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

Băn khoăn với “hơi nóng” điện mặt trời – Góc nhìn của nhà phát triển

Chính phủ kỳ vọng điện mặt trời sẽ ​​trở thành nguồn năng lượng tái tạo chính trong tương lai, với công suất lắp đặt dự kiến ​tăng lên 12.000 MW vào năm 2030, tương ứng 3,3% tổng sản lượng điện của cả nước.

Tiếp tục câu chuyện nóng điện mặt trời thời gian qua, nhiều ý kiến tỏ ra quan ngại về ngân sách quốc gia khi hỗ trợ mức giá mua 9,35 UScent/kWh, đi cùng việc sản xuất và vận hành song song sẽ gây áp lực lên vốn, và những vấn đề liên quan khác.

Chưa kể, việc đầu tư năng lượng sạch không hề đơn giản, tuy nhiên để chạy đua với mức giá ưu đãi, hàng loạt doanh nghiệp cấp tốc triển khai và phát điện trước ngày 30/6/2019 đã để lại nhiều khúc mắc, liệu công tác vận hành có đủ đảm bảo, nguồn vốn triển khai sẽ lấy từ đâu…

Và với chỉ tiêu 12.000MW đến năm 2030 thì phải chăng cuộc đua này sẽ “nóng” như thế nào trong tương lai?

Hạ hồi phân giải từng vấn đề, trước tiên chúng ta đặt câu hỏi “Tại sao phải làm điện mặt trời?”. Vì đó là một xu thế tất yếu, nhiều quốc gia trên thế giới từ lâu đã triển khai, Việt Nam đi sau vì những giới hạn về nguồn vốn, kỹ thuật…

Chúng ta đang thiếu điện trầm trọng

Và đến hôm nay, một lý do quan trọng khác vì Việt Nam đang thiếu điện trầm trọng, đặc biệt khu vực miền Nam, trong khi đó đường tải điện hiện nay đã hoạt động full công suất và việc đáp ứng điện cho thời gian tới là khá thấp. Dự báo, đến năm 2020-2021, tỷ lệ dự phòng điện quốc gia sẽ thiếu hụt trước bối cảnh nhu cầu sinh hoạt, sản xuất ngày càng tăng.

Ý kiến từ một doanh nghiệp trong ngành cho biết, cũng chính do nhu cầu quá lớn trong khi nguồn cung chưa đủ đáp ứng, Chính phủ Việt Nam là một trong số ít quốc gia đang có chính sách hỗ trợ giá cho người tiêu dùng. Bởi hiện nay mức sống của người dân chưa cao, dẫn đến việc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) phải trực tiếp đứng ra mua điện, và bán lại với mức giá phải chăng cho người tiêu dùng. Theo thời gian, khi mức sống người dân cải thiện, giá điện sẽ tăng dần để cân đối hai đầu vào và ra, thực thế giá điện than hay điện khí cũng tăng dần thời quan qua. Hiện giá điện than đang ở mức hơn 7 UScent/kWh, điện khí vào mức hơn 8 UScent/kWh.

Như vậy, khúc mắc áp lực lên ngân sách Nhà nước khi phải hỗ trợ giá mua điện khá cao cho nguồn điện mặt trời là có, nhưng cân đối lại với việc sản xuất, truyền tải điện hiện nay thì tương đương. Điện mặt trời theo đó như một dạng năng lượng thay thế, chúng ta mua điện mặt trời đi cùng việc hạn chế mua các dạng điện hiện hữu; bởi điện than đang có chủ trương giảm sử dụng vì tính ảnh hưởng đến môi trường, điện khí thì đối mặt với nguồn tài nguyên dần cạn kiệt. Hơn nữa, khi mức sống người dân ngày càng cao, Chính phủ cũng sẽ dần tăng giá điện bán ra so với hiện tại.

Không dễ – Góc nhìn từ người trong cuộc

Còn động thái chạy đua với chính sách ưu đãi, ông Nguyễn Hồ Nam – Chủ tịch Bamboo Capital (BCG) – chia sẻ việc đầu tư điện mặt trời không hề đơn giản, nguồn vốn cần lớn do đó việc giá mua đầu ra cao là yếu tố vô cùng quan trọng để doanh nghiệp có thể hoàn vốn, từ đó khuyến khích đầu tư.

Chi tiết về việc triển khai một dự án điện mặt trời, ông Nam nói, trước hết là quỹ đất phải đủ rộng, thứ hai là năng lực tài chính phải đủ đáp ứng, thứ ba liên quan đến năng lực kỹ thuật và cuối cùng, khó khăn nhất chính là nhận được sự đồng thuận từ chính quyền cũng như người dân địa phương (vì việc đầu tư ít nhiều sẽ gây ảnh hưởng đến khu vực nơi phát điện).

Mặc dù hàng chục doanh nghiệp cùng làm, tuy nhiên tính cạnh tranh gần như không tồn tại, vì nhu cầu quá cấp thiết, và số lượng có thể triển khai chưa nhiều. Trong đó, vốn đầu tư là một bài toán đau đầu, khi hiện theo điều khoản trong hợp đồng mẫu triển khai dự án điện mặt trời, chính doanh nghiệp phải có đủ vốn và nếu huy động chỉ được vay từ ngân hàng trong nước. Hơn nữa, hợp đồng mẫu chưa có quy định về những điều khoản thương lượng do đó nhiều nhà đầu tư gặp khó khăn đàm phán về nguồn vốn, ông Nam phân trần.

Theo ước tính hiện số lượng dự án chờ phê duyệt tăng chóng mặt từ hàng chục lên hàng trăm đến từ nhà đầu tư trong và ngoài nước. Tổng công suất ước đạt hơn 12.000 MW, chủ yếu phân bổ tại Ninh Thuận, Bình Thuận, Tây Ninh, Hà Tĩnh với những đặc tính phù hợp về đất đai, lưu lượng ánh nắng mặt trời…

Triển khai cả điện mặt trời nổi 

Riêng BCG, hiện Công ty đang triển khai 3 dự án tại Long An (tổng công suất 120MW) với công suất 120MW, tổng nguồn vốn đầu tư vào khoảng 200 triệu USD, BCG tự có 30% và 70% còn lại huy động từ ngân hàng nội với lãi suất vào khoảng 8,5%. Đáng chú ý, Công ty cũng đang trình Bộ Công Thương dự án triển khai trên mặt hồ – do nguồn quỹ đất không đủ đáp ứng – tại tỉnh Quảng Nam.

“Dự án điện mặt trời triển khai trên mặt hồ thực tế sẽ độn chi phí lên 20% so với việc đầu tư trên mặt đất, tuy nhiên hiệu suất thu về cũng tương ứng cao hơn 10-15%. Hiện, có BCG và một đơn vị trực thuộc EVN bắt đầu lên kế hoạch trình để triển khai lắp ráp các tế bào quang điện trên mặt nổi, và tương lai sẽ có nhiều đơn vị thực hiện vì tình hình hạn hẹp về quỹ đất”, đại diện BCG nói.

Còn 3 dự án tại Long An có dự án công suất 40,6 MW vừa khởi công. Hai dự án còn lại bao gồm 100MW đã hoàn thành thủ tục pháp lỹ dự kiến khởi công vào cuối tháng 11 và dự án 50MW đang trình Bộ Công Thương. Mục tiêu, BCG sẽ xây dựng, vận hành và phát điện trước thời điểm 30/6/2018 nhằm hưởng ưu đãi giá điện được EVN khuyến khích mua lại.

Và như vậy, nguồn thu từ điện mặt trời theo ông Nam sẽ hạch toán vào BCTC BCG ngay trong năm 2019, và sẽ chiếm tỷ trọng lớn đến năm 2020. Nhớ lại ĐHĐCĐ năm nay, BCG chuyển mình tập trung vào 2 mảng là bất động sản (BĐS) và điện mặt trời, mục tiêu tổng doanh thu từ 2 mảng mới này sẽ đạt 60-70% trong năm 2019, con số tại chỉ tiêu lợi nhuận lên đến 80-90% do biên từ BĐS cao. Hiện, BCG đang đầu tư 2 dự án là Malibu tại Hội An – quy hoạch khoảng  676 căn condotel… được Coteccons thi công, dự kiến mở bán vào cuối tháng 11 năm nay và dự án Thảo Điền – giai đoạn 1 triển khai 17 căn biệt thự premium, mục tiêu Công ty đánh vào phân khúc cao cấp tại các tỉnh thành như Nha Trang, Đà Nẵng, Hà Nội…

Trở lại với câu chuyện năng lượng tái tạo, với chỉ tiêu 12.000MW đến năm 2030 theo ông Nam là cũng khá nhỏ, chỉ đạt dưới 10% tổng tiêu thụ điện cả nước hiện nay. Theo đó, dư địa đầu tư năng lượng này còn khá nhiều, đi cùng với những dạng điện khác như gió…

Băn khoăn với hơi nóng điện mặt trời - Góc nhìn từ người trong cuộc - Ảnh 2.

Nguồn: Báo cáo Năng lượng năm 2017.

Trên thực tế, Việt Nam đang chuyển sang các nguồn năng lượng tái tạo để duy trì sản xuất điện mà không làm tăng chi phí sản xuất khi nhu cầu ngày một cao, đi cùng sự cạn kiện của nguồn nguyên liệu hiện có. Trong đó, Chính phủ kỳ vọng điện mặt trời sẽ ​​trở thành nguồn năng lượng tái tạo chính trong tương lai, với công suất lắp đặt tăng từ 6-7MW vào cuối năm 2017 lên 850 MW vào năm 2020, tương ứng 1,6% tổng sản lượng điện của cả nước. Con số này dự kiến ​tăng lên 12.000 MW vào năm 2030, tương ứng 3,3% tổng sản lượng điện của cả nước.

Địa phương muốn gia hạn chính sách điện mặt trời

Sau khi Ninh Thuận được Thủ tướng Chính phủ cho phép kéo dài thời gian hưởng chính sách giá điện mặt trời tới hết năm 2020, các địa phương khác cũng đứng không ngồi yên.

Bình Thuận học theo Ninh Thuận

Ông Nguyễn Ngọc Hai, Chủ tịch UBND tỉnh Bình Thuận đã có văn bản đề nghị Thủ tướng Chính phủ cho phép các dự án điện mặt trời trên địa bàn tỉnh được hưởng chính sách giá điện theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017, về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam đến hết năm 2020, nhằm tháo gỡ khó khăn và tạo điều kiện cho các nhà đầu tư.

Trong thời gian trình Bộ Công thương thẩm định và phê duyệt Đề án “Quy hoạch phát triển điện mặt trời tỉnh Bình Thuận giai đoạn đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2030”, trên địa bàn tỉnh Bình Thuận đã có 90 dự án điện mặt trời, với tổng công suất đăng ký đầu tư là 5.341,06 Mwp; tổng diện tích 6.720,48 ha với tổng vốn đầu tư dự kiến 137.208,85 tỷ đồng. 

Cũng có 23 dự án của 23 nhà đầu tư được UBND tỉnh cấp quyết định chủ trương đầu tư với tổng công suất 1.115,18 MWp, với đăng ký khởi công xây dựng trong năm 2018 và hoàn thành phát điện thương mại trước ngày 30/6/2019.

Theo đánh giá của UBND tỉnh, các dự án này hầu hết khó hoàn thành đóng điện thương mại trước ngày 30/6/2019. Nguyên nhân chính là do nhiều dự án nằm trong khu vực dự trữ quốc gia khoáng sản titan, hiện chưa được Thủ tướng Chính phủ, Bộ Tài nguyên và Môi trường chấp thuận triển khai.  

Bởi vậy, với các dự án điện mặt trời đã được Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo tổ chức họp thẩm định, tỉnh Bình Thuận cũng đề nghị Thủ tướng cho phép Bộ Công Thương xem xét, báo cáo và thực hiện phê duyệt bổ sung các dự án này vào quy hoạch phát triển điện lực tỉnh, kể cả các dự án đang nằm trong vùng khu vực dự trữ quốc gia khoáng sản titan.

Với các dự án đã trình Bộ Công thương, địa phương này cũng đề nghị Bộ tiếp tục thẩm định để báo cáo Thủ tướng và phê duyệt bổ sung Quy hoạch phát triển điện lực với các dự án đáp ứng chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ và các tiêu chí của Bộ Công thương.

Làn sóng xin…

Đề nghị của Bình Thuận được các chuyên gia ngành năng lượng tái tạo cho là xuất phát từ việc Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Nghị quyết số 115/NQ-CP quy định thực hiện một số cơ chế, chính sách đặc thù hỗ trợ tỉnh Ninh Thuận phát triển kinh tế – xã hội, ổn định sản xuất, đời sống nhân dân giai đoạn 2018 – 2023 ban hành ngày 31/8/2018, Thủ tướng Chính phủ đã đồng ý cho địa phương này được hưởng chính sách giá điện theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg đến hết năm 2020 với các dự án điện năng lượng mặt trời và hạ tầng đấu nối công suất thiết kế 2.000 MW đã được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận triển khai. 

Ngay sau khi Nghị quyết 115/CP-NQ được ban hành, nhiều doanh nghiệp và chuyên gia làm năng lượng tái tạo đã e ngại về “làn sóng xin” kéo dài chính sách giá mua điện mặt trời tương đương 9,35 UScent/kWh tại những địa phương đang có sự độ bộ đầu tư về điện mặt trời. 

“Sau đề nghị của tỉnh Bình Thuận, rất có thể Khánh Hoà, Bình Phước cũng đề xuất kéo dài thời gian vào vận hành của dự án điện mặt trời tới hết năm 2020”, là bình luận của các chuyên gia trên diễn đàn của Cộng đồng Năng lượng tái tạo Việt Nam. 

Bình luận trên hoàn toàn có cơ sở, khi tỉnh Khánh Hoà có tới 17 dự án điện mặt trời được đề xuất với quy mô hơn 700 MWp, tỉnh Bình Phước có 22 dự án với gần 2.500 MWp. 

Ở góc độ cả nước, Bộ Công thương vào tháng 9 cũng đã yêu cầu các địa phương rà soát, đánh giá sự phù hợp với quy hoạch và kế hoạch sử dụng đất của 205 dự án điện mặt trời có quy mô tới 16.500 MWp đã đăng ký. Đáng chú ý là 205 dự án này cũng không tính tới số lượng hơn 70 dự án khác có tổng công suất trên 3.000 MWp đã được Bộ Công thương phê duyệt bổ sung vào Quy hoạch Phát triển điện lực với thời điểm vận hành được ước định là trước ngày 30/6/2019.

Ở góc độ triển khai, theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), đến hết tháng 9/2018, EVN đã ký được 35 hợp đồng mua bán điện (PPA) với các nhà đầu tư điện mặt trời bên ngoài EVN, với tổng công suất 2.271 MW.