Đầu tư điện mặt trời… nguội dần
Các nhà đầu tư năng lượng tái tạo tỏ ra khá sốt ruột khi thời hạn áp dụng giá mua điện mặt trời cũ đã kết thúc (hết ngày 30/6/2019), nhưng chưa thấy mức giá mới, cũng như cách chia vùng áp dụng.
Lưới truyền tải không theo kịp sự có mặt của các dự án điện mặt trời, khiến nhiều dự án được yêu cầu giảm công suất phát.
Sốt ruột
Mốc 1/7/2019 để đưa ra mức giá mới cho điện mặt trời đã được biết từ cách đây 2 năm, khi Quyết định 11/2017/QĐ-TTg được ban hành vào tháng 4/2017. Tại Quyết định này, mức giá 9,35 UScent/kWh được công bố sẽ áp dụng đến hết ngày 30/6/2019.
Được biết, Bộ Công thương đã vài lần đưa ra dự thảo giá điện mặt trời áp dụng từ ngày 1/7/2019 để các bên góp ý kiến, nhưng quyền quyết định cuối cùng thuộc về Chính phủ, tương tự Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg trước đây.
Bên cạnh đó, để xây dựng chính sách giá cho điện mặt trời sau ngày 30/6/2019 và về lâu dài, Dự án hỗ trợ kỹ thuật “Năng lượng tái tạo và Hiệu quả năng lượng” đã được thực hiện bởi Tổ chức Hợp tác và Phát triển của Đức (GIZ) và Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công thương).
Ông Nguyễn Văn Thành, Phó cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo cho hay, Cục đã đặt hàng tính toán và có tới 81 kịch bản liên quan đến giá cho điện mặt trời nhằm có một cách nhìn khách quan.
Từ các nghiên cứu với sự tư vấn của các chuyên gia quốc tế, Bộ Công thương đã đưa ra 4 vùng bức xạ với các mức giá tương ứng để phát triển tiềm năng điện mặt trời. Dẫu vậy, ngày 7/6/2019, Phó thủ tướng Trịnh Đình Dũng đã yêu cầu Bộ Công thương nghiên cứu thêm phương án chia 2 vùng, thay vì 4 vùng. Theo phương án chia 2 vùng, 6 tỉnh gồm Ninh Thuận, Bình Thuận, Đắk Lắk, Phú Yên, Gia Lai, Khánh Hoà sẽ vào cùng 1 vùng và vùng 2 là tất cả các tỉnh còn lại.
Việc chia 2 vùng dù có ưu điểm là không có nhiều mức giá và không phải hỗ trợ cao hơn cho các vùng có tiềm năng bức xạ thấp, nhưng nhược điểm là không đủ khuyến khích các nhà đầu tư làm điện mặt trời ở miền Bắc và miền Trung, khó đạt được mục tiêu phát triển 20.000 MW điện mặt trời tới năm 2030 và càng khó khăn trong truyền tải do điện mặt trời tập trung lớn ở một vùng. Bởi vậy, phương án cuối cùng được Bộ Công thương trình lên Chính phủ vẫn là bảo lưu quan điểm chia thành 4 vùng.
Tuy nhiên, cũng có những ý kiến tán thành việc chia thành 2 vùng mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là một ví dụ.
“Ít hôm tới, Chính phủ sẽ có cuộc họp để kết luận về giá điện mặt trời áp dụng sau ngày 30/6/2019”, nguồn tin của Báo Đầu tư cho biết.
Việc chậm trễ có giá điện mặt trời mới đã khiến các nhà đầu tư vào năng lượng tái tạo tỏ ra hụt hẫng. Ông Nguyễn Bình, đến từ một quỹ chuyên về năng lượng tái tạo của Đức và Australia có văn phòng tại TP.HCM cho hay, nhiều quỹ đầu tư sốt ruột khi giá điện mặt trời mới chưa được ban hành.
“Nhiều quỹ đầu tư nước ngoài thấy không yên tâm trong việc đầu tư vào năng lượng mặt trời với thực tế hiện nay. Thậm chí, một số quỹ đến từ Đức và Thụy Sỹ đã rút lui. Nguyên nhân chủ yếu là họ lo lắng về sự bảo đảm trong hiệu quả đầu tư cũng như sự ổn định của chính sách”, ông Bình nói.
Ông Bình cho biết thêm, các quỹ đầu tư đã xác định giá theo 4 vùng, nhưng ngay cả vậy cũng không có gì đảm bảo là giá này sẽ được công nhận và kéo dài trong bao lâu. Nhiều quỹ cho biết, họ sẽ chờ luôn cả Quy hoạch Phát triển điện VIII, bởi lo lắng về việc thực hiện quy hoạch nếu không có văn bản hướng dẫn rõ ràng.
Giảm 65% công suất
Hiện đã có 81 dự án điện mặt trời với công suất thiết kế 4.464 MW hoàn tất các thí nghiệm kiểm định trước ngày 30/6/2019, điều kiện tiên quyết để được áp dụng giá điện 9,35 UScent/kWh trong thời gian 20 năm. Các dự án điện mặt trời đã đi vào hoạt động liên tiếp từ tháng 4/2019 trở lại đây đã giải quyết phần nào cho hoạt động cung cấp điện khi nắng nóng dâng cao trong tháng 6.
Ghi nhận của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) cho thấy, công suất phát điện của các nhà máy điện mặt trời cao nhất trong ngày thường rơi vào tầm 14g và đạt 3.200 MW. Tuy nhiên, đỉnh công suất này lại không trùng với cao điểm sáng, từ 9-11g hàng ngày và sau 18g là không thể đóng góp được gì.
Dẫu vậy, câu chuyện đang được các nhà đầu tư lo lắng là lưới truyền tải không theo kịp sự có mặt của các dự án điện mặt trời, khiến nhiều dự án điện được yêu cầu giảm công suất phát, có thể tới 65%.
Đáng nói là, do mối lợi 9,35 UScent/kWh trong 20 năm, nhiều chủ đầu tư mặt trời đã chấp nhận bổ sung điều khoản phụ về sa thải phụ tải khi quá tải lưới khi ký hợp đồng mua bán điện.
Việc triển khai làm lưới nhanh để giải tỏa công suất điện mặt trời cũng được cho là không dễ khi giá đền bù đất làm cột điện đang được đẩy lên rất cao. “Có chủ đất đòi giá mỗi m2 trụ điện là 50 triệu đồng và 70 m2 cho 2 cột trên đất của họ có giá khoảng 3,5 tỷ đồng, khiến chủ đầu tư đứng hình”, một người làm thực tế dự án điện mặt trời cho hay.
Đó là chưa kể, nếu các đường dây 100 kV này chưa có tên trong Quy hoạch Điện VII điều chỉnh hiện nay, thì việc xin bổ sung quy hoạch còn nhiều gian nan. Mặt khác, do các nhà máy điện mặt trời tập trung lớn tại Ninh Thuận, Bình Thuận là khu vực tiêu thụ điện thấp, cần phải truyền tải vào Nam hay ra Bắc, nên có thể phải cấp 220 kV hay 500 kV mới giải tỏa được trọn vẹn, do đó sẽ cần cả tiền và thời gian để triển khai.
Hôm nay (3/7), Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, Cục Điều tiết Điện lực và EVN sẽ có cuộc làm việc với lãnh đạo tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận cùng các chủ đầu tư điện gió, điện mặt trời trên địa bàn về tình hình đấu nối và đón điện, các khó khăn trong công tác vận hành, giải phóng mặt bằng và thi công các công trình lưới điện liên quan đến giải phóng công suất cho các dự án năng lượng tái tạo.
Theo Thanh Hương - Báo Đầu tư
