Phát triển năng lượng tái tạo đang chững lại

>>> Phát triển năng lượng tái tạo: Cần thêm cơ chế, chính sách

Dự thảo Quy hoạch điện VIII vừa được Bộ Công Thương trình Chính phủ đã có những điều chỉnh đáng kể so với những dự thảo trước đó, thể hiện rõ hơn vai trò và lộ trình phát triển các nguồn năng lượng tái tạo. Điều này đặc biệt có ý nghĩa trong bối cảnh Việt Nam đang phải nhập khẩu than để sản xuất điện, nhất là khủng hoảng năng lượng do ảnh hưởng xung đột Nga-Ukraine khiến giá cả nguyên liệu sản xuất điện tăng lên, đồng thời hiện thực hoá mục tiêu phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050.

Theo Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương), trong giai đoạn 2019 - 2021, sản lượng điện phát từ nguồn điện năng lượng tái tạo từ 5,242 tỷ kWh lên gần 30 tỷ kWh, góp phần giảm lượng điện chạy dầu giá cao. So sánh số liệu nguồn điện dầu thực tế được huy động với dự báo của EVN thì điện chạy dầu đã giảm 2,17 tỷ kWh năm 2019 và giảm 4,2 tỷ kWh năm 2020 (tiết kiệm khoảng 10.850 - 21.000 tỷ đồng).

Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo đánh giá, các nguồn điện năng lượng tái tạo phân tán cung cấp hiệu quả cho phụ tải điện tại chỗ, giảm tổn thất truyền tải, giúp khai thác có hiệu quả các vùng đất khô cằn, hiệu quả sản xuất nông nghiệp thấp; huy động nguồn vốn trực tiếp từ người dân tham gia đầu tư điện mặt trời mái nhà; bổ sung nguồn ngân sách đáng kể cho các địa phương có tiềm năng…

Ông Nguyễn Văn Vy - Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho biết: với sự hỗ trợ của khoa học công nghệ, giá thành các nguồn năng lượng tái tạo đã có tính cạnh tranh hơn. Với nhiều tiềm năng phát triển, những năm qua, công suất lắp đặt điện mặt trời đã vượt mục tiêu vào năm 2030, công suất lắp đặt điện gió đã vượt mục tiêu vào năm 2025.

Tuy nhiên, việc phát triển này đang có dấu hiệu chững lại do một số khó khăn, vướng mắc, nhất là cơ chế giá điện hỗ trợ (FIT) đối với điện gió và điện mặt trời đã hết hạn khiến cho hơn 3.400 MW công suất nguồn điện gió đã xây dựng xong nhưng vẫn chưa được đưa vào vận hành.

Ngoài ra, các dự án năng lượng tái tạo chủ yếu tập trung phát triển tại các tỉnh Bình Thuận, Ninh Thuận - khu vực có tiềm năng lớn dẫn đến quá tải một số đường dây và trạm biến áp 110kV, 220kV. Việc mất đồng bộ giữa phát triển nguồn năng lượng tái tạo đã gây ra các điểm "nghẽn" về truyền tải, phải giảm phát tới 30 - 40%, thậm chí có dự án phải giảm hơn 60% công suất.

Đầu tư các dự án năng lượng tái tạo cần vốn lớn nhưng rủi ro cao do công suất và sản lượng phụ thuộc thời tiết, khí hậu, khả năng thu hồi vốn lâu do suất đầu tư và giá điện cao hơn nguồn năng lượng truyền thống. Vì thế, các tổ chức tài chính, ngân hàng thương mại thường chưa sẵn sàng cho vay các dự án đầu tư năng lượng tái tạo.

Để tạo môi trường đầu tư ổn định đối với nguồn năng lượng tái tạo, Phó Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho rằng, các cơ quan chức năng cần đưa ra các định hướng, chính sách phù hợp như cân bằng công suất - điện năng, xác định khối lượng các dự án điện mặt trời, điện gió và các nguồn năng lượng tái tạo cần xây dựng theo từng vùng, miền để xác định công suất mỗi loại cần đưa vào vận hành trong từng năm của mỗi vùng, miền.

Hiện nay vấn đề được các nhà đầu tư rất quan tâm là cơ chế giá cho các dự án năng lượng  chuyển tiếp. Trong thời gian chờ tính toán khung giá phát điện, đàm phán và ký hợp đồng mua bán điện, đề nghị Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng Chính phủ ban hành giá điện tạm tính, cho phép EVN huy động các nhà máy điện chuyển tiếp và thanh toán tiền điện theo mức giá bán điện tạm tính. Doanh thu bán điện của các dự án sẽ được điều chỉnh lại theo giá bán điện chính thức.

Đối với các dự án năng lượng có quy mô công suất nhỏ (như điện mặt trời mái nhà, điện bãi rác, điện khí sinh học và các dự án có công suất nhỏ khác) cần được áp dụng theo biểu giá điện hỗ trợ (FIT) do cơ quan nhà nước có thẩm quyền ban hành hàng năm đối với mỗi loại công nghệ và tương ứng với các quy mô công suất khác nhau, theo từng vùng khác nhau.