Mục tiêu đầy tham vọng về năng lực năng lượng tái tạo cho Việt Nam đến năm 2030 
Nhu cầu điện của Việt Nam dự kiến sẽ tăng vọt lên 572-632 tỷ kWh vào năm 2030, tăng với CAGR 2021-2030 khoảng 8% – 8,5%. Mặc dù sản xuất điện của Việt Nam chủ yếu là than; thủy điện và khí đốt trong nhiều năm, nhưng phát triển năng lượng tái tạo là chiến lược quan trọng không thể phủ nhận đối với đất nước trong dài hạn.

Quyết định số 428/QĐ-TTG về Quy hoạch phát triển điện lực điều chỉnh của Thủ tướng Chính phủ ban hành tháng 3 năm 2016 đã nêu mục tiêu Năng lượng tái tạo (NLTT) bao gồm thủy điện nhỏ, điện gió, điện mặt trời và điện sinh khối sẽ chiếm 10,7% tổng sản lượng điện vào năm 2030.

Quy hoạch này cũng đặt ra mục tiêu cụ thể về công suất phát điện năng lượng mặt trời đạt 12.000 MW vào năm 2030, tương đương với tổng sản lượng điện sản xuất trong năm nay là 3,3%, tốc độ tăng trưởng kép hàng năm (CAGR) về công suất là 30% trong giai đoạn 2020 – 2030.

Về tiềm năng điện mặt trời, Việt Nam có nguồn tài nguyên năng lượng mặt trời dồi dào với mức bức xạ ngang toàn cầu (GHI) trung bình là 1.200-2.000 kWh/m2.²/năm, tương đối cao ở khu vực Đông Nam Á. Miền Trung và Nam Việt Nam với GHI trung bình là 1753 kWh/m²/năm, mang lại nhiều cơ hội đầu tư khả thi hơn cho các dự án phát triển năng lượng mặt trời.

Đầu tư nước ngoài mới nổi vào năng lượng mặt trời
Tại Việt Nam, các công ty nhà nước thống trị sản lượng điện quốc gia; Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam đóng góp 76,1 % tổng công suất lắp đặt, trong khi đó, BOT và các nhà đầu tư khác chiếm toàn bộ 23,9%, theo Báo cáo thường niên Điện lực Việt Nam 2017. Tuy nhiên, thị trường điện Việt Nam đang có sự thay đổi cơ bản theo hướng tăng cường sự tham gia của khu vực tư nhân vào sản xuất năng lượng tái tạo. Cùng với xu hướng đó, phát triển năng lượng mặt trời đã nổi lên như một thị trường hấp dẫn đối với các nhà đầu tư nước ngoài.

Bộ Công Thương (MOIT) Việt Nam cho biết, tính đến hết tháng 9/2019, đã có 121 dự án điện mặt trời được phê duyệt bổ sung vào quy hoạch điện lực tỉnh và quốc gia với tổng công suất dự kiến đến năm 2030 là 7.200 MW, trong đó có 25 dự án đã ký PPA thành công với EVN. Bên cạnh đó, còn 221 dự án với tổng công suất đăng ký là 13.000 MW đang chờ phê duyệt.

Dự án đầu tư nước ngoài lớn nhất hiện nay là liên doanh giữa Sunseap International (Singapore) và InfraCo Asia tại tỉnh Ninh Thuận, với công suất 168 MWp và dự kiến sẽ tạo ra đủ điện cho 200.000 hộ gia đình. Các dự án lớn khác, có thể kể đến là Thanh Hóa 1 (160 MWp) do BS Heidelberg Solar phát triển tại tỉnh Thanh Hóa và dự án Fujiwara tại tỉnh Bình Định (50 MW).

Theo phân tích của GIZ năm 2016, các nhà đầu tư có thể kỳ vọng IRR vốn chủ sở hữu (trước thuế) của các dự án năng lượng mặt trời tại Việt Nam dao động từ 5% đến gần 18% trong kịch bản thận trọng và từ 8% đến 21% trong kịch bản lạc quan.

Chính sách hỗ trợ của Chính phủ là một trong những yếu tố nổi bật thu hút các nhà đầu tư tiềm năng. Mới đây, Quyết định số 11/2017/QĐ-TTG có hiệu lực từ ngày 01/06/2017 đến ngày 30/06/2019 đã ban hành cơ chế ưu đãi đầu tư vào các dự án phát triển điện mặt trời.

Theo Quyết định, giá FIT cố định trong 20 năm và tín dụng đo đếm ròng được xác định ở mức 9,35 USct/kWh, điều chỉnh theo tỷ giá VND/USD và áp dụng cho các dự án có ngày vận hành thương mại (COD) đến hết ngày 30/6/2019. Mức giá này được đánh giá là khá có lợi cho nhà đầu tư so với giá điện gió. (tức là 8,5 USct/kWh cho các dự án trong đất liền; 9,8 USct/kWh cho các dự án trên biển) và giá bán lẻ điện thương mại (tức là 8,1 Usct/kWh). Cơ chế ưu đãi cũng bao gồm các ưu đãi về tài chính như miễn giảm thuế thu nhập doanh nghiệp (CIT), miễn thuế nhập khẩu đối với hàng hóa nhập khẩu làm tài sản cố định và ưu đãi về đất đai.

Tuy nhiên, thị trường điện mặt trời tại Việt Nam vẫn đang trong giai đoạn đầu phát triển. Rủi ro về mặt pháp lý và vận hành vẫn là những thách thức điển hình mà các nhà đầu tư cần lường trước, cụ thể:

• Các điều khoản PPA là cố định và không thể thương lượng đối với các nhà đầu tư
• Các quy trình cấp phép và giải phóng mặt bằng kéo dài và phức tạp, có thể gây ra nguy cơ chậm tiến độ dự án và bỏ lỡ ngày vận hành thương mại theo kế hoạch.
• Quá tải đường dây truyền tải: Đường dây truyền tải chỉ có thể tiêu thụ một phần sản lượng điện nên EVN không thể trả tiền cho toàn bộ năng lượng được sản xuất hoặc chọn cách cắt giảm sản lượng điện từ RE để bảo toàn đường dây truyền tải.

Nhìn chung, bức xạ mặt trời cao và cơ chế hỗ trợ của chính phủ cho đầu tư điện mặt trời đang tạo ra nền tảng tốt cho sự phát triển của thị trường. Về tình hình hiện tại, các nhà đầu tư nước ngoài có thể cân nhắc khả năng hợp tác với các đối tác trong nước để tận dụng thế mạnh của họ nhằm tạo điều kiện thuận lợi cho giấy phép hoạt động và các vấn đề liên quan, trong khi đó, họ có thể tập trung vào việc cung cấp công nghệ tiên tiến và nguồn vốn đầy đủ. Sau COD, các nhà phát triển nước ngoài có thể dần cân nhắc việc tăng tỷ lệ nắm giữ cùng với việc thoái vốn của các đối tác trong nước.

PHỤ LỤC

1. Các mô hình áp dụng trong năng lượng mặt trời Việt Nam

Các dự án điện mặt trời tại Việt Nam có thể chia thành 3 loại mô hình hoạt động

Bảng 1. Tổng quan các mô hình áp dụng trong năng lượng mặt trời tại Việt Nam

2. Chương trình thuế quan mới (bản nháp)

Theo Dự thảo Quyết định do Bộ Công Thương công bố ngày 22/02/2019, một biểu giá điện mới áp dụng cho các dự án có ngày vận hành thương mại sau ngày 30/06/2019 đã được đề xuất, dao động từ 6,67 USct/kWh đến 10,87 USct/kWh, tùy thuộc vào loại hình và địa điểm của dự án.

Bảng 2. Chương trình FIT năng lượng mặt trời mới (USct/kWh)