Đến ngày 31/10 có 69 nhà máy điện gió với tổng công suất hơn 3.298 MW kịp vận hành thương mại (COD) toàn bộ hoặc một phần để hưởng giá FIT ưu đãi 8,5 cent một kWh trong 20 năm. Cùng 15 dự án đã COD trước đó, tổng cộng có 84 dự án kịp hưởng giá FIT, với tổng công suất gần 4.000 MW "hoà lưới" vào hệ thống điện.
Nhưng vẫn còn 62 dự án với tổng công suất gần 3.500 MW không kịp về đích, lỡ hẹn giá FIT.
Chạy đua với Covid-19
Khi các hạng mục cơ bản hoàn thành từ cuối tháng 4, ông Hùng, chủ đầu tư dự án điện gió tại Sóc Trăng tin đây sẽ là một trong số dự án được COD sớm nhất. Thực tế có thể đã là vậy, nếu như không có đợt dịch thứ tư bùng phát trên diện rộng tại các tỉnh, thành phía Nam đầu tháng 5.
"Trong kịch bản đưa ra, chúng tôi có 2 tháng để dự phòng, nhưng thời điểm đó dịch bùng mạnh tới mức, cứ mỗi ngày trôi qua tôi mất ăn mất ngủ", ông kể.
Ông cùng các cộng sự chỉ thở phào nhẹ nhõm khi toàn bộ dự án hoàn thành COD vào ngày 30/10, đúng trước một ngày thời hạn chót để nhận được giá FIT ưu đãi trong vòng 20 năm. "Chúng tôi như trút được gánh nặng đeo bám suốt gần nửa năm trời khi cột trụ cuối cùng của dự án thử nghiệm đấu nối, COD thành công", ông kể.
Khác lần chạy đua của các dự án điện mặt trời hồi cuối năm 2019, lần này các nhà đầu tư điện gió còn phải "đua" cùng Covid-19, để kịp mốc vận hành, hưởng ưu đãi về giá.
Không may mắn như dự án của ông Hùng, 62 dự án điện gió khác của các chủ đầu tư chỉ kịp vận hành thương mại một phần hoặc lỡ hẹn toàn bộ với COD trước vạch đích.
"Covid-19 khiến dự án của chúng tôi bị ảnh hưởng tới nửa năm. Ba tháng thiết bị, turbin về nhưng kẹt tại cảng TP HCM, không thể đưa hàng ra do thành phố giãn cách", ông Đặng Mạnh Cường, Tổng giám đốc BB Group chia sẻ.
Cố gắng nhưng chỉ 10% công suất hai dự án điện gió của doanh nghiệp này kịp vận hành thương mại (COD) trước 31/10/2021 để hưởng giá FIT ưu đãi trong 20 năm. 90% còn lại đã hoàn thành nhưng hiện chưa được thử nghiệm do chưa có chính sách tiếp theo cho điện gió.
Tương tự, dự án Sunpro Bến Tre cũng chỉ hoàn thành 75% tiến độ. "Chúng tôi đã cố gắng để vận hành thương mại đến phút cuối cùng nhưng rồi vẫn bất thành. Nếu không có dịch, dự án đã có thể vận hành thương mại đúng hẹn", ông Hoàng Giang, Tổng giám đốc Điện gió Sunpro Bến Tre chia sẻ tại một toạ đàm về phát triển điện gió gần đây.
Một dự án điện gió tại Hướng Hoá, Quảng Trị, tháng 8/2021. Ảnh: Hoàng Táo
Việc chạy đua với thời hạn giá FIT, theo các nhà đầu tư, đã để lại nhiều hệ luỵ cho họ. Ngoài rủi ro về tài chính, họ còn đối diện những hệ luỵ xã hội khác để đưa dự án về gần nhất với vạch đích.
Nhưng ngay cả các dự án đã kịp vận hành, họ cũng đối diện rủi ro khác là cắt giảm công suất phát với các dự án năng lượng tái tạo. Chủ đầu tư một dự án điện gió tại Gia Lai cho hay, dự án của ông kịp COD, nhưng hiện bị cắt giảm công suất khá nhiều, tỷ trọng có thời điểm lên tới 50%.
Khác với các năm trước, việc cắt giảm công suất năm nay không còn do nguyên nhân quá tải lưới điện truyền tải, mà do Covid-19 khiến nhu cầu phụ tải cả nước giảm mạnh. "Covid-19 khiến mọi thứ đảo lộn, đình trệ", một nhà đầu tư than thở.
Theo dữ liệu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, mức tiêu thụ điện quý III cả nước giảm hơn 10,5% so với quý II và ít hơn 4% so với cùng kỳ 2020.
Khu vực phía Nam, nơi loạt tỉnh, thành thực hiện giãn cách xã hội kéo dài trong thời quan qua, mức tiêu thụ điện quý III đạt 268 triệu kWh, giảm 82 triệu kWh (tương đương trên 23,4%) so với quý II và giảm gần 13,6% so với cùng kỳ 2020. Mức tiêu thụ tại khu vực này giảm từ giữa tháng 7, thời điểm thực hiện giãn cách xã hội tại 19 tỉnh, thành phố khu vực này.
Nhu cầu dùng điện giảm vì Covid-19 buộc EVN phải giảm phát nhiều nguồn điện để đảm bảo vận hành an toàn, ổn định hệ thống điện quốc gia.
Về đích rồi chờ
Chia sẻ về thách thức lớn nhất hiện nay với phát triển năng lượng tái tạo ở Việt Nam, bà Vũ Chi Mai, Trưởng hợp phần dự án 4E-EVEF, Chương trình Năng lượng GIZ không ngần ngại nói, là chính sách.
Các chính sách cho năng lượng tái tạo vừa qua đều có thời hạn và chủ đầu tư đều nắm rõ mốc này. Nhưng chính sách tiếp theo cho điện gió, hay điện mặt trời sau "vạch đích" ra sao, lại chưa rõ ràng.
"Chúng ta chưa có định hướng rõ ràng sẽ phát triển theo con đường nào, chính sách tiếp tục hỗ trợ theo cơ chế cũ hay giảm hỗ trợ khi tính toán đến yếu tố công nghệ, giá thành xây lắp giảm đi hoặc có thể chuyển sang một cơ chế hỗ trợ khác như đấu thầu", bà Mai nhìn nhận.
Ông Nguyễn Hoàng Long, Tổng giám đốc Công ty cổ phần Hạ tầng GELEX cũng nhìn nhận, khó khăn với điện gió vừa qua không hẳn là cạnh tranh về giá, mà là chính sách. Các nhà đầu tư vào nguồn năng lượng này đang "hẫng" vì chưa biết chính sách tiếp sau với điện gió sẽ là gì.
"Chúng tôi rất khó khăn trong việc xây dựng kịch bản phát triển, đầu tư tiếp theo, do không kiểm soát được rủi ro. Không rõ được kịch bản đầu tư thì các vấn đề tiếp theo như đàm phán EPC, mua turbin hay đàm phán giải phóng mặt bằng... đều tắc lại", ông Long chia sẻ với VnExpress.
Ông cũng cho rằng, các thời hạn cần đặt ra lộ trình rõ ràng, tránh gây sốc và khiến nhà đầu tư buộc phải chấp nhận rủi ro quá lớn và chỉ hy vọng vào thiện chí của nhà làm chính sách trong trường hợp bất lợi.
"Cần tạo sự quân bình giữa rủi ro và lợi nhuận kỳ vọng cũng như các cơ chế chia sẻ rủi ro giữa nhà đầu tư và nhà nước", ông Long nói.
Đầu giai đoạn đầu tư, biên lợi nhuận kỳ vọng khá lớn, đủ để nhà đầu tư mạo hiểm, chấp nhận rủi ro. Nhưng ở các giai đoạn tiếp theo, có thêm các quy định, ràng buộc, giảm giá điện..., biên lợi nhuận sẽ giảm xuống.
"Đổi lại thì các rủi ro có giảm theo không? Tôi cảm giác hướng tiếp theo của thị trường năng lượng đang có sự tương đồng như BOT giao thông trước đây. Trong đó, sau cuộc đua là giai đoạn trầm lắng, khi cơ chế mới đưa ra các quy định rất chặt chẽ, đẩy rất nhiều rủi ro về nhà đầu tư, trong khi biên lợi nhuận không thay đổi, và thậm chí giảm xuống. Kết quả là nhà đầu tư buộc phải rút lui. Thị trường năng lượng cần hết sức tránh tình huống này", nhà đầu tư này phân tích.
Chia sẻ điều này, ông Nguyễn Văn Vy, Phó chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho rằng, đang thiếu chính sách dài hạn cho phát triển năng lượng tái tạo, nhằm tạo ra môi trường đầu tư ổn định, có thể đoán định được, giảm thiểu rủi ro cho các dự án.
Đến lúc này, các doanh nghiệp vẫn mong Chính phủ, Bộ Công Thương xem xét lùi thời hạn áp dụng giá FIT cho dự án điện gió. Nhiều địa phương trước đó cũng đề xuất gia hạn thêm giá FIT cho điện gió.
Băn khoăn đấu thầu
Theo ông Nguyễn Anh Tuấn, Phó cục trưởng Cục Điện lực & Năng lượng tái tạo, khi quy mô công suất năng lượng tái tạo chiếm 25% tổng công suất hệ thống, cần chuyển sang cơ chế mới cho điện gió, là đấu thầu. Việc này nhằm đáp ứng sự thay đổi nhanh về chi phí đầu tư, lợi ích nhà đầu tư, xã hội. Còn với các dự án đầu tư dở dang, sẽ có cơ chế chuyển tiếp.
Nhận xét cần cơ chế mới cho điện gió, song bà Vũ Chi Mai cho rằng vẫn cần "bước đệm" trước khi Việt Nam chuyển hẳn sang cơ chế đấu thấu. Bà dẫn ví dụ tại Nam Phi, quốc gia có cơ cấu năng lượng, nền kinh tế tương đồng Việt Nam, họ đã phát triển năng lượng tái tạo bằng giá FIT và sau đó chuyển sang đấu thầu.
Để xây dựng lộ trình đấu thầu không đơn giản, như Nam Phi mất 5 năm. Với Việt Nam, việc chuyển sang cơ chế đấu thầu đòi hỏi chuẩn bị về khung pháp lý, sự thay đổi về Luật: Đất Đai, Điện lực.
Trong lúc cơ chế giá mới cho điện gió chưa ngã ngũ, các chủ đầu tư dự án điện gió lỡ hẹn giá FIT vẫn phải tiếp tục chờ. "Không có giá, không rõ cơ chế chúng tôi không làm gì được", chủ dự án điện gió tại Sóc Trăng bày tỏ.
Còn với chủ đầu tư có dự án đã vận hành thương mại thì ước mơ năm mới là "không còn bị cắt giảm công suất".
Anh Minh