Khổ vì thừa điện

Theo thống kê mới nhất của Bộ Công Thương tại một văn bản gửi Thủ tướng ngày 2-3, trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận có 33 dự án điện mặt trời được phê duyệt bổ sung quy hoạch phát triển điện lực với tổng công suất khoảng 2.535 MW. Những dự án này được hưởng giá ưu đãi 9,35 cent/KWh. Còn thống kê của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho thấy có 32 dự án với tổng công suất 2.216 MW tại đây. Như vậy, căn cứ nội dung tại Quyết định 13/2020 về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam, còn khoảng 216 MW của một số dự án không được áp dụng giá bán điện ưu đãi nêu trên, nói cách khác là giá bán điện chưa được xác định.

Chỉ trong vòng hơn 3 năm, kể từ sau khi Quyết định 11/2017 về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời được ban hành, năng lượng tái tạo bước vào giai đoạn bùng nổ với hàng loạt kỷ lục được ghi nhận. Quyết định 13/2020 lại thêm một lần nữa khiến điện mặt trời nóng hơn bao giờ hết với cuộc đua quyết liệt để kịp đóng điện trước năm 2021. Tính đến ngày 31-12-2020, tổng công suất lắp đặt điện mặt trời cả nước đạt khoảng 19.400 MWp, tương ứng khoảng 16.500 MW, chiếm khoảng 25% tổng công suất lắp đặt nguồn của hệ thống điện quốc gia. Trong đó có gần 9.300 MWp điện mặt trời mái nhà với hơn 100.000 công trình đã được đấu nối vào hệ thống điện. Chỉ trong 3 ngày cuối trước thời hạn hoàn tất để hưởng giá ưu đãi, đã có thêm hơn 3.000 MW điện mặt trời mái nhà với hơn 10.000 dự án được vận hành, cho thấy đây là cuộc chạy đua gắt gao chưa từng có.

Sự bùng nổ của các dự án điện mặt trời mái nhà trong năm 2020 góp phần trầm trọng hóa tình trạng không thể huy động các nhà máy điện mặt trời lớn. Chưa kể trước đó, tình trạng một số dự án điện mặt trời đã được cấp chứng nhận vận hành thương mại nhưng không được huy động lên lưới, thể hiện rõ sự thiếu đồng bộ giữa phát triển nguồn và lưới hiện nay.

Diễn biến này cũng cần phải đặt trong bức tranh chung nhu cầu tiêu thụ điện trong những tháng cuối năm 2020 và đầu năm 2021 luôn ở mức thấp, trái ngược với sự tăng trưởng mạnh về công suất của hệ thống, để thấy lối ra cho hàng loạt dự án điện mặt trời hiện vô cùng mù mịt. Không riêng điện mặt trời, nhiều nhà máy điện truyền thống cũng không được huy động phát điện trong thời điểm này.

Để huy động được nhiều điện hơn từ nguồn tái tạo đã đầu tư, Bộ Công Thương mới đây đồng ý chuyển dịch giờ phát điện cao điểm nhà máy thủy điện nhỏ từ khung 9 giờ 30 phút đến 11 giờ 30 phút sang khung thời gian từ 6 giờ đến 8 giờ trong các ngày từ thứ hai đến thứ bảy. Ước tính có khoảng 2.000 MW thủy điện nhỏ nằm trong diện bị điều chỉnh. Tuy nhiên, đây chỉ là giải pháp tạm thời.

Ai cũng thấy... bất công

Bị cắt giảm công suất 3 nhà máy năng lượng tái tạo, gồm Nhà máy Điện gió Trung Nam, Nhà máy Điện mặt trời Trung Nam và Nhà máy Điện mặt trời Trung Nam Thuận Nam, Công ty CP Đầu tư Xây dựng Trung Nam (Trung Nam Group) đã phải phản ánh lên Ủy ban Thường vụ Quốc hội.

Theo đó, DN này cho biết Nhà máy Điện mặt trời Trung Nam 204 MW được phê duyệt bổ sung quy hoạch và đưa vào vận hành trong giai đoạn lưới điện hiện hữu bảo đảm khả năng giải tỏa công suất nhà máy. Tuy nhiên, nhà máy bị cắt giảm công suất bởi nguyên nhân khách quan là hệ thống quá tải do tiếp nhận công suất từ các nhà máy điện được bổ sung quy hoạch. Còn với dự án điện mặt trời Trung Nam Thuận Nam 450 MW, Trung Nam Group cho hay khi quyết định đầu tư, nhà đầu tư đã xem xét, cân đối hiệu quả giữa chi phí đầu tư trạm biến áp, đường dây và hoạt động của 450 MW điện mặt trời. Đây là dự án đầu tư có điều kiện, yêu cầu nhà đầu tư bàn giao hạ tầng lưới điện truyền tải sau khi hoàn thành, bản thân nhà máy hoạt động không gây ra quá tải lưới điện. "Hiện tại, hệ thống trạm biến áp, 500 KV cùng đường dây 500 KV, 220 KV do Trung Nam Group tự bỏ kinh phí đầu tư đang thực hiện truyền tải hộ và giải tỏa công suất khoảng 900 MW cho khoảng 16 dự án điện năng lượng tái tạo khác trong khu vực, mang lại lợi ích chung cho các nhà đầu tư trong khu vực. Dù vậy, Nhà máy Điện mặt trời Trung Nam Thuận Nam vẫn bị cắt giảm công suất như những dự án đang sử dụng chung đường truyền tải do Trung Nam Group đầu tư là thiếu công bằng và không hợp lý. Đó là chưa kể việc thường xuyên cắt giảm công suất còn khiến DN gặp áp lực, khó khăn trong việc hoàn trả các khoản vay vốn để thực hiện dự án điện mặt trời bởi các dự án đều sử dụng vốn vay và chỉ có nguồn duy nhất là doanh thu bán điện để hoàn trả" - nhà đầu tư này nêu.

Trong khi đó, một dự án điện khác do EVN đầu tư cũng bị Bộ Công Thương đưa ra khỏi tổng công suất 2.000 MW được hưởng giá 9,35 cent/KWh, đó là dự án Điện mặt trời Phước Thái 1 (Ninh Thuận) công suất 50 MW. Lý do được Bộ Công Thương đưa ra là dự án do EVN đầu tư, sau khi đi vào vận hành thương mại được hạch toán phụ thuộc EVN, sản lượng điện được hạch toán vào sản lượng điện của EVN và không có hợp đồng mua bán điện với EVN. Mặt khác, Nghị quyết 115 và Quyết định 13/2020 đưa ra ưu đãi về 2.000 MW điện mặt trời của các nhà đầu tư có bán điện cho EVN. "Do đó, việc cho Nhà máy Điện mặt trời Phước Thái 1 được hưởng mức giá điện 9,35 cent/KWh là không có cơ sở, không phù hợp với quy định hiện hành về tài chính DN" - Bộ Công Thương kết luận nhưng chưa đề xuất mức giá cụ thể cho dự án này.

Nhìn từ quan điểm của EVN, theo các văn bản liên quan, tập đoàn cho rằng chính sách giá bán điện 9,35 cent/KWh được áp dụng cho các dự án điện mặt trời có tổng công suất tích lũy 2.000 MW, được công nhận vận hành thương mại trong năm 2020, không phân biệt EVN hay các đơn vị khác đầu tư. Ngoài ra, được hưởng giá điện 9,35 cent/KWh theo Quyết định 13/2020 là căn cứ quan trọng để bảo đảm hiệu quả tài chính và khả năng trả nợ đúng với phương án vay vốn của EVN. Do đó, tập đoàn đã sử dụng mức giá này để quyết định đầu tư, xuất hóa đơn, xác định doanh thu nội bộ và nộp thuế năm 2020. "Cơ quan quản lý đang chạy theo gỡ rối cho các dự án điện mặt trời nhưng càng gỡ càng "rối như canh hẹ". Cần một chính sách tổng thể chung dựa trên định hướng của Nghị quyết 55 và các văn bản pháp luật thay vì điều hành thiếu đồng bộ, dự án lúc đưa ra, lúc đưa vào danh mục" - một chuyên gia về năng lượng nhận xét.