Mục tiêu đầy tham vọng về năng lực năng lượng tái tạo cho Việt Nam đến năm 2030 
Dự báo nhu cầu điện của Việt Nam sẽ tăng mạnh lên 572-632 tỷ kWh vào năm 2030, với tốc độ tăng trưởng kép hàng năm (CAGR) giai đoạn 2021-2030 khoảng 81 tỷ - 8,51 tỷ kWh. Mặc dù sản xuất điện của Việt Nam trong nhiều năm qua chủ yếu dựa vào than đá, thủy điện và khí đốt, nhưng phát triển năng lượng tái tạo là một 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.

Kế 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 3,31 tỷ tấn tổng sản lượng năng lượng trong năm đó, và với tốc độ tăng trưởng kép hàng năm (CAGR) là 301 tỷ tấn 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 Việt Nam thông báo, tính đến hết tháng 9 năm 2019, đã có 121 dự án trang trại điện mặt trời được phê duyệt bổ sung vào quy hoạch điện lực cấp tỉnh và quốc gia với tổng công suất dự kiến đạt 7200MW đến năm 2030, trong đó 25 dự án đã ký kết thành công hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN. Bên cạnh đó, 221 dự án với tổng công suất đăng ký 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 cung cấp đủ điện cho đến 200.000 hộ gia đình. Một số dự án lớn khác có thể kể đến là Thanh Hoa 1 (160 MWp) do BS Heidelberg Solar phát triển tại tỉnh Thanh Hoa 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, mức giá điện ưu đãi (FIT) cố định 20 năm và tín dụng đo lường điện năng ròng được xác định ở mức 9,35 ct/kWh, điều chỉnh theo tỷ giá VND/USD và sẽ được áp dụng cho các dự án có ngày vận hành thương mại (COD) đến hết ngày 30 tháng 6 năm 2019. Mức giá này được xem là khá ưu đãi đối với 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.