Kiệt sức vì nợ
Nhiều tháng trời chờ đợi trong vô vọng, chính sách không rõ, định hướng cũng không có... nợ nần ngày càng chồng chất, ông Nguyễn Tuấn Anh, Giám đốc Công ty TNHH xây lắp Tuấn Anh bày tỏ, ông đã trở thành “con nợ” sau phi vụ đầu tư dự án điện mặt trời áp mái (ĐMTAM) tại Sóc Trăng với công suất gần 1MW.
“Tôi đặt mua 8 tỷ đồng tiền tấm quang từ đối tác Trung Quốc, nhưng do Covid-19 khiến cho cả Việt Nam và Trung Quốc cách ly nhiều tháng ròng. Hàng hóa cũng vì đó mà kéo dài ngày giao nhận. Dù chúng tôi đã rất tích cực, chạy đôn, chạy đáo để thuê người làm thêm cả ngày đêm, nhưng vẫn không thắng nổi thời gian”, ông Tuấn Anh buồn bã.
Vị giám đốc cũng cho biết, vốn đầu tư cho dự án khoảng 14 tỷ đồng, song phải vay ngân hàng 12 tỷ đồng. Trung bình hằng tháng phải trả nợ gốc 150 triệu đồng, tiền lãi ngân hàng 100 triệu đồng và chi phí vận hành mỗi tháng vài chục triệu đồng, chưa kể khấu hao thiết bị... Điều này khiến ông rơi từ “Ước mộng đổi đời, xuống vực thẳm”.
Năm ngoái, ông phải vay mượn khắp nơi để trả nợ ngân hàng, ước tính, số tiền phải trả đã lớn hơn 3,5 tỷ đồng kể từ thời điểm chờ cơ chế giá mới. Do đó, ông Tuấn Anh đã quyết định thanh lý thiết bị để trả nợ, bởi không còn lực để rướn thêm nữa.
Nói về lý do đưa ra quyết định này khi đã chờ đợi hàng năm ròng, ông Tuấn Anh lý giải: Với thực tế, ĐMT đang bị cắt giảm nhiều, nếu có đợi cũng không có cơ hội thu hồi vốn như dự tính, thậm chí có thể lỗ nặng hơn...
Trao đổi ý kiến với báo Thời Nay, ông Đào Du Dương, Trưởng đại diện Hiệp hội Năng lượng sạch Việt Nam - Văn phòng đại diện TP Hồ Chí Minh cho biết, hiện Hiệp hội có khoảng 400 doanh nghiệp làm ĐMT. Trong đó, khoảng 30% doanh nghiệp không kịp FIT. Phần lớn họ đã phải bán thiết bị để trả nợ ngân hàng.
Theo ông Dương, tấm quang năng và inverter vẫn có thể bán được với giá rẻ hơn thị trường, còn thiệt hại nhất vẫn là phần khung giá đỡ và công lắp đặt. Với khung giá đỡ, khi đầu tư mất khoảng 3-4 tỷ đồng cho 1MW, nhưng giờ chỉ bán sắt vụn, theo cân. Còn công lắp đặt thì mất trắng 500-600 triệu đồng, chưa kể mất thêm công dỡ ra bán. Ngoài ra, còn mất trắng khoản tiền xây dựng trạm điện hạ thế cả tỷ đồng. “Mỗi một MW ĐMT trễ FIT sẽ mất hơn một nửa vốn đầu tư, chưa kể khoản tiền lãi phải trả ngân hàng”, ông Dương nói và than trách đó là sự lãng phí nguồn lực của xã hội.
Hồi tháng 3/2022, một số doanh nghiệp đầu tư vào ĐMT tại tỉnh Bình Phước, Bà Rịa - Vũng Tàu, Đắk Lắk, Long An, Gia Lai cũng đã gửi thư kiến nghị lên Chính phủ và Bộ Công thương đề nghị sớm ban hành cơ chế phát triển ĐMT và cho dự án đã có trong quy hoạch được tiếp tục triển khai với kế hoạch phát điện trong giai đoạn 2021-2025.
Các nhà đầu tư kiến nghị, tiếp tục thực hiện cơ chế phát triển ĐMT theo giá mua điện đã được Bộ Công thương đề xuất song song với việc hoàn thiện cơ chế và thí điểm việc đấu thầu, cũng như cần sớm ban hành cơ chế mới về ĐMT để khẳng định cam kết của Chính phủ Việt Nam về sự an toàn, nhất quán và ổn định của môi trường đầu tư.
Kịp FIT cũng gặp khó khăn
Dù vậy, những dự án kịp FIT cũng chẳng “sung sướng” gì khi phải cắt giảm mạnh công suất ở những vùng tập trung nhiều nguồn điện. Số liệu công bố từ Trung tâm Ðiều độ hệ thống điện quốc gia (A0) cho thấy, tỷ lệ huy động nguồn đến nay chỉ dao động từ 40-45% công suất lắp đặt. Điều này cho thấy, cơ hội “nhặt tiền” từ dự án này khác xa với tính toán của nhiều nhà đầu tư.
Ông Đinh Tấn Hiệp, Giám đốc Công ty TNHH một thành viên Tây Hiệp Phát cho hay, công ty ông đang đầu tư hệ thống điện mặt trời áp mái có công suất 3 MW tại Gia Lai, với chi phí đầu tư gần 45 tỷ đồng. Theo tính toán, với mỗi MW, bình quân đơn vị sẽ thu về khoảng 200 triệu đồng/tháng tiền bán điện cho EVN, sau khi trừ lãi suất ngân hàng 100 triệu đồng/1 MW đầu tư, số còn lại sử dụng vào chi phí vận hành và trả lãi các khoản vay ngoài.
Song, do bị cắt giảm 50% công suất, nên doanh thu chỉ đủ tiền trả lãi cho ngân hàng, không có chi phí trả cho cho vận hành và các khoản trả lãi huy động vốn bên ngoài, chưa kể chi phí trả một phần tiền gốc cho ngân hàng. Ông Hiệp cho biết, nếu vấn đề này không được xử lý sớm, thì nguy cơ phá sản hoặc sẽ dẫn đến mất trật tự, an toàn xã hội. Tuy nhiên, việc xử lý vấn đề này gần như không thể, khi hiện tổng công suất của các loại điện mặt trời trong hệ thống điện là 16.491 MW, trong đó có 8.736 MW ĐMT trung và 7.755 MW ĐMTAM, chiếm 27,4% tổng công suất đặt của hệ thống điện. So sánh với công suất cực đại (Pmax) năm 2022 là 45.528 MW, thì công suất đặt của ĐMT chiếm tới 36,22%. Tỷ lệ này được đánh giá là cao và gây ra những khó khăn trong vận hành hệ thống điện của những năm gần đây.
Thực tế cho thấy, hệ thống điện phải thay đổi nhiều lần công suất phát của các tổ máy nhiệt điện than và khí trong ngày, hoặc phải ngừng các tổ máy nhiệt điện than và khí khi phụ tải giảm vào các ngày cuối tuần. Điều này dẫn tới tốn kém chi phí do hiệu suất của các nhà máy nhiệt điện giảm hoặc mất chi phí do dừng/khởi động lại các tổ máy.
Hơn nữa, hệ thống điện khó hấp thụ được các nguồn ĐMT với tỷ trọng cao do vẫn chưa có các nguồn điện tích năng, nguồn pin lưu trữ (BESS), các nguồn điện linh hoạt. Đặc biệt, các nguồn ĐMT tập trung chủ yếu tại phía nam, do đó, việc tiết giảm các nguồn ĐMT tại miền trung và miền nam để tránh quá tải các đường dây 500kV là bắt buộc, trong bối cảnh việc xây dựng một đường dây 500kV mất nhiều năm và việc thu hút tư nhân vào đầu tư còn chưa rõ ràng…
Chưa hết, hiện nay, nhà đầu tư ĐMT còn mắc vào “mớ bòng bong” khiến họ phải thốt lên rằng “đang chui vào bẫy” đó là, việc dừng trả tiền mua điện từ đơn vị mua điện (EVN) để bổ sung các giấy tờ như: Giấy đăng ký kinh doanh đối với hộ gia đình, cá nhân bán ĐMTAM có hoạt động bán điện lại cho ngành điện; giấy phép xây dựng cho phần mái làm ĐMTAM; cung cấp hồ sơ về phòng cháy, chữa cháy và bảo vệ môi trường… mỗi địa phương có quy định khác nhau.
Hầu hết các nhà đầu tư ĐMTAM đều đang bị tạm ngừng thanh toán do điện lực các địa phương thực hiện theo chỉ đạo của EVN và Tổng công ty Điện lực miền nam. “Trong quá trình đầu tư hệ thống ĐMTAM, chúng tôi đều liên hệ với công ty điện lực nhưng không nhận được bất cứ một yêu cầu hay cảnh báo nào của ngành điện lực hay cơ quan quản lý về việc phải có các hồ sơ nêu trên. Trên thực tế, điện lực luôn khẳng định, đầy đủ giấy tờ mới được đấu nối. Giờ đấu nối hơn một năm rồi, quay lại đòi giấy tờ, khác nào giăng bẫy nhà đầu tư”, nhiều nhà đầu tư được hỏi đều bày tỏ bức xúc.
Chưa có cơ chế giá mới, tuy nhiên, nhiều DN muốn đấu nối tự dùng, không phát lên lưới hoặc làm ĐMTAM tự dùng nội bộ cũng khó. Theo EVN, do chưa có cơ sở pháp lý rõ ràng quy định về điều kiện, trình tự thủ tục đấu nối, tiêu chuẩn lắp đặt, yêu cầu kỹ thuật đối với hệ thống điện mặt trời áp mái để tự dùng, nên hiện DN không còn cách nào khác là tiếp tục “ngóng” cơ chế. Ông Bùi Quốc Hùng, Phó Cục trưởng Điện lực và năng lượng tái tạo cho biết: “Bộ Công thương đang được Chính phủ giao xây dựng Thông tư quy định về khung giá bán điện cho các loại hình phát điện và cơ chế đấu thầu lựa chọn chủ đầu tư trong các loại hình phát điện. Hiện, thông tư vẫn đang trong quá trình dự thảo”.
Còn ông Tạ Đình Thi, Phó Chủ nhiệm Ủy ban Khoa học, Công nghệ và Môi trường của Quốc hội cho rằng, muốn có cơ chế giá mới chắc phải chờ Quy hoạch Điện VIII được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt. Quy hoạch Điện VIII là căn cứ để thiết kế cơ chế đấu thầu, khung giá mới cho ĐMT.
Chuyên gia năng lượng Phan Công Tiến nêu quan điểm, cần phát triển ĐMTAM cho doanh nghiệp tự sử dụng, bởi mô hình này sẽ giải quyết được bài toán giá điện cho toàn quốc. “Giá điện bán lẻ bình quân hiện nay cao nhất là giá thương mại và thấp nhất là giá điện công nghiệp. Chúng ta vẫn đang có sự bù chéo từ điện thương mại, do điện công nghiệp chiếm khoảng trên dưới 60%. Từ sự bù chéo này, giá điện công nghiệp hiện nay đang thấp hơn giá thành sản xuất điện. Như vậy, nếu điện công nghiệp tăng trưởng hằng năm thì Nhà nước phải phát triển thêm nguồn điện, xây thêm lưới truyền tải, lưới phân phối. Điều đó làm chi phí đầu tư tăng nên phải tăng giá điện bù vào. Nếu các khu công nghiệp có nguồn điện mặt trời tự dùng, sẽ giải quyết được một phần nhu cầu đầu tư, từ đó hạn chế tăng giá điện bán lẻ”, ông Tiến nói.
