Đầu tư điện mặt trời trên mái nhà dân : Lợi ra sao?

Câu hỏi này đã được các chuyên gia, các nhà đầu tư trả lời tại hội thảo “Điện mặt trời – giải pháp sử dụng điện tiết kiệm hiệu quả” do Sở Công thương tỉnh Long An phối hợp cùng các đơn vị tổ chức ngày 11-12.

Tại hội thảo, ông Diệp Bảo Cánh, tổng giám đốc Công ty Mặt Trời Đỏ, cho biết đầu tư điện mặt trời trên mái nhà đem lại hiệu quả kinh tế cho các hộ gia đình ở cả đô thị lẫn nông thôn. 

Theo đó, giá lắp đặt trọn bộ năng lượng mặt trời 3kWp (cho ra sản lượng điện 360kWh/tháng) có giá khoảng 70 triệu đồng. Với những hộ gia đình sử dụng điện trên 800kWh/tháng, mỗi tháng sẽ tiết kiệm gần 1,2 triệu đồng, thu hồi vốn trong vòng 5 năm và tuổi thọ những tấm pin năng lượng mặt trời này kéo dài 25 năm. 

Đối với các nhà máy, xí nghiệp… ông Cánh cho biết những nhà máy có mái nhà trên 10.000m², sử dụng lượng điện lớn hơn 150.000kWh/tháng (khoảng 300 triệu đồng) phù hợp để đầu tư điện mặt trời.

Ông Phạm Minh Tuấn, tổng giám đốc Công ty cổ phần BCG Energy, cho biết với những hộ gia đình có khoảng không từ 20-30m² có thể đầu tư điện mặt trời áp mái với mức đầu tư khoảng 80-100 triệu đồng, hệ thống từ 3-5kWp sẽ cung cấp hơn 50% nhu cầu sử dụng điện cho các hộ gia đình. 

Theo ông Tuấn, thời gian thu hồi vốn trong vòng 5 năm, 20 năm tiếp theo sử dụng điện không mất tiền, thậm chí có thể bán lại sản lượng điện dư thừa cho điện lưới quốc gia. Còn đối với các nhà xưởng, trung tâm thương mại, công sở… ông Tuấn cho biết đầu tư hệ thống điện mặt trời áp mái có công suất lắp đặt trên 15kW sẽ giảm từ 12-16% tổng công suất điện của các nhà máy này. 

Tương tự, ông Phạm Trọng Quý Châu, giám đốc Công ty cổ phần năng lượng TTC, cũng cho rằng mái nhà của các công ty, nhà xưởng, chung cư… có tiềm năng rất lớn để lắp đặt hệ thống điện mặt trời áp mái. Hiện nay, phía công ty này đã triển khai hiệu quả khi thuê không gian trên các mái nhà, lắp đặt hệ thống và bán lại cho các nhà xưởng này sử dụng với giá thấp hơn so với giá bán điện của EVN.

Theo TS Phan Hiếu Hiền, chỉ cần 2 triệu nóc nhà tại VN lắp đặt điện mặt trời áp mái 10kW thì sẽ giảm được 16 triệu tấn than mỗi năm (trị giá 3-4 tỉ USD) trong việc sản xuất điện từ năng lượng hóa thạch. Ngoài ra, trong hoạt động nông nghiệp cũng có tiềm năng ứng dụng điện mặt trời để bảo quản nông sản. Còn GS.TS Nguyễn Ngọc Trân, cũng cho rằng việc người dân đầu tư điện năng lượng mặt trời sẽ tận dụng được nguồn năng lượng sạch, ít tác động đến môi trường với chi phí đầu tư ban đầu thấp, ít bảo trì nhưng có thể sử dụng dài hạn.

Advertisements

Phát triển điện mặt trời còn gặp khó khăn

Điện mặt trời đang nhận được sự quan tâm lớn của Chính phủ cũng như các bộ, ngành và doanh nghiệp với hàng trăm dự án điện mặt trời đang chờ.

Tuy nhiên, cho đến nay, nhiều ý kiến cho rằng, phát triển điện mặt trời còn gặp khó trong quá trình triển khai cũng như còn thiếu những nghiên cứu sâu hơn về những tác động của loại hình năng lượng này. 

* Đua nhau làm điện mặt trời 

Từ tháng 4/2017, Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định 11/2017/QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích điện mặt trời. Quyết định này đã thực sự tạo ra lực đẩy trong đầu tư điện mặt trời với mức giá điện rất hấp dẫn, lên tới 9,35 Uscent/kWh và kéo dài tới 20 năm. 


Tính đến đầu 2017, số dự án điện mặt trời vẫn còn khá ít nhưng chỉ đến tháng 9/2018 đã có 121 dự án đã phê duyệt bổ sung quy hoạch với tổng công suất là trên 9,2 nghìn MW. Còn 211 dự án chưa phê duyệt bổ sung vào quy hoạch với tổng công suất là 16.800 MW. Như vậy, tổng số dự án đang xếp hàng để triển khai là 332 dự án với tổng công suất lên đến hơn 26.000 MW.

Các dự án có thể kể đến mới đây nhất như: nhà máy điện mặt trời TTC Krông Pa tại Gia Lai, dự án điện mặt trời HCG và HTG tại Tây Ninh, nhà máy điện mặt trời đầu tiên tại Phú Yên…Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cũng triển khai các bước quy hoạch và chuẩn bị đầu tư 23 dự án, với tổng công suất khoảng 3.100MW. Theo đó, công ty mẹ EVN đã xác định địa điểm và lập quy hoạch 4 dự án tổng công suất khoảng 575MW và đang nghiên cứu 2 dự án công suất 250 MW. 

TS. Nguyễn Huy Hoạch, Hiệp hội Năng lượng Sạch Việt Nam cho hay, Quy hoạch Điện VII hiệu chỉnh yêu cầu đẩy nhanh tiến độ các dự án nguồn điện sản xuất từ năng lượng tái tạo; trong đó, có năng lượng mặt trời, bao gồm cả nguồn tập trung lắp đặt trên mặt đất và các nguồn riêng lẻ trên mái nhà.

Từ đó, đưa công suất lên 850MW năm 2020 và 4.000 MW vào năm 2025. Như vậy, đến năm 2020, mỗi năm phải xây dựng điện mặt trời với công suất hơn 200MW. Từ năm 2020 đến 2025, mỗi năm phải lắp đặt hơn 600MW và 5 năm tiếp theo mỗi năm phải lắp đặt 1.600MW mới đạt kế hoạch đề ra. 

Theo Quyết định 11/2017/QĐ-TTg, EVN sẽ có trách nhiệm mua toàn bộ điện từ dự án điện mặt trời với giá khoảng 9,35 UScent/kWh, tương đương 2.086 đồng/kWh. Trong khi đó, mức giá điện bình quân hiện nay tầm 1.500-1.700 đồng/kWh, kỳ vọng sẽ giúp nhà đầu tư có lời. Quyết định trên còn đi kèm các ưu đãi khác như thuế, đất đai… Điều kiện thuận lợi cùng với các chính sách hỗ trợ về giá tốt đã tạo đòn bẩy cho các nhà đầu tư tham gia vào điện mặt trời. 

* Khó khăn khi nối lưới 

Rõ ràng, điện mặt trời cùng với điện gió sẽ là xu hướng phát triển trong tương lai của ngành điện Việt Nam và thế giới. Song liệu rằng, phát triển điện mặt trời tại Việt Nam có phải dễ. 

Theo Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, về mặt kỹ thuật, biểu đồ thay đổi phụ tải, sử dụng điện của Việt Nam có mức chênh lệch trong ngày rất lớn. Do vậy, nếu các dự án điện mặt trời được phát triển ồ ạt, biểu đồ phụ tải (theo ngày) trong hệ thống điện sẽ có mức dao động lớn hơn và nhu cầu đầu tư bổ sung công suất của ngành điện sẽ phải tăng lên, gần như tỷ lệ thuận với công suất điện mặt trời được bổ sung. 

Ngoài ra, để đấu nối các dự án điện mặt trời, hay điện gió vào hệ thống quốc gia đòi hỏi phải có các giải pháp kỹ thuật để đổi dòng điện. Một hệ thống điện quốc gia có quá nhiều điểm đấu nối với các dự án điện mặt trời và điện gió, sẽ có nguy cơ bị “loạn” khi xảy ra những thay đổi nhỏ trong hệ thống 

Đại diện Hiệp hội cho rằng, trong một hệ thống điện, nếu tỷ trọng điện mặt trời và điện gió lớn thì tần số của hệ thống sẽ bị thay đổi liên tục, có thể dẫn đến sụp đổ tần số, sụp đổ hệ thống điện. Để đảm bảo ổn định trong cung cấp điện đòi hỏi phải xây dựng thêm rất nhiều các nhà máy phát điện truyền thống để duy trì tần số của hệ thống. 

Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam, việc đấu nối điện mặt trời về cơ bản là tăng chi phí cho đơn vị truyền tải, phân phối: từ chi phí rà soát dòng ngắn mạch, vận hành và lắp các thiết bị bù công suất phản kháng để giảm tổn thất, chỉnh định phối hợp bảo vệ đến chi phí đầu tư tăng cường lưới. 

Ông Đinh Quang Tri, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam bày tỏ, các dự án điện mặt trời tạo ra thách thức cho công tác truyền tải. Bởi, các nhà đầu tư tập trung lắp đặt ở miền Trung (điển hình là Ninh Thuận, Bình Thuận), gây quá tải lưới điện khu vực này. Trong khi đó, hệ thống truyền tải ở đây khá yếu do nhu cầu điện ở miền Trung thấp hơn các vùng khác. 

EVN đề nghị bổ sung quy hoạch làm thêm đường dây, nhưng liên quan đến thủ tục, giải phóng mặt bằng nên không thể làm nhanh để kịp tải điện từ các nhà máy điện mặt trời. Lãnh đạo EVN cũng cho hay, nếu không mua điện mặt trời thì sẽ xảy ra tình trạng thiếu điện. Còn nếu hợp đồng mua bán điện với nhà đầu tư rồi mà không tải hết được sẽ có thể sinh ra mâu thuẫn giữa nhà đầu tư và EVN. 

Theo chia sẻ của ông Lê Văn Lực, Phó cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương), với các chính sách của Chính phủ, Việt Nam đang thu hút các doanh nghiệp đầu tư vào điện mặt trời, điện gió. Song, liên quan đến vùng miền nào, đấu nối thế nào, vẫn chưa được tính toán cụ thể. 

Theo ông Lực, ở những vùng tiềm năng như: Bình Thuận, Ninh Thuận…, đầu tư lên đến hàng nghìn MW, chưa nói đến việc đầu tư mà riêng việc đấu nối và vận hành thế nào để đảm bảo cấp điện an toàn, liên tục và tin cậy, vẫn cần nghiên cứu có khoa học.

Đó là phải xây dựng đường dây, trạm truyền tải 220kV, có những vùng hàng nghìn MW, phải xây trạm 500kV nên việc tính toán phát triển, điều chỉnh quy hoạch để lưới điện có thể kết nối với các nguồn lớn này không hề đơn giản, cần có thời gian.

Bên cạnh đó, tấm pin mặt trời, rác thải từ các nhà máy năng lượng mặt trời sẽ xử lý thế nào hiện cũng chưa có nghiên cứu cụ thể. Rồi các chi phí đó liệu có phải tính vào giá điện và trách nhiệm của nhà đầu tư với việc xử lý hay không. Cùng đó, việc tháo dỡ, xử lý sau dự án thì tích lũy từ đâu hiện vẫn chưa có được những phân tích, đánh giá cụ thể./.

 

Điện mặt trời gặp khó khi nối lưới

Theo nhiều chuyên gia năng lượng, việc các nhà đầu tư đua rót vốn cho điện mặt trời trong vòng một năm qua chưa phải tin tốt cho Việt Nam.
Ồ ạt đầu tư vào điện mặt trời 

Quyết định 11/2017 của Thủ tướng về tăng giá điện mặt trời lên 9,35 cent (khoảng 2.086 đồng) một kWh có hiệu lực từ 1/6/2017 đã mở ra nhiều cơ chế khuyến khích cho các doanh nghiệp đầu tư phát triển năng lượng này. Tuy nhiên, quyết định này chỉ có hiệu lực đến 30/6/2019. Tức là, nhiều khả năng sau 30/6, giá cho điện mặt trời sẽ giảm dần cùng sự yêu cầu về cập nhật công nghệ cao hơn.

Do đó, kể từ đây hình thành một cuộc đua rầm rộ đầu tư cho điện mặt trời, các doanh nghiệp thi nhau công bố dự án để kịp hưởng chính sách ưu đãi giá điện cao.

Dự án mới nhất vừa đưa vào vận hành cuối tuần trước là nhà máy Điện mặt trời Krông Pa (Gia Lai) công suất 49 MW do Tập đoàn Thành Thành Công đầu tư. Tập đoàn này đã thi công nhà máy trong 9 tháng và đây mới chỉ là một trong 20 dự án điện mặt trời họ rót vốn.

Thành Thành Công cũng không phải cái tên duy nhất trong cuộc đổ bộ vốn vào năng lượng tái tạo. Nhiều dự án điện mặt trời đầy tham vọng như Tập đoàn Xuân Cầu đầu tư khoảng 2.000 MW ở Tây Ninh, Công ty Xuân Thiện đầu tư các dự án điện mặt trời tại tỉnh Đắk Lắk với công suất khoảng 3.000 MW… lần lượt được công bố ngay sau ngày quyết định của Thủ tướng có hiệu lực.

Nhờ sự tham gia của khu vực tư nhân, thị trường điện mặt trời gia tăng mạnh, số lượng, quy mô các dự án đã vượt qua quy hoạch ban đầu.

Dữ liệu đến hết tháng 9/2018 của Bộ Công Thương cho biết, 121 dự án được phê duyệt bổ sung vào quy hoạch điện quốc gia và cấp tỉnh với tổng công suất phát điện đến 2020 là 6.100 MW và 2030 là 7.200 MW. Trong số này 25 dự án đã ký hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và 70 dự án thẩm định thiết kế cơ sở. Ngoài ra, còn 221 dự án đang xếp hàng chờ phê duyệt, công suất đăng ký hơn 13.000 MW.

Như vậy, tổng công suất đăng ký đầu tư loại hình này đã lên tới 26.000 MW, chiếm khoảng 60% tổng công suất các nguồn điện cả nước (hơn 47.000 MW). Con số này cũng vượt xa Quy hoạch điện 7 điều chỉnh trong đó định hướng tới 2020 công suất điện mặt trời 850 MW và tăng lên 4.000 MW sau đó 5 năm.

“Đang có sự bùng nổ đầu tư của các dự án điện mặt trời, nhưng không tốt chút nào”, ông Toby Couture, chuyên gia quốc tế đến từ Đức nhận xét như vậy. Chuyên gia năng lượng tái tạo đến từ Tổ chức Hợp tác quốc tế Đức (Giz) cho rằng, cơ quan có thẩm quyền nên đưa ra khuôn khổ dự báo mang tính cân bằng, thay vì để thị trường phát triển quá nóng và sau đó bùng nổ.

Tiềm ẩn nguy cơ

Điện mặt trời cùng với điện gió được đánh giá sẽ là xu hướng phát triển trong tương lai của ngành điện Việt Nam và thế giới. Song liệu rằng, sự phát triển ồ ạt của các dự án điện mặt trời tại Việt Nam có phải là điều đáng mừng?

Theo Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, về mặt kỹ thuật, biểu đồ thay đổi phụ tải, sử dụng điện của Việt Nam có mức chênh lệch trong ngày rất lớn. Do vậy, nếu các dự án điện mặt trời được phát triển ồ ạt, biểu đồ phụ tải (theo ngày) trong hệ thống điện sẽ có mức dao động lớn hơn và nhu cầu đầu tư bổ sung công suất của ngành điện sẽ phải tăng lên, gần như tỷ lệ thuận với công suất điện mặt trời được bổ sung.

Ngoài ra, để đấu nối các dự án điện mặt trời, hay điện gió vào hệ thống quốc gia đòi hỏi phải có các giải pháp kỹ thuật để đổi dòng điện. Một hệ thống điện quốc gia có quá nhiều điểm đấu nối với các dự án điện mặt trời và điện gió, sẽ có nguy cơ bị “loạn” khi xảy ra những thay đổi nhỏ trong hệ thống

Đại diện Hiệp hội cho rằng, trong một hệ thống điện, nếu tỷ trọng điện mặt trời và điện gió lớn thì tần số của hệ thống sẽ bị thay đổi liên tục, có thể dẫn đến sụp đổ tần số, sụp đổ hệ thống điện. Để đảm bảo ổn định trong cung cấp điện đòi hỏi phải xây dựng thêm rất nhiều các nhà máy phát điện truyền thống để duy trì tần số của hệ thống.

Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam, việc đấu nối điện mặt trời về cơ bản là tăng chi phí cho đơn vị truyền tải, phân phối: từ chi phí rà soát dòng ngắn mạch, vận hành và lắp các thiết bị bù công suất phản kháng để giảm tổn thất, chỉnh định phối hợp bảo vệ đến chi phí đầu tư tăng cường lưới.

Ông Đinh Quang Tri, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam bày tỏ, các dự án điện mặt trời tạo ra thách thức cho công tác truyền tải. Bởi, các nhà đầu tư tập trung lắp đặt ở miền Trung (điển hình là Ninh Thuận, Bình Thuận), gây quá tải lưới điện khu vực này. Trong khi đó, hệ thống truyền tải ở đây khá yếu do nhu cầu điện ở miền Trung thấp hơn các vùng khác.

Giải pháp tránh quá tải lưới điện truyền tải, theo ông Tri, Chính phủ nên đẩy mạnh điện mặt trời áp mái, phù hợp với lưới điện hạ thế, không phải đầu tư thêm lưới truyền tải.

Chia sẻ với báo giới, Thứ trưởng Công Thương Đặng Hoàng An cho biết, Bộ này đang chỉ đạo làm lại quy hoạch phát triển điện địa phương và quốc gia; giao lại cho các đơn vị phát triển lưới tháo gỡ những điểm nghẽn hạ tầng lưới điện tại khu vực với mục đích tạo điều kiện cho các dự án được cấp phép đấu nối.

Trong khi đó, Cục Điện lực và năng lượng tái tạo vừa có báo cáo Bộ Công Thương, đề xuất xem xét chủ trương, cơ chế giao chủ đầu tư các dự án xây dựng lưới điện truyền tải trước nhằm giải toả công suất các nhà máy, sau khi xây dựng xong sẽ bàn giao lại cho ngành điện vận hành.

Cần nhân rộng mô hình điện mặt trời áp mái cho hộ gia đình

Việc người dân tự lắp điện mặt trời để dùng còn dư bán lại cho ngành điện đang dần được nhân rộng.

Tốc độ tiêu thụ tăng

Theo đại diện Samtrix Solar – đơn vị hàng đầu Việt Nam về phân phối và phát triển điện mặt trời, việc lắp đặt hệ thống điện mặt trời tới người dân, thống kê từ tháng 5 đến nay có gần 600 khách hàng liên hệ lắp đặt hệ thống điện mặt trời gói gia đình. 

Mô hình lắp đặt điện mặt trời trên mái nhà cho gia đình

Theo đánh giá của công ty, tỉ lệ người dân chọn lắp đặt pin mặt trời trong vòng 5 tháng như vậy là rất cao, trước đây phải mất hơn 3 năm số lượng khách hàng mới đạt mốc hơn 300 hộ.

Không chỉ tại TP.HCM mà còn nhiều khách hàng tại các tỉnh lân cận cũng tìm đến để tư vấn lắp đặt về hệ thống điện mặt trời. 

Từ đầu năm đến nay tại TP.HCM có khoảng 30 hộ gia đình, 3 cơ quan nhà nước gồm UBND quận 4, UBND quận 10, UBND quận 8, 1 doanh nghiệp và 3 quán karaoke chọn lắp đặt sử dụng hệ thống điện mặt trời của công ty.

“Sau khi Bộ Công thương có hướng dẫn tạm thời về cách thức tính toán bù trừ điện năng tiêu thụ, thuế và phát hành hóa đơn cho khách hàng đã thu hút nhiều người lắp hệ thống điện mặt trời. 

Hiện trong vòng 7 ngày sau khi người dân lắp đặt, phía điện lực sẽ đến hỗ trợ thay thế đồng hồ điện hai chiều, nối điện lên lưới… 

Ngoài ra đối với khách hàng lắp đặt trước tháng 6-2019 sẽ được mua lại điện với giá 2.086 đồng/kWh” – đại diện Samtrix Solar cho hay.

Theo báo cáo của EVN, tính đến ngày 31-7-2018, các tổng công ty điện lực và công ty điện lực đã ký thực hiện đấu nối, lắp đặt côngtơ hai chiều, xác nhận chỉ số côngtơ và sản lượng điện năng giao nhận với 748 khách hàng đăng ký bán điện mặt trời trên mái nhà với tổng công suất 11,55 MWp.

Tuy nhiên, EVN vẫn chưa thể ký hợp đồng mua bán điện với các khách hàng do quy định hiện hành về chính sách thuế chưa có quy định riêng với mô hình bù trừ điện năng cho điện mặt trời trên mái nhà.

Về việc phát triển điện mặt trời nối lưới tại các hộ dân, một chuyên gia năng lượng tái tạo tại TP.HCM cho rằng nếu nhiều nhà cùng đầu tư hệ thống điện mặt trời kiểu này, không chỉ góp phần làm giảm được phụ tải cho ngành điện mà còn sẽ giảm đáng kể tiền điện sử dụng tại hộ gia đình, có trường hợp có dư điện để bán lại.

Nhiều giải pháp thúc đẩy năng lượng tái tạo

Theo Bộ Công thương, đầu tư điện mặt trời trên mái nhà là một trong những biện pháp đảm bảo cấp điện trong thời gian tới, đặc biệt cho khu vực có nguy cơ thiếu điện tại miền Nam. 

Điện sản xuất ra được tiêu thụ tại chỗ, vì vậy việc đầu tư hệ thống điện trên mái nhà sẽ giúp giảm gánh nặng đầu tư lưới điện truyền tải. 

Do đó sẽ khuyến khích các khách hàng sử dụng điện (điện sinh hoạt, điện khu công nghiệp, thương mại dịch vụ…) tham gia vào đầu tư cung ứng điện.

Để tháo gỡ khó khăn trong lắp điện mặt trời trên mái nhà, Bộ Công thương cho hay đã phối hợp với Bộ Tài chính, EVN, báo cáo Thủ tướng Chính phủ. 

Văn phòng Chính phủ cũng đã có văn bản thông báo ý kiến của Phó thủ tướng đồng ý cho Bộ Công thương áp dụng trình tự thủ tục rút gọn để xây dựng, ban hành quyết định sửa đổi, bổ sung một số điều quy định về phát triển điện mặt trời trên mái nhà. 

Hiện Bộ Công thương đã gửi dự thảo sửa đổi đến các bộ, ngành xin ý kiến để tập hợp, báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt.

Nhen nhóm cuộc tháo chạy khỏi điện mặt trời và bài học từ Trung Quốc

“Cần bán trang trại điện mặt trời Bình Thuận, 50 Mwp. Giá 220.000 USD/Mwp, đất 50 năm, đã có PPA”. Lời rao ngắn gọn được tung ra trên một diễn đàn về năng lượng tái tạo ở thời điểm nhiều đường dây truyền tải điện đã đầy tải hoặc quá tải ở khu vực này có thể nhen nhóm sự tháo chạy khỏi điện mặt trời.

Bế tắc lưới

Theo thống kê của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (A0) đưa ra ngày 2/11/2018, nếu tính tất cả các dự án đã ký PPA (hợp đồng mua bán điện) và các dự án đang đàm phán PPA, thì tổng công suất điện mặt trời tại Bình Thuận lên tới 749,63 MW. Đáng nói là, Bình Thuận đang xin Thủ tướng Chính phủ cho phép được hưởng cơ chế kéo dài thời gian vận hành thương mại của các dự án điện mặt trời vào năm 2020 như tỉnh Ninh Thuận, thay vì chốt lại trước ngày 30/6/2019.


Theo tính toán của A0, Ninh Thuận hiện có 685,5 MW công suất điện mặt trời đã được ký PPA. Tuy nhiên, nếu tính cả các dự án đang chờ ký PPA tại Ninh Thuận, thì tổng công suất các dự án hiện đã là 1.047,32 MW. Đáng nói là, ngay cả khi các dự án điện mặt trời đã có PPA và đang chờ ký PPA ở Ninh Thuận mới chỉ bằng 1/2 so với con số 2.000 MW được cho phép theo Nghị quyết số 115/NQ – CP, thì các đường dây truyền tải quanh khu vực này đã rơi vào tình trạng đầy tải, quá tải.

Bình luận về thực tế đầy tải, quá tải của một số đường dây truyền tải ở khu vực miền Trung, thành viên Nhat Dinh trên Diễn đàn Năng lượng tái tạo cho hay, mỗi chu kỳ đầu tư, nhà máy điện cần 7 – 10 năm để còn đưa vào quy hoạch và thu xếp lưới tải. Thời điểm tháng 3/2016, khi Quy hoạch điện VII điều chỉnh được công bố, vẫn chưa thấy nhà đầu tư mặt trời, điện gió nào. Nhưng khi giá mua bán điện mặt trời được quyết ở mức tương đương 9,35 UScent/kWh vào tháng 4/2017, đã có sự đổ bộ làm điện mặt trời của rất nhiều nhà đầu tư, dẫn tới tình trạng như hiện tại. 

Chia sẻ thực tế trên, ông Bùi Vạn Thịnh, Tổng giám đốc Công ty cổ phần Phong điện Bình Thuận, Chủ tịch Hiệp hội Phong điện Bình Thuận cho hay, quy hoạch điện luôn phải hài hòa phát triển giữa nguồn và lưới. Trong Quy hoạch Điện VII và VII điều chỉnh, năm 2020 chỉ tính có 850 MW năng lượng tái tạo được huy động và năm 2025 là 4.000 MW. Tuy nhiên đến nay, số dự án điện mặt trời và quy mô được đăng ký triển khai đã vượt xa quy hoạch ban đầu, trong khi lưới không theo kịp. 

“Chuyện này giống như sân Mỹ Đình chỉ chứa được 40.000 người, nhưng người mua vé quá đông, thì có tình trạng cò vé, phe vé, đẩy giá vé lên cao. Nguy hiểm nhất là số vé bán ra đã gấp nhiều lần sức chứa của sân thì mọi người hiểu chuyện gì sẽ xảy ra”, ông Thịnh nhận xét. 

Vỡ mộng

Ông Thịnh cho hay, nếu sản lượng hay công suất dự án bị giảm 10%, mọi tính toán có thể bị đảo lộn. Nay A0 cảnh báo sẽ giảm đều công suất và phương án cao có thể giảm đến 90% công suất, sẽ khiến cho không dự án nào tồn tại nổi. 

Nhìn rộng ra thế giới, bài học điện gió của Trung Quốc được cho là nóng hổi để các nhà đầu tư vào năng lượng tái tạo ở Việt Nam cân nhắc. Hiện tại, tổng công suất lắp điện gió tại Trung quốc cỡ 200 GW, trong khi tại Mỹ chỉ có khoảng 100 GW. Trớ trêu là sản lượng điện gió phát ra hàng năm tại Mỹ lại cao hơn, cho thấy hiệu quả phát điện của điện gió Trung Quốc rất thấp. Điều này có nguyên do là nhiều dự án lắp xong không thể phát điện vì không có lưới – một hậu quả của việc phát triển nóng, thiếu đồng bộ. 

“Đừng để năng lượng tái tạo của Việt Nam đi theo vết xe này”, là cảnh báo thẳng thắn của các chuyên gia dành cho những nhà đầu tư có ý định làm thật và không bán dự án. 

Theo ông Thịnh, giá mua điện mặt trời 9,35 UScent/kWh là khá cao lúc này và khi tính toán mô hình để chọn mức giá, không ai nghĩ giá pannel lại xuống nhanh như vậy. Mức giá có thời hạn này cũng đã tạo nên cuộc đua không cân sức hiện nay và thị trường mua bán dự án trở nên quá nóng. 

Trong khi đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), tuy đóng vai trò là người quản lý sân, chịu trách nhiệm an toàn trên sân, nhưng lại không được quyền bán vé. Cũng không thể trách được EVN bởi càng nhiều năng lượng tái tạo, EVN càng lỗ (giá bán điện bình quân hiện nay mới chỉ tương đương 7,3 UScent/kWh, trong khi giá mua điện gió, điện mặt trời cao hơn nhiều, chưa kể còn phải có chi phí truyền tải, chi phí phân phối). 

Đặc biệt, càng nhiều năng lượng tái tạo, thì lưới điện của hệ thống càng bất ổn và càng cần có nhiều nguồn dự phòng để bù đắp cho các nguồn năng lượng tái tạo khi bị suy giảm đột ngột bởi các yếu tố thời tiết, môi trường bên ngoài.

“Nên tạm dừng cuộc chơi khi biết sức mình có hạn, chờ hết sốt rồi tính tiếp. Ra đường trong lúc kẹt xe thế này là mạo hiểm lớn”, là lời khuyên của ông Thịnh dành cho các nhà đầu tư đang lao về phía mặt trời.

Thanh Hương – Báo Đấu Thầu (online)

https://baodautu.vn/nhen-nhom-cuoc-thao-chay-khoi-dien-mat-troi-va-bai-hoc-tu-cac-nha-dau-tu-trung-quoc-d91575.html

Điện mặt trời : Nhà đầu tư “chậm”, dễ nếm “trái đắng”

Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (A0) vừa công bố tính toán khả năng giải tỏa công suất của các nhà máy điện mặt trời từ các hợp đồng mua bán điện (PPA) đã được ký và đang đàm phán, nhằm tường minh hiện trạng lưới điện hiện có để các nhà đầu tư có thêm thông tin khi tính toán hiệu quả đầu tư. Ông Nguyễn Đức Cường, Giám đốc A0 nói rõ hơn về chủ đề này.

RẤT NHIỀU ĐƯỜNG DÂY QUÁ TẢI

Mục tiêu của việc công bố tính toán này là gì, thưa ông?

Mục tiêu là để minh bạch về thông tin và thực trạng của lưới điện. Hiện có rất nhiều nhà đầu tư điện mặt trời, nhưng lại tập trung vào một số khu vực nhiều nắng, nên có thể gây quá tải lưới. Do các nhà đầu tư đến với khu vực này vào những thời điểm khác nhau, nên không tránh khỏi thắc mắc, tại sao doanh nghiệp khác cũng đầu tư vào điện mặt trời được mà đến lượt tôi thì lại bị quá tải. 

Để minh bạch thông tin và công bằng trong mua bán điện khi thời điểm tháng 6/2019 đã cận kề, A0 đã tính toán và tiến hành công khai kết quả. Từ đây, các nhà đầu tư sẽ hiểu thực trạng, đường dây nào đã đầy tải, quá tải theo các dữ liệu hiện có tại thời điểm này. 

Với công bố này, liệu có tạo ra một cuộc đua mới để hoàn tất các thủ tục  phê duyệt dự án, ký PPA thật nhanh không?

Thực trạng một số đường dây được thống kê đầy tải, quá tải này là do chưa đồng bộ về quy hoạch, chính sách và mong muốn phát triển năng lượng tái tạo, mà cụ thể là điện mặt trời trong thời gian qua, dẫn tới nhiều nhà đầu tư đô xô vào lĩnh vực này.  

Những PPA ký được ở thời gian trước như kiểu xếp hàng mua vé xem bóng đá khi mà số chỗ ở sân chỉ có hạn, xếp hàng trước nên mua được, xếp sau thì bị hết vé. Bởi vậy, để đáp ứng được nguyện vọng làm điện mặt trời của các nhà đầu tư tới sau thì phải nâng cấp lưới. 

Nhưng đầu tư đường dây và trạm biến áp không thể nhanh. Rất nhiều tuyến đường dây truyền tải hiện còn chưa có trong Quy hoạch Phát triển điện (TSĐ) và sẽ cần trải qua các thủ tục, quy trình về đầu tư  với các bước gồm bổ sung quy hoạch – lập dự án – phê duyệt và triển khai với rất nhiều thời gian. 

Trong kết quả tính toán, có nhiều đường dây 500 kV, 220 kV, 110 kV ở khu vực Ninh Thuận và các vùng lân cận đang đầy tải hoặc là quá tải, trong khi đó, địa phương này mới được cho phép kéo dài thời hạn vào vận hành thương mại nhà máy điện mặt trời tới hết năm 2020. Liệu có chuyện, dù có thêm thời gian, nhưng dự án vẫn không thể đàm phán nhằm triển khai xây dựng và đi vào vận hành trước mốc này để hưởng giá bán điện 9,35 UScent/kWh trong thời gian 20 năm không?

Điện mặt trời có cả mặt tích cực lẫn hạn chế trong huy động và vận hành điều độ toàn bộ hệ thống, nhưng chúng tôi nghĩ, có thêm nguồn điện nào, dù là nhỏ cũng rất quý, nhất là trong điều kiện khoảng 2 năm gần đây không có nguồn điện lớn nào được khởi công để bổ sung cho hệ thống. Bởi vậy, chúng tôi rất cố gắng để cân đối, nhưng không dễ với thực trạng lưới truyền tải hiện nay. 

Khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận hiện không có lưới để truyền tải. Cũng có ý kiến cho rằng, nếu quá nhiều nhà máy điện mặt trời ở khu vực này cùng phát lên lưới và khi không đủ lưới để truyền tải hết công suất thì giao cho A0 điều độ, giảm công suất các nhà máy điện mặt trời đến mức phù hợp. 

Tuy nhiên, sau khi tính toán, chúng tôi thấy, khi cần sẽ phải giảm đồng thời các nhà máy điện mặt trời đang cùng được đấu vào lưới quá tải, chứ không thể chỉ giảm một vài nhà máy. Như vậy, tất cả các nhà máy điện mặt trời sẽ đều cùng bị giảm sâu về công suất huy động so với thiết kế. Điều này sẽ làm khó cho nhà đầu tư, bởi họ tính đầu tư là dài hạn cho 20  năm, chi phí bỏ ra ngần này và thu về là chừng kia, trong khi thực tế tổng thể là quá tải và không phát điện được như dự tính.

Nhưng cũng có thể diễn ra tình trạng, nơi được gia hạn thời gian như Ninh Thuận không có lưới để truyền tải, còn nơi khác có thừa lưới để truyền tải lại không được gia hạn, thưa ông?

Đúng là sẽ có tình trạng này xảy ra thật và tôi cho rằng, phải xem xét chi tiết từng nguồn cụ thể. Điều dễ nhận thấy là hiệu quả của dự án điện mặt trời phụ thuộc nhiều vào số liệu bức xạ mặt trời tại địa điểm làm dự án, nói dễ hiểu là mức độ nắng có mạnh và số ngày nắng có nhiều hay không. Ngoài ra, mặt bằng cho dự án cũng là vấn đề quan trọng, nên cũng có thể lý giải tại sao lưới ở khu vực Ninh Thuận và Bình Thuận đang quá tải với sự tập trung dày đặc của các nhà máy điện mặt trời. 

Ngay ở khu vực này cũng có thể xảy ra trường hợp nhà máy tuy đã ký PPA, nhưng bước vào triển khai lại khó khăn, không giải phóng được mặt bằng, tiền huy động không đủ, trong khi có nhà máy khác đang chờ ký PPA lại có mặt bằng sạch và có nguồn vốn sẵn sàng để đẩy nhanh tiến độ về đích sớm. 

KHÔNG THỂ THẤY DÂY GẦN LÀ ĐẤU NỐI DỄ

Người ngoại đạo có thể nghĩ là nếu không nối được vào lưới 110 kV thì chuyển sang nối vào lưới 220 kV, thậm chí lên lưới 500 kV vì đường dây đó đi gần nhà máy điện mặt trời, thưa ông?

Lưới điện các cấp cũng như quân cờ domino, có đấu vào lưới 110 kV thì cũng phải lên lưới 220 kV và 500 kV để truyền tải tới các nơi tiêu thụ. Điện mặt trời tập trung ở miền Trung, nhưng nơi tiêu thụ điện lớn lại ở miền Nam. 

Cũng không thể đấu nối vào các phần dành cho điện gió, bởi vị trí điện gió và điện mặt trời không đồng pha với nhau về mặt vị trí. 

Từ góc độ điều độ hệ thống điện, theo ông có giải pháp nào cho vấn đề quá tải, đầy tải với điện mặt trời ở một số nơi không?

Rất khó, bởi nguồn và lưới đi với nhau, muốn thêm nguồn thì phải có lưới để tải điện đi. Trong TSĐ 7 và TSĐ 7 điều chỉnh khi phê duyệt (tháng 7/2011 và tháng 3/2016) chưa tính tới sự xuất hiện của các nhà máy điện mặt trời cụ thể, mà chỉ mới đưa vào ước lượng tương lai sẽ huy động được mức công suất này từ năng lượng tái tạo. 

Thực tế, làn sóng đầu tư vào làm điện mặt trời cũng chỉ diễn ra dồn dập khi có quyết định cho phép giá mua điện mặt trời tương đương 9,35 UScent/kWh từ tháng 4/2017.  

Dư luận vẫn hiểu rằng, ký được PPA tức là đã phải được xem xét tới phương án giải tỏa hết công suất điện của nhà máy thông qua các đường dây hiện hữu?

Thoả thuận đấu nối là một phụ lục của PPA và thường được đàm phán xong trước khi ký PPA chính thức. Thoả thuận đấu nối nhằm đưa ra phương án để giải tỏa hết công suất và điện năng của cả đời dự án, đánh giá ảnh hưởng của dự án với hệ thống điện hiện hữu, đưa ra biện pháp giảm thiểu ảnh hưởng và cuối cùng là phân định trách nhiệm đầu tư đấu nối. 

Sau khi có thỏa thuận này mới tính được chi phí đầu tư và giá bán điện. 

Ở các dự án điện mặt trời, giá mua đã được công bố là 9,35 UScent/kWh, nên chủ đầu tư không cần đàm phán với bên mua điện và họ có tâm lý cố gắng giảm thiểu chi phí sản xuất điện để tối ưu hóa lợi nhuận của mình. 

Vậy với các dự án điện mặt trời cụ thể, đơn vị nào sẽ ký thỏa thuận đấu nối, thưa ông?

Nếu đấu nối vào cấp điện áp 220 kV trở lên, quyền quản lý thuộc Tổng công ty Truyền tải (EVN NPT) và các công ty truyền tải điện trực thuộc. Nếu đấu nối vào lưới 110 kV trở xuống sẽ do các tổng công ty điện lực các vùng thực hiện và ở đây đang tập trung tại miền Trung (EVN CPC) và miền Nam (EVN SPC). 

Vậy việc đầy tải, quá tải như A0 tính toán mới đây, liệu có tình trạng EVN CPC và EVN SPC, EVN NPT hoạt động độc lập, tự ký trong phạm vi của mình, sau đó lên tới Điều độ gom lại mới phát hiện ra là không khớp nhau? 

Đánh giá tiếp nhận tại điểm đấu nối mới chỉ mang tính cục bộ, chưa phải xét tổng thể toàn hệ thống. Về nguyên tắc, tổng công ty điện lực phải chất vấn tư vấn lập dự án điện mặt trời để trả lời câu hỏi, truyền tải đến cấp điện áp cao hơn, thậm chí đến 500 kV sẽ theo đường nào, có vấn đề gì không và phải thông báo cho EVN NPT, bởi đây là nguyên tắc dòng chảy, nhiều suối thì thành sông. 

Tuy nhiên, có thể do các tổng công ty điện lực địa phương mới chỉ tính trên bản thân lưới điện do mình quản lý với thời gian vào vận hành là năm 2019, nên A0 mới được giao tính toán rà soát lại để có câu trả lời chính xác về mức độ huy động và kết nối (với các nhà máy truyền thống như thủy điện, nhiệt điện than, điện khí thì A0 không phải thực hiện tính toán này, bởi đã được tính trong Tổng sơ đồ điện). 

Thời gian qua, cũng có tâm lý “cứ thỏa thuận, nếu quá tải thì giảm”. Điều này nghe có vẻ hợp lý, nhưng khi đã ký PPA đại trà thì lại có chuyện. Nếu có 1 doanh nghiệp với công suất 200 MW khi quá tải cần giảm huy động 50%, thì doanh nghiệp vẫn còn lại 100 MW, vẫn vui. Nhưng giờ có 10 doanh nghiệp đều cùng ký PPA với công suất lên lưới là 1.000 MW – 2.000 MW, thì khi vẫn lưới đó, mà chỉ huy động được 100 MW, tất cả đều phải giảm tới 90% công suất phát. Như thế, mỗi doanh nghiệp có khi chỉ còn 10 MW. Chắc chắn lúc đó nhà đầu tư không dễ chấp nhận. 

Giờ A0 cần nhất là số liệu chính xác để điều độ được hệ thống, nhất là về tiến độ cụ thể các dự án điện mặt trời, không thể chủ quan đã có PPA là nhà đầu tư sẽ xây dựng nhanh, trong khi thực tế không thể triển khai nhanh do nhiều nguyên nhân. 

Ông có cho là, vẫn có những doanh nghiệp đang hăm hở lao vào làm điện mặt trời và bỏ qua chuyện công bố của A0?

Cũng có thể. Quan điểm của EVN và A0 là công bố nhằm tường minh thực trạng hệ thống điện hiện nay, để các cấp quản lý và các nhà đầu tư cập nhật được thông tin trong quá trình triển khai dự án.

Điện mặt trời nối lưới – Giải pháp tối ưu nhất hiện nay

Hệ thống điện năng lượng mặt trời phổ biến nhất hiện nay là ba hệ thống cơ bản: Hệ thống độc lập Off grid, Hệ thống nối lưới On grid, Hệ thống nối lưới có lưu trữ (Hybrid).

Hệ thống độc lập phù hợp cho những nơi chưa có điện lưới quốc gia tới như đảo xa, vùng sâu, vùng xa, trang trại… Hệ thống này cần có ắc quy lưu trữ để sử dụng ban đêm hoặc những ngày mưa bão không có nắng. Việc lựa chọn ắc quy cần tính toán dựa trên các thiết bị cần sử dụng, thời gian sử dụng các thiết bị đó và tính toán dự phòng dựa trên đặc điểm địa lý của địa phương.

Do có sử dụng ắc quy để lưu trữ cho nên chi phí đầu tư cao tương đương gấp đôi hệ thống nối lưới, vì vậy khách hàng cần cân nhắc lựa chọn các thiết bị tiêu thụ điện năng ít và tính toán vừa đủ nhu cầu sinh hoạt cần thiết.

Hệ thống thứ hai là hệ thống nối lưới (hệ thống On grid)

Đây là hệ thống phổ biết nhất hiện nay trên thế giới chứ không riêng gì Việt Nam.

Vì hầu như trên tất cả vùng miền đều có điện lưới quốc gia cho nên việc lắp đặt hệ thống điện NLMT nối lưới đang là giải pháp tối ưu không chỉ về kỹ thuật, chất lượng điện năng mà còn tối ưu chi phí.

Việc không cần sử dụng ắc quy để lưu trữ sẽ giúp giảm chi phí đầu tư, không gây ô nhiễm môi trường do rác thải ắc quy (axit và chì), đồng thời nâng cao tuổi thọ của hệ thống.

Thiết bị chính của hệ On grid bao gồm hệ thống các tấm pin thu năng lượng (Solar Panel), bộ hoà lưới (Inverter tích hợp thông minh), cáp chuyên dụng và phụ kiện đấu nối, công tơ để đo đếm điện năng theo hai chiều giao nhận.

Trong đó thành phần quan trọng nhất là các tấm pin và bộ hoà lưới. Nhiệm vụ của bộ hoà lưới là vét toàn bộ điện DC do các tấm pin sinh ra dưới tác động của bức xạ mặt trời chuyển đổi thành dòng điện AC cùng tần số, cùng điện áp của điện lưới để cung cấp cho các tải tiêu thụ nếu năng lượng mặt trời sinh ra không đủ thì bộ hoà lưới tự động lấy điện từ lưới điện để bù vào.

Nếu điện mặt trời cấp cho các tải tiêu thụ còn dư thì điện năng sẽ được gởi lên lưới điện, nhà nước sẽ mua lại lượng điện dư này.

Bộ hoà lưới còn có chức năng quan trọng là khi điện lưới cúp nó sẽ tự cô lập hệ thống không cho điện phát ngược ra lưới vì vấn đề an toàn. Đây cũng là vấn đề mà nhiều người sử dụng chưa thấy hoàn toàn thỏa mãn vì khi cúp điện nhà mình cũng mất điện luôn toàn bộ.

Để giải quyết vấn đề này các hãng công nghệ đã phát minh ra bộ hoà lưới Hybrid giúp cho hệ thống vừa được hoà lưới vừa có lưu trữ để dự phòng khi cúp điện. Hệ thống này gọi là hệ thống tương tác lưới. Tuy nhiên, việc lưu trữ như thế nào cho phù hợp với nhu cầu sử dụng cần được cân nhắc giữa yếu tố kỹ thuật, kinh tế.

Ngoài giải pháp trên còn có thể kết hợp hệ thống nối lưới cộng hệ thống độc lập nhỏ sử dụng cho các tải ưu tiên khi cúp điện.

Các tải ưu tiên thường là chiếu sáng bằng đèn LED, quạt DC, nuôi nguồn wifi, nuôi nguồn camera, data center…

Tóm lại tuỳ vào hoàn cảnh, nhu cầu cụ thể mà lựa chọn hệ thống nào cho phù hợp.  Hiện nay trên thế giới hệ thống tối ưu nhất vẫn là hệ thống nối lưới vừa tiết kiệm điện cho gia đình, vừa thân thiện môi trường trong khi tuổi thọ 25 – 30 năm.

Quý khách hàng có nhu cầu tư vấn, lắp đặt hệ thống điện năng lượng mặt trời vui lòng liên hệ hotline 0902.282.138

Website: samtrix.vn

Email: info@samtrix.vn