Thời điểm 30/6/2019 - hạn cuối để các nhà máy điện mặt trời được hưởng mức giá bán điện 9,35 UScent/kWh cho 20 năm vận hành - đã cận kề. Vì vậy, EVN đã chủ động hướng dẫn các nhà đầu tư quy trình hoàn tất đấu nối để được công nhận vận hành thương mại.

Khẩn trương đấu nối

Hội nghị Chuẩn bị vận hành các nhà máy điện mặt trời được Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) chủ động tổ chức ngày 22/3 đã nhận được sự quan tâm của đông đảo nhà đầu tư.

Dữ liệu của EVN cho thấy, tới nay, đã có 141 dự án điện mặt trời được phê duyệt bổ sung quy hoạch, trong đó có 95 dự án với tổng công suất 6.127 MW đã ký xong hợp đồng mua bán điện (PPA), tập trung lớn nhất tại các tỉnh Ninh Thuận (1.752 MW, đã có PPA), Bình Thuận (1.186 MW), Khánh Hòa (220 MW), Phú Yên (505 MW), Tây Ninh (708 MW).

Dù số lượng dự án được bổ sung quy hoạch và ký hợp đồng lớn, nhưng theo Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (A0), tới nay, mới có 8 nhà máy điện mặt trời với tổng công suất 290 MW đã đóng điện vận hành (Phong Điền, Krong Pa, Srepok 1, Quang Minh, BP Solar 1, Trung tâm điện lực Vĩnh Tân giai đoạn 1, TTC số 1, Yên Định).

Mặc dù lưới điện hiện hữu đảm bảo giải tỏa hết công suất các nguồn năng lượng tái tạo vào vận hành trong tháng 4/2019 với chế độ vận hành bình thường, nhưng từ tháng 5 - 6/2019, sẽ có nhiều nơi bị rơi vào trạng thái quá tải.

Theo tính toán của A0, trên cơ sở kế hoạch của các dự án, trong tháng 4, 5 và 6, số các dự án điện mặt trời được lên kế hoạch vào vận hành sẽ tăng mạnh, lần lượt là 498 MWAC (14 nhà máy) - 1763 MWAC (38 nhà máy) - 4.244 MWAC (82 nhà máy).

Với thực tế đa phần các chủ đầu tư nhà máy điện mặt trời đều là “tay ngang”, nên sự lo lắng của EVN là không thừa. Nhất là khi, chỉ các dự án đưa vào vận hành thương mại trước ngày 30/6/2019 mới được hưởng mức giá 9,35 UScent/kWh cho cả thời gian 20 năm - đang được xem là khá hời. Từ ngày 1/7/2019, sự thay đổi mức giá mua điện mặt trời chưa có quy định cụ thể, nhưng chắc chắn sẽ giảm mạnh.

Tại điểm nóng về giải tỏa công suất ở Ninh Thuận, Bình Thuận và vùng lân cận - nơi tập trung lớn các dự án điện mặt trời, hiện Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVN NPT), dù đang triển khai 21 công trình lưới truyền tải phục vụ giải phóng công suất năng lượng tái tạo, nhưng chỉ có 6 dự án có thể đóng điện vào năm 2020, còn lại 15 dự án sẽ đi vào vận hành giai đoạn 2021 - 2025.

Nhu cầu vốn cho 15 dự án này khoảng 11.680 tỷ đồng, cộng thêm 24 dự án ở cấp điện áp 110 kV cũng tại khu vực này do Tổng công ty Điện lực miền Nam làm chủ đầu tư cần khoảng 2.300 tỷ đồng, đều là những con số không nhỏ.

Chưa kể, các dự án lưới truyền tải cần tối thiểu 3 năm với các công trình 220 kV và 5 năm với các công trình cấp 500 kV. Bởi vậy, việc đáp ứng tiến độ của các nguồn năng lượng tái tạo (thời gian thi công dự án chỉ là 6 tháng đến 1 năm) của EVN và các đơn vị là rất khó khăn, đặc biệt trong bối cảnh công tác bồi thường giải phóng mặt bằng ngày càng phức tạp.

“Các nhà đầu tư điện mặt trời cũng cần kiến nghị UBND tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, hết sức ủng hộ, giúp đỡ ngành điện trong công tác giải phóng mặt bằng để đảm bảo tiến độ các công trình lưới điện trên địa bàn tỉnh”, đại diện EVN nói.

Không COD, miễn hưởng giá cao

Theo ông Ngô Sơn Hải, Phó tổng giám đốc EVN, do quy định phải đạt ngày vận hành thương mại (COD) chậm nhất là 30/6/2019 mới được hưởng mức giá 9,35 UScent/kWh, nên các chủ đầu tư cần có sự chuẩn bị càng sớm càng tốt với các hồ sơ liên quan.

“Mới đây, EVN đã có một đoàn đi thực tế các dự án điện mặt trời và thấy, nhiều công trình tới ngày 30/6 sẽ chỉ xong được một phần dự án. Vì vậy, chỉ phần nào có COD trước 30/6 mới được hưởng mức giá 9,35 UScent/kWh, phần nào chưa xong phải chấp nhận giá khác”, ông Hải khẳng định.

Theo quy định, để có được COD, các dự án điện trước đó cần trải qua 8 - 10 thí nghiệm liên quan, với tổng thời gian cũng mất khoảng 5 - 7 ngày. Nhằm hỗ trợ các chủ đầu tư đang dốc hết sức về đích trước ngày 30/6, EVN đã giảm xuống chỉ còn 3 thí nghiệm cơ bản. Tuy nhiên, do sản lượng điện mặt trời phụ thuộc vào mức độ bức xạ và thời gian nắng, trong khi sẽ chỉ có 1 con số công suất được chốt để làm cơ sở chấp nhận thanh toán tiền mua điện, nên nếu dư thời gian, nhà đầu tư mới có thể làm đi, làm lại các thí nghiệm hay bổ sung các thiết bị cần thiết để có được mức công suất phát tốt nhất.

“Nếu bộ inverter hỏng, không đạt yêu cầu khi thử nghiệm đóng điện, lại hết thời gian nên không thể thay, dẫn tới không nghiệm thu được trước ngày 30/6/2019, thì dự án xây dựng xong cũng không được tính mức giá 9,35 UScent/kWh cho 20 năm vận hành”, ông Hải nói và đề nghị các chủ đầu tư “cố gắng đóng điện lần đầu trước ngày 20/6 để còn có thêm thời gian căn chỉnh”.

Đại diện Bộ Công thương và EVN cũng cảnh báo các chủ đầu tư nên chuẩn bị hồ sơ, thủ tục đầy đủ theo quy định với một nhà máy trong ngành điện trước khi có COD. “Với cơ chế hậu kiểm, nếu doanh nghiệp không đủ hồ sơ như đã quy định ở thời điểm trước ngày 30/6/2019, thì sẽ bị huỷ bỏ các kết quả đã và đang được hưởng, gây thiệt hại lớn cho doanh nghiệp”, một chuyên gia ngành điện cho hay.

Theo Thanh Hương
baodautu.vn
Bình Luận (0)

Bài viết chưa có bình luận nào. Bạn nên dùng tiếng Việt có dấu khi bình luận.