Chuyên gia lý giải vì sao “phát triển quá nhiều điện mặt trời sẽ gây sức ép lên giá bán lẻ điện?”

Việc phối hợp thủy điện, nhiệt điện và điện mặt trời sẽ khiến đầu tư chung cho cả hệ thống tăng lên, gây sức ép lên giá bán lẻ điện. Tuy nhiên, nhiều ý kiến cho rằng, điện mặt trời và điện gió giúp giảm bớt tình trạng thiếu hụt điện. Vậy lý do nào khiến giá điện tăng thêm?

Nhiều điện mặt trời, điện gió… ảnh hưởng đến giờ vận hành của các nguồn khác

“Phát triển quá nhiều điện gió, điện mặt trời có thể gây tăng giá điện. Vì thế, việc phát triển cần được cân nhắc ở mức độ phù hợp với lưới điện, khả năng vận hành”, Bộ Công Thương nêu tại một báo cáo mới đây.

Tuy nhiên, quan điểm này ngay lập tức vấp phải ý kiến trái chiều từ dư luận. Có ý kiến cho rằng, không thể hiểu nổi cách giải thích này của Bộ Công Thương, bởi theo nguyên tắc bất biến từ xưa tới nay thì càng cạnh tranh, cung lớn hơn cầu thì giá càng giảm. Nay điện mặt trời phát triển lại khiến giá điện tăng khác nào một nghịch lý?

Trao đổi với Lao Động, chuyên gia cao cấp năng lượng Đào Nhật Đình – Thường trực Hội đồng khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam cho biết, giá FIT cho điện mặt trời và điện gió cao hơn giá bán điện bình quân hiện nay của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, đó là nguyên nhân gây áp lực tăng giá bán điện.

Theo chuyên gia, với những quốc gia có tỉ lệ năng lượng tái tạo (gió, mặt trời) cao trong tổng nguồn điện (trung bình số giờ vận hành của điện gió khoảng 3.000 giờ/năm, điện mặt trời là 1.500 giờ/năm) – cũng làm ảnh hưởng chung đến số giờ vận hành của các nguồn năng lượng khác.

“Tỉ lệ vận hành của điện mặt trời, điện gió càng cao thì số giờ vận hành của điện khí càng thấp. Mặc dù số giờ vận hành thấp đi, nhưng để có điện chạy nền, phục vụ cho năng lượng tái tạo, điện khí phải huy động công suất đặt rất lớn.

Ở Đức, tổng công suất đặt của điện khí gấp gần 3 lần nhu cầu vì tỉ lệ năng lượng tái tạo quá cao. Đó cũng là nguyên nhân gây áp lực tăng giá điện. Chưa kể, còn phải đầu tư hệ thống lưu trữ năng lượng vô cùng đắt đỏ”, chuyên gia Đào Nhật Đình cho hay.

Áp lực tăng giá điện khi phát triển nhiều năng lượng tái tạo. Ảnh: Phùng Tuấn
Áp lực tăng giá điện khi phát triển nhiều năng lượng tái tạo

Nhiều điện mặt trời, điện gió càng gây áp lực tăng giá điện

Ông Bùi Quốc Hùng – Phó cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) cũng cho Lao Động biết, hiện giá điện mặt trời theo cơ chế giá FIT tương đối cao. Giá điện mặt trời giai đoạn 1 là 9,35 cent (khoảng 2.100 đồng/kWh), giá điện mặt trời giai đoạn 2 là 7,09 cent (khoảng 1.644 đồng/kWh), giá điện gió là 8,5 cent (khoảng 1.927 đồng/kWh).

“Mức giá này cao hơn rất nhiều so với giá bán điện bình quân của Tập đoàn Điện lực Việt Nam khi giá bán chỉ 1.860 đồng/kWh”, ông Hùng khẳng định và cho biết, giá mua điện mặt trời cao như vậy, nhưng giá bán lại thấp đương nhiên gây áp lực tăng giá điện trong thời gian tới. 

“Không ai mua vào với giá cao mà lại bán giá thấp, như thế sẽ lỗ vốn”, Phó cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo cho hay.

Cũng theo ông Hùng, điện mặt trời chỉ huy động được ban ngày, không huy động được vào ban đêm. Nếu cân đối phù hợp giữa các nguồn thì không vấn đề gì, nhưng khi tỉ lệ điện mặt trời quá lớn so với cơ cấu nguồn điện thì các nguồn khác phải hỗ trợ cho điện mặt trời ở những thời điểm không thể huy động được. 

“Khi phát triển điện mặt trời quá nhiều, trong khi vẫn phải cần nhiều nguồn khác để hỗ trợ loại hình năng lượng này, đồng nghĩa với việc công suất dự trữ phải tăng lên. Khi công suất dự trữ tăng lên thì chi phí đầu tư và sản xuất cũng tăng lên, giá thành cũng tăng lên – điều này gây áp lực tăng giá điện”, ông Hùng nói.

Vì lý do này nên trong dự thảo Quy hoạch Điện VIII hiện đang trình Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt, đến năm 2030 sẽ không phát triển điện mặt trời mặt đất nữa, còn điện mặt trời áp mái vẫn có thể khuyến khích để tự sử dụng.

Nói về việc phát triển điện mặt trời tự sử dụng, chuyên gia năng lượng Đinh Tiến Công cho biết, việc phát triển hệ thống điện mặt trời khi tự sử dụng hết sức ưu việt. Bởi cơ chế này không gây áp lực đường truyền tải, không ảnh hưởng đến điện áp, sóng hài, không ảnh hưởng tiêu cực lên lưới điện quốc gia. 

“Việc phát triển điện mặt trời tự sử dụng cần được nhà nước khuyến khích mạnh mẽ và thủ tục thông thoáng để phát triển nhằm góp phần giải quyết an ninh năng lượng cho mỗi doanh nghiệp và an ninh năng lượng quốc gia”, ông Đinh Tiến Công nói.

Tuy nhiên, theo vị chuyên gia này, do đặc thù hệ thống điện mặt trời quy mô càng nhỏ, giá thành hệ thống trên kWh càng cao. Vì vậy, các hệ thống điện mặt trời tự dùng có nhược điểm là tính khả thi về hiệu quả kinh tế tài chính thấp nếu chỉ tự sử dụng, mà không bán phần điện dư lên lưới. Việc phải cắt bỏ một phần sản lượng sẽ làm giảm hiệu quả đầu tư, gây lãng phí xã hội.

Chính vì vậy, các bộ, ngành cần xem xét, nghiên cứu, yêu cầu Tập đoàn Điện lực Việt Nam mua một phần điện từ các hệ thống điện này, với giá mua bằng mua các nguồn điện khác theo cơ chế mua bán điện trực tiếp DPPA mà Bộ Công Thương đang trình Chính phủ xem xét, phê duyệt.

Điện gió ngoài khơi tại Việt Nam đối diện nhiều thách thức

Mục tiêu phát triển được 7GW điện gió ngoài khơi tới năm 2030 của Quy hoạch điện VIII đang gặp nhiều thách thức.

Nhiều nhà đầu tư đang dồn lực vào mảng điện năng lượng tái tạo cũng như các cơ quan nghiên cứu đều tỏ ra băn khoăn khi đối chiếu quá trình lựa chọn/phê duyệt dự án điện gió ngoài khơi hiện tại, đặt trong mục tiêu 7GW tới năm 2030 của Quy hoạch điện VIII (QHĐ8)

Nguyên nhân dẫn tới mối lo nêu trên, tựu trung ở một số vấn đề gồm: quá trình lựa chọn, phê duyệt nhà đầu tư/dự án có thể bị kéo dài (nếu áp dụng theo trình tự hiện hữu), lộ trình xây dựng và ban hành khung chính sách giá cho các dự án điện gió ngoài khơi còn thiếu chỉ dẫn cụ thể và tính thời điểm của việc áp dụng cơ chế đấu giá/đấu thầu (đang được Bộ Công thương lên khung).

Là một tập đoàn tư nhân đa ngành với tổng quy mô tài sản khoảng 45.000 tỷ đồng, T&T Group thời gian qua đã đẩy mạnh đầu tư, phát triển mạnh vào mảng năng lượng tái tạo (với khoảng 1.000MW điện gió lẫn điện mặt trời đã đầu tư, vận hành). Trong 10 năm tới, T&T Group xác định mục tiêu đầu tư mạnh mẽ các dự án điện khí LNG và điện gió ngoài khơi với tổng công suất 12-15GW (chiếm gần 10% tổng công suất phát điện quốc gia).

Dù đã kinh qua thực tế và thành công trong mảng năng lượng tái tạo, T&T Group cho biết còn không ít điểm vướng trong phát triển điện gió ngoài khơi.

Tại hội thảo “Lộ trình hiện thực hóa điện gió ngoài khơi tại Việt Nam: Hướng đến mục tiêu của QHĐ8 và cam kết Net Zero”, bà Nguyễn Thị Thanh Bình, Phó tổng giám đốc Tập đoàn T&T cho rằng, điện gió ngoài khơi của Việt Nam vẫn chưa được phát triển tương xứng với tiềm năng rất lớn (khoảng hơn 160GW), đồng thời còn không ít khó khăn cần được cơ quan chức năng quan tâm, khơi thông.

Theo đó, tồn tại một số trở ngại có thể ảnh hưởng đến mục tiêu phát triển điện gió ngoài khơi vào năm 2030 (vận hành 7GW). Cụ thể, quá trình lựa chọn, phê duyệt nhà đầu tư có thể bị kéo dài khi hiện nay dự thảo QHĐ8 mới chỉ đưa ra tổng công suất dự kiến. Sau khi QHĐ8 được phê duyệt, Bộ Công thương sẽ tiếp tục phải xây dựng kế hoạch để thực hiện quy hoạch, làm cơ sở để xác định quy mô công suất của dự án cũng như các địa phương sẽ có dự án. Tiếp đó mới đến bước lựa chọn nhà đầu tư.

“Đa số dự án điện gió ngoài khơi đang đề xuất đều có quy mô lớn (từ 2.000 – 5.000MW) và sẽ được phân kỳ đầu tư phù hợp theo khả năng hấp thụ và truyền tải. Giai đoạn đầu thường đầu tư khoảng 1.000MW, theo kinh nghiệm của chúng tôi thì cần tổng thời gian khoảng 6-8 năm. Trong khi đó, hiện đã là quý III của năm 2022, tức chỉ còn chưa đầy 8 năm để cán đích 2030. Như vậy, nếu khâu phê duyệt quy hoạch, lựa chọn nhà đầu tư không được triển khai sớm thì mục tiêu đạt được 7GW điện gió ngoài khơi vào năm 2030 sẽ khó khả thi”, bà Bình nhìn nhận.

Điểm tiếp theo là khung chính sách, lộ trình xây dựng và ban hành khung chính sách giá cho các dự án điện gió ngoài khơi hiện còn thiếu chỉ dẫn cụ thể, rõ ràng. Đặc biệt, theo đại diện T&T Group, quy định thế nào được gọi là dự án điện gió ngoài khơi. Bởi, tại Quyết định 39 của Chính phủ có đưa ra khái niệm điện gió trên bờ và điện gió ngoài khơi, trong khi QHĐ8 đề cập tới điện gió trên bờ, điện gió gần bờ và điện gió ngoài khơi.

Lãnh đạo T&T Group cũng lo lắng về vấn đề cơ chế đấu thầu/đấu giá. Hiện nay Bộ Công thương đang hoàn thiện để hướng tới áp dụng cho các dự án điện năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, nếu cơ chế này được áp dụng ngay cho điện gió ngoài khơi thì có thể gây khó khăn cho các nhà đầu tư dự án cũng như mục tiêu thực hiện QHĐ8 (7GW vào năm 2030).

“Điện gió ngoài khơi là một ngành công nghiệp hiện đại và rất mới tại Việt Nam, trong khi nhiều nhà đầu tư mới chỉ tham gia tập trung vào giai đoạn phát triển dự án. Nếu các nhà đầu tư này (chưa thực sự có kinh nghiệm đầu tư) tham gia vào quá trình đấu thầu, bỏ giá thầu thấp và được lựa chọn, có thể dẫn tới tình trạng không thực hiện được các cam kết về tiến độ, giá, thậm chí không thực hiện được dự án. Đây là điều các nhà quản lý cần lưu tâm trong quá trình xây dựng chính sách”, bà Bình khuyến nghị.

Đây cũng là quan điểm được ông Mark Hutchinson, đại diện Hiệp hội điện gió toàn cầu (GWEC) đưa ra. Theo đó, doanh nghiệp phải đầu tư hàng tỷ USD cho một dự án điện gió ngoài khơi, dù là dự án nhỏ nhưng cần sự rõ ràng về chính sách. Thời gian để hoàn thành một dự án điện gió ngoài khơi từ khâu chuẩn bị đến khi vận hành thương mại mất 8 năm và rất nhiều việc cấp bách cần thực hiện…

Đại diện GWEC lưu ý, không thị trường nào trên thế giới huy động được 3GW điện gió ngoài khơi trong giai đoạn đầu tiên thông qua đấu thầu. Do đó, cần thực hiện cơ chế chuyển tiếp với giá cố định cho 4GW đầu tiên và sau đó tiến tới đấu thầu cho 3GW còn lại cho giai đoạn đến năm 2030. Hoặc thực hiện giải pháp lựa chọn nhà đầu tư theo các tiêu chí đặt ra…

Điện gió ngoài khơi vẫn còn mới với Việt Nam do đó chưa có các quy định cần thiết. Dù cần phải bắt đầu nghĩ đến cơ chế đấu thầu từ bây giờ, nhưng vẫn phải áp dụng cơ chế chuyển tiếp vì chính sách đấu thầu phải mất mấy năm mới có thể hoàn thiện. Với 7GW cho năm 2030 vẫn cần cơ chế chuyển tiếp, cần có nơi giải quyết thủ tục kiểu “một cửa” vì điện gió ngoài khơi cần cấp phép của 10 bộ, ngành.

Về vốn, ít nhất phải huy động 10 tỷ USD từ nay đến 2030. các ngân hàng trong nước bị hạn chế về số tiền cho vay một doanh nghiệp, hạn chế mức tín dụng, do đó cần các ngân hàng quốc tế tham gia.

Ông Mark Hutchinson, đại diện Hiệp hội điện gió toàn cầu (GWEC)

Đề xuất không đấu thầu để chạy nước rút

Kinh nghiệm từ trường hợp của Đài Loan (khởi đầu hành trình điện gió ngoài khơi và trở thành quốc gia đi đầu về lĩnh vực này tại châu Á) là điều ông Stuart Livesey, Giám đốc, COP Vietnam Count – CEO, chủ đầu tư dự án điện gió ngoài khơi La Gàn chia sẻ, nhằm lý giải nguyên do cần có giai đoạn chuyển đổi trước khi chuyển ngay sang cơ chế đấu giá.

Theo đó, Đài Loan đã bắt đầu bằng cơ chế chuyển tiếp vào năm 2015 với việc đề ra các khu vực có giá trị cao trên biển. Đài Loan có lộ trình và chính sách rõ ràng với khởi đầu một dự án 800 MW và tương lai sẽ tăng dần. Các nhà đầu tư điện gió không chỉ nhìn vào một dự án, họ phải thấy được sau dự án ban đầu sẽ là những dự án khác.

Theo đó, các tiềm năng phát triển điện gió ngoài khơi cần được điều chỉnh bởi khung pháp lý và quy định hiệu quả, từ đó thu hút nhiều nhà phát triển, nhà đầu tư, nhà thầu, nhà cung cấp và tài trợ trên toàn thế giới. Mức giá đối với các hợp đồng mua bán điện cho các dự án điện gió ngoài khơi cho thấy mức giảm đều trong 6 năm qua từ mức giá ưu đãi FIT ban đầu, qua giai đoạn chuyển đổi và hiện tại là đấu giá cạnh tranh, với mức giảm khoảng 60%.

Điểm đầu tiên trong kinh nghiệm phát triển các dự án là Chính phủ chủ động trong việc đánh giá các vị trí tiềm năng, từ đó có kế hoạch, chính sách mạnh mẽ và nhất quán đã tạo cơ hội lớn cho các nhà đầu tư.

Từ những khó khăn trên, nhà đầu tư đưa ra một số khuyến nghị nhằm đẩy nhanh việc lựa chọn, triển khai/vận hành các dự án trước 2030.

Trước hết, Chính phủ cần sớm phê duyệt QHĐ8 và kế hoạch cụ thể thực hiện 7GW điện gió ngoài khơi vào năm 2030. Đồng thời, sớm xây dựng, ban hành cơ chế khuyến khích, hỗ trợ cho phát triển điện gió ngoài khơi theo lộ trình.

Tiếp đến, xem xét thực hiện giai đoạn chuyển tiếp theo biểu giá cố định, phù hợp với điều kiện của Việt Nam trước khi thực hiện chính sách đấu thầu/đấu giá . 

“Riêng giai đoạn này, chúng tôi kiến nghị áp dụng cho 7GW đầu tiên (thực hiện đến năm 2030). Đây là giai đoạn khởi động nhằm định hình một ngành công nghiệp mới tại nước ta. Vì vậy, Chính phủ và các bộ ngành liên quan có thể xem xét bắt đầu cơ chế lựa chọn nhà đầu tư không qua đấu thầu, trên cơ sở phải đáp ứng được các tiêu chí rõ ràng về năng lực, kinh nghiệm, tài chính… Qua đó, đảm bảo rút ngắn được giai đoạn lựa chọn nhà đầu tư, các dự án được sớm triển khai và vận hành trước năm 2030”, bà Bình nêu ý kiến.

Đại diện T&T Group cũng nhấn mạnh, sau khi phê duyệt Quy hoạch điện 8, nếu thực hiện các bước để xác định danh mục dự án, lựa chọn nhà đầu tư… mà không có quy trình đặc thù thì tới khi lựa chọn nhà đầu tư xong sẽ không thể đủ thời gian cho nhà đầu tư triển khai xây dựng và đảm bảo tiến độ COD trước năm 2030. 

Theo ông Đoàn Ngọc Dương, Phó viện trưởng Viện Năng lượng (Bộ Công thương), mỗi quốc gia có cơ sở, xuất phát điểm và pháp luật đầu tư khác nhau. Tuy nhiên, với kinh nghiệm của quốc gia đi trước, để thúc đẩy phát triển giai đoạn đầu, tạo niềm tin cho nhà đầu tư, họ cũng dùng chính sách giá cố định hoặc lựa chọn nhà đầu tư… 

Một số thách thức trong đầu tư phát triển điện gió ngoài khơi

Quy trình, thủ tục đầu tư còn phức tạp, sự chồng chéo về quản lý giữa các bộ ngành địa phương đối với vùng biển, dẫn tới thời gian chuẩn bị đầu tư kéo dài và tiềm ẩn rủi ro trong quá trình thực hiện. Nhiều nhà đầu tư có năng lực (kỹ thuật & tài chính) hạn chế nhưng đăng ký đầu tư trên diện tích rất lớn ngoài biển.

Chưa xác định được rõ nét dự án điện gió ngoài khơi nào sẽ được cấp chủ trương đầu tư, dẫn tới sự bị động trong đầu tư nâng cấp lưới điện đồng bộ với dự án.

TS. Nguyễn Mạnh Cường, Viện Năng lượng (Bộ Công thương)