Điện mặt trời qua thời đỉnh cao, điện gió đang lên ngôi ở Việt Nam

Sau cơn sốt điện mặt trời, các nhà đầu tư đang dồn dập đầu tư vào điện gió để hưởng mức giá ưu đãi hơn 2.000 đồng/số.

Giống như điện mặt trời, 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.

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). 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.

Mức giá mua điện gió mới 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 đã vượt 2.000 đồng/số. Mức giá này khiến hàng loạt nhà đầu tư đổ xô vào điện gió.

Số liệu của Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) 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 hơn 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. Điện gió tập trung ở các tỉnh Bạc Liêu, Cà Mau, Trà Vinh, Ninh Thuận, Bình Thuận, Quảng Trị, Phú Yên, Sóc Trăng,…

Cụ thể, ngoài 9 dự án đã vận hành, còn 31 dự án có tổng công suất là 1.645 MW đã ký Hợp đồng mua bán điện, đang được đầu tư xây dựng nhưng chưa vận hành thương mại. Ngoài ra, có 59 dự án đã bổ sung quy hoạch đến 2025 nhưng chưa ký Hợp đồng mua bán điện, với tổng công suất khoảng 2.700 MW.

Bên cạnh đó, hơn 100 dự án khác đang xin ý kiến để được bổ sung vào quy hoạch.

Chạy đua làm điện gió, bán giá cao ngất hơn 2.000 đồng/kWh

Ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió Bình Thuận, cũng là “ông chủ” của một số dự án điện gió đã vận hành thương mại (trước khi Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ban hành) tỏ ra “tâm tư” khi các dự án điện gió bị cắt giảm công suất.

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.

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.

Cho rằng với mức giá thấp hơn điện mặt trời, ông Bùi Vạn Thịnh kiến nghị cần đưa các dự án điện gió đã vận hành từ trước ra khỏi danh sách bị cắt giảm công suất hoặc “cắt ít thôi” để thấy rằng được đối xử công bằng.

Thực tế, các dự án điện gió mà ông Thịnh đề cập bị cắt giảm công suất đã đi vào vận hành thương mại từ trước khi Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ban hành. Có nghĩa, các dự án này được hưởng mức giá khoảng 1.770 đồng một kWh (tương đương 7,8 cent), chứ không phải mức giá hơn 2.000 đồng/số tại Quyết định 38.

Các dự án này bị cắt giảm công suất do chịu tác động của việc điện mặt trời ồ ạt vào, khiến lưới điện quá tải. Còn thực tế, hàng chục dự án điện gió triển khai để hưởng mức giá hơn 2.000 đồng/số vẫn chưa đưa  vào vận hành. Với mức độ phân tán của điện gió, việc quá tải lưới điện được dự báo không quá nghiêm trọng.

Qua tính toán kiểm tra trào lưu 2020, 2021 của Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia, với các dự án điện gió vận hành năm 2020 thì có xuất hiện quá tải khu vực Trà Vinh, Ninh Thuận và Bình Thuận, các khu vực khác đảm bảo giải tỏa tốt.

Nếu vận hành năm 2021 thì chỉ xuất hiện quá tải khu vực Bình Thuận và Ninh Thuận, các khu vực khác bình thường.

Do vậy, các cơ quan quản lý khuyến cáo, các chủ đầu tư đảm bảo tiến độ dự án cam kết trong Hợp đồng mua bán điện, đặc biệt các dự án không có vấn đề gì về giải tỏa có thể đẩy nhanh tiến độ để sớm vận hành.

Bức tranh năng lượng tái tạo trong năm 2020

Giá bán mới cho dự án điện gió theo Quyết định 39/2018/QĐ-TTg ban hành ngày 10/9/2018 có thể lần lượt thu hút nhiều nhà đầu tư hơn.

Với sự phát triển ngày càng cao, nhu cầu về điện tiêu dùng và sản xuất ngày càng tăng; đặc biệt tại Việt Nam thời gian gần đây. Chưa kể, khi các nguồn sản xuất điện truyền thống như nhiệt điện, khí điện, thủy điện, hạt nhân… bộc lộ nhiều rủi ro và ảnh hưởng cao đến môi trường, những nguồn năng lượng thay thế trở thành tất yếu.

Điện gió lên ngôi nhờ chính sách mới

Trong đó, gây nhiều chú ý từ cuối năm 2019, đầu năm 2020 là nguồn năng lượng gió khi nhiều dự án được xúc tiến đầu tư dưới sự hỗ trợ từ quy định mới. Chi tiết, giá bán mới cho dự án điện gió theo Quyết định 39/2018/QĐ-TTg ban hành ngày 10/9/2018 có thể lần lượt thu hút nhiều nhà đầu tư hơn. Giá bán hiện là 0,085 USD/ kWh cho các dự án trên bờ và 0,095 USD / kWh cho các dự án ngoài khơi, trong khi cơ chế giá cũ chỉ trả 0,078 USD / kWh.

Trong báo cáo mới đây, SSI Research cho rằng giá cũ không đủ hấp dẫn dựa trên tổng chi phí LCOE là 0,07 USD/ kWh (LCOE – chi phí sản xuất năng lượng quy đổi – bao gồm tổng chi phí phát sinh trong quá trình vận hành). Ngoài ra, chi phí tuabin gió đã giảm, giúp giảm mức vốn đầu tư cần thiết, đây cũng là một điểm hấp dẫn.

Dừng cấp phép dự án điện mặt trời từ cuối năm 2019

Ngược lại, ngành điện mặt trời sau cú bùng nổ giai đoạn đầu năm qua đến nay đang chờ cơ chế giá mới. Đáng chú ý, Bộ Công Thương (MOIT) cũng đã công bố Quyết định 9608 /BCT ban hành ngày 16/12/2019 dừng cấp phép các dự án năng lượng mặt trời mới.

Ngoài ra, tình trạng thừa cung ở Ninh Thuận/Bình Thuận, cũng như quá tải đường dây truyền tải điện, có thể hạn chế công suất của các đơn vị mới. Dựa trên đề xuất mới nhất từ ​​Bộ Công thương, FIT (biểu giá điện hỗ trợ) cho điện mặt trời đề xuất ở mức 0,0709 USD/ kWh cho các dự án trên bờ và 0,0769 USD/ kWh cho các dự án ngoài khơi. Các mức này thấp hơn nhiều so với FIT ban đầu là 0,0935 USD (Quyết định 11/QĐ-TTg ban hành ngày 11/4/2017).

Theo EVN, các đường dây truyền tải điện trong nước đã quá tải đáng kể vào tháng 6/2019 khi công suất điện mặt trời tăng đột biến từ tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận (tăng khoảng 5.000 MW, trong đó hơn 2.000 MW từ Bình Thuận và Ninh Thuận).

Ghi nhận bởi SSI Research, hệ số tải là 260-360% đối với các đường dây 110kV từ Tháp Chàm – Hậu Sanh – Tuy Phong – Phan Ri; hệ số tải là 140% đối với các đường dây 110 kV từ Phan Rí – Sông Bình – Đại Ninh (Theo Thông tư 25/2016 / TT_BCT ngày 30/11/2016, mức hệ số tải thông thường là dưới 90% và mức cảnh báo là trên 90%). Do khoảng cách giữa các nhà máy điện mặt trời (Ninh Thuận/Bình Thuận) và các điểm có nhu cầu cao ở xa, yêu cầu cần có đường dây 220kV & 500kV. Trung bình một dự án năng lượng mặt trời chỉ hoàn thành mất tầm 6 tháng trong khi các dự án đường dây 220kV và 500kV mất khoảng 3-5 năm.

Năm 2019: Sản lượng điện đạt 231,1 Kwh, giá điện tăng đáng kể lên 1.864 đồng/kWh

Về các nguồn điện chủ lực hiện nay tại nước ta: thủy điện, điện than và điện khí. Năm 2019, sản lượng từ các nhà máy thủy điện giảm do El Nino. Nguồn cung than cũng khan hiếm, ví dụ như nhà máy nhiệt điện than Vũng Áng vẫn đang đối mặt với tình trạng thiếu nguồn cung than trong 8 tháng 2019 mặc dù có hợp đồng dài hạn với Vinacomin (tuy nhiên sản lượng cam kết cung cấp chỉ đạt 70-80%).

Cuối cùng, nguồn cung khí đốt trong nước đồng thuận giảm, trong đó các mỏ khí Đông Nam Bộ (Nam Côn Sơn và Sư Tử Trắng) đã đã sụt giảm về sản lượng. Năm 2019, nguồn cung khí cho Đông Nam Bộ đã giảm từ 20 triệu m3/ ngày xuống 16,5 triệu m3/ ngày. Các nhà máy khí đốt phải chạy bằng dầu DO vào mùa cao điểm, như Nhơn Trạch 1 (108,11 triệu kwh) và Nhơn Trạch 2 (5,87 triệu kWh).

Tính chung, tổng sản lượng điện năm 2019 đạt 231,1 tỷ Kwh, tăng 8,85%, thấp hơn mức tăng trưởng năm 2018 là 10,36% (theo EVN). Công suất hệ thống đạt 54.880 MW, tăng 6.320MW so với năm 2018 (trong đó gần 5000MW là từ điện mặt trời).

Giá điện bán lẻ tăng 8,36% từ 1.720 đồng/kWh lên 1.864 đồng/kWh (tương đương 0,0804 USD), theo Quyết định 648/QĐ-BCT vào ngày 20/3/2019. Mức tăng giá này cao hơn năm 2018 là 6,08%.

Nguồn cung nhiên liệu vẫn chưa ổn định

Dự báo cho năm 2020, SSI Research cho rằng với nhiệt điện than, sản lượng và lợi nhuận không hẳn đồng biến với nhau do nguồn cung than khan hiếm và không ổn định, cùng với các vấn đề than hỗn hợp không phù hợp với kỹ thuật trong nước.

Vấn đề đặt ra, tăng nhập khẩu than để đảm bảo nguồn cung? Nếu sử dụng than Nam Phi (5500 kcal/kg) ở mức giá 53 USD/tấn; các khoản cần tính đến như (1) phí vận chuyển 15 USD/ tấn từ Vịnh Richards (Nam Phi) đến Ấn Độ và (2) phí vận chuyển tăng thêm ước tính 7,50 USD/tấn từ Ấn Độ đến Việt Nam. Tổng cộng, than nhập khẩu có giá khoảng 75,5 USD/tấn (1,75 triệu đồng/tấn so với than 5A Việt Nam là 1,85 triệu đồng/ tấn). Mức chênh lệch là khoảng 5,7% (tuy nhiên thực tế là các nhà máy nhiệt điện than hiện tại chủ yếu sử dụng than hỗn hợp từ TKV thay vì tự nhập khẩu).

Hiện tại, các nhà máy nhiệt điện than đã được cho phép tự nhập khẩu than và sẽ được hưởng lợi từ xu hướng giá thấp hơn nếu có loại than tương thích không gây ra các vấn đề phụ như nguy cơ gián đoạn sản xuất. Nhưng, vẫn tồn tại những vấn đề khác như nếu giá nhập khẩu cao hơn giá trong nước do Vinacomin & Đông Bắc cung cấp?

Trong trường hợp này, không có chính sách rõ ràng nào cho việc chuyển phần tăng giá qua hợp đồng PPA. Thứ hai, nếu thủ tục nhập khẩu kéo dài, đặc biệt là khi các nhà máy điện lần đầu phải tự nhập khẩu, điều này có thể gây hậu quả và ảnh hưởng đến quá trình hoạt động của nhà máy.

Tương tự thuỷ điện, sản lượng sản xuất dự báo tiếp tục giảm, ít nhất trong 6 tháng đầu năm 2020 do tiếp tục chịu ảnh hưởng bởi lượng mưa thấp trước El Nino.

Với điện khí, dự kiến nguồn cung khí mới trong quý 4/2020 từ bể Sao Vàng – Đại Nguyệt sẽ cung cấp sản lượng ổn định hơn cho khu vực Đông Nam Bộ. Tuy nhiên, chi phí nhiên liệu khí trong tương lai sẽ tăng lên khi các mỏ khí cũ có chi phí thấp dần cạn kiệt và phải sử dụng nguồn cung khí từ các mỏ mới.

2019nCoV : Có thể khiến giá pin mặt trời tăng cao

Sự bùng phát Coronavirus ở Trung Quốc có thể làm tăng giá pin năng lượng mặt trời trong thời gian tới vì các nhà sản xuất đã bắt đầu gặp phải tình trạng thiếu wafer và kính mặt trời. 

Tỷ lệ sản xuất cũng đang bị ảnh hưởng do chính quyền tăng thời gian nghỉ Tết như là một biện pháp để đối phó với virus và các công nhân tới từ các khu vực bị nhiễm dịch phải tự cách ly trong hai tuần.

Hãng tư vấn đầu tư Roth Capital Partners đã đưa ra dự đoán giá thành đầu tư các dự án điện mặt trời sẽ bị tăng cao do sự thiếu hụt nguồn cung tấm pin mặt trời tới từ Trung Quốc hiện đang bị ảnh hưởng nặng nề bởi dịch corona virus.

Tại Trung Quốc, chính quyền đã kéo dài thời gian nghỉ lễ cho tới đến hết ngày 16/2 để ngăn ngừa dịch bệnh lây lan tại 8 tỉnh trong đó có các thủ phủ sản xuất tấm pin mặt trời như : Giang Tô, Chiết Giang, An Huy và Quảng Đông.

Tỷ lệ sản xuất thấp

Ủy ban Y tế Quốc gia Trung Quốc cho biết giao thông đã bị gián đoạn nghiêm trọng ở nhiều khu vực, ảnh hưởng đến sản xuất. Với việc Bắc Kinh đã thông báo kéo dài thời gian nghỉ năm mới, chính quyền địa phương đã thêm một tuần nữa để ngừng hoạt động và có khả năng kéo dài thời gian nghỉ việc ít nhất 7 ngày nữa trong nỗ lực ngăn chặn sự lây lan của virus.

Với những người ở các khu vực bị ảnh hưởng được yêu cầu cách ly trong 14 ngày, tỷ lệ sử dụng nhà máy trên tất cả các ngành công nghiệp ở các khu vực bị ảnh hưởng có thể đã giảm.

Các nhà sản xuất năng lượng mặt trời lớn của Trung Quốc đã trả lời các câu hỏi của PV Magazine về tác động của coronavirus – với điều kiện giấu tên – cho biết các nhà máy của họ đang hoạt động ở mức rất thấp và họ không dự đoán sẽ quay trở lại sản xuất bình thường trong những tuần tới.

Thời gian phục hồi dự kiến tới hết quý II

Cơ quan năng lượng quốc gia Trung Quốc đã đưa ra cảnh báo về sự ảnh hưởng của virus tới ngành năng lượng điện mặt trời ở quốc gia này. Hiện tại Hiệp hội điện mặt trời TQ đã kiến nghị Chính phủ kéo dài thời gian kết nối lên lưới điện cho các dự án lớn thay vì thời hạn là ngày 30/6 năm nay.

Ủy ban thương mại Trung Quốc cũng đã đưa ra dự đoán thị trường pin mặt trời sẽ hồi phục vào giữa năm. Tình hình mở rộng phát triển kinh doanh của các hãng pin mặt trời tại TQ cũng gặp nhiều khó khăn khi họ bị hạn chế đi công tác nước ngoài do ảnh hưởng của dịch virus.

Các dự án Điện mặt trời tại Châu Âu cũng bị ảnh hưởng ít nhiều khi các nhà thầu EPC không thể nhập khẩu các tấm pin mặt trời theo đúng tiến độ từ thị trường Trung Quốc.

Bị giảm phát điện : “điện gió sẽ chết”

Các nhà đầu tư điện gió chịu rất nhiều thiệt thòi. Đến nay lại gặp khó khăn do bị cắt giảm công suất. Đang là mùa gió tốt, nhưng có thời điểm chúng tôi bị cắt giảm 61%.

Điện gió là năng lượng tái tạo có hiệu số công suất cao, không tốn nhiều diện tích, có thể dự báo được tương đối chính xác, giúp điều độ tốt hơn. Song các nhà đầu tư điện gió lại chịu rất nhiều thiệt thòi. Sau nhiều đấu tranh, giá cũng đã tăng lên được 8,5 cent/kWh. Nhưng đến nay lại gặp khó khăn do bị cắt giảm công suất.

Đơn cử như các dự án nối lưới, trong đó 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. Chúng tôi kiến nghị Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cố gắng đưa điện gió ra khỏi danh sách cắt giảm, hoặc cắt giảm ít vì các dự án điện gió không phải là nguyên nhân gây quá tải. Trong khi về mặt kinh tế, giá mua điện gió chỉ 8,5 cent/kWh trong khi giá điện mặt trời là 9,35 cent/kWh, chưa kể về kỹ thuật điện gió thân thiện hơn nhiều.

Cứ thế này, điện gió sẽ chết - Ảnh 1.

Chúng tôi đã nhiều lần kiến nghị và EVN đã xin ý kiến Bộ Công thương, nhưng Bộ Công thương trả lời đây là trách nhiệm của EVN và cuối cùng vẫn như vậy. Dù đã có cuộc họp tháo gỡ khó khăn cho nhà đầu tư điện gió được EVN tổ chức trước tết, nhưng đến nay vẫn… như cũ. Đang là mùa gió tốt, nhưng có thời điểm cao nhất chúng tôi bị cắt giảm 61%, chỉ chạy được 39% vào ban ngày, còn ban đêm thì huy động được tối đa.

Đến thời điểm hiện nay, sản lượng của chúng tôi chỉ được 3 triệu kWh, trong khi cùng kỳ năm ngoái là 11 triệu kWh. Nếu cứ như thế này thì điện gió sẽ chết. Nếu vẫn tiếp diễn, sẽ phải kiến nghị tiếp tới cấp cao hơn vì đây là vấn đề sống còn. Như với Điện gió Phú Lạc do tôi đầu tư, bình quân thiệt hại 100 triệu đồng/ngày đêm cho dự án 24MW. Chúng tôi hầu như không có lãi, mà chỉ mong có nguồn tiền để trả nợ, thực tế đã có dự án vỡ nợ rồi. Tình trạng cắt giảm công suất thế này, doanh nghiệp chỉ mong tồn tại, phát triển là rất khó.

Chưa kể nhà đầu tư điện gió đang rất lo lắng khi hết thời hạn 1-1-2021 có thể sẽ không còn duy trì giá mua điện gió là 8,5 cent/kWh. Bài học điện mặt trời là quá lớn, sau 30-6-2019 gần như bị khoảng trống chính sách, không rõ giá mua được bao nhiêu, nên nhà đầu tư điện gió cũng sợ. Chúng tôi cũng lo ngại giá mua điện gió sẽ giảm, bởi với điện gió giá thành giảm không nhiều như điện mặt trời. Các tấm pin mặt trời bình quân mỗi năm giảm vài chục phần trăm nhưng nhiên liệu điện gió giá không giảm, thậm chí có thời điểm cục bộ còn tăng. Chẳng hạn như lúc này cung cầu chênh lớn, giá tuôcbin hiện nay cao hơn cách đây 1 năm.

Điện gió cũng phải sử dụng công nghệ hiện đại nhất, như phải cẩu lắp rất đặc thù, làm chi phí đầu tư điện gió nhiều hơn. Đầu tư điện gió cũng không thể làm ào ào như điện mặt trời. Với mức giá như hiện nay lợi nhuận đã không cao, còn sau năm 2021 không biết giá thế nào, nếu giảm thì thị trường điện gió không còn hấp dẫn. 10 năm nay phát triển điện gió mới có 300MW.

Chúng tôi thấu hiểu rằng EVN phải cân đối tài chính. Giá bán điện bình quân của EVN cho người tiêu dùng là 7,5 cent/kWh nhưng mua vào điện mặt trời là 9,35 cent/kWh và điện gió là 8,5 cent/kWh, nên đương nhiên càng huy động nhiều năng lượng tái tạo EVN càng lỗ. Song VN đang thiếu điện, nguồn điện rẻ là thủy điện đang cạn kiệt, năm nay lượng mưa thấp nhất 30 năm… Dù huy động năng lượng tái tạo giá cao nhưng vẫn tốt hơn mua điện chạy dầu, nên chúng tôi kỳ vọng huy động được nhiều hơn.

Vốn ngoại rót mạnh vào các dự án điện mặt trời

Với việc ban hành các chính sách hỗ trợ để thúc đẩy phát triển ngành công nghiệp năng lượng mặt trời của Chính phủ Việt Nam sẽ đưa Việt Nam trở thành điểm đến hấp dẫn các nhà đầu tư năng lượng mặt trời ở khu vực châu Á-Thái Bình Dương. Các dự án điện mặt trời của Việt Nam hiện đang thu hút sự quan tâm đầu tư của nhiều nhà đầu tư nước ngoài và các định chế tài chính quốc tế.    

Tính đến nay, Việt Nam đã có trên 80 dự án điện mặt trời với tổng công suất 4.460 MW đã hòa vào lưới điện quốc gia, chiếm khoảng 8,28% tổng sản lượng điện cả nước. Ngoài ra, hiện cũng có khoảng 13 dự án đang được hoàn thành với tổng công suất 630 MW, dự kiến sẽ được đưa vào hoạt động trong thời gian tới.

Các dự án điện mặt trời của Việt Nam hiện đang thu hút sự quan tâm đầu tư của nhiều nhà đầu tư nước ngoài và các định chế tài chính quốc tế. Mới đây nhất, Ngân hàng phát triển Á Châu (ADB) đã ký hợp đồng cho vay trị giá 37,8 triệu USD với Công ty Cổ phần Đầu tư Phát triển năng lượng TTC (TTC Energy) nhằm tài trợ vốn cho dự án năng lượng mặt trời tại Việt Nam. Trong đó, 7,6 triệu USD sẽ được cho vay dưới dạng vốn vay ưu đãi không song song từ Quỹ Cơ sở hạ tầng khu vực tư nhân Châu Á (LEAP) có sự góp vốn của Cơ quan Hợp tác quốc tế Nhật Bản (JICA). Dự án sẽ xây dựng và vận hành nhà máy điện mặt trời có công suất 50 MW và các cơ sở hạ tầng đi kèm tại tỉnh Tây Ninh, góp phần đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng về năng lượng tại các tỉnh thành khu vực phía Nam cũng như thực hiện mục tiêu phát triển và đa dạng hóa các nguồn năng lượng.

Theo ông Konaka Tetsuo – Trưởng đại diện JICA, khoản vay này nhằm cải thiện khả năng thanh toán cũng như khả năng tài chính của dự án, đồng thời tạo điều kiện để những nhà cho vay khác cung cấp nguồn vốn dài hạn để phát triển dự án. Dự án phù hợp với “Sáng kiến về cho vay và đầu tư hải ngoại cho khu vực ASEAN”, được tuyên bố trong Hội nghị Cấp cao ASEAN vào tháng 11/2019, nhằm hỗ trợ phát triển cơ sở hạ tầng có chất lượng và đầu tư xanh cho các quốc gia khu vực ASEAN.

Một dự án điện mặt trời khác là Công ty Thủy điện Đa Nhim – Hàm Thuận – Đa Mi (DHD) cũng đã được ADB và các đối tác tài chính cho vay 37 triệu USD để làm dự án điện mặt trời nổi đầu tiên tại Việt Nam. Đây cũng là dự án điện mặt trời nổi đầu tiên ở Việt Nam, dùng công nghệ mới và khoản vay này không có bảo lãnh Chính phủ cho một công ty. Với công suất 47 MWp, dự án điện mặt trời nổi trên hồ Đa Mi có tổng mức đầu tư khoảng 1.300 tỷ đồng. Theo thiết kế và vận hành, nhà máy hoạt động trong thời gian 25 năm và sẽ hoàn vốn sau 13,5 năm.

Tập trung vốn đầu tư vào các dự án năng lượng sạch, trước đó JICA đã phê duyệt khoản vốn trị giá 1,5 tỷ USD tài trợ cho khu vực tư nhân thông qua Quỹ LEAP. Đến nay, Quỹ LEAP tài trợ cho nhiều dự án cơ sở hạ tầng bền vững được thực hiện bởi khu vực tư nhân tại các quốc gia thành viên ADB vùng Châu Á – Thái Bình Dương và tập trung vào các lĩnh vực như giảm thiểu phát thải khí nhà kính, tiết kiệm năng lượng…

Việt Nam cũng đang trở thành điểm đến tiềm năng cho các DN nước ngoài muốn đầu tư vào lĩnh vực điện mặt trời. Cụ thể như Tập đoàn Quadran International (Pháp) và đối tác Tập đoàn Trường Thành Việt Nam, cũng đã hợp tác phát triển dự án nhà máy điện mặt trời Cát Hiệp, khởi công từ tháng 9/2018, có quy mô công suất 50 MWp, đặt tại tỉnh Bình Định. Sản lượng điện năng dự kiến của dự án vào khoảng 76.500 MWh mỗi năm. Ngoài ra, Quadran International cũng đang triển khai 2 dự án năng lượng mặt trời tại các tỉnh Bình Định và Khánh Hòa, với tổng công suất 85 MW và dự kiến tiếp tục đầu tư xây dựng từ 100- 200 MW mỗi năm. Và còn có hàng loạt các dự án đến từ các nhà đầu tư nước ngoài như: Nhà máy Tata Power công suất 300 MW tại Hà Tĩnh, Nhà máy Hanwha công suất 100-200 MW tại Thừa Thiên Huế, Nhà máy GT & Associates và Mashall & Street Ltd công suất 150 MW tại Quảng Nam…

Như vậy, các dự án đầu tư vào điện mặt trời góp phần giải bài toán vốn phát triển nguồn năng lượng sạch tại Việt Nam. Tuy nhiên, để thu hút vốn từ các tổ chức tài chính nước ngoài trong lĩnh vực cơ sở hạ tầng mà không cần bảo lãnh của Chính phủ, phía Việt Nam cần xem xét kỹ Luật Đầu tư theo hình thức hợp tác công – tư đang được soạn thảo theo hướng đưa ra các quy định gần với chuẩn mực quốc tế, nhằm phát huy được công nghệ mới và nguồn lực gia tăng từ đóng góp của khu vực tư nhân.

Ông Konaka Tetsuo chia sẻ – JICA sẽ tiếp tục hợp tác với các quốc gia và tổ chức quốc tể để đẩy mạnh đầu tư vào cơ sở hạ tầng có chất lượng và đóng góp vào phát triển kinh tế – xã hội tại các quốc gia và khu vực đang phát triển dựa trên cơ sở các Mục tiêu phát triển bền vững (SDGs) trong đó phát triển năng lượng sạch là một trong những mục tiêu quan trọng hàng đầu.

Nhà đầu tư nước ngoài : mong muốn sớm có giá điện mặt trời mới (FIT 2)

Nhóm công tác điện và năng lượng của VBF cho rằng, Chính phủ cần đưa ra biểu giá điện mặt trời rõ ràng để các nhà đầu tư “yên tâm”. 

Tại Diễn đàn Doanh nghiệp Việt Nam (VBF) 2019 ngày 10/1, nhóm công tác Điện và năng lượng kiến nghị, Chính phủ cần đưa ra biểu giá FIT rõ ràng hơn cho năng lượng tái tạo.

Nhóm Điện và năng lượng cho rằng, cơ chế giá FIT cho điện mặt trời sau ngày 30/6/2019 (thời điểm Quyết định 11/2017 hết hiệu lực), vẫn chưa được nhà chức trách quyết định. Điều này khiến các nhà đầu tư điện mặt trời, trong đó có các nhà đầu tư nước ngoài “chưa cảm thấy yên tâm đầu tư”.

Theo tính toán, Việt Nam sẽ cần khoảng 130 tỷ USD đầu tư năng lượng mới cho đến năm 2030, trung bình khoảng 12 tỷ USD mỗi năm, trong đó khoảng 9 tỷ USD cho đầu tư nguồn điện và 3 tỷ USD đầu tư cho lưới điện. Con số dự báo có phần cao hơn thực tế, nhưng nhu cầu về điện là cấp thiết.

“Chính phủ cần ưu tiên năng lượng tái tạo trong quy hoạch phát triển điện lực quốc gia, tăng sử dụng khí ga tự nhiên như “phụ tải nền phù hợp nhất” cho năng lượng tái tạo”, đại diện Nhóm công tác Điện và năng lượng kiến nghị.

Cụ thể hơn, nhóm này đề xuất, Chính phủ cần minh bạch hoá các thay đổi về biểu giá FIT và tháo gỡ các quy định chưa hợp lý trong quy hoạch tổng thể điện lực. 

Theo nhóm này, minh bạch hoá giá mua điện mặt trời sẽ giúp giảm bớt rủi ro cho nhà đầu tư và giảm giá FIT khi các dự án phát điện năng lượng tái tạo trở nên đơn giản, mang lại nhiều lợi nhuận hơn, trong lúc chờ cơ chế đấu thầu giá được nhà chức trách hoàn thiện. 

Các doanh nghiệp nước ngoài đối thoại với đại diện Chính phủ Việt Nam tại VBF 2019. Ảnh: Anh Minh

Tại bản dự thảo mới nhất về cơ chế giá khuyến khích cho điện mặt trời đang được Bộ Công Thương trình Thủ tướng xem xét, phê duyệt, giá FIT sẽ chỉ còn một vùng và mức giá cũng giảm so với trước.

Theo đó, các dự án điện mặt trời nối lưới đã ký hợp đồng mua bán điện (PPA) đã và đang triển khai thi công xây dựng trước ngày 23/11/2019 và vận hành thương mại giai đoạn 1/7/2019 đến hết năm 2020, sẽ được áp dụng giá điện cố định 7,09 cent một kWh, tương đương 1.620 đồng một kWh. Các dự án khác có thời gian thi công, vận hành thương mại ngoài mốc thời gian trên sẽ áp dụng theo cơ chế giá đấu thầu. 

Điện mặt trời áp mái sẽ có giá FIT là 8,38 cent một kWh (khoảng 1.916 đồng). Còn điện mặt trời nổi là 7,69 cent một kWh (1.758 đồng). Các mức giá này sẽ được áp dụng trong 20 năm, chưa gồm thuế VAT, chênh lệch tỷ giá…

Cũng tại diễn đàn, nhóm công tác Điện và năng lượng cũng kiến nghị, Bộ Công Thương cần công bố lộ trình áp dụng biểu giá bán lẻ điện ở Việt Nam đến năm 2025, tập trung vào các đối tượng thương mại và công nghiệp.

Mức sử dụng năng lượng bình quân đầu người của Việt Nam thuộc hàng cao nhất trong khu vực – trong giai đoạn 2009 – 2013, cao hơn mọi quốc gia trong khu vực, đặc biệt cao hơn các quốc gia có mức GDP bình quân đầu người tương đương.

Vì thế, Việt Nam cũng cần tiến hành một chiến dịch tuyên truyền nhằm giáo dục cho các bên có liên quan về nhu cầu và lợi ích của việc sử dụng năng lượng hiệu quả. “Nâng cao ý thức cộng đồng, hiện đại hóa quy định về sử dụng năng lượng hiệu quả và tăng cường thực thi là những việc cần thực hiện trong thời gian tới”, nhóm công tác Điện và năng lượng nhấn mạnh.

Bộ công thương : cho phép đấu nối nhưng chủ đầu tư ĐMT tự chịu “rủi ro”

EVN có thể tiếp tục đấu nối, mua điện nhưng nhà đầu tư điện mặt trời phải “tự chịu rủi ro” nếu có thay đổi về chính sách.

Ngày 6/1, Bộ Công Thương có văn bản đồng ý với đề nghị của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) về tiếp tục đấu nối, mua điện từ các dự án điện mặt trời áp mái. Nhưng EVN chưa được thanh toán cho nhà đầu tư tới khi có giá mới cho loại hình đầu tư này. Ngoài ra, EVN cũng phải đảm bảo việc đấu nối không gây quá tải lên hệ thống điện hiện có.

Tuy nhiên, đề xuất của Bộ Công Thương về điện mặt trời áp mái đang chờ cấp có thẩm quyền phê duyệt. Do đó, bộ yêu cầu EVN phải thông báo rõ nhà đầu tư phải tự chịu rủi ro chính sách (nếu có).

Cuối tháng 12, EVN đề xuất được tiếp tục đấu nối, mua điện mặt trời áp mái nhưng chưa thanh toán tiền điện cho nhà đầu tư, người dân… để thúc đẩy loại năng lượng này. Đề xuất này được đưa ra sau yêu cầu dừng đấu nối các dự án điện mặt trời của Bộ Công Thương trong khi chờ cấp có thẩm quyền phê duyệt cơ chế giá mới sau ngày 30/6/2019.

Theo dự thảo cơ chế giá khuyến khích với điện mặt trời sau ngày 30/6/2019, trong đó điện mặt trời áp mái được đề xuất giá 8,38 cent (tương đương 1.916 đồng) một kWh. 

Sau hơn 2 năm khuyến khích phát triển, công suất điện mặt trời áp mái mới đạt 350 MW. Việc tiếp tục cho phép đấu nối, mua điện từ các dự án này, theo đại diện EVN, sẽ tạo điều kiện phát triển loại năng lượng này, giúp chủ đầu tư bán điện cho EVN trong thời gian chờ Chính phủ ban hành quyết định cơ chế giá mới.