Đầu tư điện mặt trời công suất lớn : thuận lợi hay khó khăn?

Sau khi có Quyết định của Chính phủ về mục tiêu phát triển điện mặt trời, nhiều doanh nghiệp đã đầu tư để có lợi nhuận. Tuy nhiên, chi phí quá lớn đã khiến không ít doanh nghiệp trong tình trạng tiến thoái lưỡng nan.

Cơ chế và sức hút

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh được Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 428/2016/QĐ-TTg, dự kiến đến năm 2020, sản lượng điện đạt 265 – 278 tỷ kWh và đến năm 2030 đạt khoảng 571 – 700 tỷ kWh. Để đáp ứng nhu cầu này, tới năm 2020, công suất điện cần tới 60.000 MW, năm 2025 cần 96.500 MW và đến năm 2030 là 129.500 MW, tức là bình quân mỗi năm tăng thêm khoảng 6.000 – 7.000 MW. Trong đó, mục tiêu phát triển điện mặt trời được đề ra chỉ là 850 MW công suất lắp đặt vào năm 2020 và khoảng 4.000 MW vào năm 2025; khoảng 12.000 MW năm 2030.

Sau khi có Quyết định của Chính phủ về mục tiêu phát triển điện mặt trời, nhiều doanh nghiệp đã đầu tư để có lợi nhuận. Tuy nhiên, chi phí quá lớn đã khiến không ít doanh nghiệp trong tình trạng tiến thoái lưỡng nan.

Cơ chế và sức hút

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh được Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 428/2016/QĐ-TTg, dự kiến đến năm 2020, sản lượng điện đạt 265 – 278 tỷ kWh và đến năm 2030 đạt khoảng 571 – 700 tỷ kWh. Để đáp ứng nhu cầu này, tới năm 2020, công suất điện cần tới 60.000 MW, năm 2025 cần 96.500 MW và đến năm 2030 là 129.500 MW, tức là bình quân mỗi năm tăng thêm khoảng 6.000 – 7.000 MW. Trong đó, mục tiêu phát triển điện mặt trời được đề ra chỉ là 850 MW công suất lắp đặt vào năm 2020 và khoảng 4.000 MW vào năm 2025; khoảng 12.000 MW năm 2030.

Tuy nhiên, quá nhiều dự án điện mặt trời phát triển cùng lúc ở một khu vực, khi đấu nối vào đường dây hiện hữu, sẽ dẫn đến khả năng phải đầu tư thêm lưới điện truyền tải, trạm biến áp… Dĩ nhiên, các chi phí này đều tính vào giá thành điện, Nhà nước hay Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) không thể gánh nổi. Để được hưởng mức giá bán điện mặt trời là 9,35 UScent/kWh trong thời gian 20 năm, các dự án điện mặt trời phải vào vận hành thương mại trước ngày 30/6/2019, riêng tỉnh Ninh Thuận đã được gia hạn tới hết năm 2020.

Tuy nhiên, theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 của Thủ tướng Chính phủ, mức giá này chỉ áp dụng cho các dự án nối lưới có hiệu suất của tế bào quang điện (solar cell) lớn hơn 16% hoặc modun lớn hơn 15%. Thông tư 16/2018/TT-BCT cũng đưa ra yêu cầu, dự án điện mặt trời nối lưới có diện tích sử dụng đất lâu dài không quá 1,2 ha/MWp. Theo tính toán của các chuyên gia đến từ GIZ, ở thời điểm tháng 7/2019, giá FiT cho một dự án điện mặt trời quy mô 50 MW là 6,57 – 7,14 UScent/kWh ở vùng có bức xạ mặt trời lớn nhất như Bình Thuận, Ninh Thuận.

Ở các vùng có bức xạ thấp như miền Bắc, giá FiT là 8,7 – 9,45 UScent/kWh. Mức giá ở vùng có bức xạ mặt trời lớn cũng sẽ giảm còn 5,78 – 6,28 UScent/kWh vào tháng 7/2020 và xuống còn khoảng 5,5 UScent/kWh vào tháng 7/2021. Nghĩa là, những dự án nào nhanh chân được bổ sung vào quy hoạch, kịp phát điện thương mại trước tháng 6/2019 (riêng Ninh Thuận là hết năm 2020) có thể yên tâm “rung đùi” hưởng mức giá mua điện ở mức 9,35 UScent/kWh trong 20 năm so với các dự án chậm chân.