Mục tiêu đầy tham vọng về công suất năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030 
Nhu cầu điện của Việt Nam được dự báo sẽ tăng vọt lên 572-632 tỷ kWh vào năm 2030, tương ứng mức tăng với CAGR giai đoạn 2021-2030 khoảng 8% – 8.5%. Mặc dù sản xuất điện của Việt Nam trong nhiều năm qua chủ yếu dựa vào than; thủy điện và khí, việc phát triển năng lượng tái tạo là một chiến lược không thể phủ nhận là rất quan trọng đối với quốc gia trong dài hạn.

Quyết định số 428/QĐ-TTG về Quy hoạch phát triển điện lực điều chỉnh do Thủ tướng ban hành vào tháng 3 năm 2016 đã nêu mục tiêu rằng Năng lượng tái tạo (RE), 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 cho công suất phát điện năng lượng mặt trời đạt 12.000 MW vào năm 2030, tương đương 3.3% tổng sản lượng năng lượng trong năm này, và với CAGR công suất ở mức  30% trong giai đoạn 2020 – 2030.

Về tiềm năng điện mặt trời, Việt Nam có nguồn bức xạ mặt trời dồi dào với chỉ số bức xạ ngang toàn phần trung bình (GHI) từ 1.200-2.000 kWh/m²/năm, tương đối cao trong khu vực Đông Nam Á. Khu vực miền Trung và miền Nam Việt Nam có GHI trung bình 1753 kWh/m²/năm, qua đó 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 trong lĩnh vực năng lượng mặt trời
Tại Việt Nam, các doanh nghiệp nhà nước chi phối sản lượng điện quốc gia; Vietnam Electricity (EVN), PetroVietnam và Vinacomin đóng góp 76,1 % tổng công suất lắp đặt, trong khi BOT và các nhà đầu tư khác chiếm toàn bộ 23,9%, theo Báo cáo thường niên 2017 của Vietnam Electricity. Tuy nhiên, thị trường điện Việt Nam đang trải qua một sự chuyển dịch căn 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 cuối tháng 9 năm 2019, đã có 121 dự án trang trại điện mặt trời được phê duyệt để bổ sung vào quy hoạch điện cấp tỉnh và quốc gia với tổng công suất dự kiến 7200MW đến năm 2030, trong đó 25 dự án đã ký thành công PPA với EVN. Ngoài ra, 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 tạo đủ điện cho tới 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 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 trên 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 các kịch bản thận trọng và từ 8% đến 21% trong các kịch bản lạc quan.

Chính sách hỗ trợ của Chính phủ là một yếu tố triển vọng nổi bật đối với các nhà đầu tư tiềm năng. Gần đây, Quyết định số 11/2017/QĐ-TTG, có hiệu lực từ ngày 01 tháng 6 năm 2017 đến ngày 30 tháng 6 năm 2019, đã ban hành cơ chế ưu đãi cho các dự án đầu tư phát triển điện năng lượng mặt trời.

Theo Quyết định này, mức FIT cố định trong 20 năm và tín dụng đo đếm điện năng ròng đã được xác định ở mức 9.35 USct/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 điện này được xem là khá có lợi cho nhà đầu tư so với giá điện gió (tức 8.5 USct/kWh đối với dự án trên đất liền; 9.8 USct/kWh đối với dự án ngoài biển) và giá bán lẻ điện thương mại (tức 8,1 Usct/kWh). Cơ chế ưu đãi cũng bao gồm các ưu đãi tài khóa như miễn và 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 Việt Nam vẫn đang ở giai đoạn phát triển ban đầu. Các rủi ro về pháp lý và vận hành vẫn là những thách thức điển hình mà nhà đầu tư cần lường trước, chẳng hạn như:

• Các điều khoản PPA được ấn định cố định và không thể đàm phán đối với nhà đầu tư
• Quy trình cấp phép và giải phóng mặt bằng kéo dài và phức tạp, có thể khiến dự án bị chậm tiến độ và không đạt ngày vận hành thương mại theo kế hoạch
• Quá tải đường dây truyền tải: Các đường dây truyền tải chỉ có thể tiếp nhận một phần sản lượng điện, do đó EVN không thể thanh toán toàn bộ lượng điện đã phát hoặc có thể lựa chọn giảm huy động điện năng lượng tái tạo để bảo vệ các đường dây truyền tải

Nhìn chung, bức xạ mặt trời cao và cơ chế hỗ trợ của Chính phủ đối với các khoản đầu tư điện mặt trời đang tạo nền tảng tốt cho sự phát triển của thị trường. Về tình hình hiện tại, nhà đầu tư nước ngoài có thể cân nhắc hợp tác với đối tác trong nước để tận dụng thế mạnh của họ nhằm tạo thuận lợi cho việc xin 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 phù hợp. Sau COD, các nhà phát triển nước ngoài có thể dần cân nhắc tăng tỷ lệ sở hữu cùng với việc thoái vốn của các đối tác địa phương.