Công ty TNHH Điện mặt trời Trung Nam Thuận Nam đã ghi nhận lợi nhuận trước thuế đạt xấp xỉ 170 tỷ đồng và lợi nhuận sau thuế là 138 tỷ đồng trong năm 2024. Kết quả này đánh dấu sự hồi phục ấn tượng của công ty sau khoản lỗ kỷ lục lên đến 1.000 tỷ đồng vào năm 2023.

Các số liệu tài chính mới nhất cho thấy lỗ lũy kế của công ty đã giảm đáng kể từ 987 tỷ đồng xuống còn 849 tỷ đồng. Về cơ cấu vốn, vốn chủ sở hữu của Trung Nam Thuận Nam hiện ở mức hơn 1.560 tỷ đồng. Đồng thời, nợ phải trả của công ty đã giảm khoảng 4%, còn gần 8.780 tỷ đồng.

Một điểm đáng chú ý trong báo cáo tài chính của công ty là hệ số nợ phải trả trên vốn chủ đã giảm từ 6,4 lần xuống còn 5,6 lần. Điều này cho thấy sự cải thiện trong cơ cấu vốn cũng như khả năng thanh toán của công ty. Việc giảm hệ số nợ cho thấy công ty đang có những bước tiến trong việc cân đối tài chính và quản lý nợ.

Trung Nam Thuận Nam là đơn vị chủ đầu tư dự án điện mặt trời với quy mô 450 MW tại tỉnh Ninh Thuận. Dự án này có tổng chi phí xây dựng lên đến 12.000 tỷ đồng và được đưa vào vận hành từ tháng 10/2020. Hiện dự án là một trong những dự án điện mặt trời lớn nhất của Tập đoàn Trungnam – một doanh nghiệp đa ngành hàng đầu trong lĩnh vực năng lượng, hạ tầng và bất động sản.

Với những con số và phân tích trên, có thể thấy rằng Trung Nam Thuận Nam đang trên đà phục hồi mạnh mẽ sau những khó khăn tài chính trong quá khứ. Sự cải thiện trong kết quả kinh doanh và cơ cấu tài chính cho thấy công ty đang có những định hướng và chiến lược đúng đắn cho sự phát triển bền vững trong tương lai.

Trong nỗ lực không ngừng để thúc đẩy tăng trưởng kinh tế, Tỉnh ủy Khánh Hòa vừa ban hành Nghị quyết số 01, đặt mục tiêu đầy tham vọng là tăng trưởng kinh tế hai con số trong giai đoạn 2025-2030. Để hiện thực hóa mục tiêu này, tỉnh sẽ tập trung phát triển dựa trên 4 trụ cột chính, bao gồm công nghiệp, năng lượng, du lịch – dịch vụ và đô thị – xây dựng. Đặc biệt, phát triển năng lượng được xác định là một động lực quan trọng, đóng góp đáng kể vào tăng trưởng kinh tế và nguồn thu ngân sách của tỉnh.

Tỉnh Khánh Hòa đặt mục tiêu tốc độ phát triển ngành năng lượng bình quân tăng 20%/năm trong giai đoạn 2026-2030. Đến năm 2030, tỉnh kỳ vọng sẽ đưa vào khai thác và vận hành 14.000 MW, trong đó giai đoạn 2025-2030 sẽ tập trung vào việc đưa vào khai thác 8.200 MW. Cơ cấu nguồn năng lượng dự kiến bao gồm 2.300 MW điện mặt trời tập trung, 1.800 MW điện năng lượng gió trên bờ, 1.500 MW điện khí LNG và 2.400 MW thủy điện tích năng.

Về định hướng thu hút đầu tư, tỉnh Khánh Hòa xác định các lĩnh vực năng lượng với thứ tự ưu tiên là điện mặt trời, điện gió, điện khí (LNG), và điện hạt nhân. Các vị trí cụ thể được xác định gồm các xã Vĩnh Hải, Phước Dinh và khu vực lân cận (điện hạt nhân); Thuận Nam, Thuận Bắc và khu vực lân cận (điện mặt trời, điện gió, LNG); Bác Ái, Ninh Sơn và khu vực lân cận (điện tích năng); Khu Kinh tế Vân Phong (LNG).

Để đạt được các mục tiêu đề ra, tỉnh Khánh Hòa sẽ tăng cường công tác tuyên truyền về chủ trương, chính sách của Đảng, Nhà nước và địa phương về phát triển các dự án năng lượng sạch, năng lượng tái tạo. Đồng thời, tỉnh sẽ vận động và tạo sự đồng thuận của người dân trong công tác giải phóng mặt bằng các dự án, cũng như quan tâm giải quyết chế độ, chính sách để đảm bảo lợi ích tối đa cho người dân.

Bên cạnh đó, tỉnh sẽ đẩy nhanh tiến độ chuẩn bị hạ tầng để triển khai thực hiện các Dự án Nhà máy Điện hạt nhân Ninh Thuận theo kế hoạch của Trung ương. Tỉnh cũng sẽ tập trung đầu tư phát triển hệ thống hạ tầng truyền tải, kết nối lưới điện quốc gia với hệ thống trạm 500kV, 220kV. Ngoài ra, tỉnh sẽ xây dựng và ban hành chính sách ưu đãi nhằm thu hút nhà đầu tư vào lĩnh vực năng lượng, góp phần thúc đẩy sự phát triển bền vững và hiệu quả của ngành năng lượng trong thời gian tới.

Có thể thấy, với việc đặt mục tiêu tăng trưởng kinh tế hai con số và tập trung vào phát triển năng lượng, tỉnh Khánh Hòa đang thể hiện quyết tâm mạnh mẽ trong việc chuyển dịch mô hình kinh tế, hướng tới một tương lai năng lượng sạch và bền vững. Việc triển khai các dự án năng lượng tái tạo không chỉ giúp tỉnh đạt được mục tiêu tăng trưởng kinh tế, mà còn đóng góp vào mục tiêu quốc gia về phát triển bền vững và bảo vệ môi trường.

Theo đó, quyết định có hiệu lực luôn từ ngày ký.

Khung giá này sẽ là cơ sở để Tập đoàn Điện lực và các đơn vị phát điện mặt trời, điện gió thoả thuận giá phát điện theo quy định. Mức giá trần này chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng. 

Các mức giá cụ thể theo Quyết định 21/QĐ-BCT như sau:

Được biết hôm qua, 6/1/2023, EVN đã trình lại Bộ Công thương khung giá điện cho các dự án năng lượng tái tạo dở dang.

Trước đó, ngày 28/12/2022, Bộ Công thương đã có văn bản chỉ đạo EVN rà soát tính toán lại khung giá và trình Bộ. Nguyên do các kết quả tính toán trước đó chưa kèm theo hồ sơ tài liệu minh chứng, thuyết minh về các phương án và chưa phù hợp với quy định tại Thông tư 15/2022/TT-BCT (Thông tư 15). 

Sau đó ngày 29/12/2022, Bộ Công thương lại nhắc lãnh đạo EVN vì chưa nhận được hồ sơ đề nghị  phê duyệt khung giá phát điện của EVN theo quy định của Thông tư 15.

Tính đến thời điểm 15 ngày kể từ ngày Thông tư 15 có hiệu lực (ngày 16/12/2022), EPTC đã nhận được hồ sơ của 102 nhà máy điện mặt trời (04 nhà máy điện mặt trời nổi và 98 Nhà máy điện mặt trời mặt đất) và 109 nhà máy điện gió (35 nhà máy điện gió trên biển và 74 nhà máy điện gió trong đất liền).

Trao đổi với Báo Đầu tư – baodautu.vn, một số doanh nghiệp hoạt động trong lĩnh vực năng lượng tái tạo cho hay, “giá điện thấp như này lại bằng VNĐ nữa thì nhiều nhà đầu tư năng lượng tái tạo sẽ không thấy hấp dẫn.

Lý giải thực tế này, một doanh nghiệp đã đầu tư 3 dự án điện mặt trời và 2 dự án điện gió đều đã đi vào hoạt động cho hay, nếu giá điện tính theo USD thì ít ra còn được chứ tính theo VND đã thấp, lại cộng thêm tỷ lệ trượt giá nữa thì rất khó có hiệu quả.

Năm 2022 là một năm buồn cho điện gió Việt Nam, dù lĩnh vực này vẫn được các tập đoàn lớn cả trong nước và quốc tế quan tâm cao độ.

Năng lượng tái tạo: Sóng gió làm nản lòng nhà đầu tư

Trái với vui mừng về việc bùng nổ đầu tư và đạt công suất khủng 16.567 MW điện mặt trời ở thời điểm ngày 1/1/2020, hay 4.667 MW điện gió ở thời điểm ngày 1/11/2021 (chỉ tính các dự án được coi là đủ điều kiện vận hành thương mại), năm 2022 lại không có bất cứ dự án năng lượng tái tạo nào được đưa vào vận hành.

Thực tế đó không phải do các nhà đầu tư đã chán năng lượng tái tạo và chuyển hướng dòng tiền sang các lĩnh vực khác. Sự tĩnh lặng này là do không có chính sách cụ thể và rõ ràng nào được đưa ra cho việc phát triển năng lượng tái tạo nói riêng, năng lượng nói chung trong 2 năm trở lại đây.

Theo ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hội Điện gió và Mặt trời Bình Thuận, điện gió tại Việt Nam có khởi đầu khá chậm chạp và thiếu sức sống dù tiềm năng rất lớn. Cụ thể, sau 9 năm có Quyết định 37/2011/QĐ-TTg về chính sách ưu tiên cho phát triển điện gió, đến cuối năm 2020, mới có chưa đầy 500 MW điện gió được nối lưới và dự án tiên phong đã bị cầm cố ngân hàng.

Năm 2021 được coi là năm bùng nổ của điện gió tại Việt Nam, với gần 4.000 MW lắp đặt mới, tạo nên kỳ tích của khu vực và thế giới trong bối cảnh Covid-19 càn quét khắp mọi nơi, tàn phá mọi lĩnh vực kinh tế – xã hội và việc phong tỏa, cách ly đã làm ảnh hưởng nghiêm trọng đến việc vận chuyển và lắp đặt thiết bị điện gió siêu trường, siêu trọng.

Tuy nhiên, năm 2022 lại là một năm buồn cho điện gió Việt Nam, dù được các tập đoàn lớn cả trong nước và quốc tế quan tâm cao độ và mong muốn đầu tư sau thành công của năm 2021. Một trong những nguyên nhân được ông Thịnh chỉ ra là, theo thống kê của Hội Điện gió toàn cầu, năm 2022, tốc độ gió toàn cầu thấp hơn 10-15% so với bình quân 30 năm do biến đổi khí hậu, khiến rất nhiều nhà máy điện gió ở Việt Nam không đạt kế hoạch sản lượng.

Theo dõi của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) trong một năm vận hành của 4.667 MW điện gió cũng cho thấy, công suất phát điện gió không những chỉ biến động theo mùa gió, mà còn biến động hàng ngày, thậm chí biến động mạnh giữa các thời điểm khác nhau trong ngày. Không nhiều thời điểm điện gió phát cao hơn mức 2.000 MW, tương đương 50% tổng công suất điện gió. Thậm chí, ngày 19/3/2022, tổng công suất phát của điện gió toàn quốc xuống rất thấp, có thời điểm chỉ còn 15 MW và ngày 18/12/2022 mới đạt đỉnh cao nhất từ trước tới nay là 3.386 MW.

Ở điện mặt trời, tình hình còn khó khăn hơn nhiều. Nguyên do là cả nước chung một múi giờ, nên điện mặt trời sẽ cùng lên, cùng xuống một thời điểm với công suất đang chiếm tỷ trọng lớn trong hệ thống. Do không có hệ thống pin lưu trữ, nên sự tham gia của điện mặt trời bị phụ thuộc chủ yếu vào thời tiết khiến hệ thống điện gặp phải thách thức lớn khi muốn đáp ứng đồng thời mục tiêu huy động tối đa năng lượng tái tạo “trời cho” và sự ổn định của hệ thống trong điều kiện thừa nguồn lớn như hiện nay.

“Sự hào hứng của các nhà đầu tư năng lượng tái tạo còn đang bị thử thách khi chính sách cho phát triển điện gió đã chấm dứt vào ngày 31/10/2021 hay ngày 31/12/2020 với điện mặt trời các loại, nhưng chưa có chính sách nối tiếp. Khoảng trống chính sách đang làm nản lòng các nhà đầu tư, nhất là tại các dự án bị trễ thời hạn trên đang nằm “đắp chiếu” hơn một năm nay, làm tổn hại rất lớn về cả tài chính lẫn chất lượng thiết bị”, ông Thịnh nhận xét.

Cùng với đó là thực tế nhu cầu tiêu thụ điện của nền kinh tế vẫn ở mức thấp và đường truyền tải gặp khó khăn trong quá trình xây dựng bởi vướng đền bù, việc phải cắt giảm công suất các nhà máy năng lượng tái tạo diễn ra thường xuyên, thậm chí có những nhà máy bị cắt giảm bình quân lên đến 20% công suất. Việc điện mặt trời đối mặt với chuyện rà soát lại khi nhiều dự án không đủ hồ sơ theo yêu cầu tại thời điểm bắt đầu bán điện nhận tiền cũng đang làm nản lòng các đầu tư năng lượng tái tạo.

Trong bối cảnh điện gió, nhất là điện gió ngoài khơi đang đón nhận sự quan tâm của các “đại bàng” trên thế giới, đồng thời nhiều doanh nghiệp chờ mong có chính sách để tiếp tục triển khai điện mặt trời mái nhà nhằm đạt chứng chỉ xanh khi xuất hàng sang các thị trường phát triển, ông Thịnh thẳng thắn cho rằng, “đại bàng có ở lại làm tổ hay không phụ thuộc rất nhiều vào cơ chế, chính sách và môi trường đầu tư của chúng ta”.

Điện khí: Lúng túng không ai muốn giải

Các nhà đầu tư của Dự án LNG Hải Lăng mới đây đã đề xuất UBND tỉnh Quảng Trị cho phép điều chỉnh chủ trương đầu tư và giấy chứng nhận đầu tư, hỗ trợ duy trì tiến độ của Dự án trong Quy hoạch Điện VIII, hỗ trợ nhà đầu tư khi đàm phán với Chính phủ sau khi hoàn thành nghiên cứu khả thi.

Sở dĩ có đề nghị này là bởi Dự thảo Quy hoạch Điện VIII chỉ xem xét phát triển quy mô công suất 1.500 MW tại Hải Lăng, chưa xem xét các giai đoạn sau…, nên cần thiết phải xem xét điều chỉnh mặt bằng, diện tích đất phù hợp với quy mô công suất, điều chỉnh các cơ sở pháp lý đã đạt được để có cơ sở phê duyệt nghiên cứu khả thi.

Dự án LNG Hải Lăng đã làm lễ khởi công hợp phần kỹ thuật vào tháng 1/2022 sau khi được Thủ tướng Chính phủ đồng ý bổ sung giai đoạn I vào Quy hoạch Điện VII điều chỉnh, quy mô công suất 1.500 MW, tiến độ vận hành năm 2026-2027. Các giai đoạn tiếp theo sẽ được xem xét cụ thể trong Quy hoạch Phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2045 (Quy hoạch Điện VIII).

Do Quy hoạch Điện VIII chưa được phê duyệt, nên phương án đấu nối chưa thể xác định, nếu kéo dài chuyện này, sẽ ảnh hưởng đến tiến độ thỏa thuận đấu nối và các thỏa thuận chuyên ngành điện. Đồng thời, các bên chưa xác định được trách nhiệm đầu tư đường dây truyền tải (Tập đoàn Điện lực Việt Nam hay nhà đầu tư), cũng như sự đồng bộ trong quá trình triển khai nhà máy điện và đường dây truyền tải.

Dự án LNG Hải Lăng chỉ là một trong số rất nhiều dự án điện khí LNG đã được bổ sung vào Quy hoạch Điện VII điều chỉnh trước đó, nhưng tới giờ vẫn chưa nhìn thấy ngày khởi công nhà máy chính, chưa nói tới thời gian hoàn thành và đưa vào vận hành. Cả 16 dự án điện khí LNG có kế hoạch phát triển tới năm 2030 có cùng dòng ghi chú “khó khăn trong đàm phán hợp đồng mua bán điện và thu xếp vốn thực hiện dự án”.

Với các dự án IPP (dự án đầu tư xây dựng nguồn điện không sử dụng vốn ngân sách nhà nước để đầu tư, khai thác và bán điện theo quy định của pháp luật về điện lực) có sự tham gia của nhà đầu tư nước ngoài gồm Bạc Liêu của DOE, Long An 1&2 của Liên danh VinaCapital và GS Energy, Quảng Trị của Liên danh T&T và Tổ hợp nhà đầu tư Hàn Quốc, rủi ro thường gặp được Bộ Công thương nhắc tới là tổ chức cho vay vốn đưa ra yêu cầu bảo lãnh ngặt nghèo của Chính phủ, nhiều khi vượt quá khung khổ pháp lý hiện hành.

Đơn cử, Dự án LNG Bạc Liêu được cấp quyết định chủ trương đầu tư và giấy chứng nhận đăng ký đầu tư vào tháng 1/2020, nhưng tới nay, gần 3 năm trôi qua mà vẫn chưa biết bao giờ có thể kết thúc đàm phán các hợp đồng liên quan, cũng như xử lý xong các câu hỏi mà nhà đầu tư đưa ra và đã được tập hợp gửi Tổ công tác đặc biệt của Chính phủ hồi tháng 9/2021.

Việc tới nay chưa thấy cơ quan chức năng nào đứng ra xử lý các kiến nghị này để phá rào cản cũng cho thấy thực tế là, nếu Dự án LNG Bạc Liêu không thông, toàn bộ các dự án điện khí LNG có vốn đầu tư nước ngoài khác cũng sẽ gặp trở ngại tương tự. Như vậy, không thể hy vọng có dự án nào phát điện được ở năm 2028 như kỳ vọng hiện nay.

Điện gió ngoài khơi: Tiềm năng chờ cơ chế

Phát triển điện gió ngoài khơi phù hợp với định hướng phát triển bền vững kinh tế biển và chiến lược phát triển năng lượng xanh của Việt Nam, song vào thời điểm này, “cuộc đổ bộ” khảo sát điện gió ngoài khơi đã khiến cơ quan quản lý nhà nước lĩnh vực này trở nên bị động về chiến lược và kế hoạch.

Tới hết tháng 8/2022, cơ quan chức năng đã nhận được 55 đề xuất khảo sát điện gió ngoài khơi, với tổng công suất trên 100.000 MW. Trong số này, có 6 đề xuất của nhà đầu tư nước ngoài, 13 đề xuất của tổ chức kinh tế có vốn đầu tư nước ngoài và 36 đề xuất của nhà đầu tư trong nước. Ngoài ra, hiện còn 40 đề xuất khảo sát điện gió ngoài khơi của các nhà đầu tư trong nước được gửi tới UBND các địa phương có biển.

Bộ Tài nguyên và Môi trường đã đưa ra 10 điểm được cho là “chưa có quy định” hoặc “còn nhiều cách hiểu khác nhau” ở cả mặt pháp lý lẫn góc độ kỹ thuật xung quanh việc khảo sát điện gió ngoài khơi. Bởi “chưa có quy định”, “chưa đồng nhất quan điểm”, nên trước mắt, Bộ Tài nguyên và Môi trường đã đề nghị tạm dừng triển khai. Đây cũng là lựa chọn dễ nhất lúc này, vì nếu thực hiện những điều mà “pháp luật chưa quy định rõ”, thì rất khó tránh khỏi những rủi ro pháp lý có thể xảy ra về sau.

Tuy nhiên, trong nghiên cứu của nhóm tư vấn được tài trợ bởi Đại sứ quán Vương quốc Anh tại Việt Nam chỉ ra 19 rủi ro cần lưu ý trong quá trình triển khai dự án điện gió ngoài khơi, thì Chính phủ “đóng vai trò quan trọng để thúc đẩy sự phát triển của thị trường điện gió ngoài khơi tại Việt Nam”, có thể hóa giải những quan ngại của nhà đầu tư, cũng như các bên cho vay trong nước và quốc tế trong quá trình phát triển điện gió ngoài khơi.

Song đáp án cho câu hỏi làm thế nào và bao giờ có khung pháp lý rõ ràng cho dự án điện gió ngoài khơi lại chưa xác định được. Trong khi đó, muốn các dự án điện gió ngoài khơi hoạt động vào năm 2030, thì công tác chuẩn bị phải được triển khai quyết liệt, khoa học từ 6-8 năm trước.

Chỉ khi có khung pháp lý rõ ràng, công tác chuẩn bị cẩn thận, thì mới kỳ vọng biến tiềm năng điện gió ngoài khơi thành năng lượng xanh, góp phần thực hiện mục tiêu Net Zero (phát thải bằng 0) của Việt Nam vào năm 2050 đã được Thủ tướng Chính phủ cam kết tại Hội nghị lần thứ 26 Các bên tham gia Công ước khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu (COP26).

Pháp lý là một trong những vấn đề lớn nhất của các dự án điện mặt trời.

Tìm lối

Văn phòng Chính phủ đã có Văn bản số 50/VPCP-CN ngày 3/1/2023, gửi Bộ trưởng Bộ Công thương liên quan đến việc dừng huy động một phần công suất của Dự án Nhà máy Điện mặt trời Trung Nam – Thuận Nam (công suất 450 MW, tại xã Phước Minh, huyện Thuận Nam, tỉnh Ninh Thuận).

Theo đó, Thủ tướng Chính phủ có ý kiến, Bộ Công thương chịu trách nhiệm xử lý dứt điểm kiến nghị của Công ty TNHH Điện mặt trời Trung Nam – Thuận Nam, không để doanh nghiệp gửi đơn khiếu nại nhiều nơi, nhiều lần, ảnh hưởng đến uy tín của Nhà nước.

Về phía tỉnh Ninh Thuận, địa phương này cũng đã có Văn bản số 128/UBND-KTTH (ngày 12/1/2023) gửi Bộ Công thương, kiến nghị huy động phần công suất chưa có giá điện của Dự án Nhà máy Điện mặt trời Trung Nam – Thuận Nam theo khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời chuyển tiếp.

Theo tỉnh Ninh Thuận, Dự án đã hoàn thành, đáp ứng các yêu cầu của Chính phủ, Bộ Công thương và cam kết theo hồ sơ thông báo mời quan tâm thực hiện dự án do tỉnh phát hành, gồm hoàn thành đưa vào vận hành đồng bộ Dự án trong năm 2020, truyền tải, giải phóng công suất cho các dự án năng lượng tái tạo trong khu vực.

Bên cạnh đó, trong thời gian chờ bàn giao Trạm biến áp 500 kV Thuận Nam cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Dự án Nhà máy Điện mặt trời Trung Nam – Thuận Nam tiếp tục chịu chi phí truyền tải cho các dự án năng lượng tái tạo khác trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận và chi phí quản lý vận hành Trạm biến áp 500 kV Thuận Nam. Việc này làm cho nhà đầu tư gặp rất nhiều khó khăn trong thực hiện việc trả nợ vay cho các tổ chức tín dụng, ngân hàng theo phương án tài chính của dự án.

Khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp đã được ban hành vào ngày 7/1/2023, với mức giá phát điện áp dụng cho nhà máy điện mặt trời mặt đất là 1.184,9 đồng/kWh.

Vì vậy, UBND tỉnh Ninh Thuận cũng đề nghị Bộ Công thương xem xét chỉ đạo EVN tiếp tục huy động phần công suất 172 MW của Dự án Nhà máy Điện mặt trời Trung Nam – Thuận Nam dựa trên khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời mặt đất theo Quyết định số 21/QĐ- BCT.

Sản lượng điện của phần công suất được huy động nêu trên sẽ được ghi nhận giá trị và việc thanh toán chỉ được thực hiện sau khi đàm phán và xác nhận giá với EVN.

Trước đó, vào ngày 9/1/2023, Bộ Công thương cũng đã nhắc nhở EVN và các chủ đầu tư nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp khẩn trương phối hợp, thoả thuận, thống nhất giá phát điện, đảm bảo không vượt quá khung giá phát điện do Bộ Công thương ban hành để sớm đưa các nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp vào vận hành, tránh lãng phí tài nguyên.

Được biết, phía nhà đầu tư và Công ty Mua bán điện của EVN cũng đã có trao đổi sau khi có khung giá mới, nhưng mọi chuyện vẫn chưa có tiến triển.

Vẫn chưa dễ bán điện

Câu chuyện huy động phần công suất 172 MW này cũng cho thấy, để triển khai được dự án điện, sau đó bán được điện và thu tiền, các bên liên quan không thể vội vàng mà bỏ qua vấn đề pháp lý, để tránh rơi vào cảnh dở dang.

Tại tỉnh Ninh Thuận, đã có một số dự án điện mặt trời vượt quá mốc 2.000 MW mặt trời cộng dồn, nhưng vẫn hoàn tất đầu tư trong năm 2020 và được hưởng mức giá điện 7,09 UScent/kWh bởi đáp ứng được các điều kiện mà cơ quan chức năng đưa ra với mốc ngày 23/11/2019.

Trong khi đó, phần 172 MW của Nhà máy Điện mặt trời Trung Nam – Thuận Nam và Nhà máy Thiên Tân 1.2, Thiên Tân 1.3 của Tập đoàn T&T dù hoàn thành trong năm 2020, nhưng lại không đáp ứng các điều kiện ở thời điểm ngày 23/11/2019, nên gặp khó.

Tỉnh Ninh Thuận tại Văn bản số 4071/UBND-KTTH (tháng 12/2020) đã đề nghị các cơ quan hữu trách cho được hưởng chính sách đặc thù áp dụng giá điện 7,09 UScent/kWh cho các dự án được bổ sung quy hoạch điện sau ngày 23/11/2019 và có ngày vận hành thương mại trước thời điểm 1/1/2021.

Sau đó, vào tháng 3/2021, Bộ Công thương cũng đề nghị Chính phủ cho các dự án được chấp thuận chủ trương đầu tư sau ngày 23/11/2019, nhưng vận hành thương mại trước ngày 1/1/2021 vẫn được hưởng mức giá 7,09 UScent/kWh như các dự án điện mặt trời khác được đưa vào vận hành trong năm 2020.

Tuy nhiên, không có quyết định nào về giá cụ thể cho các dự án này được chốt, dù lãnh đạo Chính phủ đã có nhiều cuộc họp kể từ năm 2021 và 2022, cho tới ngày 7/1/2023, Bộ Công thương ban hành Quyết định số 21/QĐ-BCT về khung giá điện cho các dự án chuyển tiếp.

Trước đó, Phó thủ tướng Lê Văn Thành cũng chỉ đạo, đối với việc vận hành phát điện phần công suất nguồn điện mặt trời đã đưa vào vận hành trong năm 2020 trên địa bàn Ninh Thuận mà hiện chưa có giá điện, giao Bộ Công thương chỉ đạo EVN có phương án vận hành hợp lý theo quy định chung của ngành điện; đồng thời khẩn trương nghiên cứu, xác định giá điện với phần công suất này theo chỉ đạo nêu trên.

Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia cho hay, theo quy luật hàng năm, nhu cầu tiêu thụ điện toàn  quốc vào dịp Tết nguyên đán sẽ giảm thấp đáng kể so với ngày thường. Theo số liệu dự báo, trong kỳ nghỉ Tết Quý Mão 2023 công suất phụ tải toàn quốc vào giờ thấp điểm trưa có thể giảm còn 16.000 MW đến 17.000 MW, tương ứng với khoảng 60% so với ngày làm việc bình thường.

Trong khi đó, tổng công suất lắp đặt nguồn điện năng lượng tái tạo rơi vào khoảng 21.000 MW (bao gồm gần 16.200 MW điện mặt trời và gần 4.000 MW điện gió), chiếm tỷ lệ 27% tổng công suất đặt toàn hệ thống điện (khoảng 77.800 MW).

Như vậy, chỉ riêng về nguồn năng lượng tái tạo đã có công suất lắp đặt cao hơn nhiều so với công suất tiêu thụ điện toàn hệ thống trong các giờ thấp điểm trưa của ngày Tết.

Với mức tiêu thụ điện giảm thấp trong dịp nghỉ Tết, nhiều loại hình nguồn điện buộc phải giảm phát phù hợp với nhu cầu phụ tải. Trong thực tế vận hành, để đảm bảo vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện, Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia bắt buộc phải duy trì một số tổ máy điện truyền thống (như nhiệt điện than, turbine khí, thủy điện…) ở mức tối thiểu để đảm bảo quán tính và ổn định cho hệ thống điện cũng như có đủ công suất dự phòng trong các tình huống sự cố nguồn điện hoặc các biến động bất thường trong vận hành thực tế.

Chính vì vậy, khi phụ tải xuống quá thấp, các nguồn truyền thống đã ngừng/ giảm phát đến giới hạn kỹ thuật mà tổng công suất phát vẫn vượt nhu cầu tiêu thụ, việc điều chỉnh giảm công suất huy động từ tất cả các loại hình nguồn điện, kể cả từ các nguồn năng lượng tái tạo (như thủy điện nhỏ, điện mặt trời nối lưới, điện mặt trời mái nhà, điện gió) là yêu cầu bắt buộc để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện quốc gia.

Với mục đích tăng cường công khai, minh bạch thông tin về tình hình vận hành hệ thống điện Quốc gia, từ cuối tháng 9/2021, Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia (A0) đã công bố hàng ngày số liệu về dự kiến công suất nguồn điện được huy động của ngày hôm sau theo từng loại nguồn phát vào các khung giờ điển hình: (i) Khung giờ buổi trưa (bức xạ mặt trời lớn nhất nhưng công suất tiêu thụ điện thấp) và (ii) Khung giờ chiều-tối (công suất tiêu thụ điện cao nhưng bức xạ mặt trời rất thấp). Các số liệu này được công bố được đăng tải trên trang web của Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia (https://www.nldc.evn.vn/FullNewsg/200/Cong-suat-huy-dong/default.aspx).

EVN đề nghị Chủ đầu tư các nhà máy điện tiếp tục phối hợp chặt chẽ với các cấp điều độ trong việc thực hiện nghiêm các mệnh lệnh điều độ để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện Quốc gia, nhất là vào dịp nghỉ Tết nguyên đán Quý Mão 2023 khi mức độ tiêu thụ điện giảm thấp hơn nhiều so với ngày bình thường.

Cũng để chủ động trong công tác vận hành hệ thống điện và cung cấp điện dịp Tết Nguyên đán Quý Mão, ngay từ cuối năm 2022, EVN và các đơn vị có liên quan đã xây dựng phương án đảm bảo cung cấp điện an toàn, phòng chống cháy nổ; tổ chức phân công, ứng trực 24/24h cũng như chuẩn bị nhân lực, phương tiện, vật tư thiết bị để sẵn sàng xử lý các tình huống sự cố hệ thống điện.

EVN đã yêu cầu các đơn vị tích cực phối hợp với các cấp chính quyền, công an, quân đội tại địa phương, xây dựng và triển khai các phương án bảo vệ an ninh trật tự, an toàn, phòng chống cháy nổ cho các công trình điện, trụ sở cơ quan, kho tàng… 

Trong các ngày Tết Nguyên đán Quý Mão 2023 (từ 0h00 ngày 20/01/2023 tức ngày 29 Tết đến hết ngày 26/01/2023 tức ngày mùng 05 Tết), không thực hiện các công tác cắt điện trên lưới, ngoại trừ trường hợp cắt điện để xử lý sự cố. Bên cạnh đó, EVN cũng yêu cầu các đơn vị quan tâm thực hiện các biện pháp việc đảm bảo phòng chống dịch bệnh theo đúng hướng dẫn của Bộ Y tế và các cơ quan chức năng địa phương.