Tìm lối mở cho điện sạch: Gỡ 'mối tơ vò'

3 giờ trướcBài gốc

Trễ FIT, dự án lâm nguy

Chia sẻ với PV Báo Xây dựng, giám đốc một doanh nghiệp năng lượng tư nhân tại Bình Thuận (nay thuộc Lâm Đồng), vẫn nhớ như in ngày khởi công nhà máy điện mặt trời 30MW vào đầu năm 2019. Khi đó, chính sách giá ưu đãi FIT 9,35 cent/kWh, kéo dài 20 năm được coi là "cú hích", tạo niềm tin để doanh nghiệp mạnh dạn vay hàng nghìn tỷ đồng từ ngân hàng thương mại.

Để đảm bảo nguồn cung cho giai đoạn 2026 - 2029, hệ thống điện sẽ phải dựa chủ yếu vào những nguồn có khả năng xây dựng nhanh như thủy điện nhỏ, điện gió, điện mặt trời...

Dự án được gấp rút thi công và đã hoàn thành tới 90% vào cuối năm 2020. Thế nhưng, những thủ tục đấu nối và thử nghiệm kéo dài nên phải đến tháng 1/2021 nhà máy mới chính thức đủ điều kiện vận hành thương mại (COD). Đó cũng là lúc "cửa sổ" giá FIT đã khép lại, trong khi khung giá mới vẫn chưa được ban hành.

Sau khi giá FIT hết hiệu lực (31/12/2020 với điện mặt trời, 31/10/2021 với điện gió), các dự án COD sau mốc này rơi vào khoảng trống chính sách. Mãi đến tháng 1/2023, Quyết định 21 về khung giá chuyển tiếp mới được ban hành. Theo đó, giá trần của dự án điện mặt trời chuyển tiếp khoảng 1.185-1.508 đồng/kWh và điện gió 1.587-1.816 đồng/kWh, tùy loại hình.

Song, để đàm phán giá chính thức không dễ do vướng quy định phương pháp xác định giá dịch vụ phát điện và nguyên tắc tính giá điện... EVN đưa ra nguyên tắc áp giá tạm bằng 50% giá trần - gần 600 đồng/kWh (tức, chỉ bằng 27-30% giá FIT ban đầu - PV) trong thời gian chờ đàm phán giá chính thức.

"Chúng tôi buộc phải bán điện với giá tạm thời, mỗi ngày vận hành là mỗi ngày thua lỗ. Nhìn hàng nghìn tấm pin lấp lánh dưới nắng mà lòng như thắt lại," vị giám đốc nghẹn lời.

Theo ông, nỗi ám ảnh không phải lợi nhuận chưa về, mà là cảm giác mắc kẹt trong khoảng trống chính sách. Vốn đã rót, máy móc đã vận hành, nhưng tương lai mịt mù, ngân hàng liên tục nhắc nợ, lãi vay chồng chất.

Đây cũng là nỗi niềm chung của 85 nhà máy điện/phần nhà máy điện năng lượng tái tạo chuyển tiếp với tổng công suất hơn 4.734MW, trong đó có 77 dự án điện gió và 8 dự án điện mặt trời.

Theo số liệu từ EVN, tính đến tháng 6/2025, sau hơn 2 năm đàm phán và tháo gỡ vướng mắc, chỉ mới 16 dự án, với tổng công suất 943,93MW, đã thống nhất được giá mua điện chính thức.

Kịp giá FIT vẫn ngập nợ nần

Không chỉ những dự án trễ FIT, ngay cả các dự án kịp cơ chế này cũng lao đao. Hiện, 173 nhà máy điện gió, mặt trời đang vướng vì chưa có văn bản chấp thuận kết quả nghiệm thu (CCA) tại thời điểm COD.

Theo kết luận Thanh tra Chính phủ (Kết luận 1027, ngày 28/4/2023), khi chưa có CCA, các dự án không được hưởng giá FIT, đồng thời yêu cầu rà soát lại việc áp dụng cơ chế khuyến khích. Sau đó, nhiều nhà máy bị treo thanh toán vô thời hạn, hoặc chỉ nhận một phần tiền điện.

Chính phủ đã đưa ra chủ trương gỡ vướng theo Nghị quyết 233 (ngày 10/12/2024), nhấn mạnh "không hợp thức hóa sai phạm nhưng phải có giải pháp dứt điểm". Tuy nhiên, đến nay nhà đầu tư tiếp tục "nín thở" chờ phán quyết cuối cùng.

Từ đầu năm, nhiều nhà đầu tư hai lần đồng ký thư kiến nghị gửi lãnh đạo cấp cao, cảnh báo nguy cơ phá sản nếu các dự án năng lượng tái tạo tiếp tục vướng mắc.

Khoảng 30% dự án bị ảnh hưởng có vốn từ các nhà đầu tư châu Âu và châu Á, với tổng giá trị ước 4 tỷ USD, gồm hơn 3,6GWp điện mặt trời và 160MW điện gió.

Bản thân EVN sau nhiều lần làm việc cũng ghi nhận việc các nhà đầu tư bảo lưu quan điểm sẽ khiếu nại, kiện tụng nếu chỉ được tạm thanh toán và bị hồi tố COD, giá FIT. EVN đánh giá rủi ro tranh chấp, thậm chí khiếu kiện quốc tế, hoàn toàn có thể xảy ra. Bởi vậy, tập đoàn này kiến nghị Bộ Công thương quyết định phương án tối ưu để chỉ đạo và hướng dẫn EVN thực hiện.

Cần sớm có giải pháp hợp lý

Ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió và Điện mặt trời Bình Thuận, cho rằng đây là tình huống "chưa từng có tiền lệ" trong ngành năng lượng Việt Nam.

Theo ông Thịnh, cần nhìn thẳng vào bản chất vấn đề: Tại thời điểm các dự án đưa vào vận hành thương mại (COD), quy định hiện hành chưa coi CCA là điều kiện bắt buộc. Vì vậy, việc thiếu CCA chỉ có thể coi là vi phạm pháp luật xây dựng, và các chủ đầu tư đã khắc phục, đồng thời chấp nhận xử phạt hành chính.

"Đây là cách xử lý hợp lý để khép lại vướng mắc, thay vì hồi tố gây bất ổn, từ đó tập trung nguồn lực cho mục tiêu cao hơn là triển khai thành công Quy hoạch điện VIII điều chỉnh", ông nhấn mạnh.

Đại diện Viện Năng lượng (Bộ Công thương) cũng chỉ ra, với mục tiêu tăng trưởng hai con số, nhu cầu điện trong giai đoạn tới là vô cùng lớn. Để đảm bảo nguồn cung cho giai đoạn 2026-2029, hệ thống điện sẽ phải dựa chủ yếu vào những nguồn có khả năng xây dựng nhanh như thủy điện nhỏ, điện gió, điện mặt trời, pin tích năng và nguồn nhiệt điện linh hoạt.

Chuyên gia năng lượng Nguyễn Huy Hoạch, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, bổ sung: Thời gian từ nay đến 2030 không còn nhiều. Cần sớm có giải pháp hợp lý giải quyết các vướng mắc hiện tại. Đồng thời tạo điều kiện để nhà đầu tư được lựa chọn, triển khai các dự án nguồn điện trong điều chỉnh Quy hoạch điện VIII, bảo đảm tiến độ.

Trao đổi với Báo Xây dựng, đại diện Bộ Công thương cho hay, sau khi ban hành Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, Bộ đã có nhiều cuộc họp với nhà đầu tư và địa phương để đôn đốc thực hiện. Song, hiện vẫn còn nhiều khó khăn.

Với các dự án điện mặt trời tập trung, sau Kết luận 1027 của Thanh tra Chính phủ, Quy hoạch điện VIII không còn danh mục cụ thể cho loại nguồn này, đến khi điều chỉnh quy hoạch mới có phân bổ công suất và dự án. Nhưng nhiều địa phương phải rà soát lại quy hoạch, chậm phê duyệt chủ trương đầu tư, lúng túng trong đấu thầu.

Đa số nhà đầu tư phản ánh, giá bán điện chưa hấp dẫn, trong khi chi phí đền bù, giải phóng mặt bằng và giá đất tăng, khiến khả năng triển khai theo đúng tiến độ rất khó khăn.

Bộ Công thương cũng đánh giá, mục tiêu điện gió ngoài khơi khó khả thi do thiếu kinh nghiệm, dữ liệu khảo sát, hạ tầng cảng biển chưa đồng bộ, suất đầu tư lớn và vướng yếu tố an ninh - quốc phòng.

Tương tự, với dự án điện khí LNG, dù đã có khung pháp lý về giá và đấu thầu, hầu hết dự án vẫn khó thu xếp vốn, thiếu bảo lãnh Chính phủ. Nhiều địa phương chậm lựa chọn nhà đầu tư, khiến khả năng vận hành hơn 20.000MW LNG vào 2030 cũng khó đạt.

Theo kế hoạch, hai dự án Ninh Thuận 1 và 2 phải hoàn thành xây dựng trước 2031, vận hành trong giai đoạn 2031-2035. Song, tiến độ phụ thuộc nhiều vào đối tác, trong khi Việt Nam chưa có kinh nghiệm, khả năng hoàn thành đúng hạn được đánh giá rất thấp…

Loạt kiến nghị gỡ rối

Để ổn định nguồn điện trong những năm tới, Bộ Công thương đề xuất nhiều giải pháp đồng bộ.

Về chính sách, cần sửa đổi Luật Quy hoạch, Luật Đầu tư, Luật Đất đai và Luật Đấu thầu, đơn giản hóa thủ tục chấp thuận chủ trương đầu tư và lựa chọn nhà đầu tư; trong thời gian chờ sửa luật, Chính phủ có thể ban hành nghị quyết tạm thời để xử lý các vướng mắc.

Hiện Bộ Công thương cũng đang rà soát các nghị định hướng dẫn Luật Điện lực để đề xuất sửa đổi, đảm bảo phù hợp với thực tiễn triển khai.

Về phát triển nguồn điện, Bộ khuyến khích điện mặt trời mái nhà tự dùng, tăng công suất điện mặt trời tập trung kết hợp pin lưu trữ, tăng nhập khẩu điện từ Lào và Trung Quốc, đặc biệt cho khu vực miền Bắc.

Đối với điện khí LNG, cần tăng cam kết sản lượng điện tối thiểu và cơ chế chuyển đổi ngoại tệ để đảm bảo huy động vốn và nhập LNG ổn định.

Còn việc đầu tư điện gió ngoài khơi, đề xuất chuyển việc tổ chức đấu thầu dự án từ bộ sang UBND tỉnh, ưu tiên những tỉnh có trạm gom công suất hoặc điểm đấu nối tiếp bờ, nhằm đẩy nhanh tiến độ triển khai.

Với điện hạt nhân, thúc đẩy đàm phán với các đối tác quốc tế, đồng thời nghiên cứu khả năng triển khai các dự án tiếp theo.

Hồng Hạnh

Nguồn Xây Dựng : https://baoxaydung.vn/tim-loi-mo-cho-dien-sach-go-moi-to-vo-192250923230532923.htm