Nhà đầu tư một dự án điện mặt trời tại khu vực miền Trung mấy tháng nay "khóc ròng" vì điện phát lên lưới bị bên mua là điện lực địa phương cắt luân phiên. Do giảm phát điện, nguồn thu của doanh nghiệp (DN) này giảm 20% so với thời điểm được phát 100% lên lưới, khiến DN phải "cắn răng" bỏ thêm tiền túi để trả nợ ngân hàng.
Nguy cơ nợ xấu
Cũng theo tính toán của nhà đầu tư này, với 70% vốn vay ngân hàng, phía cho vay căn cứ vào hiệu quả của dự án dựa trên lượng bức xạ, số giờ nắng, dự kiến sản lượng điện… để thẩm định và quyết định thời gian trả nợ của DN là 7 năm. Theo đó, trong trường hợp được phát hết 100% công suất, đến năm thứ 8 trở đi, DN mới "sạch nợ" và bước vào giai đoạn thu hồi 30% vốn đối ứng. "Cắt giảm phát điện khiến kế hoạch trả nợ của chúng tôi bị ảnh hưởng nặng nề, nếu không cầm cự được lâu dài thì khả năng phát sinh nợ xấu là rất lớn" - chủ DN tư nhân này lo lắng.
Một dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn ở tỉnh Ninh ThuậnẢnh: KỲ NAM
DN này còn tỏ ra bức xúc bởi hợp đồng mua bán điện nêu rõ "bên A đồng ý bán cho bên B và bên B đồng ý mua của bên A sản lượng điện năng được sản xuất từ hệ thống phát lên lưới của bên B thông qua công tơ đo đếm được lắp đặt tại điểm giao nhận điện sau khi đã khấu trừ lượng điện năng tổn thất do truyền tải". Như vậy, có thể hiểu hoạt động mua - bán điện được thực hiện với sản lượng thực tế và không có điều kiện nào liên quan đến việc bên mua được phép cắt sản lượng của nhà đầu tư.
"Khi xin phép đầu tư, chúng tôi không nhận được bất cứ cảnh báo nào từ điện lực địa phương về khả năng gặp khó khăn trong hòa lưới. Chỉ đến khi hòa vào lưới điện quốc gia mới phát sinh tình huống trục trặc vào khung giờ vàng từ 10-14 giờ. Chúng tôi kiến nghị cơ quan quản lý nhanh chóng xử lý bài toán truyền tải, hạn chế thấp nhất khả năng giảm phát điện của dự án điện mặt trời" - chủ DN này bày tỏ.
Sức hút từ giá ưu đãi 9,35 cent/KWh dành cho các dự án điện mặt trời hoàn tất đầu tư trước 1-1-2021 khiến nguồn vốn huy động cho lĩnh vực này tăng trưởng với tốc độ chóng mặt. Số liệu của Công ty Chứng khoán SSI cho thấy kỳ vọng vào biên độ lợi nhuận gộp rất cao, năm 2020, vốn trái phiếu huy động cho các dự án điện mặt trời lên đến gần 30.000 tỉ đồng, tăng 254% so với mức huy động 8.400 tỉ đồng năm 2019.
Trong khi đó, theo tìm hiểu của chúng tôi, trong tổng số trái phiếu DN điện mặt trời phát hành năm 2020, hơn 40% nằm ở một tập đoàn tư nhân sử dụng đòn bẩy tài chính cao. Như vậy, khả năng trả nợ là rất khó nếu dòng tiền bị nghẽn lại. Các chuyên gia cho rằng tín dụng điện mặt trời (gồm cả trái phiếu) chiếm tỉ trọng rất nhỏ trong tổng dư nợ nhưng do tập trung ở một số DN lớn nên rủi ro cũng không hề nhỏ.
Do thiếu lưới điện?
Nguyên nhân dẫn đến tình trạng rối bời trong điều độ sản lượng của hàng loạt dự án điện mặt trời đã hoàn thành đầu tư được đổ cho hệ thống truyền tải chưa đáp ứng được tốc độ phát triển quá nóng của nguồn phát. Tuy nhiên, gần như chưa có cơ quan nào thực sự nhận trách nhiệm về việc thiếu sự tham mưu để có quy hoạch tổng thể, hợp lý giữa nguồn và lưới bên cạnh chính sách khuyến khích năng lượng tái tạo chung chung.
Bản thân bên mua điện là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cũng tỏ ra lo lắng trước bài toán lưới điện bởi để đầu tư một lưới truyền tải, với một DN nhà nước, không thể nói là làm ngay được mà cần qua nhiều khâu theo đúng quy định pháp luật. Chưa kể, chi phí sẽ được tính vào giá điện, tạo áp lực tăng giá điện - một vấn đề rất nhạy cảm. Trong khi đó, dự thảo Quy hoạch điện VIII (QHĐ VIII) vẫn còn một số điểm chưa hợp lý trong nội dung phát triển lưới điện.
"Do tính chất quy hoạch mở, các nguồn điện tiềm năng đều được xem xét trong quy hoạch. Khối lượng đầu tư lưới điện truyền tải trong QHĐ VIII là rất lớn do được thiết kế đồng bộ với nguồn điện tiềm năng. Tuy nhiên, trong quá trình thực hiện có thể xảy ra trường hợp các dự án nguồn tiềm năng không được triển khai nhưng các công trình lưới điện liên quan đã được đầu tư và ngược lại sẽ gây lãng phí. Đồng thời, không kiểm soát được hiệu quả đầu tư lưới điện truyền tải với quy hoạch "động" các nguồn điện trải đều ở các vùng trong khi những phương án truyền tải liên miền, tiểu vùng đều xem xét hết các nguồn tiềm năng" - EVN góp ý.
Ngoài ra, với cơ chế đấu thầu, lựa chọn chủ đầu tư lưới điện, rất khó có thể triển khai nếu không xác định được nhóm các công trình lưới điện truyền tải có tính chất đường trục, xương sống truyền tải và nhóm các công trình đồng bộ với nguồn điện; không xác định vai trò, trách nhiệm đầu tư lưới ngay từ khâu quy hoạch lưới điện truyền tải và tối ưu quy mô, số lượng các đường trục truyền tải.
TS Nguyễn Minh Duệ, chuyên gia năng lượng, đề nghị nêu rõ trách nhiệm trong việc phát triển năng lượng tái tạo không cân đối với lưới điện, gây khó khăn trong vận hành hệ thống. Ông cho rằng Bộ Công Thương có trách nhiệm chính trong chính sách khuyến khích điện tái tạo dẫn đến hậu quả phát triển ồ ạt, khó kiểm soát. "Do tính chất điện mặt trời phụ thuộc thời tiết, chỉ phát được khi có nắng nên đòi hỏi QHĐ VIII phải đưa ra được cân đối nguồn bảo đảm tỉ lệ hợp lý để giữ được an toàn lưới điện, tránh những cơn sốt nguồn như vừa qua" - TS Duệ lưu ý. n
(Còn tiếp)
Vì sao tiết giảm điện?
Tại văn bản số 1226/BCT-ĐTĐL ngày 9-3 gửi Ủy ban Khoa học, Công nghệ và Môi trường, Ủy ban Kinh tế của Quốc hội và Văn phòng Chính phủ về việc giải quyết kiến nghị của Công ty CP Đầu tư xây dựng Trung Nam, Bộ Công Thương khẳng định việc cắt giảm các nhà máy năng lượng tái tạo như điện mặt trời, điện gió là tình huống bắt buộc trong bối cảnh hệ thống điện quốc gia thừa nguồn và lưới điện quá tải cục bộ nhằm bảo đảm an ninh, an toàn hệ thống điện. Việc tiết giảm được EVN/A0 tính toán, thực hiện công khai, minh bạch, bình đẳng cho tất cả các nhà máy mà không phân biệt chủ đầu tư.
Theo Bộ Công Thương, đây là các tình huống nguy hiểm, ảnh hưởng nghiêm trọng đến an toàn, an ninh hệ thống điện vì có thể khiến tần số hệ thống điện tăng cao (thậm chí gây sự cố lan tràn trên toàn bộ hệ thống điện quốc gia) nếu không có ngay các mệnh lệnh điều độ chuẩn xác, được thực hiện kịp thời và các giải pháp khẩn cấp khác.
Bộ Công Thương cũng đã trình Thủ tướng Chính phủ và đã được đồng ý bổ sung quy hoạch nhiều công trình lưới điện truyền tải nhằm tăng cường, bảo đảm giải tỏa công suất các nguồn điện năng lượng tái tạo, hạn chế tối đa cắt giảm các nguồn năng lượng tái tạo, góp phần khai thác hiệu quả nguồn năng lượng này, bảo đảm lợi ích và niềm tin của nhà đầu tư.
Cần cơ chế mua 100% sản lượng ký kết
Bình luận về hướng phát triển điện mặt trời trong tương lai, TS Đinh Hoàng Bách, Trưởng Bộ môn Hệ thống điện - Trường ĐH Tôn Đức Thắng, cho rằng các nước phát triển mạnh về năng lượng tái tạo khoảng 10 năm trước cũng áp dụng giá FIT (giá cố định) như Việt Nam. Nhưng hiện nay, họ đã chuyển sang hình thức kinh doanh đấu thầu. Theo đó, giá mua - bán điện được tính theo giá thị trường, DN trúng thầu có trách nhiệm cung cấp đủ sản lượng điện đã ký hợp đồng, trường hợp không đáp ứng được thì phải tự huy động nguồn điện của các DN khác để bảo đảm nguồn cung. Ngược lại, nhà nước phải mua hết 100% sản lượng đã ký kết, nếu không sử dụng hết cũng phải trả 100% chi phí cho DN. "Về lâu dài, Việt Nam cũng phải tính tới phương án này. Tuy nhiên, để làm được như vậy đòi hỏi chúng ta phải có thị trường điện cạnh tranh hoàn chỉnh" - TS Bách nêu quan điểm.
P.An
(*) Xem Báo Người Lao Động từ số ra ngày 15-3
và quét mã QR
Bình luận (0)