Cơ chế và sức hút

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh được Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 428/2016/QĐ-TTg, dự kiến đến năm 2020, sản lượng điện đạt 265 - 278 tỷ kWh và đến năm 2030 đạt khoảng 571 - 700 tỷ kWh. Để đáp ứng nhu cầu này, tới năm 2020, công suất điện cần tới 60.000 MW, năm 2025 cần 96.500 MW và đến năm 2030 là 129.500 MW, tức là bình quân mỗi năm tăng thêm khoảng 6.000 - 7.000 MW. Trong đó, mục tiêu phát triển điện mặt trời được đề ra chỉ là 850 MW công suất lắp đặt vào năm 2020 và khoảng 4.000 MW vào năm 2025; khoảng 12.000 MW năm 2030.

Khi nghiên cứu cơ chế giá FiT (cơ chế nhằm khuyến khích phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, tăng sức cạnh tranh so với các nguồn năng lượng truyền thống) cho điện mặt trời sau tháng 6/2019, ông Vũ Ngọc Đức (Viện Năng lượng, thành viên nhóm nghiên cứu của Dự án Hỗ trợ kỹ thuật thực hiện chương trình năng lượng EU - Việt Nam) nhận thấy, sự bùng nổ dự án điện mặt trời chỉ diễn ra sau khi giá mua bán điện được công bố là 9,35 UScent/kWh vào tháng 4/2017.

Nhiều doanh nghiệp đầu tư lĩnh vực này cho rằng, mức giá mua điện là 9,35 UScent/kWh là quá tốt để thu hút các nhà đầu tư triển khai dự án điện mặt trời. Vì mức giá hấp dẫn này mà thời gian qua, nhiều nhà đầu tư ùn ùn xin làm dự án điện mặt trời, dẫn đến quy hoạch bị phá vỡ. Trước đó, tổng công suất các dự án điện mặt trời đã đi vào hoạt động chỉ vỏn vẹn… 5 MW, trong đó, chỉ có 1 MW được nối lưới, 4 MW còn lại chủ yếu đặt ở vùng sâu, vùng xa, trên mái nhà.

Các nghiên cứu sơ bộ trước đó của Dự án Năng lượng Tái tạo và Tiết kiệm Năng lượng (4E) do Tổ chức Hợp tác Phát triển GIZ và Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công thương) thực hiện cũng cho thấy, tổng tiềm năng kinh tế của các dự án điện mặt trời trên mặt đất tại Việt Nam đạt ít nhất 7 GW vào năm 2020. Tiềm năng này vượt xa mục tiêu quốc gia là 0,8 GW vào năm 2020. Thậm chí, trong xu thế chi phí đầu tư và tài chính cho các dự án điện mặt trời đang ngày càng giảm, tiềm năng kinh tế có thể đạt mức vài trăm GW trong giai đoạn 2021 - 2030 khi thị trường bắt đầu phát triển và vượt xa mục tiêu đã đề ra là 12 GW vào năm 2030.

Có dễ kiếm lời?

Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho hay, trong điều kiện các nguồn thủy điện được khai thác gần hết, thì việc phát triển năng lượng tái tạo như điện gió, điện mặt trời là rất cần thiết và là xu thế của thế giới. Năng lượng mặt trời là dạng năng lượng “trời cho”, nhưng vấn đề sử dụng thế nào, hiệu quả ra sao là câu chuyện hoàn toàn khác. Với việc 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, gây tụt áp, rã lưới...

Cụ thể, nguồn điện mặt trời chỉ hoạt động khi nắng tốt, gần như không hoạt động ở những thời điểm như trời mưa, trời nhiều mây mù hay ban đêm, trừ phi có hệ thống pin, ắc-quy tích điện. Đối với những dự án điện mặt trời quy mô lớn, hệ thống tích trữ này giỏi lắm cũng chỉ thêm 3 - 5 giờ, nhưng chi phí đầu tư rất đắt đỏ.

Một dự án bình thường, để đầu tư 1 MW điện mặt trời, tốn 1 triệu USD, nếu kèm theo bộ tích điện, thì chi phí tăng lên gấp đôi. Vì vậy, khi hàng ngàn MW điện mặt trời được nối lưới, ngành điện vẫn phải tính toán phát triển nguồn bù vào hệ thống khi điện mặt trời không hoạt động... Theo một chuyên gia về ngành điện, đây là vấn đề kỹ thuật không hề đơn giản, các bên từ chủ đầu tư điện mặt trời, địa phương và ngành điện... phải họp bàn xây dựng quy trình điều độ rất phức tạp

Tuy nhiên, quá nhiều dự án điện mặt trời phát triển cùng lúc ở một khu vực, khi đấu nối vào đường dây hiện hữu, sẽ dẫn đến khả năng phải đầu tư thêm lưới điện truyền tải, trạm biến áp... Dĩ nhiên, các chi phí này đều tính vào giá thành điện, Nhà nước hay Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) không thể gánh nổi. 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 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.

Thanh Huệ