Trong khi cả nước đang đối diện với nguy cơ thiếu điện, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) dự kiến tăng nhập điện từ Trung Quốc và Lào, hàng loạt dự án điện gió và điện mặt trời có công suất cả nghìn MW vẫn đang nằm "đắp chiếu" dù đã sẵn sàng hòa lưới.

Dù Thủ tướng đã có chỉ đạo, Bộ Công Thương cũng đã ban hành khung giá cho dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp, hối thúc các bên đàm phán giá điện, ký kết hợp đồng mua bán điện (PPA)... nhưng việc đàm phán đến nay vẫn bế tắc do nhiều nguyên nhân. 

Trong khi đó, hàng chục ngàn tỉ đồng được các doanh nghiệp đổ vào đầu tư cho điện sạch đang bị lãng phí, sau một thời gian được khuyến khích đầu tư.

Mòn mỏi chờ... phát điện lên lưới

Không khó để bắt gặp những cánh đồng điện gió với những cánh quạt khổng lồ nằm im ỉm bất kể ngày đêm. Từ vùng biển Sóc Trăng đến Bến Tre và Tiền Giang ở miền Tây, rồi ngược lên Đắk Nông, Gia Lai của Tây Nguyên và ra miền Trung, các dự án đều chung số phận lỡ giá ưu đãi (FIT), đành ngậm ngùi để dự án phơi nắng phơi sương suốt hơn năm nay. Nhiều chủ đầu tư cho biết có "cảm giác bị bỏ rơi" sau thời gian đầu được khuyến khích đầu tư với cơ chế giá FIT.

Thống kê cho thấy có 87 dự án với tổng công suất 4.200MW điện gió và 700MW điện mặt trời, lỡ "chuyến đò cuối" giá FIT, phải chấp thuận cơ chế chuyển tiếp với mức giá thấp hơn. Tuy nhiên sau nhiều năm, các dự án này vẫn chưa đem lại đồng doanh thu nào. 

Dẫn thông tin hai nhà máy điện gió Hướng Linh 3 và Hướng Linh 4 (Quảng Trị) với tổng công suất 60MW vẫn chưa thể bán điện từ năm 2021 đến nay, ông Trần Minh Tiến - chủ đầu tư dự án - cho biết: "Rất căng thẳng và mệt mỏi".

Cùng với hai dự án điện gió khác ở Gia Lai, tổng số tiền mà doanh nghiệp đổ ra đầu tư xấp xỉ 300 triệu USD (khoảng 7.000 tỉ đồng), phần lớn là tiền đi vay. "Nhưng do bị trễ tiến độ để hưởng giá FIT, các dự án không thể vận hành, không có đồng doanh thu nào càng tạo thêm gánh nặng lớn. Để bảo trì các thiết bị, cứ ba tháng/lần công ty phải thuê chuyên gia nước ngoài duy tu, bảo dưỡng, duy trì nhân công thường xuyên để quản lý dự án", ông Tiến nói.

Trong khi đó, một dự án điện gió lớn ở khu vực miền Tây đã hòa lưới được 1/3 công suất song vẫn còn cả trăm MW điện gió trên biển phải nằm chờ. Điều nghịch lý là nhà máy điện gió này mỗi tháng phải chi hàng trăm triệu đồng mua điện từ EVN để vận hành, bảo trì các thiết bị điện mà không thể đưa điện phát lên lưới.

Chủ đầu tư cho biết do phải chạy đua để được hưởng giá FIT nên mọi chi phí của dự án đều đội lên. Theo đó, suất đầu tư lên tới 50 tỉ đồng/MW, cao hơn điện gió trên bờ khoảng 10 tỉ đồng. 

Do vậy, với dự án 100 MW, vốn đầu tư bỏ ra khoảng 5.000 tỉ đồng, chi phí bảo trì cho mỗi trụ điện gió mỗi năm khoảng 80.000 - 85.000 USD, phí bảo hiểm cho dự án khoảng 20 tỉ đồng/năm, tiền mua điện khoảng 300 - 500 triệu đồng/năm... chưa kể chi phí nhân công.

Tuy nhiên, nặng nhất vẫn là lãi vay của dự án, ngoại trừ các dự án vay nước ngoài, các dự án tiếp cận vốn của các ngân hàng thương mại trong nước đều phải trả lãi vay 10 - 12%/năm. 

"Do các dự án chuyển tiếp chưa có giá điện nên ngân hàng không cho vay theo tỉ lệ 7-3, doanh nghiệp phải thế chấp đủ loại tài sản, phía ngân hàng mới giải ngân. May mắn là chúng tôi được vận hành 1/3, còn nếu chưa vận hành MW nào thì cực kỳ khó khăn", vị này nói.

Nhà đầu tư khó càng thêm khó...

Trở lại thăm dự án điện gió Nhơn Hội của Công ty CP năng lượng FICO Bình Định, sau gần một năm báo Tuổi Trẻ từng có bài viết "Những dự án điện gió nghìn tỉ "đắp chiếu" mòn mỏi chờ... cơ chế", những cột điện gió ở đây vẫn nằm yên bất động. Dự án có tổng công suất 60MW (gồm 12 tuốc bin) nhưng mới chỉ được một nửa đi vào vận hành thương mại (COD). Tiến độ thi công sáu trụ điện gió còn lại bị ảnh hưởng bởi dịch COVID-19, bão áp thấp nhiệt đới, không kịp để hưởng giá FIT.

Dự án bị "mắc kẹt" cho đến nay vẫn chưa có lối thoát, dù Chính phủ đã nhiều lần trực tiếp chỉ đạo Bộ Công Thương phải "giải quyết dứt điểm" kiến nghị của nhà đầu tư. Trao đổi với Tuổi Trẻ, một lãnh đạo công ty cho biết đã nộp hồ sơ để đàm phán PPA. 

Tuy nhiên, với khung giá và các quy định liên quan, hiệu quả tài chính dự án chắc chắn sẽ bị ảnh hưởng, thậm chí có thể khiến doanh nghiệp phá sản. Bởi thông tư 01 của Bộ Công Thương bãi bỏ một số quy định về dự án điện gió, điện mặt trời và hợp đồng mua bán điện mẫu.

Theo đó, bên mua sẽ không chịu trách nhiệm mua toàn bộ sản lượng điện của dự án như trước. Điều này khiến dự án mất khả năng huy động vốn hoặc tái cấp vốn từ ngân hàng, do việc "bao tiêu" sản lượng là một trong các điều kiện tiên quyết tài trợ cho dự án. 

"Cũng theo quy định mới, giá phát điện bao gồm giá bảo dưỡng và vận hành là giá cố định, không được tính trượt giá cũng như không xác định thời hạn hợp đồng PPA đối với các dự án điện mặt trời, tạo nên bất lợi cho nhà đầu tư", vị này nói.

Cũng có dự án điện mặt trời bị "mắc kẹt", ông Phạm Lê Quang - giám đốc phát triển dự án của Bamboo Capital - cho hay đã nộp hồ sơ để đàm phán PPA nhưng với 114/330 MWp dự án chưa được vận hành, mức giá đàm phán (theo quyết định 21 của Bộ Công Thương về khung giá phát điện cho nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp) sẽ đẩy doanh nghiệp rơi vào thế khó về tài chính. Cụ thể, khung giá được ban hành quy định mức giá trần cho dự án điện mặt trời là hơn 1.184 đồng/kWh, thấp hơn tới gần 30% so với trước.

"Hầu hết các chi phí đều bị đội lên do thi công trong điều kiện khắc nghiệt, phải làm nhanh để kịp giá FIT. Lại thêm ảnh hưởng dịch bệnh, bị "lock down" tới nửa năm, toàn bộ chuỗi cung ứng nhập khẩu, nhân công... đều bị tê liệt, nên chi phí thay đổi rất lớn so với dự tính ban đầu", ông Quang nói và cho rằng việc bãi bỏ quy định về việc chuyển đổi tiền mua điện theo USD, theo thông tư 15 về phương pháp xây dựng khung giá phát điện gió và điện mặt trời chuyển tiếp càng gây rủi ro lớn về tài chính cho doanh nghiệp.

Có thể phải cắt điện luân phiên?

Tại buổi giao ban báo chí ngày 9-5, ông Võ Quang Lâm - phó tổng giám đốc EVN - cho hay dù rất nỗ lực với nhiều giải pháp để đảm bảo cung cấp điện nhưng dự báo tình hình cung cấp điện sẽ khó khăn hơn. Trong đó, EVN đã chủ động làm việc với các nhà máy điện than, khí để huy động các nguồn cấp than cho điện, tăng huy động nguồn từ các nhà máy điện tái tạo.

Đặc biệt, theo ông Lâm, sẽ tăng cường nhập khẩu điện. Với Trung Quốc, việc nâng công suất qua đường dây 220kV gặp khó khăn nên EVN đang nghiên cứu để nhập khẩu điện qua đường dây 500kV thông qua nâng cấp đường dây, trạm chuyển điện áp nhưng phải sau năm 2025 mới đưa vào vận hành.

Việc nhập khẩu điện từ Lào đang được EVN đàm phán, ký hợp đồng với các chủ đầu tư với công suất 1.000MW. Đi kèm với đó, tập đoàn cũng chủ động xây dựng các tuyến đường dây đưa điện từ Lào về Việt Nam qua tỉnh Quảng Nam, hoàn thiện đường dây đi qua huyện Tương Dương (Nghệ An) và đang chờ xây dựng đường dây kết nối phía Lào để tăng cường nhập khẩu.

Với các nguồn năng lượng tái tạo, ông Lâm cho biết EVN thực hiện theo chỉ đạo của Bộ Công Thương để đàm phán giá theo quyết định 21 về khung giá phát điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp. Ngoài ra, trong các giải pháp được gửi tới Bộ Công Thương, EVN cho biết cùng với việc tăng cường năng lực truyền tải, tiết kiệm điện..., EVN cũng tính toán việc ngừng hoặc giảm phụ tải (cắt điện - PV) trong các tình huống cực đoan.

Theo ông Trần Anh Thái - giám đốc Công ty Vietnam PRP (đầu tư và quản lý nguồn điện), tình trạng thiếu điện cục bộ ở miền Bắc trong mùa hè 2023 là khó tránh khỏi, bởi hệ thống điện miền Bắc chủ yếu dựa vào các nguồn thủy điện và than đá. Tuy nhiên, thực tế là lượng nước tại các hồ sẽ không đạt được mức trung bình nhiều năm, còn nguồn điện than cũng không thể bù đắp phần thiếu của thủy điện và dự báo năm nay thời tiết rất nóng nên nhu cầu điện sẽ tăng cao.

Trong khi đó, khả năng truyền tải trên hệ thống 500kV từ miền Nam và miền Trung ra miền Bắc bị giới hạn. Do đường dây 500kV mạch 3 chỉ mới đến Vũng Áng/Hà Tĩnh, và từ Hà Tĩnh ra Bắc hiện mới chỉ có hai mạch. Theo ông Thái, dù quy hoạch đã bổ sung nguồn điện gió và điện mặt trời cho phía Nam nhưng hệ thống truyền tải chưa được điều chỉnh đồng bộ. "Rất khó để khắc phục được tình trạng thiếu điện ở miền Bắc cho mùa hè năm 2023 nếu không có đủ nước cho các hồ thủy điện", ông Thái nói.

Đẩy nhanh đàm phán giá điện với các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp

Ông Trần Việt Hòa, cục trưởng Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương), cho biết bộ đã chỉ đạo Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia lập kế hoạch huy động tối ưu các nguồn điện, đặc biệt là các nguồn thủy điện, kể cả các thủy điện nhỏ trong các giờ cao điểm để đáp ứng nhu cầu.

Ngoài ra, bộ cũng yêu cầu EVN huy động hợp lý các nguồn điện hiện có, đồng thời tập trung đẩy nhanh tiến độ các dự án lưới điện truyền tải nhập khẩu điện từ các quốc gia láng giềng; đẩy nhanh quá trình đàm phán các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp…

NGỌC AN

'Xem xét lại' dự án năng lượng tái tạo đã vận hành: Nhà đầu tư lo bị làm khó

TTO - Không chỉ những dự án năng lượng tái tạo 'đắp chiếu' cả năm nay phải đàm phán giá, mà ngay cả những dự án điện đã đi vào vận hành thương mại cũng có thể sẽ bị rà soát, xem xét lại hợp đồng theo đề xuất mới đây của Bộ Công thương.