Bộ Công thương loại nhiều dự án điện than, tăng điện gió, điện mặt trời

Sẽ có 14.120MW nhiệt điện than được đề xuất không đưa vào Quy hoạch điện 8, nhưng Bộ Công thương tiếp tục kiến nghị cho đầu tư 2.428,42MW điện mặt trời với tổng chi phí là 12.700 tỉ đồng cùng các dự án điện khí.

Trong báo cáo mới nhất gửi Thường trực Chính phủ ngày 25-7 về các nội dung của đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2045 (Quy hoạch điện 8), Bộ Công thương đã nêu 3 kịch bản phát triển điện lực.

Bộ cho biết sẽ rà soát các dự án điện than đã có trong Quy hoạch điện 7 điều chỉnh, nhưng sẽ không đưa vào dự thảo Quy hoạch điện 8, để thực hiện cam kết tại COP26. Cụ thể, trong tổng công suất 14.120MW nhiệt điện than không đưa vào Quy hoạch điện 8, có 8.420MW do các tập đoàn nhà nước được giao làm chủ đầu tư, bao gồm: dự án của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là 3.600MW (Quảng Trạch 1, Tân Phước 1 và Tân Phước 2); dự án của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) là 1.980MW (Long Phú 3); dự án của Tập đoàn Công nghiệp than – khoáng sản Việt Nam (TKV) được giao 2.840MW (Cẩm Phả 3, Hải Phòng 3 và Quỳnh Lập 1).

Ngoài ra, dự án đầu tư theo hình thức BOT là 4.500MW (Quỳnh Lập 2, Vũng Áng 3, Long Phú 2) và chưa giao nhà đầu tư 1.200MW (Quảng Ninh 3).

Với quy mô của các nguồn nhiệt điện than vào năm 2030 giảm mạnh, nhưng phù hợp với hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050, nên Quy hoạch điện 8 đã thay thế công suất điện than này bằng khoảng 14GW nguồn điện nền sạch hơn là điện LNG.

Còn lại bù bằng 12-15GW các nguồn năng lượng tái tạo (do số giờ vận hành các dự án nguồn năng lượng tái tạo chỉ bằng khoảng 1/3 (điện gió) và 1/4 (điện mặt trời) so với các nguồn điện than hoặc khí). 

Vì vậy, nhu cầu nhập khẩu LNG sẽ tăng lên, đạt khoảng 14-18 tỉ m³ vào năm 2030 và khoảng 13-16 tỉ m³ vào năm 2045.

Theo đó, cùng với loại bỏ các nguồn điện than, Bộ Công thương kiến nghị tiếp tục đưa vào 2.428,42MW nguồn điện mặt trời tại các dự án đã có chủ trương đầu tư, được chấp thuận đầu tư và đang triển khai xây dựng, có tổng chi phí ước tính khoảng 12.700 tỉ đồng. Lý do của việc tiếp tục đưa vào vận hành các dự án này theo Bộ Công thương là nếu trường hợp không tiếp tục triển khai sẽ gây lãng phí tài sản xã hội, có khả năng dẫn tới kiện tụng đòi bồi thường của Nhà nước. Vì vậy, để tránh rủi ro về mặt pháp lý, tránh xảy ra khiếu kiện và đền bù cho nhà đầu tư, cần tiếp tục chấp thuận triển khai dự án.

Đối với 4.136,25MW nguồn điện mặt trời còn lại tại các dự án đã được quy hoạch nhưng chưa được chấp thuận đầu tư, Bộ Công thương kiến nghị giãn tiến độ sang giai đoạn sau năm 2030.

Tuy nhiên, định kỳ hằng năm sẽ rà soát, tính toán khả năng hấp thụ của hệ thống điện quốc gia, khả năng giải tỏa công suất cục bộ, vận hành hệ thống, trong trường hợp cần thiết sẽ xem xét, báo cáo Chính phủ đưa vào giai đoạn trước năm 2030 nếu các nguồn khác chậm tiến độ để đảm bảo cung ứng điện.

Dự án điện gió, mặt trời lỡ hẹn giá FIT có thể đàm phán với EVN

Bộ Công Thương đề xuất Chính phủ cho phép chủ đầu tư dự án điện gió, điện mặt trời chưa kịp hưởng ưu đãi được đàm phán giá với EVN.

Giá FIT ưu đãi 20 năm với dự án điện mặt trời là 9,35 cent một kWh và 7,09-8,38 cent một kWh; dự án điện gió là 8,35-9,8 cent một kWh. Nhưng các chính sách này hiện đã hết ưu đãi từ 1/11/2021. Nhiều dự án điện gió, điện mặt trời này đến nay vẫn chưa có giá điện, trong khi chủ đầu tư đã bỏ hàng chục nghìn tỷ đồng đầu tư các hạng mục, lắp đặt thiết bị…

Hiện có 5 dự án hoặc phần dự án điện mặt trời công suất hơn 452 MW đang chờ xác định giá điện và 62 dự án điện gió với tổng công suất gần 3.480 MW đã ký hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Ngoài ra còn một số dự án đang đầu tư, triển khai dở dang.

Để tránh lãng phí nguồn lực đầu tư, Bộ Công Thương vừa đề nghị Thủ tướng chấp thuận cơ chế các dự án chuyển tiếp đàm phán giá, hợp đồng mua bán với EVN trong khung do bộ ban hành.

Một dự án điện gió ở Sóc Trăng đã đầu tư, lắp đặt thiết bị nhưng không kịp vận hành thương mại trước 1/1/2021 để hưởng giá FIT ưu đãi. Ảnh: Hồng Minh

Với các dự án điện mặt trời, điện gió sẽ triển khai trong tương lai, Bộ này cũng đề xuất Thủ tướng cho áp dụng cơ chế đàm phán tương tự với EVN. Việc này nhằm đảm bảo tính đồng nhất của hành lang pháp lý với các dự án.

Còn các dự án đã vận hành thương mại (COD), Bộ đề nghị Chính phủ chỉ đạo, làm cơ sở để cơ quan này hướng dẫn rà soát, xem xét lại hợp đồng giữa EVN và các chủ đầu tư, nhằm hài hoà lợi ích giữa bên bán – mua – người tiêu dùng điện và Nhà nước.

Bộ này còn đề nghị Thủ tướng bãi bỏ các quyết định về cơ chế ưu đãi phát triển điện gió, điện mặt trời trước đây, với lý do các điều khoản về giá FIT đã hết hiệu lực áp dụng, nhưng tính pháp lý vẫn còn.

Mặt khác, một số quy định hiện không còn phù hợp thực tế như thời hạn hợp đồng mua bán điện 20 năm (với điện mặt trời mái nhà tối đa 20 năm hay giá mua điện điều chỉnh theo biến động tỷ giá VND/USD và thời gian áp dụng giá điện là 20 năm từ ngày vận hành thương mại…

Theo Bộ Công Thương, các chính sách ưu đãi như trên và giá FIT chỉ nên áp dụng trong thời gian nhất định để khuyến khích đầu tư vào điện gió, điện mặt trời. Hiện giá loại hình năng lượng tái tạo này ngày càng giảm, tỷ trọng chiếm tương đối trong cơ cấu nguồn điện quốc gia, giá thiết bị cũng cạnh tranh hơn…, việc duy trì hỗ trợ không còn phù hợp.

Riêng với các dự án đã ký hợp đồng mua bán điện để được hưởng ưu đãi trước đây nhưng chưa xác định được giá, Bộ Công Thương cho rằng các nhà đầu tư và EVN có thể chọn đàm phán lại hợp đồng.

Theo thống kê của EVN, ba năm qua các dự án điện mặt trời, điện gió đã phát triển nhanh tại nhiều địa phương. Hiện số dự án điện gió, mặt trời đã vận hành chiếm gần 27% tổng công suất đặt toàn hệ thống, trong đó có 16.545 MW điện mặt trời mặt đất, mái nhà và 4.126 MW điện gió.

Luỹ kế nửa đầu năm, sản lượng điện toàn hệ thống đạt hơn 133,1 tỷ kWh, tăng gần 4% so với cùng kỳ 2021. Trong đó, huy động từ năng lượng tái tạo (điện gió, mặt trời, điện sinh khối) đạt khoảng 19,2 tỷ kWh (trên 74% đến từ điện mặt trời, 26% là điện gió). Mức sản lượng này tương đương 14,4% lượng điện toàn hệ thống.