Bị giảm phát điện : "điện gió sẽ chết"

Các nhà đầu tư điện gió chịu rất nhiều thiệt thòi. Đến nay lại gặp khó khăn do bị cắt giảm công suất. Đang là mùa gió tốt, nhưng có thời điểm chúng tôi bị cắt giảm 61%.

Điện gió là năng lượng tái tạo có hiệu số công suất cao, không tốn nhiều diện tích, có thể dự báo được tương đối chính xác, giúp điều độ tốt hơn. Song các nhà đầu tư điện gió lại chịu rất nhiều thiệt thòi. Sau nhiều đấu tranh, giá cũng đã tăng lên được 8,5 cent/kWh. Nhưng đến nay lại gặp khó khăn do bị cắt giảm công suất.

Đơn cử như các dự án nối lưới, trong đó có 3 dự án ở Bình Thuận, Ninh Thuận đang phải chịu chung cảnh cắt giảm công suất cùng các dự án điện mặt trời trên địa bàn. Chúng tôi kiến nghị Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cố gắng đưa điện gió ra khỏi danh sách cắt giảm, hoặc cắt giảm ít vì các dự án điện gió không phải là nguyên nhân gây quá tải. Trong khi về mặt kinh tế, giá mua điện gió chỉ 8,5 cent/kWh trong khi giá điện mặt trời là 9,35 cent/kWh, chưa kể về kỹ thuật điện gió thân thiện hơn nhiều.

Cứ thế này, điện gió sẽ chết - Ảnh 1.

Chúng tôi đã nhiều lần kiến nghị và EVN đã xin ý kiến Bộ Công thương, nhưng Bộ Công thương trả lời đây là trách nhiệm của EVN và cuối cùng vẫn như vậy. Dù đã có cuộc họp tháo gỡ khó khăn cho nhà đầu tư điện gió được EVN tổ chức trước tết, nhưng đến nay vẫn… như cũ. Đang là mùa gió tốt, nhưng có thời điểm cao nhất chúng tôi bị cắt giảm 61%, chỉ chạy được 39% vào ban ngày, còn ban đêm thì huy động được tối đa.

Đến thời điểm hiện nay, sản lượng của chúng tôi chỉ được 3 triệu kWh, trong khi cùng kỳ năm ngoái là 11 triệu kWh. Nếu cứ như thế này thì điện gió sẽ chết. Nếu vẫn tiếp diễn, sẽ phải kiến nghị tiếp tới cấp cao hơn vì đây là vấn đề sống còn. Như với Điện gió Phú Lạc do tôi đầu tư, bình quân thiệt hại 100 triệu đồng/ngày đêm cho dự án 24MW. Chúng tôi hầu như không có lãi, mà chỉ mong có nguồn tiền để trả nợ, thực tế đã có dự án vỡ nợ rồi. Tình trạng cắt giảm công suất thế này, doanh nghiệp chỉ mong tồn tại, phát triển là rất khó.

Chưa kể nhà đầu tư điện gió đang rất lo lắng khi hết thời hạn 1-1-2021 có thể sẽ không còn duy trì giá mua điện gió là 8,5 cent/kWh. Bài học điện mặt trời là quá lớn, sau 30-6-2019 gần như bị khoảng trống chính sách, không rõ giá mua được bao nhiêu, nên nhà đầu tư điện gió cũng sợ. Chúng tôi cũng lo ngại giá mua điện gió sẽ giảm, bởi với điện gió giá thành giảm không nhiều như điện mặt trời. Các tấm pin mặt trời bình quân mỗi năm giảm vài chục phần trăm nhưng nhiên liệu điện gió giá không giảm, thậm chí có thời điểm cục bộ còn tăng. Chẳng hạn như lúc này cung cầu chênh lớn, giá tuôcbin hiện nay cao hơn cách đây 1 năm.

Điện gió cũng phải sử dụng công nghệ hiện đại nhất, như phải cẩu lắp rất đặc thù, làm chi phí đầu tư điện gió nhiều hơn. Đầu tư điện gió cũng không thể làm ào ào như điện mặt trời. Với mức giá như hiện nay lợi nhuận đã không cao, còn sau năm 2021 không biết giá thế nào, nếu giảm thì thị trường điện gió không còn hấp dẫn. 10 năm nay phát triển điện gió mới có 300MW.

Chúng tôi thấu hiểu rằng EVN phải cân đối tài chính. Giá bán điện bình quân của EVN cho người tiêu dùng là 7,5 cent/kWh nhưng mua vào điện mặt trời là 9,35 cent/kWh và điện gió là 8,5 cent/kWh, nên đương nhiên càng huy động nhiều năng lượng tái tạo EVN càng lỗ. Song VN đang thiếu điện, nguồn điện rẻ là thủy điện đang cạn kiệt, năm nay lượng mưa thấp nhất 30 năm… Dù huy động năng lượng tái tạo giá cao nhưng vẫn tốt hơn mua điện chạy dầu, nên chúng tôi kỳ vọng huy động được nhiều hơn.

Bộ công thương : cho phép đấu nối nhưng chủ đầu tư ĐMT tự chịu "rủi ro"

EVN có thể tiếp tục đấu nối, mua điện nhưng nhà đầu tư điện mặt trời phải “tự chịu rủi ro” nếu có thay đổi về chính sách.

Ngày 6/1, Bộ Công Thương có văn bản đồng ý với đề nghị của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) về tiếp tục đấu nối, mua điện từ các dự án điện mặt trời áp mái. Nhưng EVN chưa được thanh toán cho nhà đầu tư tới khi có giá mới cho loại hình đầu tư này. Ngoài ra, EVN cũng phải đảm bảo việc đấu nối không gây quá tải lên hệ thống điện hiện có.

Tuy nhiên, đề xuất của Bộ Công Thương về điện mặt trời áp mái đang chờ cấp có thẩm quyền phê duyệt. Do đó, bộ yêu cầu EVN phải thông báo rõ nhà đầu tư phải tự chịu rủi ro chính sách (nếu có).

Cuối tháng 12, EVN đề xuất được tiếp tục đấu nối, mua điện mặt trời áp mái nhưng chưa thanh toán tiền điện cho nhà đầu tư, người dân… để thúc đẩy loại năng lượng này. Đề xuất này được đưa ra sau yêu cầu dừng đấu nối các dự án điện mặt trời của Bộ Công Thương trong khi chờ cấp có thẩm quyền phê duyệt cơ chế giá mới sau ngày 30/6/2019.

Theo dự thảo cơ chế giá khuyến khích với điện mặt trời sau ngày 30/6/2019, trong đó điện mặt trời áp mái được đề xuất giá 8,38 cent (tương đương 1.916 đồng) một kWh. 

Sau hơn 2 năm khuyến khích phát triển, công suất điện mặt trời áp mái mới đạt 350 MW. Việc tiếp tục cho phép đấu nối, mua điện từ các dự án này, theo đại diện EVN, sẽ tạo điều kiện phát triển loại năng lượng này, giúp chủ đầu tư bán điện cho EVN trong thời gian chờ Chính phủ ban hành quyết định cơ chế giá mới.


Dự kến thí điểm đấu thầu điện mặt trời vào năm sau?

Cần sớm thực hiện cơ chế đấu thầu các dự án điện mặt trời, thực hiện thí điểm trong năm 2020 để hoàn thiện và thực hiện rộng rãi từ năm 2021.

Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) vừa có báo cáo về Dự thảo cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời.

Theo đó, sau khi Bộ Công Thương báo cáo, Văn phòng Chính phủ báo cáo và các ý kiến tại cuộc họp, Thủ tướng Chính phủ đã kết luận: Sau khoảng 2 năm thực hiện Quyết định 11/2017/QĐ-TTg về khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam, đến nay đã đạt được một số kết quả tốt. 

Đó là đã thu hút đầu tư và đưa vào vận hành 84 dự án điện mặt trời với tổng công suất khoảng 4.500 MW, góp phần cung ứng, bổ sung nguồn điện sạch cho hệ thống điện Việt Nam.

Tuy nhiên, cơ chế này cũng đã bộc lộ một số nhược điểm như giá mua điện vẫn cao hơn giá bán lẻ điện, phát triển quá ồ ạt dẫn đến khó khăn trong giải tỏa công suất.

Đối với dự thảo này, Bộ Công Thương cần lưu ý: Xem xét phát triển điện mặt trời với cơ cấu hợp lý, phù hợp với việc phát triển lưới truyền tải, mức độ khuyến khích phù hợp đảm bảo hài hòa lợi ích Nhà nước, nhà đầu tư và người dân; cần khuyến khích điện mặt trời áp mái; không nên chia nhiều vùng, cần xem xét chia vùng phù hợp.

Cần sớm thực hiện cơ chế đấu thầu các dự án điện mặt trời, thực hiện thí điểm trong năm 2020 để hoàn thiện và thực hiện rộng rãi từ năm 2021, đảm bảo minh bạch, bám sát giá thị trường.

Bộ Công Thương phối hợp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tập trung nghiên cứu đề xuất cơ chế tư nhân tham gia đầu tư hệ thống truyền tải.

Trả lời phóng viên tại phiên họp Chính phủ thường kỳ hôm 1/8, ông Đỗ Thắng Hải, Thứ trưởng Công Thương cho hay ngày 31/7 vừa qua, Bộ Công thương đã báo cáo thường trực Chính phủ về kịch bản giá điện mới trên cơ sở nghiên cứu, tham vấn ý kiến của các chuyên gia và tổ chức quốc tế. 

Tuy nhiên, trước góp ý của các thành viên Chính phủ, Bộ, ngành, Bộ Công Thương sẽ hoàn thiện lại kịch bản giá điện mặt trời mới theo hai vùng và trình lại Chính phủ vào ngày 15/9.

Theo ông Hải, giá điện mặt trời tới đây sẽ không còn chung một mức giá 9,35 cent/kWh (2.086 đồng/kWh) mà sẽ chia ra nhiều mức ra theo từng vùng bức xạ nhiệt. Việc để một giá điện mặt trời cho tất cả các vùng bức xạ như vừa qua là không còn phù hợp.

Trong các kịch bản đưa ra trước đây, Bộ Công Thương đề xuất 4 mức giá tương ứng cho 4 vùng bức xạ mặt trời. Tuy nhiên, sau đó Bộ Công thương đưa ra phương án 2 mức giá sau khi nhận góp ý từ các Bộ, ngành và thường trực Chính phủ. 

Dữ liệu của Bộ Công Thương cho biết, tổng công suất điện mặt trời theo đề xuất của các nhà đầu tư đã lên đến khoảng 25.000 MW, còn điện gió là 16.500 MW. Đến hết tháng 6, đã có 89 nhà máy điện mặt trời đưa vào vận hành với tổng công suất gần 4.500MW, trong đó tập trung chủ yếu tại Ninh Thuận và Bình Thuận.

Thực tế cho thấy, các dự án điện mặt trời đã đi vào hoạt động liên tiếp từ tháng 4/2019 trở lại đây đã giải quyết phần nào cho hoạt động cung cấp điện khi nắng nóng dâng cao trong tháng 6.

Ghi nhận của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0), công suất phát điện của các nhà máy điện mặt trời cao nhất trong ngày thường rơi vào tầm 14g và đạt 3.200 MW. Tuy nhiên, đỉnh công suất này lại không trùng với cao điểm sáng, từ 9-11g hàng ngày và sau 18g là không thể đóng góp được gì.

Dẫu vậy, câu chuyện đang được các nhà đầu tư lo lắng là lưới truyền tải không theo kịp sự có mặt của các dự án điện mặt trời, khiến nhiều dự án điện được yêu cầu giảm công suất phát, có thể tới 65%.

Đáng nói là, do mối lợi 9,35 UScent/kWh trong 20 năm, nhiều chủ đầu tư mặt trời đã chấp nhận bổ sung điều khoản phụ về sa thải phụ tải khi quá tải lưới khi ký hợp đồng mua bán điện.

Việc triển khai làm lưới nhanh để giải tỏa công suất điện mặt trời cũng được cho là không dễ khi giá đền bù đất làm cột điện đang được đẩy lên rất cao.

Đó là chưa kể, nếu các đường dây 100 kV này chưa có tên trong Quy hoạch Điện VII điều chỉnh hiện nay, thì việc xin bổ sung quy hoạch còn nhiều gian nan. Mặt khác, do các nhà máy điện mặt trời tập trung lớn tại Ninh Thuận, Bình Thuận là khu vực tiêu thụ điện thấp, cần phải truyền tải vào Nam hay ra Bắc, nên có thể phải cấp 220 kV hay 500 kV mới giải tỏa được trọn vẹn, do đó sẽ cần cả tiền và thời gian để triển khai.

Kịch bản mới cho điện mặt trời tại Việt Nam

Trước thực tế 89 nhà máy điện mặt trời (ĐMT) hòa lưới với tổng công suất trên 4.442 MW đang gây áp lực quá tải lên hệ thống truyền tảỉ cùng quy định về giá mua điện ưu đãi 9,35 cent (2.086 đồng)/kWh cho các dự án ĐMT đã hết hiệu lực từ ngày 30/6/2019, Bộ Công Thương và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết, cần đầu tư nâng cấp hệ thống truyền tải và khẩn trương xây dựng kịch bản giá mua điện mới. 

Cần đầu tư mới và nâng cấp hệ thống truyền tải

Xác định Việt Nam có lợi thế phát triển năng lượng tái tạo (điện gió, ĐMT), ngày 25/11/2015, Chính phủ đã ban hành Quyết định 2068/QĐ-TTg phê duyệt Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến 2050. Cùng đó là nhiều ưu đãi về đầu tư xây dựng nhà máy và giá bán điện đã thu hút sự quan tâm của nhà đầu tư cả trong và ngoài nước. Vì thế, tuy chỉ bắt đầu xây dựng nhà máy ĐMT từ năm 2015 nhưng đến hết tháng 6/2019, cả nước có 89 nhà máy hòa lưới phát điện với tổng công suất trên 4.442 MW. Nếu tính cả điện gió, tổng quy mô công suất đặt nguồn điện năng lượng tái tạo toàn quốc là 4.880 MW.

Đáng lưu ý, chỉ trong thời gian ngắn từ tháng 4 đến tháng 6/2019, có trên 4.000 MW ĐMT hòa lưới vận hành và tập trung mật độ lớn tại tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận, đã gây áp lực lớn lên khả năng giải tỏa công suất của lưới điện truyền tải khiến nhiều thời điểm các nhà máy điện cùng phát đồng loạt dẫn đến đường dây và trạm biến áp liên quan bị quá tải.

Để bảo đảm cung cấp điện liên tục cho phụ tải và vận hành an toàn lưới điện, tránh sự cố lan truyền xảy ra trên hệ thống, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) và EVN phải phân bổ công suất phát các nhà máy phù hợp với khả năng truyền tải tối đa của lưới điện, trong đó có những cụm nhà máy phải hạn chế sản lượng phát tới 32%-34%.

Trước thực tế này, ông Trần Đình Nhân – Tổng giám đốc EVN – cho biết, Tập đoàn đã làm việc với các chủ đầu tư và các địa phương để đẩy nhanh công tác giải phóng mặt bằng cho các dự án truyền tải điện nhằm giải tỏa công suất các nhà máy điện tái tạo (trong đó có điện mặt trời) đang vận hành. Trước mắt, một số công trình trọng điểm đang được EVN đẩy mạnh đầu tư như: đường dây 110 KV Ninh Phước – Tuy Phong – Phan Rí mạch 2; trạm biến áp (TBA) 220 KV Phan Rí và đấu nối TBA 220 KV Hàm Tân, TBA 220 Cam Ranh, nâng công suất TBA 220 KV Tháp Chàm lên 2×250 MVA. Về dài hạn, theo EVN, sẽ tiếp tục đầu tư xây dựng các công trình lưới điện truyền tải mới.

Sớm hoàn thiện kịch bản giá mua điện mới

Cùng với những chính sách khuyến khích đầu tư, Chính phủ đã ban hành Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án ĐMT tại Việt Nam, trong đó quy định giá ưu tiên mua điện là 9,35 cent (2.086 đồng)/kWh cho các dự án ĐMT. Tuy nhiên, quy định này đã hết hiệu lực từ ngày 30/6/2019. Liên quan đến kịch bản giá mua điện mặt trời thay thế, tại cuộc họp báo Chính phủ thường kỳ tháng 7/2019, Thứ trưởng Bộ Công Thương Đỗ Thắng Hải cho biết, thực hiện sự chỉ đạo của Chính phủ, Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công Thương đã chỉ đạo các cơ quan thuộc Bộ và EVN phối hợp với các chuyên gia và các nhà khoa học, các địa phương để đề xuất một kịch bản tổng thể cho điện mặt trời, trong đó có giá mua điện cho thời điểm sau ngày 30/6/2019.

Ngày 31/7, Bộ Công Thương đã báo cáo đến Thường trực Chính phủ kịch bản giá mua ĐMT mới theo hướng không áp dụng một giá đồng nhất mà có sự phân chia thang, bậc giá thành theo vùng trên cơ sở mức bức xạ mặt trời và có tính toán đến các yếu tố thực địa xây dựng, như: ĐMT áp mái, dự án ĐMT xây dựng trên mặt đất, trên mặt nước sẽ phải có giá mua điện khác nhau.

Thường trực Chính phủ đã chỉ đạo và hiện Bộ Công Thương cùng với các đơn vị liên quan đang khẩn trương chỉnh sửa, hoàn thiện kịch bản giá mua điện mặt trời với thời hạn ngày 15/9/2019 sẽ trình Chính phủ, Thường trực Chính phủ để xin ý kiến hoàn thiện và đưa vào áp dụng trong thời gian tới.

Rủi ro khi nhà đầu tư quyết làm điện mặt trời bằng mọi giá

Mức hấp dẫn của giá bán điện 9,35 cent/kWh trong 20 năm, đã khiến các chủ đầu tư điện mặt trời sẵn sàng ký hợp đồng mua bán điện với điều khoản chấp nhận bị giảm phát khi lưới điện quá tải. Và các chủ đầu tư đã rất sớm phải nếm “trái đắng”.

Giảm công suất phát điện

Một câu chuyện đang hiển hiện là vào thời điểm cuối tháng 6-2019, mặc dù hệ thống điện đang thiếu hụt về công suất nhưng nhiều nhà máy năng lượng tái tạo (NLTT), kể cả điện mặt trời lẫn điện gió buộc phải giảm công suất để bảo đảm an toàn trong vận hành hệ thống điện.

Quyết định 11 của Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời và điện gió tại Việt Nam, nêu rõ: Bên mua điện (hiện nay là EVN) có trách nhiệm mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ các dự án điện mặt trời, điện gió; ưu tiên khai thác toàn bộ công suất, điện năng phát của các dự án điện mặt trời, điện gió đưa vào vận hành thương mại. Có nghĩa là EVN không được hạn chế công suất phát đối với các nhà máy điện mặt trời, điện gió. Tuy nhiên, đối với 92% tổng số dự án NLTT ký hợp đồng mua bán điện từ đầu năm 2018 đã chấp nhận điều khoản có dừng giảm công suất phát khi lưới điện quá tải theo văn bản của Bộ Công thương. Chỉ có khoảng 8% số dự án còn lại ký hợp đồng trước thời điểm trên không có điều khoản dừng giảm công suất phát.

Lưới điện truyền tải khu vực tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận hiện hữu vốn được quy hoạch chỉ nhằm giải tỏa công suất cho Trung tâm Nhiệt điện Vĩnh Tân, nên với việc phải “gánh vác” truyền tải công suất cho nguồn phát điện mặt trời gia tăng số lượng lớn đã khiến cho lưới điện khu vực này quá tải một cách nghiêm trọng. Điều đó khiến cho Điều độ hệ thống điện phải dừng giảm công suất.

Tình trạng này sẽ còn tiếp diễn trầm trọng hơn trong thời gian tới bởi để thi công xây dựng hoàn chỉnh một nhà máy điện mặt trời sẽ mất thời gian sáu tháng, nhưng để xây dựng một đường dây 110 kV sẽ phải mất tới hai năm, đường dây 220 kV khoảng ba năm và đường dây 500 kV khoảng 5 năm, thậm chí lâu hơn. Nói thế để thấy, việc phê duyệt và triển khai ồ ạt dự án điện mặt trời tất yếu dẫn đến bế tắc trong truyền tải công suất và sẽ còn nặng nề hơn nữa vào năm 2020, khi các nhà máy điện mặt trời, gió tiếp tục vào vận hành.

Nỗi lo giá điện cao…

Mặc dù là một doanh nghiệp (DN) được quản lý tốt về kỹ thuật và vận hành, nhưng trong những năm gần đây, EVN có kết quả tài chính chung giảm sút. Thu nhập ròng trước lãi và thuế năm 2015 có kết quả âm và chỉ vừa đủ dương năm 2016. Tài sản ngắn hạn vẫn thấp hơn nhiều so với nợ ngắn hạn, cho thấy hạn chế trong thanh khoản ngắn hạn. Lý do chính dẫn đến tình trạng trên là bởi giá điện cho khách hàng cuối đã không bắt kịp chi phí sản xuất. Mặc dù EVN vừa được phép điều chỉnh tăng giá điện, nhưng mức giá hiện tại chưa tính đến giá điện mà EVN sẽ phải mua từ nguồn điện mặt trời vừa được đưa vào hệ thống lưới điện quốc gia.

Với việc đưa vào vận hành tổng công suất điện mặt trời chiếm tới 10% tổng công suất hệ thống sẽ tác động khá lớn vào giá điện đầu vào. Hiện nay, giá bán lẻ bình quân của EVN là 1.844 đồng/kWh, tương đương 8 cent/kWh, nhưng giá điện mặt trời EVN phải mua của các nhà máy điện mặt trời với giá phát điện là 9,35 cent/kWh (chưa bao gồm chi phí truyền tải, phân phối đến người tiêu thụ). Trong khi để truyền tải 1MW điện mặt trời thì chi phí truyền tải gấp bốn lần chi phí truyền tải nguồn nhiệt điện than, khí; gấp ba lần thủy điện.

Tạm tính, chênh lệch giữa giá mua điện mặt trời và giá khâu phát của EVN là 600 đồng/kWh với sản lượng điện mặt trời dự kiến sẽ phát trong năm 2019 sẽ chênh lệch khoảng 1.320 tỷ đồng. Số tiền này được tính là chi phí đầu vào phát sinh hợp lý và đương nhiên sẽ được tính vào giá điện và như vậy, sẽ tiếp tục tạo sức ép không nhỏ đến tăng giá điện.

Dự đoán điện mặt trời tiếp tục bùng nổ và nỗi lo quá tải đường dây vẫn đang hiện hữu

Với thực trạng các nguồn điện hóa thạch đang dần cạn kiệt, trong Quy hoạch điện VII, giai đoạn 2011 – 2020, có xét đến năm 2030, Việt Nam đã xác định ưu tiên phát triển nguồn điện từ năng lượng mặt trời. Qua đó, nâng công suất đạt từ 6 – 7 MW năm 2017 lên khoảng 850 MW vào năm 2020 và khoảng 1.200 MW vào năm 2030, tương đương với 1,6% và 3,3% tổng công suất nguồn điện.

Tuy nhiên, trên thực tế đã có tổng cộng 121 dự án điện mặt trời được phê duyệt với tổng công suất 7.234 MW, sau đó tăng thêm 2.186 MW giai đoạn 2020-2030. Ngoài ra, còn có 210 dự án đang chờ phê duyệt với công suất 12.809 MW, đến năm 2030 sẽ tăng lên 16.560 MW. Rõ ràng, với sự “góp mặt” của điện mặt trời một cách rầm rộ như vậy, đã đến lúc thực tế đòi hỏi phải có lộ trình và các công nghệ xử lý chất thải từ nguồn năng lượng này.

Hàng tỷ đô la Mỹ đổ vào điện mặt trời Việt Nam

Việc thu hút trăm ngàn tỷ đồng vốn đầu tư từ khu vực tư nhân, các quỹ và nhà đầu tư nước ngoài vào lĩnh vực điện mặt trời cho thấy, khi có mức giá hấp dẫn, dòng tiền sẽ tự đổ vào.

Trăm ngàn tỷ đồng làm điện mặt trời

Tới thời điểm 30/6/2019, cả nước đã có hơn 80 dự án điện mặt trời đủ điều kiện vận hành thương mại với tổng công suất 4.500 MWp. Song đó chưa phải là con số cuối cùng. Số liệu của Bộ Công thương cho thấy, con số 4.500 MWp nằm trong tổng cộng 13.000 MWp điện mặt trời đã được bổ sung quy hoạch. Tính cả các dự án đã đầu tư xong, đã được bổ sung quy hoạch và đang chờ bổ sung quy hoạch, con số lên tới 321 dự án, với tổng công suất 26.000 MWp.

Theo số liệu được nhiều dự án điện mặt trời công bố, với quy mô 50 MWp, vốn đầu tư sẽ rơi vào 1.200 tỷ đồng. Như vậy, chỉ tính riêng gần 4.500 MWp công suất đã hoàn tất đầu tư, ngành điện đã thu hút được khoảng 100.000 tỷ đồng (tương đương 4,6 tỷ USD) vốn đầu tư vào điện mặt trời chỉ trong 1,5 năm qua. Đáng nói, tất cả các nguồn vốn này đều đến doanh nghiệp tư nhân, quỹ đầu tư hay nhà đầu tư nước ngoài.

Nếu quy mô điện mặt trời tiếp tục tăng lên và chạm mức 13.000 MWp đã được bổ sung quy hoạch, thì tổng số tiền đầu tư điện mặt trời có thể lên tới không dưới 200.000 tỷ đồng, tương đương 9 tỷ USD.

Việc dòng vốn tư nhân đổ mạnh vào điện mặt trời thời gian qua có tác động chính từ việc giá mua điện mặt trời được Chính phủ cho phép ở mức tương đương 9,35 UScent/kWh và áp dụng trong thời gian 20 năm, với những dự án vận hành trước ngày 30/6/2019. Mức giá này cao hơn giá nhiệt điện, thủy điện theo Khung giá phát điện 2019 do Bộ Công thương ban hành.

Một trong các dự án điện mặt trời đã hòa lưới ở Việt Nam

Khắc khoải chờ giá mới

Mặc dù đã qua thời điểm ngày 1/7/2019 được 1 tháng, nhưng mức giá chính thức cho điện mặt trời vẫn chưa được quyết trong cuộc họp ngày 30/7. Việc chậm trễ có giá mới cho điện mặt trời dự kiến chỉ áp dụng tới hết năm 2021, hay việc lưới truyền tải điện ở những khu vực có tiềm năng nhất vẫn đang quá tải tới sau năm 2020 khiến nhiều quỹ đầu tư nguội dần nhiệt huyết với điện mặt trời.

Để giải quyết phần nào khó khăn trong việc cấp điện, cần khuyến khích phát triển điện mặt trời trên mái nhà, do thời gian thi công nhanh, không cần phát triển hệ thống truyền tải, giảm tổn thất hệ thống truyền tải, tiết kiệm diện tích đất, huy động nguồn lực từ dân và doanh nghiệp vào đầu tư nguồn cấp điện. Bộ Công thương cũng đề nghị tiếp tục cho áp dụng mức giá điện 9,35 UScent/kWh cho các dự án điện mặt trời trên mái nhà trên địa bàn cả nước đến hết năm 2021.

Bộ Công thương kỳ vọng, sẽ có 100.000 hệ thống điện mặt trời áp mái được lắp đặt từ nay tới năm 2025, trong điều kiện chi phí lắp đặt hệ thống điện mặt trời áp mái đang giảm mạnh, chỉ còn cỡ 20 triệu đồng/kWp, thay vì mức 50-60 triệu đồng/kWp cách đây khoảng 3 năm.

Giá điện – nút thắt cổ chai

Ông Ousmane Dione, Giám đốc quốc gia Việt Nam của Ngân hàng Thế giới (WB) cho rằng, thách thức trong giai đoạn tới của ngành năng lượng Việt Nam là thu hút được nguồn vốn đầu tư, ước tính khoảng 150 tỷ USD cho tới năm 2030. Chỉ tính từ năm 2010 tới nay, đã có 80 tỷ USD được đầu tư vào ngành điện ở các khâu phát điện, truyển tải và phân phối.

Dẫu vậy, tiêu thụ điện bình quân trên đầu người tại Việt Nam hiện đạt 1.700 kWh/người/năm, vẫn thấp hơn so với bình quân quốc tế và chỉ bằng 1/3 của Trung Quốc, 1/5 của Australia.

Với thực tế kinh tế tăng trưởng mạnh và điều kiện của người dân tốt hơn, lượng điện tiêu thụ chắc chắn tiếp tục tăng, với mức tăng ước khoảng 8%/năm trong thập kỷ tới. Điều này cũng đặt ra thách thức mới trong huy động vốn cho phát triển năng lượng nói chung, đặc biệt là điện.

Theo tính toán được WB đưa ra, nhu cầu vốn cho phát triển điện từ nay tới năm 2030 là 150 tỷ USD. Tuy nhiên, nhu cầu huy động này đang gặp thách thức lớn, cụ thể nhất là giá điện ở dưới mức thu hồi chi phí và EVN không nhận được trợ cấp trực tiếp từ Chính phủ.

Chia sẻ câu chuyện này này, ông Franz Gerner, chuyên gia năng lượng cao cấp, Trưởng nhóm Năng lượng của WB tại Việt Nam cho hay, giá bán điện tại Việt Nam đang thuộp top giá rẻ, xếp thứ 21/93 nước được khảo sát, theo thống kê của Global Petrol Prices. Với giá 1.720 đồng/kWh, giá điện tại Việt Nam thấp hơn nhiều so với Indonesia, Philippines, Singapore, Trung Quốc, Ấn Độ, Nhật Bản, Hàn Quốc, kể cả Lào, Campuchia…

Ông Franz Gerner cho hay, giá điện trong tương lai cần phải thu hồi đầy đủ tất cả chi phí của ngành điện, gồm chi phí vận hành và bảo dưỡng, chi phí đầu tư, các nghĩa vụ trả nợ thông qua nguồn thu từ bán điện và mức giá này dự tính trung bình khoảng 11-12 UScent/kWh.

Thực tế dòng vốn đầu tư đổ vào các dự án điện mặt trời là minh chứng cho các nhận xét trên và nếu không có những cách thức tiếp cận rành mạch ở câu chuyện giá điện, chuyện thiếu điện chắc chắn sẽ diễn ra trong thời gian không xa.

Cần giải pháp đột phá giải tỏa công suất điện gió, mặt trời

Hệ thống điện đang thiếu hụt nguồn cung, nhưng nhà máy lại không thể phát hết công suất là vấn đề nóng đang được ngành điện dồn lực tháo gỡ.

Điện mặt trời phát triển nóng, lưới điện quá tải

Tại Hội nghị vận hành các nhà máy điện mặt trời và gió các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tổ chức vào đầu tháng 7 vừa qua, EVN cho biết tính cuối tháng 6/2019, cả nước có 89 nhà máy điện gió và mặt trời, với tổng công suất đặt 4.543,8 MW, chiếm 8,3% tổng công suất của hệ thống điện quốc gia. Con số này đã vượt xa so với dự kiến của Quy hoạch điện VII điều chỉnh (chỉ 850 MW điện mặt trời vào năm 2020).

Trong đó chỉ tính riêng 2 tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận hiện có 38 nhà máy điện gió, điện mặt trời, với tổng công suất đặt 2.027 MW. Dự kiến, đến tháng 12/2020, công suất điện gió và điện mặt trời ở 2 tỉnh này sẽ tăng lên 4.240 MW.

Thực tế cho thấy trong khi nguồn công suất tại chỗ của tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận rất lớn thì nhu cầu phụ tải tại 2 địa phương này lại rất nhỏ.

Theo tính toán cân bằng công suất của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) tại tỉnh Ninh Thuận từ nay đến tháng 12/2020 chỉ dao động từ 100-115 MW và Bình Thuận từ 250-280 MW. Chính vì vậy, công suất cần phải truyền tải từ 2 địa phương này cũng rất lớn, với Ninh Thuận là từ 1.000-2.000 MW và Bình Thuận là từ 5.700 – 6.800 MW (bao gồm cả các nguồn điện truyền thống).

Theo tính toán, sự phát triển nóng này đã dẫn tới tình trạng đa số các đường dây, trạm biến áp (TBA) từ 110-500 kV trên địa bàn đều quá tải. Đặc biệt, có đường dây quá tải lên đến 360%.

Cụ thể, các đường dây, trạm biến áp trên địa bàn 2 tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận luôn bị tình trạng quá tải là: Đường dây 110 kV Tháp Chàm – Hậu Sanh – Tuy Phong – Phan Rí mức mang tải lên tới 260-360%; đường dây 110 kV Phan Rí – Sông Bình – Đại Ninh mang tải 140%; đường dây 110 kV Đa Nhim – Đơn Dương mang tải 123%; TBA 550 kV Di Linh mang tải 140%; TBA 220 kV Đức Trọng – Di Linh mang tải 110 %… dự báo mức mang tải của các đường dây này còn tiếp tục tăng lên trong thời gian tới.

Ông Nguyễn Đức Cường, Giám đốc A0 cho biết ngay từ đầu, việc quá tải lưới điện đã được EVN và A0 cảnh báo tới các chủ đầu tư. Hiện nay, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và A0 cũng áp dụng mọi giải pháp, sáng tạo, nghiên cứu để tạo điều kiện cho các nhà máy được phát điện ở mức tối đa.

Về phần mình, đại diện Cục Điện tiết Điện lực (Bộ Công Thương) khẳng định, phần lớn các chủ đầu tư điện mặt trời ở khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận đều đã biết trước việc quá tải lưới truyền tải và phải tiết giảm công suất. Việc cần làm trước mắt là tìm giải pháp để đẩy nhanh các dự án lưới điện truyền tải.

Cắt giảm công suất phát vì an toàn hệ thống điện

Tình trạng quá tải hệ thống lưới truyền tải buộc A0 phải cắt giảm công suất của các nhà máy điện gió, điện mặt trời ở một số thời điểm, nhằm bảo đảm an toàn cho hệ thống điện.

Theo đó việc tăng, giảm công suất các nhà máy năng lượng tái tạo (NLTT) đều được A0 thực hiện theo quy định bảo đảm tính công khai, minh bạch và kịp thời. Đặc biệt, A0 cũng ứng dụng phần mềm tự động điều chỉnh công suất (AGC), trực tiếp điều khiển công suất các nhà máy năng lượng tái tạo, nhằm duy trì trào lưu công suất trong ngưỡng cho phép.

Đại diện A0 cho biết, con số cắt giảm 60% công suất như một số chủ đầu tư nêu ra và đang được đăng tải trên các phương tiện thông tin đại chúng chỉ là con số ở một thời điểm nhất định. Nếu tính trung bình ngày, trong tháng 6 và tháng 7/2019, công suất cắt giảm chỉ dao động ở mức 30-35%.

Theo ông Nguyễn Đức Cường, EVN và A0 cũng rất mong muốn được phát hết công suất nguồn điện từ NLTTT, bởi giá điện NLTT dù có đắt (2.086 đồng/kWh), nhưng vẫn rẻ hơn nhiệt điện dầu (3.000-5.000 đồng/kWh). Trong khi đó, hiện nay, EVN vẫn đang phải huy động nhiệt điện dầu để đảm bảo cung ứng điện đáp ứng nhu cầu phụ tải.

Trong chế độ huy động nguồn, các nguồn NLTT cũng luôn được ưu tiên huy động tối đa theo quy định.

“Chúng tôi đã dồn toàn lực trong thời gian qua để mong các nhà máy điện mặt trời đưa vào vận hành, bổ sung công suất cho hệ thống. Nhưng hiện nay phải giảm công suất do quá tải lưới điện, là điều mà EVN/A0 không hề mong muốn”, ông Cường khẳng định.

Vướng giải phóng mặt bằng các dự án truyền tải

Theo ông Tô Văn Dần, Trưởng Ban Quản lý Đầu tư, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT) để giải tỏa công suất các nguồn NLTT khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận giai đoạn 2020-2021, Tổng công ty đã  triển khai 12 dự án đường dây/TBA 220 kV – 500 kV; trong đó 6 dự án đang triển khai đã nằm trong quy hoạch và 6 dự án hiện chưa có quy hoạch.

Ông Dần cũng thẳng thắn nếu rõ, 2 dự án ở giai đoạn thi công đang gặp khó khăn trong công tác giải phóng mặt bằng. Cụ thể, dự án TBA 220 kV Phan Rí dù đã có nhà thầu xây lắp từ tháng 12/2018, nhưng đến nay vẫn chưa thi công được do khặp khó khăn trong công tác bồi thường, GPMB. Tính đến 20/6/2019, mới vận động bàn giao được 4.508 m2/39.619,2 m2 mặt bằng.

Đối với dự án đường dây 220 kV Nha Trang – Tháp Chàm, theo kế hoạch sẽ đóng điện vào tháng 12/2019. Tuy nhiên, hiện đang gặp vướng mắc ở 55 vị trí móng qua rừng tự nhiên phải báo cáo Thủ tướng có quyết định chuyển đổi mục đích sử dụng rừng.

Giải phóng mặt bằng cũng là một trong những thách thức lớn của Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) khi triển khai các dự án giải tỏa công suất năng lượng tái tạo, điển hình như Dự án 110 kV Lương Sơn – Hòa Thắng – Mũi Né; thay dây dẫn đường dây 110 kV Ninh Phước – Tuy Phong.

Ông Lâm Xuân Tuấn, Phó Tổng giám đốc EVNSPC cho biết, bên cạnh giải phóng mặt bằng, thì công tác lựa chọn nhà thầu ở thời điểm này cũng là một thách thức, do hàng loạt dự án nguồn NLTT đang triển khai đã thu hút gần như toàn bộ nhân lực của các nhà thầu xây lắp.

Đâu là giải pháp?

Thời gian tới, rất cần sự chung tay từ Bộ Công Thương, chính quyền các địa phương, chủ đầu tư, EVN để tháo gỡ các vướng mắc, đẩy nhanh tiến độ các dự án lưới điện truyền tải nhằm giải tỏa hết công suất của các nhà máy, bổ sung thêm nguồn điện cho đất nước.

Ông Trần Đình Nhân, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho biết, EVN xác định việc giải tỏa công suất các dự án NLTT là nhiệm vụ đặc biệt quan trọng. Tập đoàn đã chỉ đạo quyết liệt Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT) và Tổng công ty Điện lực miền Nam ( EVNSPC) đẩy nhanh tiến độ các dự án lưới điện.

Đồng thời, lãnh đạo EVN cũng đã làm việc với lãnh đạo các địa phương nhằm đẩy nhanh công tác giải phóng mặt bằng cho các dự án. Tuy nhiên, hiện nhiều dự án giải tỏa công suất vẫn còn gặp khó khăn do các vướng mắc về thủ tục, công tác giải phóng mặt bằng.

Cũng theo ông Nhân, để triển khai một dự án điện mặt trời chỉ mất khoảng 6 tháng, thậm chí trong thời gian ngắn hơn. Trong khi đó, để thực hiện một dự án lưới điện truyền tải 220 kV, 500 kV mất khoảng 3-5 năm. Do đó, song song với nỗ lực tối đa của EVN, để triển khai nhanh nhất có thể các dự án giải tỏa công suất các nhà máy NLTT đang vận hành, ông Trần Đình Nhân mong muốn nhận được sự chia sẻ, hỗ trợ từ chính quyền các địa phương và các chủ đầu tư.

Ngoài ra, để nhà máy điện mặt trời vận hành an toàn, tin cậy, EVN cũng đề nghị các chủ đầu tư hoàn thiện các tồn tại kĩ thuật và hoàn thành các thử nghiệm theo yêu cầu; khẩn trương đầu tư và lắp đặt hệ thống dự báo công suất phát các nguồn điện mặt trời và điện gió, truyền số liệu về cấp điều độ.

Đề cập đến giải pháp để giải tỏa công suất các dự án điện mặt trời, GS Trần Đình Long, Phó Chủ tịch Hội Điện lực Việt Nam cho rằng, vào giờ điện mặt trời có công suất cao (từ 8h sáng đến 4h chiều) thì có thể ưu tiên cho các nhà máy điện mặt trời. Các nguồn điện khác, như thủy điện, thì phát thấp đi, tích nước lại rồi phát bù sau.