“Sóng gió” từ năng lượng tái tạo

BT- Việc hòa lưới điện của các nhà máy điện mặt trời trước mốc 30/6 vừa rồi khiến hệ thống truyền tải điện hiện hữu, chủ yếu ở địa bàn Tuy Phong bị quá tải, dẫn tới hệ lụy không chỉ cho chính những dự án trong cuộc…

                

Ảnh: Đ.H

Điện gió đã “nổi gió”

Đầu tháng 9 này, Hiệp hội Điện gió Bình Thuận đã có công văn gửi Bộ Công Thương,Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) kiến nghị về tình hình cắt giảm công suất các dự án điện gió tại Bình Thuận và Ninh Thuận, gây trở ngại lớn khiến các chủ đầu tư đứng trước tình cảnh bị lỗ nặng. Theo công văn, giá FIT cho điện gió dù đã được Chính phủ nâng lên 8,5 USCent/ kWh vẫn chưa thực sự mang lại nhiều lợi nhuận cho các nhà đầu tư. Bằng chứng, điện gió Bình Thạnh 1 (30 MW) là dự án điện gió đầu tiên tại Việt Nam, tuy nhiên do không trả được nợ gốc nên đang chịu sự quản lý của ngân hàng. Đã vậy, từ giữa tháng 5/2019 lại bị cắt giảm công suất phát điện nên khó khăn chồng chất khó khăn. Chưa hết, dự án điện gió Phú Lạc 1 (24 MW) cũng nằm chung tình cảnh trên. Dù được quốc tế bình chọn là dự án điện gió tiêu biểu châu Á năm 2017 và là biểu tượng của hợp tác Việt - Đức trong lĩnh vực năng lượng tái tạo nhưng sau 3 năm vận hành mới chỉ có lãi trong năm 2018. Sang năm 2019, từ giữa tháng 5 lại bị cắt giảm công suất phát điện, từ chỗ thu về 350 triệu đồng/ngày, giờ chỉ còn 250 triệu đồng/ngày nên khả năng năm nay sẽ lỗ. Các năm tới cũng sẽ lỗ nặng nếu việc cắt giảm công suất như vừa qua tiếp tục diễn ra.

Nguyên nhân nêu trong công văn là do có quá nhiều dự án điện mặt trời được bổ sung vào quy hoạch và đấu nối vào lưới điện hiện hữu với tổng công suất gấp nhiều lần khả năng mang tải của đường dây tại Bình Thuận và Ninh Thuận dẫn đến việc EVN phải cắt giảm công suất phát các dự án trên lưới để đảm bảo an toàn đường dây là không thể tránh khỏi.

Tuy nhiên, việc cắt giảm đều tất cả các dự án, trong đó có các dự án điện gió đã hoạt động từ nhiều năm nay và các dự án điện mặt trời mới hoạt động gần đây là thiếu công bằng và không phù hợp với hợp đồng mua bán điện (PPA) đã ký. Song song đó, Hiệp hội Điện gió Bình Thuận cũng phân tích rằng, với nhiều chủ đầu tư điện mặt trời, dù đã biết đường dây sẽ quá tải nhưng với mục tiêu đạt được giá FIT 9,35USCent/kWh trong suốt 20 năm theo mốc phát điện trước 30/6/2019 nên đã chấp nhận điều khoản cắt giảm tải trong Phụ lục PPA. Trong khi đó, với các dự án điện gió đã nối lưới tại đây thì việc cắt giảm công suất là hoàn toàn bất ngờ và nằm ngoài kịch bản tính toán của các chủ đầu tư. Vì thực tế, các dự án điện gió đều có công suất nhỏ, không phải là tác nhân gây quá tải đường dây nên trước đó khi ký PPA, các dự án này  không có điều khoản cắt giảm công suất.

Trước tình huống không có điều khoản cắt giảm công suất phát nhưng lại bị cắt giảm tương tự như các dự án điện mặt trời, Hiệp hội Điện gió Bình Thuận thông tin sẽ có những động thái tiếp theo, nếu như việc cắt giảm công suất phát vẫn tiếp tục. Thứ nhất, hiệp hội sẽ gửi đơn kiến nghị và kêu cứu lên Ủy ban Thường vụ Quốc hội và Ban Kinh tế Trung ương, cơ quan định hướng phát triển năng lượng tái tạo.Thứ hai, chuẩn bị tài liệu để khi cần có thể khởi kiện nhằm làm rõ trách nhiệm và khả năng bồi thường thiệt hại. Vì theo quan điểm của hiệp hội, dù có thể sẽ mất mát rất nhiều, nhưng vào thời điểm hiện nay rất cần một phán quyết của luật pháp, điều đó thực sự cần thiết cho các bên liên quan. Hiệp hội nhấn mạnh điều đó, vì trước đây, vào thời điểm nhiều dự án điện mặt trời lũ lượt nối lưới, ngày 26/6/2019 Hiệp hội Điện gió Bình Thuận đã có đơn kiến nghị gửi Bộ Công Thương và EVN về việc không cắt giảm công suất phát các dự án điện gió trên địa bàn. Tuy nhiên, sau đó việc cắt giảm công suất các dự án điện gió vẫn diễn ra trong tất cả các ngày và tỷ lệ cắt giảm có xu hướng ngày càng cao hơn, nhiều thời điểm lên đến 80%.

 Điện mặt trời  cũng “chói chang”

Trong khi Hiệp hội Điện gió Bình Thuận có động thái trên thì các chủ đầu tư Nhà máy điện mặt trời trên địa bàn huyện Tuy Phong cũng đang loay hoay tính toán, cơ cấu lại nợ nần khi lỗ đang chồng lỗ. Thường bất cứ dự án nào cũng cần một khoảng thời gian để đạt điểm hòa vốn, với các nhà máy điện mặt trời từ 50 MW đổ lại có tổng vốn đầu tư từ 1.000 - 2.000 tỷ đồng ở đây thì cũng phải mất 6 - 10 năm để hòa vốn, tùy dự án sau khi tính toán trả nợ ngân hàng cũng như chi phí vận hành nhà máy. Nhưng đó là ở tình huống thuận lợi, tức nhà máy được phát điện với công suất cao từ 80% trở lên. Trên địa bàn huyện Tuy Phong, có rất ít nhà máy điện mặt trời đạt gần với kế hoạch dự kiến ban đầu, vì đã tự tính toán trước việc kết nối cũng như có cả sự may mắn khi nối lưới bán điện trên đường dây ít bị quá tải. Nhà máy điện mặt trời Solarcom là một ví dụ. Với sản lượng điện bán được 6 triệu kWh/tháng, doanh thu của nhà máy thu về đạt trung bình 12,5 tỷ đồng. Mỗi tháng trả nợ gốc 6 tỷ đồng, lãi 6,5 tỷ đồng trên dư nợ 700 tỷ đồng cùng 0,5 tỷ đồng chi phí vận hành nhà máy, hiện tại nhà máy trên đang lỗ 500 triệu đồng/tháng. Đó là chưa kể mức chi cổ tức cho cổ đông với 30% vốn chủ sở hữu tương đương 300 tỷ đồng và tối thiểu cổ tức 30 tỷ đồng/năm. Một nhà máy được bán điện với công suất bảo đảm về sản lượng theo như dự kiến nhưng lúc ban đầu này, do thu đang nhỏ hơn chi do lãi vay ngân hàng đang cao, vì dư nợ gốc đang lớn nên hạch toán ra vẫn lỗ.

Vì vậy, với các nhà máy điện mặt trời nằm trong tình cảnh bị cắt giảm hơn 50% công suất thì tình hình tài chính phải dùng từ bi đát mới chính xác. Nhiều nhà máy có tiền bán điện thu về không đủ trả tiền vay ngân hàng theo tháng. Một nhà máy mới vận hành được 2 tháng, nhưng công ty đã nhóm họp hội đồng thành viên thường niên lần 1/2019 để tính toán các khoản lỗ. Theo đó, công ty này vay ngân hàng 800 tỷ đồng để xây dựng nhà máy điện mặt trời có công suất hơn 45MW, tạo ra sản lượng điện 85 triệu kWh/năm. Tính ra, mỗi tháng phát được 7 triệu kWh điện nhưng thực tế, vì bị cắt giảm nên chỉ bán được con số chiếm 20 - 30% lượng điện tháng, tức thu về được chỉ 7 tỷ đồng/ tháng. Trong khi đó, hàng tháng phải trả tiền gốc và lãi cho ngân hàng với tổng là 12,7 tỷ đồng, vì vậy tháng nào nhà máy cũng hụt tiền trả ngân hàng gần 6 tỷ đồng. Đó là chưa tính chi phí vận hành nhà máy bình quân 0,5 tỷ đồng nữa… Để cầm cự, công ty A. đã điều đình với ngân hàng bằng cách cơ cấu lại khoản nợ như kéo dài thời gian hơn để hạ số tiền gốc sẽ trả cũng như đề nghị thời gian đầu chỉ trả lãi mà không trả gốc. Đó là cách chung mà các nhà máy điện mặt trời ở đây đang tự cứu vãn tình hình riêng cho mình. Đồng thời đó, cũng mong ngóng 2 sự kiện quyết định giúp thoát khỏi tình cảnh trên. Đó là giải pháp tình thế, EVN thay tiết diện đường dây 110kV hiện hữu trên địa bàn Tuy Phong từ 185 lên 300 mm2, tăng được phần nào công suất phát cũng có nghĩa các chủ đầu tư dễ thở hơn một chút trong trả nợ ngân hàng. Và giải pháp lâu dài quyết định là xây dựng đường dây 110kV mạch 2 song song với đường dây cũ sẽ giúp các nhà máy này giải tỏa công suất phát 100%. Nhưng như chim sợ cành cong, hầu như các chủ đầu tư đều lo ngại chuyện không thể thi công đường dây này xong trong năm 2020, vì ngại vướng đền bù... Ngộ nhỡ, kéo dài sang năm 2021 thì sao? Một số chủ đầu tư cho biết có lẽ sức chịu đựng sẽ không còn, vì trong các dự án điện mặt trời ở đây, không phải dự án nào cũng có phụ lục cắt giảm công suất như Hiệp hội Điện gió Bình Thuận nói.

  Bích Nghị