Năng lượng tái tạo nằm trong số các mục tiêu chính của hành trình chuyển đổi xanh của Việt Nam, theo cam kết trung hòa phát thải (Net Zero) vào năm 2050 của Chính phủ tại COP26. Tuy nhiên, bức tranh điện tái tạo của năm 2023 lại đầy “sóng gió”.
Giá tạm chỉ bằng 50% khung giá phát điện
Vấn đề nổi cộm của điện tái tạo năm qua xoay quanh câu chuyện về giá. Những năm trước, năng lượng tái tạo là mảng đầu tư nóng sốt, thu hút nhiều doanh nghiệp tham gia, nhờ các lợi thế về định hướng và đặc biệt là cơ chế giá FIT (giá ưu đãi hỗ trợ).
Tuy nhiên, giá ưu đãi chỉ dành cho các dự án hoàn thành trước tháng 10/2021, trong khi đó là thời điểm Việt Nam và thế giới nói chung chịu ảnh hưởng trầm trọng từ dịch COVID-19, dẫn đến khó khăn trong cung ứng. Đầu năm 2023, có đến 85 dự án điện tái tạo (gồm điện mặt trời và điện gió) trong nhóm chuyển tiếp đã không được hưởng giá FIT, phải “đắp chiếu” vì không được hòa lưới.
Đầu năm 2023, Bộ Công Thương ban hành quyết định số 21, đưa ra khung giá phát cho các nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp. Theo quyết định này, nhà máy điện mặt trời mặt đất có mức giá trần là 1,184.90 đồng/kWh; điện mặt trời nổi là 1,508.27 đồng/kWh; điện gió đất liền là 1,587.12 đồng/kWh; điện gió trên biển là 1.815,95 đồng/kWh.
Các khung giá trên được Bộ Công Thương nhận định là phù hợp, được đưa ra sau khi “đã xem xét mức giảm suất đầu tư các dự án điện mặt trời, điện gió trong giai đoạn 2018 – 2020″ và căn cứ số liệu tại báo cáo của Cơ quan năng lượng tái tạo quốc tế.
Thế nhưng, mức giá này với các nhà đầu tư lại bị “chê” là thấp, bởi dù hoàn thành trễ kế hoạch do ảnh hưởng dịch bệnh, chi phí bỏ ra ban đầu (giá đầu tư, trang thiết bị, chi phí giải tỏa, bảo dưỡng…) đều tính ở mức trước năm 2020, là mức cao hơn nhiều so với hiện tại.
Do vậy, chủ đầu tư các dự án không đồng ý ký hợp đồng mua bán điện với EVN, chấp nhận đề nghị giá tạm bằng 50% giá trần khung giá của Bộ Công Thương, đồng thời tiếp tục kiến nghị đàm phán giá. Theo thống kê từ Bộ Công Thương, tính đến thời điểm cuối tháng 10/2023, đã có 68 dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp gửi hồ sơ, trong đó 62 dự án với tổng công suất 3,399.41 MW được Bộ Công Thương phê duyệt giá tạm.
Trao đổi với đại diện của một doanh nghiệp điện gió, với mức giá 50% nêu trên, Doanh nghiệp vận hành ở mức lỗ. Tuy nhiên, vị đại diện cho biết, số tiền trên sẽ được hồi tố sau khi thống nhất được cơ chế giá mua bán điện. Nói cách khác là phụ thuộc vào quá trình đàm phán giá giữa nhà đầu tư và EVN, theo hướng dẫn cụ thể từ Bộ Công Thương.
Thậm chí, các doanh nghiệp kịp hưởng giá FIT cũng chưa hẳn đã trúng “kèo thơm”. Gần đây, Công ty Mua bán điện đề xuất EVN giảm giá mua ở 38 dự án đang hưởng ưu đãi trong 20 năm, nhưng rút lại chỉ sau 1 ngày. Theo ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió Bình Thuận, các dự án này chưa chắc có lợi nhuận, do tỷ trọng huy động không cao, nên nếu giảm giá có thể đẩy nhà đầu tư vào tình thế khó khăn.
“Họ sẽ không có động lực tái đầu tư vào năng lượng tái tạo. Các doanh nghiệp ngoại cũng sẽ e dè khi rót vốn vào năng lượng tái tạo ở Việt Nam” – ông Thịnh trả lời VnExpress.
Điện mặt trời mái nhà dư có giá 0 đồng?
Đầu tháng 12, câu chuyện giá điện tái tạo lại một lần nữa gây xôn xao, sau khi Bộ Công Thương gửi văn bản lấy ý kiến dự thảo về điện mặt trời mái nhà.
Theo đề xuất, điện mặt trời mái nhà chỉ được liên kết với lưới điện quốc gia để tự sử dụng, không bán điện cho tổ chức, cá nhân khác và cũng không bán điện vào lưới điện quốc gia. Các cá nhân có thể lựa chọn phát sản lượng điện dư vào hệ thống điện, nhưng chỉ được ghi nhận với giá 0 đồng (không được thanh toán, đổi lại cho phép cá nhân được bám lưới điện, liên kết với lưới điện quốc gia để vận hành, hoạt động ổn định).
Thậm chí, cơ quan soạn thảo còn dự kiến bổ sung quy định để người dân lắp đặt thiết bị hạn chế tối đa phát lên hệ thống.
Theo Bộ Công Thương, lượng điện dư thừa không được tự ý bán là do lo ngại nguy cơ ảnh hưởng tới an toàn, an ninh hệ thống điện, do sự tăng giảm nhanh của hệ thống và khiến nguồn điện chạy nền không ổn định.
Chuyên gia năng lượng – phó giáo sư, tiến sĩ Trần Văn Bình cũng cho rằng nguồn điện mặt trời, điện gió có độ tin cậy thấp, trong khi hệ thống điện phải đảm bảo vận hành ổn định. Do đó, hệ thống cần tính toán nguồn điện tái tạo này chiếm tỷ lệ bao nhiêu để đảm bảo.
“Điện là mặt hàng đặc biệt, cần bao nhiêu sản xuất bấy nhiêu, không giống như các ngành khác có thể sản xuất trước rồi đem cất vào kho dự trữ” – ông diễn giải. Theo chuyên gia, hiện có một số nước như Singapore hay Mỹ có thể lưu trữ điện lên tới 200 MW, nhưng với Việt Nam, đây vẫn là câu chuyện của tương lai. “Việt Nam phải 10 – 20 năm nữa mới có thể nghĩ tới. Rõ ràng hệ thống sẽ có khó khăn và nhà điều hành không khuyến khích vì lý do đó” – ông Bình nói.
Hàng trăm dự án điện mặt trời được phê duyệt không căn cứ, vượt mạnh công suất cho phép
Những ngày cuối năm, Thanh tra Chính phủ (TTCP) công bố kết luận thanh tra việc chấp hành chính sách, pháp luật trong quản lý thực hiện quy hoạch và đầu tư xây dựng các công trình điện theo quy hoạch điện 7 và điện 7 điều chỉnh.
Bên cạnh việc đánh giá cao kết quả đạt được, kết luận cũng chỉ ra nhiều vi phạm đáng chú ý trong việc phê duyệt dự án từ Bộ Công Thương.
TTCP kết luận Bộ Công Thương đã phê duyệt 154/168 dự án điện mặt trời không có căn cứ, cơ sở pháp lý về quy hoạch. Trong đó, 114 dự án với tổng công suất 4,166 MW được phê duyệt bổ sung, trong khi chỉ 14 dự án (870 MW) nằm trong quy hoạch.
168 dự án được phê duyệt từ Bộ Công Thương có tổng công suất 14,707 MW, cao gấp 17.3 lần tổng công suất quy hoạch (cho 14 dự án). Hơn nữa, Bộ còn phê duyệt nguồn điện mặt trời mái nhà được đầu tư nhanh với công suất 7,864 MW, nâng tổng công suất nguồn này lên tới hơn 16.5 ngàn MW, gấp 20 lần phê duyệt.
Với việc phê duyệt không có căn cứ, nhiều dự án điện mặt trời không trong quy hoạch đã được hưởng giá FIT ưu đãi, khiến chi phí hệ thống tăng thêm 5.5 cent/kWh. Đồng thời, gây quá tải cục bộ, dẫn đến mất cân đối nguồn và lưới, cơ cấu nguồn điện, vùng miền, gây khó khăn vận hành hệ thống, có dấu hiệu của tội thiếu trách nhiệm gây hậu quả nghiêm trọng.
TTCP đã có văn bản chuyển hồ sơ các vụ việc cho Bộ Công An điều tra để xem xét, xử lý đúng quy định.
Tương lai “nhờ” Điện 8?
Quy hoạch điện 8 (QHĐ8) chính thức được phê duyệt vào ngày 15/05/2023, sau 4 năm trì hoãn, với sự ưu tiên đặc biệt dành cho điện tái tạo.
Cụ thể, QHĐ8 định hướng điện khí sẽ trở thành nguồn mũi nhọn trong trung hạn, chiếm 27% tổng công suất trong giai đoạn 2021 – 2030, rồi giảm dần trong giai đoạn 2030 – 2050. Đặc biệt, sẽ dần chuyển dịch sang đốt kèm với hydro.
Thủy điện được đánh giá đã gần hết tiềm năng khai thác, chỉ còn dư địa cho thủy điện vừa và nhỏ. Còn điện than sẽ được định hướng loại bỏ 13,220 MW, để hướng tới mục tiêu “Net Zero”.
Câu chuyện của năng lượng tái tạo có sự phân hóa. QHĐ8 định hướng điện gió trở thành mục tiêu quan trọng trong ngắn và dài hạn, còn điện mặt trời sẽ bị giới hạn công suất tăng trưởng đến năm 2030, sau giai đoạn ồ ạt phát triển năm 2020 – 2021. Dẫu vậy, điện mặt trời được khuyến khích phát triển không giới hạn với mục đích tự tiêu thụ. Dự kiến, điện gió sẽ chiếm khoảng 13 – 14% trong trung và dài hạn, còn điện mặt trời sẽ chiếm khoảng 33% tổng công suất nguồn điện tới năm 2050.
Được kỳ vọng sẽ mở ra chương mới cho ngành điện Việt Nam, nhưng QHĐ8 vẫn có những hạn chế nhất định. Trong báo cáo của VNDirect, kịch bản chuyển đổi năng lượng mạnh mẽ sẽ mang đến áp lực tài chính lớn hơn.
Dù cắt giảm đáng kể việc phụ thuộc vào nhập khẩu nhiên liệu hóa thạch và giảm thiểu gánh nặng nhập khẩu điện, nhưng kế hoạch phát triển công suất trong QHĐ8 dự kiến làm tăng chi phí đầu tư của hệ thống trong giai đoạn 2021 – 2050, tùy kịch bản. Ngoài ra, nguyên nhân còn do việc phát triển mạnh mẽ của các nguồn điện giá cao như điện khí và điện năng lượng tái tạo, trong khi các công nghệ thay thế nhiên liệu đầu vào như hydro, ammoniac cho các nhà máy nhiệt điện vẫn chỉ đang ở giai đoạn nghiên cứu và thử nghiệm.
Thậm chí, đã có lúc QHĐ8 bị “chê” là chưa khả thi. Cụ thể vào tháng 9, Văn phòng Chính phủ có văn bản kết luận về dự thảo kế hoạch thực hiện QHĐ8, nêu rõ kế hoạch chưa đáp ứng đầy đủ yêu cầu chi tiết để triển khai khả thi, hiệu quả và trình tự, thủ tục còn chưa đầy đủ theo quy định.
Châu An
