Nút thắt thứ nhất trong phát triển năng lượng tái tạo

Quy hoạch điện 8 được phê duyệt giữa năm ngoái đã đặt ra mục tiêu năng lượng đầy tham vọng cho Việt Nam: Tăng gấp đôi công suất năng lượng tái tạo hiện nay vào năm 2030. Tuy nhiên mục tiêu này khó có thể đạt được nếu không giải quyết được các nút thắt quan trọng trong ngành điện. Một trong số đó chính là giá điện.

Để hiểu được vấn đề về giá, trước tiên cần xem xét một chuỗi cung ứng điện tái tạo cơ bản hiện nay. Nói chung, các nhà phát triển năng lượng tái tạo sẽ xây dựng các trang trại gió và mặt trời ở những tỉnh giàu tài nguyên năng lượng như Ninh Thuận, Bình Thuận, Phú Yên v.v để sản xuất ra điện sạch. Các nhà máy này hiện không lưu trữ mà bán trực tiếp điện lên lưới cho người mua duy nhất là Tổng Công ty Điện lực Việt Nam EVN.

Điện tái tạo sau đó sẽ hòa cùng với nhiều dòng điện khác như thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, điện khí v.v trên lưới của EVN để phân phối đến tay người tiêu dùng cuối cùng là các doanh nghiệp và hộ gia đình theo mức giá bán lẻ chung, được xác định trước.

Khi tỷ trọng điện tái tạo trong toàn hệ thống tăng lên đồng nghĩa với việc dòng điện mà chúng ta sử dụng cũng “xanh” hơn. Nếu một ai đó muốn biết chính xác điện của mình “xanh” đến mức nào hoặc muốn tiêu thụ điện 100% là năng lượng tái tạo, họ có thể gõ cửa bên bán điện và EVN để có những hợp đồng thỏa thuận riêng, và dĩ nhiên, trả theo một mức giá riêng.

Trong một chuỗi cung ứng điện như vậy, có thể dễ dàng nhìn thấy những vấn đề về giá mà trọng tâm đều liên kết tới khâu mua-bán điện của bên trung gian lớn nhất, EVN.

EVN mua điện với các mức giá khác nhau, nhưng bán ra với cùng một mức giá định trước. Điều này tạo ra một rủi ro lớn khi chi phí giá thành sản xuất kinh doanh điện có thể bị biến đổi nhanh chóng theo từng giờ, từng phút, trong khi mức bán ra lại bị duy trì ổn định trong vòng hằng năm.

Hệ quả là, trong hai năm gần đây, từ 2022-2023, EVN duy trì mức lỗ khổng lồ vào khoảng 26 nghìn tỷ mỗi năm. Lý giải điều này, kiểm toán độc lập Deloitte cho biết “EVN đã phải mua điện với giá cao hơn mức giá bán ra, dẫn đến số lỗ kể trên”.

Cung cấp thêm số liệu, Bộ Công thương, cơ quan quản lý của EVN tiết lộ, doanh nghiệp này đang phải “gánh lỗ” trung bình khoảng 150 đồng cho mỗi kWh bán ra, và con số có thể dao động vào khoảng 80-210 đồng/kWh tùy thời điểm.

Sức khỏe tài chính của EVN không chỉ là nỗi lo của riêng doanh nghiệp mà còn là niềm khắc khoải của các nhà đầu tư năng lượng tái tạo liên quan.

“Khi EVN lỗ chúng tôi rất lo, bởi nó liên quan trực tiếp đến tình trạng tái đầu tư cho lưới truyền tải mới và giải tỏa công suất cho các dự án năng lượng tái tạo. Nếu tình trạng lỗ kéo dài, chúng tôi sẽ bị nợ tiền mua điện”, ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió và Điện mặt trời Bình Thuận, nói với Khoa học & Phát triển hồi tháng 9.

Ông, cũng như nhiều người trong hiệp hội, đều đang sở hữu một vài trang trại điện tái tạo quy mô lớn. Tận dụng ưu đãi lớn của Chính phủ về giá cố định (giá FIT) trong giai đoạn 2019-2021, họ đã đưa Bình Thuận trở thành một trong những trung tâm năng lượng tái tạo lớn nhất Việt Nam. Các nhà đầu tư này thường đi vay ngân hàng để làm dự án và phải trả lãi hàng tháng. Do vậy, bất kỳ một sự chậm trả thanh toán nào từ phía “khách hàng duy nhất” là EVN cũng khiến họ cảm thấy bất an.

Khoảng trống chính sách

Sau một làn sóng ban đầu của các dự án năng lượng tái tạo được thúc đẩy bởi biểu giá cố định thuận lợi, các dự án năng lượng tái tạo hiện tại không còn khả thi về mặt kinh tế nữa. Các dự án luôn phải đối mặt với hai câu hỏi lớn: Họ được bán với khối lượng bao nhiêu và với giá cả thế nào. “Trước đây Việt Nam có một chính sách giá rất rõ ràng về vấn đề này, nhưng nay không còn nữa", ông Bùi Văn Thịnh nhận xét.

Việc mở rộng năng lượng tái tạo ở Việt Nam đã bị đình trệ sau khi các mức giá FIT 2 cho các dự án điện gió kết thúc vào tháng 11/2021. Không có một dự án năng lượng tái tạo mới nào được khởi động trong vòng ba năm gần đây.

Sau giá FIT, Việt Nam vẫn chưa xác định được một cơ chế giá rõ ràng mới cho năng lượng tái tạo. Mặc dù các nhà quản lý muốn chuyển tiếp sang cơ chế đấu thầu, nhưng điều này là thách thức lớn với các dự án bị trễ hẹn với giá FIT 2 hoặc các dự án năng lượng tái tạo mới, bởi khung pháp lý hiện nay còn khá lỏng lẻo và thiếu hướng dẫn đầy đủ để giúp các nhà đầu tư đàm phán tốt nhất với bên mua là EVN.

Các nhà phát triển dự án năng lượng tái tạo hiện nay khó có thể đưa tất cả các chi phí hữu hình và vô hình của lĩnh vực này vào để đạt được mức giá tốt nhất. Chẳng hạn, đa số các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp hiện chỉ có thể đạt được mức giá thỏa thuận mua tạm thời với EVN bằng 50% khung giá trần. Một số dự án đã phát điện lên lưới nhiều năm nhưng chưa nhận được đồng nào vì vướng mắc pháp lý nên không thể thỏa thuận giá. Các nhà đầu tư mới thậm chí còn không biết rằng mình có thể bán với giá bao nhiêu. Tất cả sự bất định này khiến cho hoạt động phát triển năng lượng tái tạo ở Việt Nam tạm thời bị đóng băng.

Ở thời điểm hiện tại, khi điện tái tạo đã trở nên phổ biến và mọi người bắt đầu quen dần với cách điều hành một dự án năng lượng tái tạo thành công, xuất hiện một nghịch lý là việc tìm nguồn tài chính để phát triển dự án mới lại gần như bất khả thi.

“Thực tế là bây giờ khó hơn ngày xưa nhiều. Lập bài toán tài chính bây giờ phức tạp hơn, mà giá điện thì vẫn chưa có mức chính thức nên không có cơ sở để tính toán." ông Nguyễn Hoàng Hưng, Tổng Giám đốc Công ty Solarcom, đơn vị sở hữu Nhà máy điện mặt trời Phong Phú với công suất 42 MWp ở Bình Thuận, chia sẻ.

"Hiện tại, nếu muốn đầu tư, phải dựa vào giá dự đoán, giống như giá dự đoán trên thị trường chứng khoán vậy. Với tình trạng thiếu thông tin về giá điện và đất đai như hiện tại, việc vay vốn gần như không thể. Thậm chí nếu có giá dự kiến, thì ngân hàng cũng không dễ dàng chấp nhận.”, ông nói thêm.

Nhà máy điện mặt trời Phong Phú là một trong những dự án thành công bắt kịp con sóng lớn. Trải dài trên diện tích đất hàng chục hecta với hơn 127,000 tấm quang năng, mỗi năm nhà máy điện này cung cấp khoảng 67 triệu kWh sản lượng điện cho toàn hệ thống. Họ hầu như không bị hạn chế công suất, và chỉ bị điều chỉnh vào những thời điểm nghỉ lễ hoặc những ngày cuối tuần, khi nhu cầu sử dụng điện giảm xuống.

Trên đà thành công này, công ty của ông Nguyễn Hoàng Hưng cũng tính đến việc đầu tư thêm một nhà máy năng lượng mới. Nhưng tất cả vẫn đang lặng yên chờ chính sách giá. Thậm chí, khi được hỏi về việc liệu nhà máy có dự kiến đầu tư vào một hệ thống lưu trữ để “rải” nguồn năng lượng của mình trong suốt 24h hay không, ông Nguyễn Hoàng Hưng nói rằng họ đã có khá nhiều bên cung cấp công nghệ gõ cửa mời chào, nhưng công ty sẽ chỉ cân nhắc tới phương án này nếu như các chính sách về giá bán điện khi có lưu trữ trở nên rõ ràng hơn.

Thay đổi giá đầu ra

Điện là hàng hóa đặc thù và thiết yếu, nên chính sách giá của nó không chỉ liên quan tới bên bán (chủ đầu tư), bên mua (EVN) mà còn cả các mục tiêu kinh tế - xã hội - môi trường của Chính phủ. Tuy nhiên, dưới góc độ tài chính, tất cả đều có thể quy về dòng tiền của EVN.

Điện tái tạo vốn đắt hơn các dạng năng lượng khác. Chừng nào EVN vẫn trong tình trạng gồng mình gánh lỗ, họ sẽ không có nhiều động lực để mua thêm điện tái tạo, dù nó sạch hơn, tốt hơn cho môi trường cũng như cho nền kinh tế. Tập đoàn này đang gặp phải khó khăn lớn khi giá bán điện đầu ra bị cố định ở mức thấp, tựa như một chiếc van chặn đứng dòng chảy. Nếu không gỡ được nút thắt này hoặc tìm được dòng tiền mới, dù có muốn EVN cũng không đủ tài chính để huy động thêm nguồn tái tạo cho tương lai.

Vậy làm sao để thay đổi cơ chế giá bán ra của EVN cho thuận lợi với việc tăng trưởng của năng lượng sạch trong 5 năm tiếp theo? Rất may, vấn đề này đang được thảo luận sôi nổi trong năm nay và đã có những tín hiệu tích cực. Các nhà chuyên gia cho rằng nhà nước cần phải tách bạch hơn giữa hoạt động công ích với hoạt động kinh doanh của giá điện, đồng thời thúc đẩy giá bán lẻ điện phát triển hơn theo hướng thị trường.

Đã có một số chính sách mới ủng hộ cho định hướng này. Chẳng hạn, vào tháng ba, EVN đã được trao quyền tự quyết trong việc điều chỉnh giá bán lẻ điện ba tháng một lần, mỗi lần không quá 5%. Nếu muốn tăng giảm trong khoản 5-10%, EVN cần có sự chấp thuận của Bộ Công Thương, và nếu muốn tăng trên 10%, EVN cần được sự gật đầu của Chính phủ. Trước đây, quyền điều chỉnh giá không linh động như vậy.

EVN cũng đang chuẩn bị thí điểm cơ chế giá hai thành phần (gồm lượng điện năng tiêu thụ và giá công suất) trước khi triển khai diện rộng từ năm 2025. Từ trước tới nay, người tiêu dùng chỉ phải trả phần giá điện năng mà không phải quan tâm đến gánh nặng ở các khâu phụ trợ khác. Cơ chế giá hai thành phần mới sẽ “tính đúng, tính đủ” hơn các chi phí sản xuất vận hành vào giá bán ra, tạo nguồn lực mới cho ngành điện tái đầu tư.

Nói chung, Việt Nam sẽ không thể tránh khỏi viễn cảnh tăng giá bán lẻ điện sau hàng thập kỷ giữ giá ở mức thấp hơn thị trường. Tuy nhiên, như trong một bài viết trên Tia Sáng, TS. Dương Minh Hà, chuyên gia về chuyển dịch năng lượng ở Đông Nam Á nhận xét rằng cuối cùng tăng giá bán lẻ điện vẫn là cần thiết vì nền kinh tế phải gánh một công ty nhà nước quan trọng lỗ quá lớn là một điều không lành mạnh.

Bài viết được thực hiện với sự hỗ trợ của Tổ chức Hợp tác Quốc tế Đức GIZ thông qua Khóa tập huấn “Báo chí với chuyển dịch năng lượng công bằng” tại Ninh Thuận-Bình Thuận vào tháng 9/2024.

______________