Nhà đầu tư sốt ruột chờ giá điện mặt trời mới

Vietstock - Nhà đầu tư sốt ruột chờ giá điện mặt trời mới

Mức giá ưu đãi 9,35 cent một kWh đã hết hiệu lực hơn một tháng nhưng chính sách mới chưa được "chốt" khiến nhiều kế hoạch rót vốn chững lại.

Quyết định 11/2017 của Thủ tướng về cơ chế giá ưu đãi 9,35 cent (2.086 đồng) một kWh cho các dự án điện mặt trời trong 20 năm đã hết hiệu lực từ 30/6. Một tháng trôi qua nhưng mức giá mới cho loại hình năng lượng tái tạo này vẫn chưa được cấp có thẩm quyền quyết định khiến nhiều nhà đầu tư sốt ruột. Những kế hoạch rót vốn cũng đang chững lại sau thời gian ồ ạt trước đây, để nghe ngóng và chờ quyết sách giá mới.

Vừa đưa vào vận hành một nhà máy điện mặt trời công suất 50 MW tại Trà Vinh, ông Đức - một chủ đầu tư các dự án năng lượng tái tạo tiếp tục khảo sát một số vị trí dọc các tỉnh miền Trung. Mức giá cho điện mặt trời sau 30/6 chưa rõ ràng, nhưng theo ông, tiềm năng của loại năng lượng tái tạo này vẫn rất lớn. "Mức giá mới sau 30/6 có thể thấp hơn, nhưng đầu tư vào năng lượng sạch vẫn là xu hướng của tương lai", ông nói.

Mức giá mới sau ngày 30/6 chưa ngã ngũ, nhưng chắc chắn sẽ không còn một mức giá phủ đều 9,35 cent một kWh như trước.

Ở kịch bản phân chia giá thành 4 vùng theo mức bức xạ của Bộ Công Thương, vùng có bức xạ cao (Ninh Thuận, Bình Thuận, Phú Yên, Đăk Lăk...) lại có mức giá thấp nhất, 1.525 đồng một kWh. Trong khi đó, các tỉnh phía Bắc, khu vực được đánh giá là ít tiềm năng cho điện mặt trời lại có mức giá cao nhất, 2.102 đồng một kWh. Mỗi kWh điện mặt trời vùng 2 là 1.809 đồng một kWh; vùng 3 giá 1.620 đồng một kWh. 

Trong một kịch bản đưa ra sau đó với sự góp ý, yêu cầu từ lãnh đạo Chính phủ, Bộ Công Thương phân chia lại giá điện mặt trời theo 2 vùng. Vùng 1 gồm 6 tỉnh có bức xạ nhiệt cao (Bình Thuận, Ninh Thuận, Đăk Lăk, Phú Yên...) và vùng 2 là các tỉnh còn lại. Giá điện mặt trời theo cách phân 2 vùng lần lượt là 1.916 đồng (8,38 cent) một kWh và 1.758 cent một kWh (7,09 cent).

Đưa ra nhiều kịch bản khác nhau nhưng Bộ Công Thương vẫn đề xuất 4 vùng giá, vùng bức xạ cao sẽ có giá thấp và ngược lại. Việc phân chia này nhằm giãn sự đổ bộ của các dự án điện mặt trời vào các khu vực điểm nóng, tránh lặp lại chuyện quá tải lưới, giảm tải công suất điện mặt trời như vừa qua.

Theo ông Phương Hoàng Kim - Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương), 10 năm trước, chi phí mua pin mặt trời cho 1 MWp khoảng 1,5 triệu USD, nhưng giờ chỉ còn 260.000 USD. Công nghệ sản xuất tấm pin mặt trời phát triển nhanh, khiến giá thành điện mặt trời cũng xuống theo, giảm khoảng 30% từ năm 2017 trở lại đây. Việc phân chia vùng để tính giá điện mặt trời cũng được đề xuất sau khi tư vấn quốc tế đã có các tính toán chi tiết.

"Thời gian qua điện mặt trời phát triển nóng tại một khu vực vì đầu tư có hiệu quả, còn các vùng khác không phát triển được mấy dù lưới truyền tải thuận lợi. Bởi vậy, mục tiêu trong xây dựng giá điện mặt trời mới là giãn các dự án ra những vùng có bức xạ kém hơn để tránh quá tải về truyền tải", ông Phương nêu.

Cục trưởng Cục Điện lực & Năng lượng tái tạo nói thêm, trong quá trình tư vấn xây dựng khung giá mới, các chuyên gia quốc tế cũng đề nghị quy định giá mua điện mặt trời giảm 12% mỗi năm. Tuy nhiên, ông Kim nói, "thực tế sẽ khó quản lý, nên điện mặt trời mới vẫn giữ mức giá trong vòng 2 năm, và sau thời gian này sẽ tính toán lại và cân nhắc chọn cách quy định giá hay đấu thầu giá điện mặt trời".

Góp ý về cơ chế giá điện mặt trời sau 30/6, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đề xuất không khuyến khích đầu tư phát triển tại các vùng có bức xạ thấp, mà ưu tiên các dự án có độ bức xạ tốt để giảm áp lực tăng giá bán lẻ. "Việc khuyến khích đầu tư điện mặt trời tại các vùng có độ bức xạ thấp nên xem xét, phát triển ở giai đoạn sau để thống nhất với phương án phân chia thành 2 vùng", EVN nêu quan điểm.

Bình luận về cơ chế giá điện mặt trời mới, ông Hà Đăng Sơn - Giám đốc Trung tâm Năng lượng & tăng trưởng xanh cho rằng, thông điệp của nhà quản lý khi đưa ra đề xuất phân 4 vùng giá theo bức xạ khá rõ ràng, khi tính tới câu chuyện điều tiết truyền tải. 

"Trong ngắn hạn tới năm 2021, vùng 4 không có khả năng giải quyết vấn đề truyền tải, nên phải hạn chế đầu tư và điện mặt trời áp mái được ưu tiên hơn trong mấy năm tới. Về dài hạn, khi đường dây truyền tải khu vực này được đưa vào vận hành, giải quyết bài toán quá tải lưới thì giá sẽ được điều chỉnh", ông nói.

Còn với mức giá chia 2 vùng, ông Sơn nhận định, không rõ sự "ứng xử với khu vực đang bị nghẽn hạ tầng truyền tải ra sao". Việc phân chia 2 vùng theo hướng đẩy toàn bộ các tỉnh, thành có bức xạ tốt vào 1 vùng có thể sẽ khiến lặp lại thực trạng dự án vào vận hành nhưng không thể phát điện hoặc bị giảm phát điện do đường dây truyền tải không vào kịp. Bởi, một dự án điện mặt trời chỉ mất khoảng 6 tháng đến 1 năm xây dựng, nhưng một đường dây lưới điện thường 2-3 năm, chưa kể gặp vướng mắc thủ tục, giải phóng mặt bằng trong quá trinh làm.

Trong khi đó, ở góc độ nhà đầu tư, chủ đầu tư một dự án điện mặt trời tại tỉnh Khánh Hòa cho rằng, việc chia làm 4 vùng giá sẽ hợp lý hơn với suất đầu tư như hiện nay. Tuy nhiên, nên khuyến khích phát triển dự án ở những nơi có nhiều bức xạ hơn, bởi ở góc độ đầu tư, khi rót tiền cần tính tới hiệu quả thu về cao nhất.

Dữ liệu của Bộ Công Thương cho biết, tổng công suất điện mặt trời theo đề xuất của các nhà đầu tư đã lên đến khoảng 25.000 MW, còn điện gió là 16.500 MW. Đến hết tháng 6, đã có 89 nhà máy điện mặt trời đưa vào vận hành với tổng công suất gần 4.500MW. Hiện gần 400 dự án điện mặt trời đang chờ được bổ sung vào quy hoạch, nhưng đang vướng quy định Luật Quy hoạch mới (hiệu lực từ 1/1/2019).

Nguyễn Hoài