Dự án điện mặt trời đã phát triển ồ ạt trong thời gian gần đây. Ảnh: Đ.T

Nhu cầu điện thấp

Trong Quyết định 3598/QĐ-BCT phê duyệt Kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm 2021, tổng sản lượng điện năng sản xuất của các nhà máy điện và nhập khẩu của toàn quốc, bao gồm cả điện mặt trời mái nhà, trong năm nay sẽ là 262,410 tỷ kWh.

So với sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống năm 2020 được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) công bố là 247,08 tỷ kWh, có thể thấy, mức tăng trưởng dự kiến của năm 2021 khá khiêm tốn, khoảng 5,8%.

Thực tế tăng trưởng sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu của cả nước theo chiều hướng giảm dần từ năm 2016 trở lại đây và chỉ tăng 2,9% trong năm 2020 do tác động đáng kể từ Covid-19, hay mức tăng dự kiến chỉ là 5,8% trong năm 2021 cũng cho thấy, sẽ có những thách thức mới trong quá trình vận hành của hệ thống điện hiện nay khi công suất nguồn điện đang khá lớn.

Tuy nhiên, trái ngược với sự tăng trưởng mạnh về công suất của hệ thống, nhu cầu tiêu thụ điện trong những tháng cuối năm 2020 và đầu năm 2021 vẫn ở mức thấp.

Thậm chí, vào dịp Tết Nguyên đán vừa qua, có những lúc, tiêu thụ điện (phụ tải) của cả hệ thống vào buổi trưa chỉ dao động quanh mức 12.000 - 13.000 MW, tức là bằng 1/5 tổng công suất đặt của các nguồn điện trong cả nước.

Bởi vậy, việc không huy động phát điện đã diễn ra với nhiều dự án năng lượng tái tạo cũng như các nhà máy điện truyền thống khác.

Để huy động được nhiều điện hơn từ điện mặt trời đã đầu tư, Bộ Công thương mới đây đồng ý chuyển dịch giờ phát điện cao điểm nhà máy thủy điện nhỏ từ khung thời gian từ 9h30 đến 11h30 sang khung thời gian từ 6h đến 8h trong các ngày từ thứ Hai đến thứ Bảy. Ước tính có khoảng 2.000 MW thủy điện nhỏ nằm trong diện liên quan.

Nhưng sự gia tăng sản lượng điện mặt trời, điện gió, thủy điện nhỏ dưới 30 MW cũng khiến chi phí sản xuất của hệ thống bị đẩy lên nhất định, không tương ứng với việc tăng sản lượng điện.

Nguyên nhân là giá bán điện của các loại hình này đều đang cao hơn giá bán lẻ điện bình quân được Nhà nước quy định.

Bình luận về thực tế bùng nổ của các dự án điện mặt trời và điện gió với số lượng dự án đã được chấp thuận bổ sung vượt hàng chục lần so với mục tiêu được đặt ra tại Quy hoạch điện VII điều chỉnh ban hành năm 2016, một chuyên gia hệ thống cho hay, hiện tại, hệ thống điện Việt Nam đang được vận hành không theo nguyên tắc “phối hợp hiệu quả nhất” giữa các nguồn năng lượng với “chi phí thấp nhất” khi có sự tham gia mạnh mẽ của các dự án năng lượng tái tạo như hiện nay.

Nếu so với khuyến nghị mà Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia đã nhiều lần nhắc tới là sự tham gia của năng lượng tái tạo trong hệ thống điện chỉ là khoảng 20% nhằm đảm bảo ổn định vận hành hệ thống điện của cả nước, thì tỷ trọng này hiện nay đã lớn hơn nhiều. Điều này, ở một khía cạnh khác, cũng khiến cơ hội đầu tư các dự án nguồn điện mới hiện nay gặp khó khăn.

Dự án mới không dễ vượt ải

Trên thực tế, thị trường điện cạnh tranh hoàn hảo tại Việt Nam chưa đi tới các bước cuối cùng theo lộ trình đặt ra, khiến chi phí sản xuất điện không được truyền thẳng sang người mua cuối cùng và giá bán lẻ điện đầu ra vẫn được quy định bởi Nhà nước, thay vì thả nổi theo thị trường, dự báo các dự án điện mới sẽ không dễ triển khai trong hoàn cảnh “thừa điện” như hiện nay.

Gần nhất là việc Thủ tướng Chính phủ trước và sau Tết Tân Sửu đã có 2 văn bản nhằm rà soát lại các vấn đề liên quan đến điện mặt trời và điện gió. Theo đó, Thủ tướng yêu cầu thanh tra về phát triển điện mặt trời áp mái và kịp thời chấn chỉnh nghiêm các sai phạm, các hành vi trục lợi chính sách cũng như đề xuất các biện pháp quản lý có hiệu quả với năng lượng tái tạo để không xảy ra việc có sơ hở trong chính sách.

Đối với các dự án điện gió, Thủ tướng yêu cầu dừng bổ sung các dự án mới vào Quy hoạch điện VII điều chỉnh.

Đối với sự đổ bộ ồ ạt vào lĩnh vực điện khí gần đây, cơ hội cũng không dễ dàng.

Ông Nguyễn Bình, chuyên gia tư vấn cho hay, trong quá trình đàm phán để đi tới đầu tư chính thức một dự án điện LNG, khó nhất là giá bán điện, truyền tải, giải tỏa công suất, tính pháp lý không đảm bảo của hợp đồng mua bán điện để đi thu xếp tài chính, kêu gọi và thu xếp nguồn của các công ty tài chính quốc tế tài trợ.

Chia sẻ thực tế này, bà Vũ Minh Thu, chuyên gia của Viện Kinh tế năng lượng và Phân tích tài chính (IEEFA) cho hay, các dự án điện khí LNG thuộc dạng IPP sẽ phải tuân thủ theo Hợp đồng mua bán điện mẫu được điều chỉnh bởi pháp luật Việt Nam và đáng chú ý là không có điều khoản take-or-pay (điều khoản take-or-pay thường được dịch là "nhận điện hoặc trả tiền", là điều khoản giúp đảm bảo doanh thu tối thiểu cho chủ đầu tư nhà máy điện, hỗ trợ cho quá trình đi vay vốn ngân hàng của chủ đầu tư), mà thay vào đó là cạnh tranh trên thị trường bán buôn và chỉ được bao tiêu với số lượng hạn chế từ EVN.

“Giá điện khí chắc chắn không rẻ. Cũng đã có những cảnh báo về điều này dưới lời kêu gọi hình thành cơ chế giá điện vận hành theo thị trường với chi phí nhiên liệu chuyển cho bên tiêu thụ chi trả, hoặc đề xuất tăng giá bán lẻ điện”, bà Thu nói.

Với thực tế nhiều vấn đề mà nhà đầu tư dự án điện khí đặt ra hiện không có trong quy định của Hợp đồng mua bán điện mẫu do Bộ Công thương ban hành, câu chuyện cần nhiều tháng, thậm chí nhiều năm thảo luận với các bên Việt Nam để hoàn tất đàm phán là điều mà nhà đầu tư cũng cần xác định rõ.