngành Kế hoạch & Đầu tư, Tài chính, Ngoại giao, Tài nguyên và Môi trường, Nông nghiệp & Phát triển nông thôn, Khoa học & Công nghệ, Thông tin & truyền thông, Công an, Thanh tra Chính phủ.

Báo cáo nguồn điện làm “nóng” nghị trường

Báo cáo một số nội dung liên quan đến nhóm vấn đề thuộc lĩnh vực công thương tại kỳ họp thứ 8, Quốc hội khóa XIV, Bộ trưởng Công Thương Trần Tuấn Anh cho biết, sẽ nghiên cứu đề xuất với Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định sửa đổi quy định về cơ cấu biểu giá bán lẻ điện.

Điện mặt trời phát triển nóng

Liên quan đến việc quản lý, điều tiết điện lực quốc gia, Bộ Công Thương cho biết, năm 2019, dự báo sẽ có nhiều khó khăn mà ngành điện phải đối mặt, vì vậy, công tác vận hành hệ thống điện được Bộ Công Thương đặc biệt quan tâm chỉ đạo. Tổng nhu cầu điện năng toàn quốc năm 2019 ước đạt 240,8 tỷ kWh, tăng 9,41% so với năm 2018. Theo Bộ này, năm 2019 không xuất hiện tình trạng tiết giảm điện năng. Dự kiến năm 2020, hệ thống điện vẫn cung cấp đủ điện cho nhu cầu sinh hoạt và phát triển kinh tế.

Bộ trưởng Công Thương Trần Tuấn Anh
Bộ trưởng Trần Tuấn Anh phát biểu tại nghị trường

Về công tác điều hành giá điện, ngay từ những tháng đầu năm 2019,Bộ Công Thương đã xây dựng các kịch bản điều chỉnh giá bán điện, báo cáo Thủ tướng Chính phủ quyết định việc điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân và quy định giá bán điện có hiệu lực từ ngày 20/3/2019. Song song với đó, Bộ Công Thương cũng thực hiện ban hành các quyết định phê duyệt khung giá bán buôn điện, giá truyền tải điện cũng như giá dịch vụ phụ trợ năm 2019 theo đúng quy định tại Luật Điện lực.

Về công tác vận hành hệ thống điện, theo Bộ trưởng Công Thương, do sự phát triển nóng của các nhà máy điện mặt trời nên đã xảy ra quá tải trên lưới điện truyền tải, phân phối tại khu vực tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận; việc cung cấp nhiên liệu cho các nhà máy nhiệt điện than, tuabin khí gặp nhiều khó khăn; do biến đổi khí hậu, nhiều lưu vực sông thuỷ văn thấp hơn số liệu thống kê trong quá khứ dẫn đến chưa khai thác tối ưu lượng nước trong các hồ thuỷ điện phục vụ các mục tiêu cấp nước cho nông nghiệp, giao thông và phát điện.

Bên cạnh đó, thị trường điện cũng chưa mở rộng mức độ cạnh tranh và tỷ lệ các đơn vị trực tiếp tham gia thị trường điện bán buôn cạnh tranh. Đáng lưu ý, mặc dù việc xây dựng và ban hành quyết định về việc điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân và quy định giá bán điện có hiệu lực từ ngày 20/3/2019 thực hiện theo đúng qui định của pháp luật nhưng vẫn còn có một số ý kiến chưa đồng thuận của các khách hàng sử dụng điện.

Hầu hết các nguồn điện BOT đều chậm

Theo Bộ Công Thương, bất cập hạn chế trên do có “nhiều biến động lớn”, ảnh hưởng đến việc thực hiện quy hoạch điện như: không xây dựng nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận; việc xây dựng các nhà máy nhiệt điện than gặp nhiều khó khăn do các vấn đề về cấm vận, các vấn đề về thu xếp vốn, các vấn đề về giải phóng mặt bằng, các vấn đề về môi trường.

Cùng với đó, các dự án nguồn điện, đặc biệt là các dự án ngoài EVN thường bị chậm so với quy hoạch ảnh hưởng tới việc đảm bảo cung ứng điện. Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, giai đoạn 2016-2030 có tổng cộng 116 dự án nguồn điện cần được đầu tư và đưa vào vận hành.

Sau 3 năm thực hiện, nhiều dự án đã không được thực hiện do đề xuất, kiến nghị của địa phương như: các dự án điện than ở Bạc Liêu, Quảng Ninh, Hà Tĩnh. Trong khi nhiều địa phương khác đề nghị bổ sung các trung tâm điện khí mới như Bạc Liêu, Bà Rịa Vũng Tàu, Ninh Thuận. Hầu hết các dự án BOT do nước ngoài thực hiện đều bị chậm so với tiến độ trong Quy hoạch, nhiều dự án đang thi công cũng bị chậm tiến độ như Long Phú 1, Sông Hậu 1, Thái Bình 2… Việc chậm tiến độ các dự án điện hoặc các dự án không được triển khai theo quy hoạch đang tạo ra các khó khăn, thách thức lớn trong việc đảm bảo cung ứng điện trong thời gian tới.

Bên cạnh đó là tình trạng đầu tư dàn trải, chưa ưu tiên đúng mức những dự án trọng tâm dẫn đến các yếu tố bất lợi trong quản lý triển khai các dự án kể cả phía chủ đầu tư, ban quản lý dự án, các đơn vị tư vấn và nhà thầu thi công, kéo theo việc chậm tiến độ. Theo đánh giá, trong giai đoạn sắp tới, hầu như chỉ có các dự án do EVN triển khai có thể đáp ứng tiến độ, các chủ đầu tư nguồn điện khác, đặc biệt là các nguồn điện BOT hầu hết đều chậm…

Giải pháp khắc phục thời gian tới được Bộ Công Thương đề ra là xây dựng cơ chế nâng cao tỷ lệ các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện; tiếp tục mở rộng thị trường cạnh tranh bán buôn điện; tham mưu Thủ tướng Chính phủ cho phép thí điểm để các nhà máy điện gió và mặt trời bán điện trực tiếp cho khách hàng mua điện để tiến tới hình thành thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

Về điều hành giá điện, tiếp tục kiểm tra giám sát chi phí sản xuất kinh doanh điện hàng năm của EVN, thực hiện công tác kiểm tra việc thực hiện quy định giá bán điện theo quyết định của Bộ Công Thương.

Trên cơ sở khảo sát thực tế, thu nhập của người dân, ý kiến góp ý của các đại biểu Quốc hội, các nhà nghiên cứu và người dân, Bộ Công Thương sẽ phối hợp với các Bộ ngành nghiên cứu đề xuất với Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định sửa đổi quy định về cơ cấu biểu giá bán lẻ điện phù hợp với chi phí và đặc điểm dây chuyền sản xuất cung ứng điện, thực tế sử dụng điện của các khách hàng sử dụng điện ở nước ta.

Việt Nam dẫn đầu khu vực về điện mặt trời

Đông Nam Á đang đẩy mạnh kế hoạch khai thác năng lượng mặt trời (NLMT) trong những năm tới vì chi phí sản xuất hợp lý hơn so với nhà máy điện chạy bằng khí đốt.

Dự kiến nhu cầu năng lượng tăng gấp đôi vào năm 2040, khu vực này đang mở rộng các nguồn năng lượng tái tạo trong bối cảnh các quốc gia đang phát triển muốn đáp ứng tiêu chí giá cả phải chăng song song với công cuộc chống biến đổi khí hậu.

Theo Công ty Tư vấn năng lượng Wood Mackenzie (Anh), năng suất NLMT của Đông Nam Á có thể sẽ tăng gần gấp 3, lên mức 35,8 GW vào năm 2024 so với ước tính 12,6 GW trong năm nay. Ông Rishab Shrestha, nhà phân tích năng lượng và năng lượng tái tạo của Wood Mackenzie, cho biết Việt Nam hiện dẫn đầu trong khu vực về năng lượng tái tạo này với công suất tích lũy 5,5 GW trong năm nay, tương đương 44% tổng công suất trong khu vực. Con số này năm ngoái vào khoảng 134 MW.

Nhấn mạnh sự cần thiết phải đầu tư thêm vào ngành điện, ông Shrestha cho rằng các dự án điện mặt trời ở Việt Nam mọc lên nhiều và nhanh trong thời gian qua đã khiến công suất vượt quá 18% tổng lưới điện. Công suất phê duyệt cho các nhà máy năng lượng tái tạo này ở tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận lên tới 5 GW, nhiều gấp 2 lần công suất sử dụng lưới điện.

Theo hãng tin Reuters, một trong những tín hiệu đáng khích lệ cho ngành NLMT ở khu vực là phiên đấu thầu gần đây về một dự án NLMT công suất 500 MW ở Malaysia, trong đó giá của 365 MW điện tái tạo được trả thấp hơn so với mức giá điện khí trung bình của cả nước. Malaysia đặt mục tiêu tăng tỉ lệ năng lượng tái tạo trong sản xuất điện từ 6% hiện nay lên 20% vào năm 2025 với phần lớn là NLMT. Nước này cũng có kế hoạch mở ít nhất một phiên đấu thầu dự án điện sạch 500 MW khác trong quý II/2020.

Singapore cũng có mục tiêu đạt ít nhất 2 GW công suất điện mặt trời vào năm 2030 hoặc đáp ứng hơn 10% nhu cầu điện cao điểm hiện nay, hướng đến mục tiêu thay thế năng lượng sản xuất từ khí đốt tự nhiên với sản lượng hiện chiếm 95%.

Mở rộng tín dụng xanh cho các dự án điện mặt trời

Xã hội phát triển, đời sống của người dân và hoạt động sản xuất – kinh doanh của doanh nghiệp ngày một cải thiện, nhưng kéo theo đó là tình trạng ô nhiễm môi trường ngày một trầm trọng. Bởi vậy, việc hướng dòng vốn tín dụng vào các lĩnh vực xanh, sạch cần được quan tâm nhiều hơn và các ngân hàng đang tích cực thực hiện điều này. 

Rót mạnh vốn vào năng lượng mặt trời

Trong xu hướng đẩy mạnh cho vay lĩnh vực năng lượng tái tạo, các dự án điện mặt trời được nhiều ngân hàng quan tâm rót vốn.

Mới đây, OCB đã thu xếp nguồn vốn tài trợ bổ sung vốn lưu động cho Công ty cổ phần Năng lượng TTC – TTC Energy và tài trợ đầu tư hệ thống năng lượng mặt trời cho thuê. OCB nhận tài sản bảo đảm là hệ thống năng lượng mặt trời hình thành từ vốn vay, tỷ lệ tài trợ tối đa 70% tổng giá trị đầu tư của dự án.

Ông Nguyễn Ðình Tùng, Tổng giám đốc OCB cho biết, đối với ngành năng lượng nói chung, OCB có nhiều kinh nghiệm khi tài trợ vốn cho các dự án thủy điện Ðăk R’tih, Sông Ba, Thuận Hòa – Hà Giang, dự án điện mặt trời Eco Seido, Ðức Thành – Mũi Né…

Ðại diện HDBank cho hay, Ngân hàng dành 7.000 tỷ đồng cho chương tình tài trợ dự án điện mặt trời kéo dài đến năm 2020.

Theo đó, HDBank sẽ ưu tiên các dự án trong quy hoạch phát triển điện mặt trời đã được phê duyệt bổ sung vào dự án điện quốc gia đến năm 2020. Ðặc biệt, HDBank ưu tiên các dự án có khả năng đấu nối trước ngày 30/6/2019.

Riêng tại Ninh Thuận, HDBank sẽ ưu tiên cho vay các dự án có công suất thiết kế lớn (2.000 MW) đã được Chính phủ chấp thuận triển khai và có khả năng đấu nối trước 31/12/2020. Ðiều kiện để được vay là khách hàng phải có vốn chủ sở hữu từ 150 tỷ đồng trở lên và tỷ lệ tham gia vốn chủ sở hữu vào dự án tối thiểu là 30% tổng mức đầu tư. HDBank cũng yêu cầu toàn bộ nguồn thu từ dự án chuyển về tài khoản thanh toán của khách hàng tại Ngân hàng.

Agribank và Ngân hàng Phát triển Việt Nam (VDB) đã ký thỏa thuận đồng tài trợ vốn cho dự án Nhà máy điện mặt trời Phong Ðiền, tỉnh Thừa Thiên – Huế.

Vốn đối ứng của chủ đầu tư 40%, vốn vay các ngân hàng 60%. Dự án Nhà máy điện mặt trời Phong Ðiền do Công ty cổ phần Ðiện Gia Lai (GEC) làm chủ đầu tư, xây dựng trên diện tích 45 ha, với tổng mức đầu tư gần 1.000 tỷ đồng, công suất thiết kế 35 MW và sản lượng điện khoảng 50 triệu KWh/năm.

Công trình được khởi công xây dựng quý IV/2017 và được đưa vào hoạt động từ tháng 10/2018.

Vietcombank cũng dành nguồn tài trợ hàng nghìn tỷ đồng cho điện mặt trời. Ngân hàng vừa ký kết hợp đồng tín dụng với Công ty cổ phần BP Solar tài trợ dự án Nhà máy điện mặt trời BP Solar 1, tổng giá trị cấp tín dụng là 785 tỷ đồng.

Dự án này có công suất 46 MW, tổng mức đầu tư 1.200 tỷ đồng, nằm tại xã Hữu Phước, huyện Ninh Phước, tỉnh Ninh Thuận. Ðây là một trong số những dự án điện năng lượng mặt trời được triển khai sớm nhất tại Ninh Thuận và đi vào hoạt động từ đầu năm 2019.

Ngoài ra, Vietcombank Thủ Thiêm đã ký kết hợp đồng tín dụng với Công ty cổ phần Ðầu tư và phát triển điện Ðại Hải để tài trợ vốn cho dự án Nhà máy điện mặt trời Srêpok 1. Dự án có công suất lắp đặt 50 MW với tổng mức đầu tư gần 1.000 tỷ đồng.

Một dự án khác là Ðiện mặt trời TTC 01 tại Tây Ninh đã nhận được 1.000 tỷ đồng vốn vay từ VietinBank. Dự án này có quy mô 68,8 MW và tổng mức đầu tư 1.600 tỷ đồng.

Cần đẩy mạnh hơn tín dụng xanh

Biến đổi khí hậu và ô nhiễm môi trường đang là vấn nạn chung của toàn cầu, trong có Việt Nam. Bởi vậy, xu hướng đầu tư, kinh doanh, tiêu dùng các sản phẩm “xanh” của cá nhân, doanh nghiệp được Chính phủ, Ngân hàng Nhà nước khuyến khích áp dụng. Ðó cũng là lý do các nhà băng đang bắt tay đẩy mạnh dòng vốn vào các lĩnh vực nông nghiệp công nghệ cao, điện năng lượng mặt trời, hay các dự án sản xuất thân thiện với môi trường…

ảnh 1

Tình trạng ô nhiễm ở các đô thị do hoạt động công nghiệp và vận tải đang báo động.Trong kế hoạch hành động của Chính phủ hướng tới tăng trưởng xanh, các tổ chức tín dụng được xem là những mắt xích quan trọng.Theo Chỉ thị số 03/CT-NHNN ngày 24/03/2015, Ngân hàng Nhà nước yêu cầu các ngân hàng thương mại thúc đẩy cấp tín dụng xanh cho những dự án có mục tiêu rõ ràng về việc bảo vệ môi trường, đồng thời khuyến khích hoạt động kinh doanh thân thiện với môi trường.Ðầu năm 2017, Ngân hàng Nhà nước đã ban hành Chỉ thị 01/2017 tiếp tục nhấn mạnh việc triển khai kế hoạch hành động của ngành ngân hàng thực hiện chiến lược quốc gia về tăng trưởng xanh đến năm 2020.

Theo đó, nhiều ngân hàng đã và đang có những chính sách ưu đãi trong việc cấp tín dụng xanh. Là một trong những ngân hàng tiên phong trong triển khai tín dụng xanh tại Việt Nam, Nam A Bank đã ký kết với Quỹ Hợp tác khí hậu toàn cầu (GCPF).

Trong đó, Nam A Bank sẽ cấp tín dụng trung và dài hạn cho các dự án thúc đẩy giảm khí thải CO2 và các dự án tiết kiệm tối thiểu 20% nhu cầu năng lượng.

Ông Trần Ngọc Tâm, Tổng giám đốc Nam A Bank cho biết, với gói tín dụng hỗ trợ trong lĩnh vực này, mức lãi suất ngân hàng cho vay ưu đãi khoảng 5-6%/năm.

Bà Maud Savary Mornet, Giám đốc GCPF khu vực Châu Á – Thái Bình Dương chia sẻ, với chương trình tín dụng xanh này, GCPF và Nam A Bank sẽ đồng hành cùng khách hàng trong các mục tiêu tài chính và chung tay bảo vệ môi trường.

HDBank cũng dành 10.000 tỷ đồng phát triển nông nghiệp ứng dụng công nghệ cao, nông nghiệp sạch, ưu đãi 1%/năm so với lãi suất thông thường. Bên cạnh đó, HDBank chấp nhận tài sản hình thành từ vốn vay với tỷ lệ cho vay tối đa 80% và thời hạn vay lên tới 10 năm.

Ðồng thời, HDBank đã triển khai các chương trình liên kết với các chuỗi siêu thị, cửa hàng tiện lợi trong cả nước, cũng như xây dựng các chương trình xuất khẩu kèm các giải pháp tài chính chuyên biệt, tạo điều kiện thuận lợi cho doanh nghiệp đưa sản phẩm nông nghiệp sạch đến tay người tiêu dùng trong và ngoài nước.

Tín dụng xanh là hướng đi tất yếu của ngành tài chính toàn cầu và có vai trò quan trọng trong việc thúc đẩy phát triển bền vững và hiện thực hóa chiến lược tăng trưởng xanh của Việt Nam.

Tuy vậy, theo thống kê của Ngân hàng Nhà nước, hiện mới có 24% dự án xanh được các ngân hàng xây dựng quy trình thẩm định tín dụng, trong đó chủ yếu được thực hiện tại một số hội sở chính và chi nhánh của các ngân hàng Sacombank, BIDV, VietinBank, Vietcombank, Agribank, SHB, ACB, Viet A Bank, OCB, HSBC…

Thực tế trên đòi hỏi ngành ngân hàng cần đẩy mạnh tín dụng xanh, qua đó góp phần nâng cao hiệu quả sử dụng tài nguyên, năng lượng, cải thiện môi trường sống và sức khỏe, đồng thời đảm bảo tăng trưởng bền vững.

Giá mua điện mặt trời còn hấp dẫn các doanh nghiệp?

Nhiều doanh nghiệp phản ứng với dự thảo quy định mà Bộ Công thương trình Chính phủ: giá mua điện mặt trời trên mặt đất còn 7,09 cent/kWh.

Đâu là mức giá hợp lý để doanh nghiệp đầu tư nhưng cũng không tăng áp lực tiền điện lên người dân?

Báo cáo của Ngân hàng Phát triển châu Á (ADB) cho biết kết quả đấu thầu tại Campuchia vào tháng 9-2019 đã có dự án trúng thầu bán điện mặt trời với giá chỉ 3,877cent/kWh. Tất nhiên Campuchia có đặc thù riêng, dự án này triển khai theo hình thức BOT, hạ tầng do chính phủ cung cấp… nhưng giá mua điện mặt trời cần cái nhìn khách quan. Lý do là người trả tiền điện mặt trời cuối cùng không phải là Tập đoàn Điện lực VN (EVN), mà chính là người dùng điện.

Không phải không làm được?

Thay vì mức giá điện mặt trời là 9,35 cent/kwh (2.086 đồng/kWh) với các dự án hòa lưới trước tháng 7-2019, nay trong dự thảo mà Bộ Công thương trình Chính phủ đã đề xuất: chỉ giữ nguyên mức giá 9,35 cent/kWh với điện mặt trời từ mái nhà. Giá bán điện từ dự án điện mặt trời trên mặt đất chỉ còn 7,09 cent/kWh (khoảng 1.620 đồng/kWh), nổi trên mặt nước là 7,69 cent/kWh (khoảng 1.750 đồng/kWh).

Dù đã khảo sát mặt bằng, tiến hành các thủ tục đầu tư 2 dự án điện mặt trời tại địa bàn Quảng Trị với tổng công suất đến 300 MW, ông Phạm Hữu Hiển, giám đốc Công ty TNHH năng lượng MT, cho biết với mức giá mua bán điện dành cho dự án điện mặt trời trên mặt đất như đề xuất mới nhất thì doanh nghiệp này sẽ không thể triển khai cả 2 dự án. 

Thay vào đó, doanh nghiệp này sẽ thúc đẩy dự án điện nổi trên mặt nước với tổng công suất 100 MW bởi mức giá dành riêng cho công nghệ này nhỉnh hơn.

Theo ông Hiển, nếu giá mua bán điện mặt trời giảm quá sâu so với trước đây (9,35 cent/kWh), không ít nhà đầu tư dù đã xin bổ sung quy hoạch ở khu vực miền Trung, miền Bắc vẫn phải tính phương án rút lui bởi đây là khu vực tiềm năng nắng thấp, dẫn đến việc tiếp tục đầu tư, xây dựng sẽ không còn hiệu quả.

Tương tự, dù dự án đã nằm trong quy hoạch ở Đắk Lắk, ông Nguyễn Nguyệt Hà (nhà đầu tư) cho biết bản thân rất lưỡng lự khi đầu tư, bởi mức giá mới sẽ tác động rất lớn thời gian thu hồi vốn. Theo ông Hà, với mức giá cũ, thời gian thu hồi vốn chừng dưới 10 năm, song với giá mới ước tính phải nâng lên khoảng 14-15 năm.

Áp lực lên giá bán lẻ điện

Trả lời Tuổi Trẻ, đại diện Cục Điện lực và năng lượng tái tạo (Bộ Công thương) cho rằng việc đề xuất biểu giá mới nhằm phản ánh sát giá công nghệ thế giới đã thay đổi và xu hướng tương lai. Bộ Công thương đã có nghiên cứu cho thấy việc giữ nguyên mức giá 9,35 cent/kWh cho điện mặt trời từ mái nhà và một số dự án tại các vùng ưu tiên tác động không lớn do lượng công suất không nhiều.

Theo đại diện EVN, với mức giá điện mặt trời mà EVN mua lại từ các nhà đầu tư điện mặt trời là 9,35 cent/kWh (với các dự án hòa lưới trước ngày 1-7-2019), về nguyên tắc, các chi phí này phải được phản ánh đầy đủ trong giá điện mà EVN bán cho khách hàng.

Thực tế, mức giá điện mặt trời mà EVN mua lại từ các nhà đầu tư là 2.086 đồng/kWh đang cao hơn giá bán điện bình quân mà EVN đang bán điện cho các khách hàng (như năm 2019 là 1.864 đồng/kWh). Giá bán lẻ điện sẽ phụ thuộc vào chi phí mua điện mặt trời, thủy điện, nhiệt điện khí, than, dầu…

Tuy nhiên, sản lượng phát điện từ điện mặt trời ngày càng lớn sẽ tác động càng nhiều đến giá thành điện, từ đó tác động gián tiếp lên giá bán lẻ điện cho người dân. EVN cũng cho biết việc tác động cụ thể thế nào đến giá bán lẻ điện cần phải tính toán dựa trên các số liệu thực tế.

Sao không đấu giá?

Một số chuyên gia cho rằng cần tham khảo câu chuyện Campuchia đấu thầu và chọn mua được điện mặt trời với giá chỉ 3,877cent/kWh. Trên thế giới, đã có 100 quốc gia áp dụng cơ chế đấu thầu đối với các dự án điện năng lượng tái tạo.

Tuy nhiên, Bộ Công thương cho rằng việc áp dụng giá điện cố định (giá FIT) kèm thời gian áp dụng với nguồn năng lượng tái tạo còn non trẻ như Việt Nam sẽ giúp thúc đẩy mở rộng quy mô thị trường. Đặc biệt, trước nguy cơ thiếu điện giai đoạn 2021-2023, việc tiếp tục áp dụng giá FIT đến hết năm 2021 sẽ thúc đẩy triển khai đầu tư các dự án đã có trong quy hoạch và một phần các dự án đã đăng ký.

Bộ Công thương cho hay đang phối hợp với các tổ chức quốc tế để nghiên cứu cơ chế đấu thầu, dự kiến áp dụng sau năm 2021. Theo đó, nhà đầu tư nào đưa ra giá bán điện thấp nhất từ dự án năng lượng tái tạo sẽ được chọn. Bộ Công thương sẽ chọn phương án phù hợp với quy định hiện hành, từ đó báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét triển khai thí điểm trước khi nhân rộng.

Trong khi đó, đại diện EVN cũng cho rằng việc đấu thầu giá điện mặt trời là giải pháp tốt để tối ưu hóa chi phí. “Tuy nhiên, hiện tại nếu đấu thầu có thể dẫn tới thời gian thủ tục kéo dài hơn, tốc độ phát triển nguồn điện mới có khả năng chậm lại, ảnh hưởng gián tiếp đến cung cấp điện, nhất là giai đoạn từ nay đến năm 2021. Vì vậy, từ nay đến năm 2021 nếu tổ chức đấu thầu giá bán điện mặt trời thì chỉ nên thí điểm ở một số dự án. Việc áp dụng đại trà nên được thực hiện sau năm 2021” – lãnh đạo EVN khuyến nghị.

Lo tái diễn quá tải

Với phương án một giá cố định cho điện mặt trời trên toàn quốc, Bộ Công thương nhận định chính sách giá sẽ đơn giản thay vì nhiều mức giá như đề xuất trước đó, cũng không cần hỗ trợ cao hơn cho các vùng có tiềm năng bức xạ thấp. Tuy nhiên, bộ này cũng cho rằng chính sách này sẽ kém khuyến khích các dự án ở miền Trung, miền Bắc.

Ngoài ra, do tập trung nhiều dự án ở vùng có tiềm năng bức xạ nên có nguy cơ quá tải lưới truyền tải, khả năng điều độ hệ thống truyền tải khó khăn và việc đền bù, giải phóng mặt bằng… cũng khó hơn.

Ông Park Changhwan – giám đốc Công ty CP Han&Han, nhà đầu tư điện mặt trời từ Hàn Quốc – cho biết nếu giá cố định điện mặt trời trên mặt đất chốt ở mức 7,09 cent/kWh sẽ khiến các nhà đầu tư chú ý hơn đến khu vực miền Nam thay vì miền Trung và miền Bắc, bởi đây là vùng có bức xạ cao hơn.