Nỗi lo đấu nối
Trước hết là sự đồng bộ trong đầu tư nguồn và hệ thống truyền tải điện. Nhờ cơ chế, chính sách của Nhà nước cũng như địa phương trong việc khuyến khích đầu tư phát triển các dự án năng lượng tái tạo, cho nên từ năm 2018 đến nay, nhiều dự án năng lượng tái tạo đã được đầu tư tại tỉnh Ninh Thuận, hiện được coi là trung tâm điện sạch lớn nhất cả nước, đạt công suất lên đến 2.500 MW, tức là vượt khoảng 500 MW so với quy hoạch.
Việc trên 80 nhà máy điện mặt trời, với tổng công suất khoảng 4.464 MW, tập trung nhiều nhất ở Ninh Thuận, Bình Thuận cùng lúc đi vào hoạt động trong một thời gian ngắn đã khiến mạng lưới phân phối, truyền tải trên địa bàn Ninh Thuận, Bình Thuận… bị quá tải. Nhiều dự án không thể phát điện được lên lưới, bị cắt giảm công suất.
Ở một số thời điểm, công suất cắt giảm dao động ở mức 30 - 35%, có dự án phải cắt giảm công suất lên đến 60% nhằm đảm bảo an toàn cho công tác vận hành hệ thống điện. Việc thực hiện cắt giảm công suất đã khiến cho các nhà đầu tư gặp khó khăn trong việc đảm bảo kinh phí đầu tư, vận hành cũng như phát triển mở rộng dự án.
Tình trạng quá tải hệ thống truyền tải điện ở tỉnh Ninh Thuận đã cho thấy sự không đồng bộ trong việc phát triển hạ tầng truyền tải quốc gia, không đảm bảo được tốc độ phát triển của các dự án năng lượng tái tạo.
Các khó khăn về thủ tục, công tác giải phóng mặt bằng tại các địa phương làm cho việc triển khai các dự án phát triển lưới điện bị trì trệ mặc dù Tập đoàn Điện lực đã cố gắng đẩy nhanh tốc độ nâng cấp hệ thống truyền tải. Nhưng các dự án năng lượng tái tạo, nhất là dự án điện mặt trời có thể triển khai trong 6 tháng trong khi để triển khai một dự án lưới điện truyền tải 220 kV, 500 kV, phải kéo dài từ 3 đến 5 năm, đang tạo ra độ vênh lớn và rủi ro không nhỏ với các nhà đầu tư.
Theo đại diện chủ đầu tư Nhà máy Điện mặt trời Phước Mỹ (Ninh Thuận), với các doanh nghiệp đầu tư cơ sở hạ tầng ngành điện, chi phí có thể lên tới 90% doanh thu, do phải trả lãi vay và chi phí khấu hao lớn. Chỉ cần giảm công suất 10% là có thể “bay” hết lợi nhuận. Tình trạng này càng kéo dài thì thiệt hại với doanh nghiệp càng tăng. Không chỉ gây lãng phí nguồn lực xã hội mà còn tạo ra những hệ lụy khó kiểm soát ở tầm vĩ mô.
Nhiều khó khăn mới nảy sinh
Lĩnh vực điện mặt trời đang chịu nhiều tác động từ những thay đổi trong chính sách và biến động của môi trường kinh doanh.
Cụ thể, từ năm 2015, Chính phủ đã ban hành Quyết định 2068/QĐ-TTg về phê duyệt chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam, khuyến khích huy động mọi nguồn lực từ xã hội và người dân cho phát triển năng lượng tái tạo.
Tiếp theo đó, một loạt chính sách về khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo được ban hành. Chẳng hạn, Quyết định 11/2017/QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam, đưa ra mức giá mua bán điện khuyến khích đối với điện mặt trời (FIT).
Theo đó, các dự án phát điện thương mại trước ngày 30/6/2019 sẽ được hưởng cơ chế giá ưu đãi 9,35 US cents/Kwh theo hợp đồng mua bán điện 20 năm ký với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Đây là một chủ trương tốt để khuyến khích các nhà đầu tư tư nhân tham gia đầu tư vào các dự án điện mặt trời.
Ban đầu, Chính phủ dự kiến có khoảng 800 MW sẽ được xây dựng và vận hành trong thời gian này. Tuy nhiên, cho tới thời điểm 30/6/2019, có tới 88 dự án với tổng công suất là 4,5 GW đã được xây dựng và vận hành.
Quyết định 11 hết hạn vào tháng 6/2019. Đến ngày 6/4/2020, Thủ tướng ban hành Quyết định 13/2020/QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam và ngày 17/7/2020, Bộ Công thương ban hành Thông tư số 18/2020/TT-BCT quy định về phát triển dự án và Hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời.
Theo đó, với các dự án điện mặt trời nối lưới đã được cơ quan có thẩm quyền quyết định chủ trương đầu tư trước ngày 23/11/2019 và có ngày vận hành thương mại của dự án hoặc một phần dự án trong giai đoạn từ ngày 1/7/2019 đến hết ngày 31/12/2020 thì dự án hoặc một phần dự án đó được áp dụng giá mua điện tại điểm giao nhận điện là 7,09 Uscents/Kwh. Có ít nhất 36 dự án thỏa mãn các điều kiện quy định trong Quyết định 13 với tổng công suất là gần 3 GW.
Theo phân tích của tổng giám đốc một doanh nghiệp điện, các chính sách khuyến khích, thúc đẩy đầu tư vào năng lượng tái tạo của Chính phủ đã đạt được những thành công tích cực. Tuy vậy, các chính sách được áp dụng trong một thời gian ngắn và liên tục thay đổi về mức giá, cũng như cách tính giá, trong khi các dự án năng lượng tái tạo lại có thời gian đầu tư dài, khiến các nhà đầu tư gặp không ít khó khăn.
Cụ thể, thời gian thực hiện Quyết định 13/2020 là gần 8 tháng. Đây là khoảng thời gian rất khó để các nhà đầu tư thực hiện việc huy động vốn, hoàn thiện các thủ tục để thực hiện đầu tư.
Mặc dù đã có quyết định chủ trương đầu tư trước ngày 23/11/2019, nhưng nhà đầu tư còn phải thực hiện một loạt thủ tục liên quan đến đầu tư như chuyển đổi mục đích sử dụng đất, phê duyệt báo cáo khả thi, hoàn tiện thủ tục đấu nối, ký hợp đồng mua bán điện, phê duyệt thiết kế kỹ thuật của EVN, thẩm định phương án phòng cháy chữa cháy, đặc biệt là giải phóng mặt bằng liên quan đến việc xây dựng đường dây đấu nối.
Các thủ tục này thường kéo dài từ 6 tháng đến 1 năm tùy địa phương và tùy tình hình thực tế của dự án. Rất nhiều dự án đã chuẩn bị trước, nhưng thời gian thực hiện các công việc còn lại, đặc biệt thủ tục liên quan đến giải phóng mặt bằng chỉ thực hiện được khi có Quyết định 13 vẫn cần thời gian dài. Sau khi có đầy đủ pháp lý, ngân hàng mới xem xét phương án tài trợ cho dự án.
Mặt khác, Quyết định 13 được ban hành trong thời gian Covid-19 tái phát tại Việt Nam, trong thời gian này, cả nước thực hiện giãn cách xã hội, khiến công tác chuẩn bị xây dựng, huy động vốn và thực hiện các thủ tục pháp lý của dự án bị đình trệ.
Đến tháng 8/2020, Covid-19 tái phát ở Đà Nẵng và mở rộng ra một số địa phương, trong khoảng hơn 1 tháng, một số địa bàn thực hiện giãn cách xã hội, cảng Đà Nẵng hạn chế việc ra vào, đồng thời các địa phương kiểm soát hàng hóa đến và đi từ Đà Nẵng, làm ảnh hưởng đến tiến độ xuất nhập các loạt vật tư thiết bị, máy móc cho các dự án ở miền Trung và miền Nam.
Ngoài ra, dịch Covid-19, lũ lụt và hỏa hoạn ở một số nhà máy sản xuất panel tại Trung Quốc cũng khiến các nguồn cung cấp nguyên liệu cho các dự án điện mặt trời, vốn phụ thuộc chủ yếu vào các nhà cung cấp Trung Quốc (panel, thiết bị điện, inverters) trở nên khan hiếm.
Bên cạnh đó, việc Trung Quốc và Ấn Độ phê duyệt giá điện mặt trời trong năm 2020 dẫn đến cuộc đua của các nhà đầu tư vào điện mặt trời ở các nước này, đẩy giá nguyên liệu lên cao. Hiện tại, thị trường panel gần như không có panel để cung cấp. Điều này khiến các nhà đầu tư thực hiện dự án tại Việt Nam gặp rủi ro và làm gia tăng chi phí đầu tư. “Nếu không có việc gia hạn Quyết định 13, thì người hưởng lợi ở đây sẽ là các nhà cung cấp nước ngoài, không phải là các nhà đầu tư trong nước”, lãnh đạo doanh nghiệp trên nhận xét.
Cũng không thể không nhắc đến các cơn bão và lũ lụt liên tiếp trong thời gian cuối tháng 9 đến tháng 11 ở miền Trung khiến tiến độ thực hiện các dự án điện mặt trời bị ảnh hưởng. Việc tiến độ dự án đình trệ dẫn tới ngân hàng và các quỹ đầu tư chần chừ trong việc giải ngân, khiến nhiều dự án không kịp mốc 31/12/2020.
Hàng trăm nghìn tỷ đồng đã được đổ vào lĩnh vực sản xuất điện mặt trời vốn có rất nhiều tiềm năng và cũng nhằm đáp ứng được nhu cầu thiết yếu của một nền kinh tế đang tăng trưởng. Dù vậy, để các nguồn lực không bị lãng phí có lẽ đang rất cần những quyết sách nhanh và hợp lý, hợp tình.
