Vui lòng chờ trong giây lát

Cảnh báo làn sóng ùn ùn đầu tư vào điện mặt trời (Bài 2)

Nếu đầu tư không đồng bộ, không có cơ chế vận hành thích hợp, điện mặt trời có thể gây mất ổn định hệ thống điện, rã lưới bởi tính không ổn định và phân bố không đều tại Việt Nam.

Là dạng năng lượng “trời cho” và đang được xem là xu thế của thế giới với vai trò có thể thay thế một phần năng lượng từ các nguồn nhiên liệu không tái tạo được như than, dầu, nhưng nếu đầu tư không đồng bộ, không có cơ chế vận hành thích hợp, điện mặt trời có thể gây mất ổn định hệ thống điện, rã lưới bởi tính không ổn định và phân bố không đều tại Việt Nam.

Kỳ 2: Truyền tải... quá tải

Việc bổ sung đột ngột số lượng lớn dự ánđiện mặt trời vào quy hoạch đã khiến lưới truyền tải không thể tải hết công suất từ các dự án này, tạo nên lãng phí đầu tưcủa xã hội.

Hệ thống truyền tải điện hiện chưa đáp ứng kịp việc phát triển nhanh từ các dự án điện mặt trời

Dài cổ chờ tải điện

Theo tính toán được Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) đưa ra ngày 2/11/2018, kể cả dự án đã ký PPA (hợp đồng mua bán điện) và dự án đang đàm phán PPA, tổng công suất điện mặt trời tại Bình Thuận lên tới 749,63 MW. Tại Ninh Thuận, cũng đã có 685,5 MW công suất điện mặt trời đã được ký PPA và 1.047,32 MW đang chờ ký PPA - dẫn đến việc các đường dây truyền tải khu vực này rơi vào tình trạng đầy tải, quá tải.

A0 cho rằng, thực trạng trên dẫn tới khả năng sẽ phải giảm đồng thời các nhà máy điện mặt trời đang cùng được đấu vào lưới, khiến tất cả các nhà máy điện mặt trời sẽ bị giảm sâu về công suất huy động so với thiết kế, gây thiệt hại đáng kể cho nhà đầu tư.

Trước tình trạng trên, Bộ Công thương đã chính thức đề nghị Chính phủ cho bổ sung xây dựng mới 11 dự án lưới điện vào Quy hoạch Điện lực quốc gia để thu gom và truyền tải công suất các nhà máy điện mặt trời khu vực lên hệ thống điện quốc gia thông qua trạm biến áp 500 kV Thuận Nam và đường dây 500 kV Thuận Nam - Chơn Thành về trung tâm phụ tải khu vực phía Nam.

Ông Nguyễn Đức Cường, Giám đốc A0 cho hay, việc đầu tư đường dây và trạm biến áp không thể nhanh, bởi rất nhiều tuyến đường dây truyền tải hiện còn chưa có trong Quy hoạch Điện lực quốc gia 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.

Để đẩy nhanh tiến độ xây dựng các đường dây truyền tải cho điện mặt trời, Bộ trưởng Bộ Công thương Trần Tuấn Anh đã đề nghị Chính phủ cho phép thực hiện đầu tư xã hội hoá một số công trình lưới điện truyền tải có chức năng thu gom công suất các dự án điện gió, điện mặt trời từ các chủ đầu tư của những dự án này. Đối với các điểm nút truyền tải quan trọng, sau khi công trình đi vào vận hành, cho phép chủ đầu tư bàn giao lại cho ngành điện quản lý, vận hành.

Bình luận về việc xã hội hoá đầu tư truyền tải cho điện mặt trời, kỹ sư Đỗ Minh Thắng đến từ METEODYN (Pháp) - doanh nghiệpphát triển phần mềm đánh giá nguồn phong điện tiềm năng cũng như công suất điện mặt trời - cho hay, suất đầu tư truyền tải của năng lượng tái tạo cao gấp 3 lần so với thông thường. Tức là, để truyền cùng một sản lượng điện (tính bằng kWh), thì công suất truyền tải (tính bằng KVA) phải gấp 3 lần, tức là chi phí gấp 3 lần.

Trên Diễn đàn Cộng đồng năng lượng tái tạo, tranh luận về “thực tế một số chủ đầu tư đang tự làm đường dây 110 kV và 220 kV cho một số cụm dự án điện mặt trời có quy mô tầm 800 MW, nên cần được khuyến khích giãn tiến độ hoàn thành của dự án”, nhiều thành viên cho rằng, đó là chuyện đâm lao, phải theo lao, chứ không phải “khuyến khích”.

Theo quy định hiện hành, Nhà nước đang độc quyền quản lý lưới điện truyền tải bởi ý nghĩa đặc biệt quan trọng về kinh tế - xã hội. Chính bởi lẽ đó, các dự án đường truyền tải điện, nếu được xã hội hoá đầu tư rồi chuyển giao về cho các doanh nghiệp đại diện cho Nhà nước quản lý, vẫn phải tuân thủ nghiêm ngặt các quy định trong hoạt động đầu tư, khấu hao, giá thành, phí truyền tải như đối với doanh nghiệp nhà nước.

Đây dự báo là điểm khó thống nhất giữa chủ đầu tư tư nhân và ngành điện, bởi sẽ có những chi phí mà Bộ Tài chínhkhông chấp nhận hạch toán. Điều này đã từng diễn ra khi nhiều doanh nghiệp kinh doanh khách sạn lớn ở Hà Nội ứng tiền ra đầu tư nhanh đường 110 kV để đảm bảo nguồn cung cấp điện cho mình cách đây hơn 15 năm do ngành điện chưa đủ sức làm nhanh, hay thực tế đầu tư lưới điện hạ áp ở nông thôn của các hợp tác xã thời gian qua.

Chia sẻ với phóng viên Báo Đầu tư về kinh nghiệm từ gần 20 dự án điện mặt trời đang được đầu tư và một số đã đi vào vận hành, bà Huỳnh Bích Ngọc, Phó chủ tịch HĐQT Công ty cổ phần Đầu tư Thành Thành Công cho hay, không phải vô cớ mà các dự án điện mặt trời của Thành Thành Công lại nằm rải rác ở các địa phương khác nhau, nhiều nơi chỉ cách điểm đấu nối lưới điện có 5 km.

“Điện mặt trời phải gắn kết với thuỷ điện hay điện khí để giúp cho điều độ, chứ khi không có mặt trời thì lấy đâu ra điện để bù vào”, bà Ngọc nhận xét và nói thêm, bản thân các doanh nghiệp phải nhìn nhận được chuyện này để tính toán hiệu quả, bởi dự án mà không được huy động thì doanh nghiệp cũng không có tiền trả cho vay đầu tư.

Bỏ ngỏ hậu kiểm

Để được hưởng mức giá bán điện mặt trời là 9,35 UScent/kWh trong thời gian 20 năm, các dự án điện mặt trời phải vào vận hành thương mại trước ngày 30/6/2019, riêng tỉnh Ninh Thuận đã được gia hạn tới hết năm 2020. Tuy nhiên, theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 của Thủ tướng Chính phủ, mức giá này chỉ áp dụng cho các dự án nối lưới có hiệu suất của tế bào quang điện (solar cell) lớn hơn 16% hoặc modun lớn hơn 15%. Thông tư 16/2018/TT-BCT cũng đưa ra yêu cầu, dự án điện mặt trời nối lưới có diện tích sử dụng đất lâu dài không quá 1,2 ha/MWp.

Theo các chuyên gia, quy định về hiệu suất của tế bào quang điện và diện tích đất sử dụng của các dự án điện mặt trời hiện chưa có chủ thể giám sát. Diện tích đất tuy có thể dễ dàng giám sát khi doanh nghiệp được địa phương cấp quyền sử dụng đất với công suất lắp đặt thực tế của dự án, nhưng ai là đơn vị giám sát hay hậu kiểm thì Thông tư của Bộ Công thương không chỉ rõ. Yêu cầu hiệu suất của tế bào quang điện cũng nan giải không kém về phần kiểm định.

Theo ông Đỗ Minh Thắng, hiệu suất 15-16% cũng là cao, nhưng không biết thực tế có được như vậy không. Để kiểm soát, cần đưa vào phòng lab, trung tâm kiểm định độc lập để đo cho khách quan. Chi phí đầu tư phòng lab kiểm định này tại nước ngoài dao động khoảng 50.000 - 60.000 USD.

Một số nguồn tin chưa kiểm chứng cho hay, hiện các nhà cung cấp tấm pin mặt trời đến từ Trung Quốc đã ký được hợp đồng thi công, lắp đặt cho các dự án điện mặt trời tại Việt Nam, với tổng công suất xấp xỉ 1.000 MW.

“Sự có mặt của các nhà cung cấp Trung Quốc khiến thị trường pin mặt trời thế giới hạ nhiệt về giá, nhưng hiệu quả lâu dài về hiệu suất vận hành cũng như chi phí bảo dưỡng và xử lý tấm pin này sau 20 năm so với các thiết bị đến từ châu Âu thì chưa thể nói trước được”, ông Bùi Vạn Thịnh, Chủ tịch, Tổng giám đốc Công ty cổ phần Phong điện Thuận Bình nhận xét.

Đồng ý với quan điểm này, ông Thắng cho hay, việc suy giảm hiệu suất của các tấm pin mặt trời trong quá trình hoạt động hiện chưa rõ ràng, bởi số các trang trại chạy được đến 20 năm để kiểm chứng không nhiều, dù các thông tin cho thấy, sau 20 năm, hiệu suất còn lại có thể vẫn được 70-80% so với ban đầu.

Ở góc độ khác, giá thành đầu tư điện mặt trời giảm nhanh chóng trong 2-3 năm trở lại đây khiến giá bán điện lên lưới cũng giảm theo và đang ở mức 3-4 UScent/kWh với nhiều vùng có giờ nắng tốt trên thế giới và Việt Nam cũng không nằm ngoài quy luật này.

Theo tính toán của các chuyên gia đến từ GIZ, ở thời điểm tháng 7/2019, giá FiT cho một dự án điện mặt trời quy mô 50 MW là 6,57 - 7,14 UScent/kWh ở vùng có bức xạ nhiệt lớn nhất như Bình Thuận, Ninh Thuận. Ở các vùng có bức xạ thấp như miền Bắc, giá FiT là 8,7 - 9,45 UScent/kWh. Mức giá ở vùng có bức xạ nhiệt lớn cũng sẽ giảm còn 5,78 - 6,28 UScent/kWh vào tháng 7/2020 và xuống còn khoảng 5,5 UScent/kWh vào tháng 7/2021.

Nghĩa là, những dự án nào nhanh chân được bổ sung vào quy hoạch, kịp phát điện thương mại trước tháng 6/2019 (riêng Ninh Thuận là hết năm 2020) có thể yên tâm “rung đùi” hưởng mức giá mua điện ở mức 9,35 UScent/kWh trong 20 năm so với các dự án chậm chân.

Cuộc đổ bộ vào điện mặt trời trong khi không kịp bổ sung lưới đang khiến các doanh nghiệp điện mặt trời hò nhau chạy trối chết, chỉ có điều, họ đang không biết... chạy theo hướng nào mà thôi.

Bài học điện gió của Trung Quốc cũng 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.

Một số yêu cầu của Thủ tướng Chính phủ với Bộ Công thương

Báo cáo trước ngày 15/12/2018 về Quy hoạch điện mặt trời quốc gia, trong đó đặc biệt chú trọng cơ cấu nguồn và kế hoạch phát triển lưới điện truyền tải.

Báo cáo trước ngày 20/12/2018 về tình hình và giải pháp xử lý tình trạng quá tải các dự án điện mặt trời đã đăng ký, đã được phê duyệt.
Xây dựng quyết định sửa đổi, thay thế Quyết định số 11/2018/QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam, không được để khoảng trống pháp lý, tạo điều kiện phát triển, không gây thiệt hại cho nhà đầu tư, hài hòa lợi ích Nhà nước - nhà đầu tư - nhân dân, báo cáo Thủ tướng Chính phủ trước ngày 20/12/2018.

Cảnh báo làn sóng ùn ùn đầu tư vào điện mặt trời (Bài 2) Cảnh báo làn sóng ùn ùn đầu tư vào điện mặt trời (Bài 2)
10 1699 56 reviews

Nếu đầu tư không đồng bộ, không có cơ chế vận hành thích hợp, điện mặt trời có thể gây mất ổn định hệ thống điện, rã lưới bởi tính không ổn định và phân bố không đều tại Việt Nam.

 

Thời sự

Thông tin thị trường
  • Tất cả
  • Tất cả
  • Hose
  • HNX
  • UPCom
Bình luận mới
Top