Một dự án điện năng lượng mặt trời ở Đắk Lắk. Ảnh: H.Q
Chủ đầu tư lớn, bé đều… kêu cứu
Thật khó nghĩ rằng, có ngày, một “ông lớn” như Trungnam Group lại phải “kêu cứu” Chính phủ sau khi bị Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) dừng khai thác phần công suất vì chưa có cơ chế giá của các nhà máy điện mặt trời từ ngày 1/1/2022.
Nhà máy điện mặt trời tại xã Phước Minh, huyện Thuận Nam, tỉnh Ninh Thuận kết hợp với đầu tư Trạm biến áp 500 kV Thuận Nam và các đường dây 500 kV, 220 kV (gọi tắt là Dự án 450 MW) của Trungnam Group là dự án đầu tiên do doanh nghiệp tư nhân đầu tư, xây dựng tại Việt Nam với tổng vốn đầu tư hơn 12.000 tỷ đồng. Tuy vậy, tính đến đầu năm 2022, phần công suất còn lại hơn 172 MW của Dự án chưa được xác định cơ chế giá.
Trungnam Group cho rằng, Dự án 450 MW được quy định ràng buộc nhiều điều kiện cụ thể theo chỉ đạo của Thủ tướng và quyết định chủ trương đầu tư của UBND tỉnh Ninh Thuận như: tự bố trí kinh phí đầu tư toàn bộ công trình hệ thống hạ tầng truyền tải điện quốc gia; hoàn thành xây dựng Trạm biến áp 500 kV Thuận Nam và các đường dây đấu nối đưa vào vận hành đồng bộ trong tháng 11/2020; cho các dự án năng lượng tái tạo khác trong khu vực tham gia đấu nối, giải tỏa công suất.
Dự án đã giúp tiết kiệm cho ngân sách khi dùng nguồn vốn của doanh nghiệp tới khoảng 2.000 tỷ đồng đầu tư toàn bộ hệ thống hạ tầng truyền tải. Hơn nữa, trong quá trình hoạt động, chi phí để vận hành, bảo dưỡng các công trình trên ước tính hơn 20 tỷ đồng/năm.
Chưa kể, Dự án 450 MW chỉ chiếm 8% quy mô truyền tải của doanh nghiệp, phần còn lại là truyền tải hộ các nhà máy điện khác trong khu vực và Nhà máy Nhiệt điện Vân Phong trong tương lai. Trong hơn 1 năm vận hành, chi phí truyền tải thu từ các nhà máy điện tham gia đấu nối, giải tỏa công suất qua hệ thống Trạm 500 kV Thuận Nam do Trungnam Group đầu tư đã lên đến hơn 200 tỷ đồng.
Khi đường dây Vân Phong - Thuận Nam đi vào hoạt động, cùng với việc các dự án năng lượng khác tiếp tục tham gia đấu nối, với khả năng truyền tải của hệ thống TBA 500 kV Thuận Nam lên đến 6.000 MW, chi phí truyền tải dự kiến đạt 2.000 tỷ đồng/năm, tương ứng 40.000 tỷ đồng cho vòng đời 20 năm của Dự án 450 MW.
Tuy nhiên, những ưu đãi áp dụng cho doanh nghiệp thực hiện Dự án 450 MW vẫn giới hạn ở phạm vi tương tự các dự án năng lượng tái tạo khác (những dự án được hưởng lợi ích trên nghĩa vụ và trách nhiệm của chỉ riêng Trungnam Group).
Tại văn bản “kêu cứu”, Trungnam Group cho rằng, việc dừng khai thác hoàn toàn phần công suất hơn 172 MW chưa xác định giá của Dự án theo thông báo của EVN sẽ phá vỡ cam kết của nhà đầu tư đối với các tổ chức tài trợ vốn, gia tăng áp lực trong việc chi trả nợ vay, ảnh hưởng đến uy tín, hình ảnh và hoạt động sản xuất - kinh doanh của doanh nghiệp.
Thực cảnh “cơm chẳng lành, canh chẳng ngọt” về đầu tư, mua bán điện mặt trời cũng xảy ra tại Khánh Hòa. Từ khi hoàn thành dự án, một số doanh nghiệp ở tỉnh này liên tục bị tiết giảm công suất, sản lượng điện (có tháng tiết giảm đến 5 ngày, làm giảm sản lượng điện khoảng 15%), gây khó khăn về tài chính cho các chủ đầu tư.
“Điện mặt trời chỉ là một trong những lĩnh vực đầu tư kết hợp của doanh nghiệp. Khi dịch Covid-19 bùng phát, doanh nghiệp cũng bị ảnh hưởng nặng nề như các doanh nghiệp khác. Do đó, ngành điện lấy lý do ảnh hưởng dịch bệnh để tiết giảm điện đối với các dự án điện mặt trời mái nhà của chúng tôi đã làm cho doanh nghiệp đã khó khăn càng chồng chất khó khăn, đẩy doanh nghiệp đến gần với nguy cơ phá sản và đi ngược với tinh thần của Thủ tướng Chính phủ là các cấp, ngành tìm mọi cách tháo gỡ khó khăn và hỗ trợ doanh nghiệp vượt qua địa dịch”, một chủ đầu tư dự án điện mặt trời tại Khánh Hòa thở dài.
Các doanh nghiệp đầu tư điện mặt trời đã làm đơn kiến nghị gửi Đoàn đại biểu Quốc hội tỉnh Khánh Hòa xem xét chỉ đạo các cơ quan chức năng liên quan hỗ trợ tháo gỡ khó khăn. Các doanh nghiệp đề xuất ngành điện lực rà soát, xem xét lại việc cắt giảm điện đảm bảo các tiêu chí bám sát chính sách khuyến khích của Chính phủ đối với các dự án điện mặt trời mái nhà là mua hết sản lượng, chống lãng phí nguồn lực đầu tư xã hội và trên hết là đảm bảo quyền lợi chính đáng của chủ đầu tư.
Cùng với đó, ngành điện thông báo, cập nhật minh bạch phương pháp và kết quả tính toán công suất, sản lượng điện tiết giảm (kể cả đối với các nhà máy điện truyền thống và năng lượng tái tạo khác) để các chủ đầu tư cùng theo dõi, giám sát, thực hiện, tránh thiệt thòi cho các dự án điện mặt trời mái nhà của các cá nhân, doanh nghiệp nhỏ có nguồn lực tài chính hạn chế.
Các doanh nghiệp cũng đề nghị ngành điện lực kéo dài thời hạn áp dụng hợp đồng mua/bán điện, giá điện theo Quyết định 11/Quyết định 13 cho các dự án điện mặt trời mái nhà để bù đắp cho khoảng thời gian bị tiết giảm công suất và bị ảnh hưởng bởi dịch bệnh Covid-19; có chính sách hỗ trợ để các ngân hàng miễn, giảm lãi suất; kéo dài thời gian trả gốc; có hướng dẫn quy định cụ thể, rõ ràng cho phép các chủ đầu tư được sửa chữa, thay thế, lắp đặt bổ sung các tấm pin quang điện do hỏng hóc trong quá trình vận hành và bù đắp vào phần hiệu suất bị hao hụt, suy giảm, nhưng vẫn đảm bảo dự án không phát trượt công suất đỉnh (AC) đã thỏa thuận...
Theo tìm hiểu, ngày 23/9/2021, Công ty cổ phần Cam Hiệp Phát nhận được văn bản của Công ty cổ phần Điện lực Khánh Hòa (PC Khánh Hòa) về kế hoạch huy động nguồn điện mặt trời mái nhà 4 tháng cuối năm 2021. Theo đó, PC Khánh Hòa đề nghị Công ty cổ phần Cam Hiệp Phát hạn chế phát điện mặt trời mái nhà lên lưới của điện lực với sản lượng điện huy động đối đa trong 4 tháng cuối năm 2021 là 196.371 kWh và phân sản lượng định mức cho từng tháng.
Không đồng tình, Công ty cổ phần Cam Hiệp Phát đề nghị PC Khánh không thực hiện việc tiết giảm sản lượng điện của công ty này với bất cứ lý do gì, khi không có sự đồng ý bằng văn bản của Công ty. Trường hợp không nhận được sự hợp tác từ PC Khánh Hòa trong vấn đề thực hiện đúng các thỏa thuận đã ký trong hợp đồng mua bán điện cho hệ thống điện mặt trời mái nhà ký giữa hai bên, Công ty cổ phần Cam Hiệp Phát sẽ nhanh chóng khởi kiện PC Khánh Hòa ra tòa án, để đòi quyền lợi.
Ai cứu nhà đầu tư?
Một công trình điện mặt trời thường vay tới 80 - 90% vốn ngân hàng. Mỗi MWp điện mặt trời đầu tư vốn khoảng 13 - 14 tỷ đồng. Nếu nắng to thì thu được khoảng 250 triệu đồng, còn mưa thì thu được khoảng 170 triệu đồng. Mức thu này chỉ vừa đủ trả lãi ngân hàng, chứ không có lời.
- Anh Hồng Quân, quản lý một số công trình điện mặt trời ở Tây Nguyên
Anh Hồng Quân, quản lý một số công trình điện mặt trời ở Tây Nguyên cho biết, một số chủ đầu tư đã phá sản sau khi “lỡ” đầu tư vào điện mặt trời tại Tây Nguyên. Tình trạng cắt giảm công suất, huy động công suất (có lúc 100%) liên tục và hầu như quanh năm theo yêu cầu của đơn vị điện lực đã và đang khiến nhiều nhà đầu tư rất mệt mỏi, bế tắc.
“Đa số công trình điện đều vay vốn ngân hàng để đầu tư xây dựng, phải trả lãi hàng tháng và chi phí vận hành, bảo trì thiết bị xuống cấp theo thời gian không hề nhỏ.
Tuy vậy, đơn vị điện lực không có một khuôn khổ chính xác về danh mục hồ sơ pháp lý của các công trình điện lực, cũng chẳng có hướng dẫn nào về việc hoàn thành hồ sơ pháp lý trước khi ký hợp đồng mua bán điện. Và giờ, sau 2 năm kể từ lúc ký hợp đồng, họ lại đòi nhiều loại giấy tờ, chứng nhận, kiểm định bổ sung, như kiểm định khả năng chịu lực, bảo vệ môi trường, cài đặt công cụ cắt giảm công suất..., khiến các nhà đầu tư rất vất vả”, anh Quân ngán ngẩm.
Theo anh Quân, những việc làm trên đáng lẽ phải được đơn vị điện lực hướng dẫn chủ đầu tư từ trước khi ký hợp đồng. “Từ hợp đồng mua bán điện đến các văn bản có liên quan đều do đơn vị điện lực soạn thảo và chủ đầu tư các công trình điện mặt trời chỉ xem và ký kết. Bây giờ, chủ đầu tư rất sợ đơn vị điện lực chấm dứt hợp đồng mua bán, nên cũng chẳng ai dám ý kiến. Đơn vị điện lực chỉ cần đưa ra một số lỗi khách quan là họ đã giữ tiền điện, không thanh toán rồi”, ông Quân chia sẻ.
Ông Trần Tiến Bình, Phó giám đốc Công ty TNHH Thái Hòa (Đắk Lắk) than phiền, các dự án điện mặt trời mà doanh nghiệp này đầu tư thường xuyên bị cắt giảm công suất. “Tính tới, tính lui, đầu tư điện mặt trời không ăn thua, phải gồng lỗ hết tháng này sang tháng khác”, ông Bình lắc đầu và cho biết, Công ty TNHH Thái Hòa phải nghiên cứu, mở rộng đầu tư các ngành nghề khác để vớt vác, bù lỗ.
Khi được hỏi: “Các chủ đầu tư đã có những kiến nghị, đề xuất giải pháp gì?”, anh Quân thở dài: “Giờ ‘lỡ’ đầu tư rồi thì phải hoạt động thôi, chứ pin mặt trời đâu có bán phế liệu được, không sản xuất điện thì cũng không làm gì được. Số pin năng lượng mặt trời khi hết hạn sử dụng, đơn vị điện lực có phương án giải quyết cho chủ đầu tư hay không? Các chủ đầu tư đề xuất đơn vị điện lực cần hạn chế tối đa việc cắt giảm công suất, huy động công suất; tối giản hóa các thủ tục hành chính, giấy tờ không cần thiết...”.
Mới đây, Bộ Công thương đề xuất Chính phủ cho triển khai tiếp để năm 2030 vận hành thương mại gần 2.430 MW điện mặt trời. Kiến nghị này được Bộ Công thương nêu khi giải trình với Thủ tướng một số vấn đề phát triển điện mặt trời tại Dự thảo Quy hoạch điện VIII. Theo số liệu được Bộ tổng hợp, 175 dự án điện mặt trời được phê duyệt, bổ sung quy hoạch, với tổng công suất 15.301 MW. Đến cuối năm 2020, có 131 dự án vận hành, công suất 8.736 MW.
Tại Dự thảo Quy hoạch điện VIII được trình trước đây, trong 10 năm (2021-2030), sẽ giữ nguyên công suất điện mặt trời như hiện tại là 8.736 MW. Số dự án đã có trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh, tổng công suất khoảng 6.200 MW thì giãn tiến độ tới sau năm 2030.
Nhưng cuối tháng 5/2022, Bộ Công thương có văn bản xin ý kiến Chính phủ về hướng xử lý với số dự án điện mặt trời phải giãn tiến độ đến sau năm 2030. Đây là các dự án có trong quy hoạch, đã được chấp thuận đầu tư hoặc có trong quy hoạch nhưng chưa được chấp thuận đầu tư (với công suất khoảng 4.136 MW). Đề nghị này khác với các báo cáo trước đây, nên Thủ tướng yêu cầu Bộ Công thương có quan điểm rõ ràng về đề xuất hướng xử lý.
Ở lần giải trình gửi Thủ tướng đầu tháng 7/2022, Bộ Công thương đề xuất cho triển khai tiếp khoảng 2.428 MW để vận hành thương mại tới năm 2030. Trong đó, các dự án hoặc phần dự án điện mặt trời đã hoàn thành thi công là gần 453 MW (ước tính tổng số tiền đã đầu tư khoảng 11.800 tỷ đồng); các dự án đã quy hoạch, chấp thuận nhà đầu tư nhưng chưa vận hành gần 1.976 MW. Lý do được đưa ra là để “tránh rủi ro pháp lý, khiếu kiện và đền bù cho các nhà đầu tư”.
