Ngành điện đang gặp phải tình trạng nhiều nhà máy điện mặt trời ở khu vực Bình Thuận, Ninh Thuận xây xong mà không có đường dây để truyền tải. Phải chăng đã có sự tính toán không kỹ khi bổ sung các dự án điện mặt trời tại khu vực này?
Trong quá trình xem xét bổ sung quy hoạch các dự án điện mặt trời ở Ninh Thuận, Bình Thuận, Bộ Công thương đã xem xét bổ sung cả các dự án đường dây truyền tải, cấp 110 - 220 - 500 kV.
Tuy nhiên, thực tế các dự án điện mặt trời triển khai rất nhanh trong thời gian qua để được hưởng mức giá 9,35 Uscent/kWh trước thời điểm 30/6/2019. Có dự án chỉ làm trong 6 tháng, thậm chí 4 tháng đã xong. Trong khi đó, các dự án đường dây thường mất lâu hơn. Đường dây 110 kV mất 2 năm từ chuẩn bị đầu tư tới lúc hoàn thành, đường dây 220 kv mất từ 2 - 3 năm và đường dây 500 kV mất từ 3 - 5 năm, nên đã có chuyện không đồng bộ giữa đường dây truyền tải với các dự án điện mặt trời.
Thực tế, các nhà đầu tư điện mặt trời đều hiểu rõ là các dự án đường dây không thể làm nhanh được, vì vậy, hiện nay có những nhà máy phải tiết giảm từ 40 - 70% công suất nhà máy.
Nặng nhất là khu vực có 3 đoạn đường dây 110 kV gồm Tháp Chàm - Ninh Phước, Ninh Phước - Tuy Phong và Tuy Phong - Phan Rí đang được triển khai đầu tư nâng tiết diện mạch 1 lên dây 300 mm2 và xây dựng đường dây mạch 2 để giải toả hết công suất của 19 dự án ở đây.
Ngoài ra, còn một số đường dây 220 kV đã được bổ sung quy hoạch và đường dây 500 kV khu vực này cũng đang được triển khai. Khi hoàn tất đầu tư sẽ giải toả được hết công suất điện mặt trời đang có tại khu vực này và dự tính là trong năm 2020 sẽ thực hiện được.
Ông Phương Hoàng Kim, Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo, Bộ Công thương
Trước thực tại nghẽn lưới truyền tải với điện mặt trời, một số tư nhân đã lên tiếng cho rằng cần xã hội hoá đầu tư lưới truyền tải, ông thấy việc thu hút tư nhân vào làm lưới điện nên theo cách nào?
Với bối cảnh đầu tư của ngành điện lớn và hiện nay các dự án không được Chính phủ bảo lãnh vay vốn hay thực tế có một số khâu như đầu tư nguồn điện đã xã hội hoá rồi thì việc tư nhân có thể triển khai đầu tư lưới truyền tải nhanh là đáng hoan nghênh.
Tuy nhiên, Luật Điện lực quy định truyền tải là độc quyền nhà nước và hiện chi phí truyền tải chưa đến 100 đồng/kWh. Như vậy, khi tư nhân đầu tư truyền tải thì phải xác định phí truyền tải để bù đắp lại khoản đầu tư này và chắc chắn con số này sẽ không rẻ như mức 100 đồng/kWh hiện nay.
Vấn đề khác là việc tham gia của bên thứ 3 vào đường dây truyền tải này. Khi có đường dây do 1 nhà đầu tư tư nhân làm thì một bên thứ 3 muốn đấu nối vào đó sẽ xử lý thế nào nếu nhà đầu tư đường dây nói là đã đầy tải, không đồng ý cho đấu nối. Ai sẽ là người chịu trách nhiệm điều phối trong việc dùng chung lưới điện truyền tải để bên thứ 3 có thể phát điện tới người mua cuối cùng thì lại chưa rõ ràng. Như vậy, sẽ dẫn tới lãng phí tài nguyên quốc gia trên bình diện chung.
Vì thế, truyền tải hiện vẫn được xem xét là độc truyền của nhà nước để các bên thứ 3 có thể đấu nối vào với chi phí hợp lý và chấp nhận được.
Đúng là tư nhân làm thì sẽ nhanh hơn về mặt thủ tục, nhưng cuối cùng vẫn phải tính hết vào giá điện, mà giá điện Nhà nước đang điều tiết nên không dễ tăng lên mạnh được.
Cũng cần thấy rằng, tư nhân phải thu được cái gì họ mới sẵn sàng bỏ tiền ra đầu tư đường truyền tải như vậy. Đơn cử Tập đoàn Trung Nam có đề xuất đầu tư ở Ninh Thuận một trạm 500 kV cùng đoạn đường dây 500 kV đấu nối vào Vĩnh Tân dài gần 30 km và nói là sẵn sang bàn giao miễn phí cho EVN. Nhưng đồng thời Tập đoàn Trung Nam cũng yêu cầu được bổ sung vào quy hoạch điện thêm khoảng 400 MW điện mặt trời của họ tại Ninh Thuận nữa. Vậy thì đường dây đó cũng chủ yếu xây phục vụ họ chứ không phải để cho tất cả cùng dùng.
Chưa kể, Ninh Thuận đang quá tải về điện mặt trời và không có lưới truyền tải đi xa thì việc bổ sung thêm 400 MW cũng không dễ hấp thụ được.
Vậy Nhà nước cần làm gì với các đề xuất muốn xây dựng đường dây truyền tải của tư nhân thưa ông?
Bản chất của doanh nghiệp là hiệu quả, doanh nghiệp tư nhân lại càng đặt cao câu chuyện hiệu quả khi định làm vấn đề gì. Vì vậy, Nhà nước cần phải cân bằng và hài hoà lợi ích của các bên tham gia thị trường điện gồm Nhà nước, doanh nghiệp và người dân.
Doanh nghiệp tư nhân khi đầu tư sẽ đưa ra một mức giá nhất định. Nếu Nhà nước mua điện có chi phí sản xuất và truyền tải cao thì buộc phải bán điện giá cao chứ không thể bù lỗ mãi được. Người dân khi đó phải chịu giá điện cao. Đó là những vấn đề cần phải cân nhắc trong tổng thể nền kinh tế chứ không thể đơn giản nói tại sao không cho doanh nghiệp tư nhân đầu tư.
Cũng có những việc tưởng như đơn giản nhưng cũng không làm được. Ví dụ, Tập đoàn Trung Nam đầu tư đường dây sẽ đảm bảo yêu cầu kỹ thuật ra sao để sau này ngành điện tiếp nhận và vận hành được ổn định, an toàn. Hay chuyện bàn giao giá 0 đồng thì ngành điện cũng không có cơ chế để tiếp nhận tài sản này. Đường dây mà chi phí 0 đồng thì các chi phí vận hành, bảo dưỡng sau này tính ra sao? Điều này Bộ sẽ nghiên cứu và có báo cáo Thủ tướng Chính phủ để đảm bảo hài hoà lợi ích của các bên tham gia thị trường điện.
Quyết định 11/2017/QĐ-TTg ban hành tháng 4/2017 có đưa ra mốc thời gian kết thúc giá mua điện mặt trời 9,35 Uscent/kWh là ngày 30/6/2019. Tại sao lại quy định thời gian ngắn vậy, thưa ông?
Công nghệ sản xuất tấm pin mặt trời phát triển nhanh, khiến giá thành điện mặt trời cũng xuống theo. Tính từ năm 2017 tới nay, chi phí của tấm pin điện mặt trời đã giảm 30%.
Theo tính toán của các chuyên gia và tổ chức quốc tế, giá thành điện mặt trời giảm trung bình là 12%/năm so sự phát triển của công nghệ. Bởi vậy khi xây dựng chính sách giá điện mặt trời phải tính tới lộ trình giảm giá và công bố để nhà đầu tư tính toán. Tôi cho đây là điều minh bạch và rất công bằng.
Cách đây 10 năm, chi phí mua pin mặt trời cho 1 MWp là tầm 1,5 triệu USD, nhưng hiện nay có những lúc chi phí này chỉ còn 260.000 USD.
Khi bắt tay vào xây dựng cơ chế giá mới cho điện mặt trời thì giá xây dựng là hơn 400.000 Usd/MWp nhưng nay đã giảm hơn 30%. Vì vậy tư vấn GIZ đến từ Đức cũng có đề xuất với Bộ Công thương nên có mốc thời gian cho giá FIT của điện mặt trời để nhà đầu tư cũng phấn đấu.
Việc phân chia vùng để tính giá điện mặt trời cũng được đề xuất sau khi tư vấn quốc tế đã có các tính toán chi tiết.
Trên thực tế, thời gian qua điện mặt trời phát triển nóng tại một khu vực vì đầu tư có hiệu quả, còn các vùng khác không phát triển được mấy dù lưới truyền tải thuận lợi. Bởi vậy, mục tiêu trong việc xây dựng giá FIT mới là giãn các dự án ra những vùng có bức xạ kém hơn để tránh quá tải về truyền tải.
Dĩ nhiên, nhiều địa phương sẽ thấy không công bằng nhưng về học thuật lại rất công bằng vì vùng nào bức xạ thấp cần có giá cao để khuyến khích và địa phương cũng có cơ hội phát triển hơn.
Tư vấn cũng đề nghị quy định giá mua điện mặt trời giảm 12% mỗi năm nhưng thực tế Việt Nam sẽ khó quản lý nên chúng tôi vẫn giữ mức giá FIT trong vòng 2 năm và sau thời gian này sẽ tính toán lại xem nên chọn cách quy định giá FIT hay đấu thầugiá điện mặt trời.
Nghĩa là giá điện mặt trời mới có ban hành cũng sẽ chỉ có hiệu lực trong vòng 2 năm?
Đúng vậy, Bộ đề nghị chỉ áp dụng trong 2 năm thôi và sau đó sẽ xem xét điều chỉnh lại giá FIT như các lý do đã nói trên.
Các dự án điện mặt trời đã được bổ sung quy hoạch có quy mô lên tới 13.000 MWp trong khi thực tế có thể vận hành thương mại mới là gần 4.500 MW. Vậy các dự án còn lại sẽ được triển khai thế nào, thưa ông?
Khi bổ sung quy hoạch Bộ đã xem xét việc đấu nối và lưới truyền tải. Thực tế thời gian qua các dự án đa phần tập trung vào khu vực Ninh Thuận – Bình Thuận và đang vướng truyền tải.
Tại các khu vực khác không vướng truyền tải việc triển khai dự án điện mặt trời chưa làm được chủ yếu do vướng hạ tầng, đất đai nên không kịp mốc 30/6 để hưởng ưu đãi giá 9,35 UScent/kWh.
Hiện tại nhiều dự án lưới điện cũng đã được bổ sung quy hoạch và đang triển khai thi công nên tự các chủ đầu tư cũng sẽ tính toán hiệu quả đầu tư để triển khai tiếp khi giá mới được chính thức công bố.
Vậy mục tiêu phát triển điện mặt trời thời gian tới sẽ ra sao, thưa ông?
Điện mặt trời chỉ hỗ trợ được công suất ban ngày. Theo thống kê, đỉnh cao điểm tiêu thụ ban ngày chênh với đỉnh cao điểm tối là 6% và điện mặt trời sẽ bù được ở chỗ 6% này.
Do điện mặt trời có tính thời điểm và bất ổn, khi đám mây đi qua có thể suy giảm nhiều công suất đang phát lên lưới nên phát triển điện mặt trời cũng đòi hỏi có dự phòng để huy động khi có những biến động về thời tiết, trong điều kiện chưa đầu tư hệ thống pin lưu trữ.
Theo tính toán, muốn huy động 5.000 MWp điện mặt trời thì cần phải có ít nhất 1.500 MW công suất dự phòng quay, nghĩa là có thể huy động ngay lập tức khi điện mặt trời sụt giảm.
Lẽ dĩ nhiên,hệ thống sẽ phải tính chi phí dự phòng này vào chi phí sản xuất và giá thành sản xuất điện theo đó cũng bị đội lên. Vì thế, vẫn cần các nguồn truyền thống để đảm bảo cấp điện ổn định và việc phát triển điện mặt trời cũng như các nguồn năng lượng tái tạo cần phù hợp, hài hoà các nguồn khác để đảm bảo hiệu quả khi vận hành hệ thống.
