Đề xuất điện mặt trời một giá : không phù hợp

Áp dụng giá chung cho điện mặt trời sẽ khiến các dự án tập trung tại một vùng, gây quá tải cục bộ và không giải quyết được bài toán thiếu điện.

Ngay sau khi Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng Chính phủ dự thảo quyết định về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam với một giá điện áp dụng toàn quốc, thay vì phương án chia 2 hoặc 4 vùng như trước, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) đã có văn bản bày tỏ quan điểm không đồng tình.

1.600 đồng/KWh: Giá quá thấp

Theo tờ trình của Bộ Công Thương, biểu giá mua điện của các dự án điện mặt trời nối lưới tại điểm giao nhận điện được quy định như sau: dự án điện mặt trời mặt đất có giá 1.620 đồng/KWh, tương đương 7,09 cent/KWh; điện mặt trời nổi 1.758 đồng/KWh, tương đương 7,69 cent/KWh và điện mặt trời áp mái 2.156 đồng/KWh, tương đương 9,35 cent/KWh. Trong khi đó, theo phương án chia 4 vùng được đề xuất trước đây, giá điện mặt trời mặt đất cao nhất có thể lên 2.100 đồng/KWh, điện mặt trời nổi cao nhất 2.280 đồng/KWh. Chỉ riêng giá điện mặt trời áp mái được giữ nguyên mức 2.156 đồng/KWh như tại dự thảo cũ.

Theo các chuyên gia và nhà đầu tư điện mặt trời, mức giá đề xuất tại dự thảo của Bộ Công Thương chưa đủ hấp dẫn nhà đầu tư ngay cả khi làm dự án tại khu vực có lợi thế về nắng, đất đai. “Giá này quá thấp nếu đầu tư tại khu vực 1, tức vùng không có điều kiện thuận lợi, nhất là khu vực Bắc miền Trung và miền Bắc. Mặt khác, nên chia giá theo từng giai đoạn, không nên áp giá cho cả vòng đời dự án. Chẳng hạn, có thể chia dự án thành 3 giai đoạn với mức giá khác nhau: giai đoạn đầu 9-10 cent/KWh, giai đoạn giữa khoảng 7 cent/KWh và giai đoạn cuối đưa giá về 4-5 cent/KWh” – một chủ đầu tư nhiều dự án điện mặt trời nêu quan điểm.

Ngành điện thừa nhận một trong những giải pháp để giải bài toán thiếu điện trong tương lai gần là sớm hoàn thiện cơ chế thu hút đầu tư vào năng lượng tái tạo với con số cần lên tới hàng chục ngàn MW, trong đó chủ yếu là điện mặt trời. Tuy nhiên, để thu hút được thì nút thắt lớn cần giải quyết là giá. Đã mất quá nhiều thời gian vẫn chưa thể chốt được phương án giá cho điện mặt trời, trong khi điện gió đã có mức giá khá ưu đãi là 1.928 đồng/KWh. Nếu giá cho điện mặt trời chỉ hơn 1.600 đồng/KWh như tại dự thảo thì nhà đầu tư phải tính toán rất kỹ về mặt hiệu quả, dẫn đến giảm sức hút. Hậu quả là sẽ rất lãng phí dư địa phát triển điện tái tạo bởi tỉ lệ điện mặt trời mới chỉ chiếm 2% sản lượng toàn hệ thống.

Nguy cơ quá tải hệ thống

Trong văn bản kiến nghị của mình, VEA cho rằng cần thực hiện giá mua điện mặt trời nối lưới theo nhiều vùng thay giá mua điện chung cho cả nước. Điều này nhằm tránh tình trạng mất cân đối, nơi thì tập trung nhiều dự án, nơi không có doanh nghiệp đầu tư, gây quá tải cục bộ, ảnh hưởng đến an toàn cung cấp điện của hệ thống.

Theo phân tích của VEA, cường độ bức xạ của Việt Nam thay đổi nhiều theo các vùng. Trong đó, các tỉnh miền Bắc có mức bức xạ thấp nhất, bình quân khoảng 3,7 KWh/m2/ngày còn các tỉnh phía Nam, Nam Trung Bộ và Tây Nguyên có bức xạ bình quân lên đến 4,8-5,1 KWh/m2/ngày, tức cao hơn gần 1,4 lần. Như vậy, nếu áp dụng chung một giá sẽ dẫn tới các dự án điện mặt trời phát triển tập trung tại một số địa phương có cường độ bức xạ lớn, gây quá tải cục bộ, ảnh hưởng đến an toàn cung cấp điện của hệ thống. Trong khi đó, thực tế tình trạng quá tải ở khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận đã diễn ra lâu nay và vẫn chưa giải quyết được.

“Việc áp dụng giá mua điện theo nhiều vùng sẽ tạo điều kiện cho các cơ quan quản lý, các đơn vị vận hành hệ thống điện có nhiều lựa chọn trong việc tích hợp nguồn điện mặt trời với các loại hình nhà máy điện khác trong khu vực nhằm mang lại hiệu quả cao nhất” – VEA góp ý.

Theo ông Tô Quốc Trụ, Giám đốc Trung tâm Tư vấn năng lượng thuộc VEA, chính sách giá bằng nhau khiến khu vực phía Bắc rất khó phát triển điện mặt trời. Việc này không chỉ nguy hại vì gây quá tải cục bộ mà còn ảnh hưởng đến cân đối cung – cầu điện khu vực phía Bắc. Từ chỗ cung cấp điện cho khu vực phía Nam trong một thời gian dài, miền Bắc đang được cảnh báo sẽ có xu hướng không tự cân đối được cung – cầu điện từ sau năm 2026 khi các nguồn thủy điện đã khai thác gần hết, nguồn điện than khó phát triển thêm. Khu vực này có thể phải nhận điện từ miền Trung thông qua lưới điện truyền tải liên miền Trung – Bắc nên rất cần khuyến khích. Do đó, cần chính sách giá khuyến khích mạnh mẽ hơn nữa để miền Bắc phát triển năng lượng tái tạo.

Thực tế đến nay, các tính toán từ năm 2018 đã không lường được hết mức độ bùng nổ của điện mặt trời. Tám tháng đầu năm 2019, cả nước đã phát 2,85 tỉ KWh điện mặt trời, đạt 106,5% kế hoạch năm. Đại diện Ban Chiến lược Phát triển Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết đối với điện mặt trời, từ khi khởi công tới khi hòa lưới điện chỉ mất vài tháng, trong khi đầu tư xây dựng lưới điện phải mất vài năm mới có thể đi vào hoạt động. Chưa kể, thực tế phát sinh rất nhiều vướng mắc về thủ tục xây dựng. “Quá tải cục bộ lưới điện quốc gia sẽ còn tiếp diễn trong thời gian tới” – EVN cảnh báo và cho hay đã đề xuất nhà đầu tư lắp thêm hệ thống pin dự trữ để có thể tích điện nhưng vì lý do tài chính nên nhà đầu tư không làm.

Nếu áp dụng chung một giá mua điện mặt trời: Sẽ mất cân đối nghiêm trọng các dự án ở 3 miền

Vừa qua, Bộ Công Thương đã đề xuất với Chính phủ giá điện mặt trời thống nhất trên tất cả vùng thay vì chia theo nhiều vùng bức xạ như trước đây. Tuy nhiên, đề xuất này, theo Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, có những điểm không hợp lý.

Mất cân đối dự án giữa các vùng, miền

Trao đổi với báo chí, ông Trần Viết Ngãi – Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho biết, Hiệp hội này đã có văn bản gửi Thủ tướng Chính phủ đề xuất, kiến nghị về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam.

Theo ông Ngãi, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho rằng, cần thực hiện giá mua điện mặt trời nối lưới theo nhiều vùng (2- 4 vùng) thay cho giá mua điện chung trong cả nước, tránh tình trạng mất cân đối, nơi thì tập trung nhiều dự án, nơi không có doanh nghiệp đầu tư, gây quá tải cục bộ, ảnh hưởng đến an toàn cung cấp điện của hệ thống.

“Việc áp dụng giá mua điện theo nhiều vùng sẽ tạo điều kiện cho các cơ quan quản lý, các đơn vị vận hành hệ thống điện có nhiều lựa chọn trong việc tích hợp nguồn điện mặt trời với các loại hình nhà máy điện khác trong khu vực nhằm mang lại hiệu quả cao nhất”, ông Ngãi nói.

Theo ông Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, cường độ bức xạ của việt Nam thay đổi nhiều theo các vùng, các tỉnh miền Bắc có mức bức xạ thấp nhất, bình quân khoảng 3,7 kwh/m2/ngày, trong khí các tỉnh phía Nam, Nam Trung Bộ và Tây Nguyên có bức xạ bình quân lên đến 4,8- 5,1kwh/m2/ngày (gấp gần 1,4 lần); dẫn đến các dự án điện mặt trời nối lưới đang phát triển tập trung tại một số địa phương có cường độ bức xạ lớn, gây quá tải cục bộ, ảnh hưởng đến an toàn cung cấp điện của hệ thống.

“Giải pháp thiết thực nhất để khắc phục tình trạng này là cần thực hiện giá mua điện mặt trời theo nhiều vùng. Bởi lẽ, giá điện mặt trời phải dựa vào 2 yếu tố, yếu tố thứ nhất là bức xạ mặt trời của từng vùng miền là khác nhau. Ví dụ, miền Trung từ Đà Nẵng trở ra, cao nhất chỉ 3,8 kwh/m2/ngày, từ Đà Nẵng trở vào cao nhất có thể lên tới 5,5 kwh/m2/ ngày. Như vậy, có các vùng bức xạ mặt trời khác nhau, đầu tư dự án điện mặt trời tại địa phương nào bức xạ mặt trời cao sẽ hiệu quả hơn đầu tư nơi bức xạ thấp. Yếu tố thứ 2 là lượng mặt trời bức xạ được trong ngày, trong tháng, trong năm”, ông Ngãi phân tích.

Cũng theo ông Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng, trong ngày, nơi đón mặt trời sớm là miền Nam vì Đông Nam mặt trời mọc trước; từ mũi Cà Mau trở vào miền Đông, miền Tây Nam Bộ trở vào Nha Trang, Khánh Hòa… thường 6-7 giờ sáng đã có nắng rồi, bức xạ mặt trời có rồi. Trong khi đó, miền Trung tới 9 giờ, miền Bắc 10 giờ sáng bức xạ mặt trời mới đón được dòng điện. Thế nên thời gian tính bức xạ cũng khác nhau.

“Dựa trên cơ sở các tiêu chí về bức xạ mặt trời, thời gian mặt trời trong ngày, tháng, năm, nếu áp dụng chung một mức giá thì không hợp lý, nảy sinh nhiều bất cập, nhất là không khuyến khích được phát triển các dự án điện mặt trời. Vì thực tế, nơi nào hiệu ứng mặt trời, thời gian mặt trời ít hơn thì giá điện mặt trời phải cao hơn, sẽ khuyến khích được doanh nghiệp đầu tư vào dự án nơi này. Cùng đó, việc phân bổ được hệ thống đầu tư vào năng lượng tái tạo đi đôi với hệ thống truyền tải, kết nối lưới điện để phân bố dòng điện đi hợp lý hơn. Nếu dồn một giá thì các doanh nghiệp sẽ đầu tư hết vào miền Nam và miền Trung, còn miền Bắc chẳng doanh nghiệp nào muốn đầu tư cả, sẽ không có dự án điện mặt trời”, ông Ngãi nói.

Theo Hiệp hội Năng lượng, điều này dẫn tới nơi mật độ đầu tư dự án quá dày, nơi không có dự án, tạo bất cập, thiếu cân bằng trong phân bổ dự án. Do vậy, cần chia ra nhiều giá phù hợp với các vùng, miền: nơi nào bức xạ cao hơn, thời lượng nhiều hơn, giá cần thấp hơn, còn ngược lại, những nơi bức xạ thấp hơn, thời lượng ít hơn thì giá phải cao hơn.

“Nhiều quốc gia phát triển cũng áp dụng giá mua điện mặt trời theo nhiều vùng trên cơ sở bức xạ mặt trời, lưu lượng mặt trời trong ngày, tháng, năm , chúng ta nên áp dụng như vậy vì họ đã tính toán rất kỹ rồi”, ông Ngãi khẳng định.

Cũng theo ông Ngãi, miền Bắc có bức xạ mặt trời thấp nhất nhưng về mùa hè nắng nóng kinh khủng, tận dụng những tháng nóng này để phát triển điện mặt trời rất tốt. Quan trọng là muốn phát triển dự án điện mặt trời ở miền Bắc phải có mức giá mua điện thế nào cho hợp lý. Không thể đánh đồng một giá chung giữa miền Bắc với các vùng được, rất vô lý.

Chính sách “một giá” gây quá tải cục bộ 

Liên quan đến vấn đề áp chung một giá mua điện mặt trời, qua trao đổi, đại diện một số doanh nghiệp trong lĩnh vực thủy điện đều khẳng định, đề xuất mức giá chung các vùng là không hợp lý, không phát huy được hết nguồn tài nguyên, thế mạnh của đất nước, đặc biệt là thiếu công bằng với các nhà đầu tư. Bộ Công Thương nên kiến nghị Chính phủ giữ nguyên phương án chia các vùng phát triển điện mặt trời với các mức giá tương ứng loại hình đầu tư (điện mặt trời mặt đất, áp mái, nổi…) nhằm khuyến khích, thu hút đầu tư phát triển điện mặt trời tại các tỉnh miền Bắc và miền Trung.

Nếu các dự án điện mặt trời vẫn lặp lại tồn tại là tập trung nhiều ở các khu vực bức xạ tốt (Bình Thuận, Ninh Thuận…), gây nguy cơ quá tải lưới truyền và khả năng vận hành điều độ hệ thống sẽ khó khăn hơn. Hiện các đường truyền tải của phía Bắc vẫn còn dư thừa năng lực vận tải, chưa sử dụng hết công suất nên các dự án điện mặt trời ở phía Bắc sẽ tận dụng được tối đa, không lãng phí để truyển tải.Trên thế giới, quá trình phát triển điện mặt trời luôn đi kèm với các nhà máy thủy điện phòng những khi những nhà máy điện mặt trời gặp sự cố thì thủy điện nhanh chóng bù vào để không bị sập mạng, gây tốn kém…

“Hà Nội dân cư vốn đông đúc, vậy mà các chung cư cao tầng vẫn mọc lên nhan nhản khiến mật độ dân số ngày càng tăng, nạn tắc đường, ô nhiễm môi trường ngày càng trầm trọng. Trước thực trạng đó, Chính phủ đã chỉ đạo các cơ quan chức năng kiểm soát chặt chẽ các dự án khu chung cư cao tầng trong nội đô nhằm tháo gỡ. Việc áp chung giá mua điện mặt trời trong cả nước, khiến nơi thu hút rất nhiều dự án, nơi thì không  cũng tương tự như vậy, sẽ nảy sinh nhiều tồn tại, bất cập, rất cần Chính phủ xem xét, điều chỉnh hợp lý”, đại diện một doanh nghiệp nêu.

Được biết, phương án một giá điện mặt trời, chính Bộ Công Thương cũng đánh giá khó khuyến khích phát triển tại miền Bắc, miền Trung, chưa kể việc tập trung nhiều dự án điện mặt trời tại khu vực bức xạ tốt dẫn tới nguy cơ quá tải lưới truyền tải. Hiện nhiều Nhà máy điện mặt trời ở khu vực miền Trung chỉ phát được 50% công suất, gây lãng phí. Vậy phương án này có khả thi?