điện mặt trời, dien mat troi

 
 Trang chủ » Tin tức    

Điện mặt trời : Nhà đầu tư “chậm”, dễ nếm “trái đắng”

Bookmark and Share

Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (A0) vừa công bố tính toán khả năng giải tỏa công suất của các nhà máy điện mặt trời từ các hợp đồng mua bán điện (PPA) đã được ký và đang đàm phán, nhằm tường minh hiện trạng lưới điện hiện có để các nhà đầu tư có thêm thông tin khi tính toán hiệu quả đầu tư. Ông Nguyễn Đức Cường, Giám đốc A0 nói rõ hơn về chủ đề này.

RẤT NHIỀU ĐƯỜNG DÂY QUÁ TẢI

Mục tiêu của việc công bố tính toán này là gì, thưa ông?

Mục tiêu là để minh bạch về thông tin và thực trạng của lưới điện. Hiện có rất nhiều nhà đầu tư điện mặt trời, nhưng lại tập trung vào một số khu vực nhiều nắng, nên có thể gây quá tải lưới. Do các nhà đầu tư đến với khu vực này vào những thời điểm khác nhau, nên không tránh khỏi thắc mắc, tại sao doanh nghiệp khác cũng đầu tư vào điện mặt trời được mà đến lượt tôi thì lại bị quá tải. 

Để minh bạch thông tin và công bằng trong mua bán điện khi thời điểm tháng 6/2019 đã cận kề, A0 đã tính toán và tiến hành công khai kết quả. Từ đây, các nhà đầu tư sẽ hiểu thực trạng, đường dây nào đã đầy tải, quá tải theo các dữ liệu hiện có tại thời điểm này. 

Với công bố này, liệu có tạo ra một cuộc đua mới để hoàn tất các thủ tục  phê duyệt dự án, ký PPA thật nhanh không?

Thực trạng một số đường dây được thống kê đầy tải, quá tải này là do chưa đồng bộ về quy hoạch, chính sách và mong muốn phát triển năng lượng tái tạo, mà cụ thể là điện mặt trời trong thời gian qua, dẫn tới nhiều nhà đầu tư đô xô vào lĩnh vực này.  

Những PPA ký được ở thời gian trước như kiểu xếp hàng mua vé xem bóng đá khi mà số chỗ ở sân chỉ có hạn, xếp hàng trước nên mua được, xếp sau thì bị hết vé. Bởi vậy, để đáp ứng được nguyện vọng làm điện mặt trời của các nhà đầu tư tới sau thì phải nâng cấp lưới. 

Nhưng đầu tư đường dây và trạm biến áp không thể nhanh. Rất nhiều tuyến đường dây truyền tải hiện còn chưa có trong Quy hoạch Phát triển điện (TSĐ) 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. 

Trong kết quả tính toán, có nhiều đường dây 500 kV, 220 kV, 110 kV ở khu vực Ninh Thuận và các vùng lân cận đang đầy tải hoặc là quá tải, trong khi đó, địa phương này mới được cho phép kéo dài thời hạn vào vận hành thương mại nhà máy điện mặt trời tới hết năm 2020. Liệu có chuyện, dù có thêm thời gian, nhưng dự án vẫn không thể đàm phán nhằm triển khai xây dựng và đi vào vận hành trước mốc này để hưởng giá bán điện 9,35 UScent/kWh trong thời gian 20 năm không?

Điện mặt trời có cả mặt tích cực lẫn hạn chế trong huy động và vận hành điều độ toàn bộ hệ thống, nhưng chúng tôi nghĩ, có thêm nguồn điện nào, dù là nhỏ cũng rất quý, nhất là trong điều kiện khoảng 2 năm gần đây không có nguồn điện lớn nào được khởi công để bổ sung cho hệ thống. Bởi vậy, chúng tôi rất cố gắng để cân đối, nhưng không dễ với thực trạng lưới truyền tải hiện nay. 

Khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận hiện không có lưới để truyền tải. Cũng có ý kiến cho rằng, nếu quá nhiều nhà máy điện mặt trời ở khu vực này cùng phát lên lưới và khi không đủ lưới để truyền tải hết công suất thì giao cho A0 điều độ, giảm công suất các nhà máy điện mặt trời đến mức phù hợp. 

Tuy nhiên, sau khi tính toán, chúng tôi thấy, khi cần sẽ phải giảm đồng thời các nhà máy điện mặt trời đang cùng được đấu vào lưới quá tải, chứ không thể chỉ giảm một vài nhà máy. Như vậy, tất cả các nhà máy điện mặt trời sẽ đều cùng bị giảm sâu về công suất huy động so với thiết kế. Điều này sẽ làm khó cho nhà đầu tư, bởi họ tính đầu tư là dài hạn cho 20  năm, chi phí bỏ ra ngần này và thu về là chừng kia, trong khi thực tế tổng thể là quá tải và không phát điện được như dự tính.

Nhưng cũng có thể diễn ra tình trạng, nơi được gia hạn thời gian như Ninh Thuận không có lưới để truyền tải, còn nơi khác có thừa lưới để truyền tải lại không được gia hạn, thưa ông?

Đúng là sẽ có tình trạng này xảy ra thật và tôi cho rằng, phải xem xét chi tiết từng nguồn cụ thể. Điều dễ nhận thấy là hiệu quả của dự án điện mặt trời phụ thuộc nhiều vào số liệu bức xạ mặt trời tại địa điểm làm dự án, nói dễ hiểu là mức độ nắng có mạnh và số ngày nắng có nhiều hay không. Ngoài ra, mặt bằng cho dự án cũng là vấn đề quan trọng, nên cũng có thể lý giải tại sao lưới ở khu vực Ninh Thuận và Bình Thuận đang quá tải với sự tập trung dày đặc của các nhà máy điện mặt trời. 

Ngay ở khu vực này cũng có thể xảy ra trường hợp nhà máy tuy đã ký PPA, nhưng bước vào triển khai lại khó khăn, không giải phóng được mặt bằng, tiền huy động không đủ, trong khi có nhà máy khác đang chờ ký PPA lại có mặt bằng sạch và có nguồn vốn sẵn sàng để đẩy nhanh tiến độ về đích sớm. 

KHÔNG THỂ THẤY DÂY GẦN LÀ ĐẤU NỐI DỄ

Người ngoại đạo có thể nghĩ là nếu không nối được vào lưới 110 kV thì chuyển sang nối vào lưới 220 kV, thậm chí lên lưới 500 kV vì đường dây đó đi gần nhà máy điện mặt trời, thưa ông?

Lưới điện các cấp cũng như quân cờ domino, có đấu vào lưới 110 kV thì cũng phải lên lưới 220 kV và 500 kV để truyền tải tới các nơi tiêu thụ. Điện mặt trời tập trung ở miền Trung, nhưng nơi tiêu thụ điện lớn lại ở miền Nam. 

Cũng không thể đấu nối vào các phần dành cho điện gió, bởi vị trí điện gió và điện mặt trời không đồng pha với nhau về mặt vị trí. 

Từ góc độ điều độ hệ thống điện, theo ông có giải pháp nào cho vấn đề quá tải, đầy tải với điện mặt trời ở một số nơi không?

Rất khó, bởi nguồn và lưới đi với nhau, muốn thêm nguồn thì phải có lưới để tải điện đi. Trong TSĐ 7 và TSĐ 7 điều chỉnh khi phê duyệt (tháng 7/2011 và tháng 3/2016) chưa tính tới sự xuất hiện của các nhà máy điện mặt trời cụ thể, mà chỉ mới đưa vào ước lượng tương lai sẽ huy động được mức công suất này từ năng lượng tái tạo. 

Thực tế, làn sóng đầu tư vào làm điện mặt trời cũng chỉ diễn ra dồn dập khi có quyết định cho phép giá mua điện mặt trời tương đương 9,35 UScent/kWh từ tháng 4/2017.  

Dư luận vẫn hiểu rằng, ký được PPA tức là đã phải được xem xét tới phương án giải tỏa hết công suất điện của nhà máy thông qua các đường dây hiện hữu?

Thoả thuận đấu nối là một phụ lục của PPA và thường được đàm phán xong trước khi ký PPA chính thức. Thoả thuận đấu nối nhằm đưa ra phương án để giải tỏa hết công suất và điện năng của cả đời dự án, đánh giá ảnh hưởng của dự án với hệ thống điện hiện hữu, đưa ra biện pháp giảm thiểu ảnh hưởng và cuối cùng là phân định trách nhiệm đầu tư đấu nối. 

Sau khi có thỏa thuận này mới tính được chi phí đầu tư và giá bán điện. 

Ở các dự án điện mặt trời, giá mua đã được công bố là 9,35 UScent/kWh, nên chủ đầu tư không cần đàm phán với bên mua điện và họ có tâm lý cố gắng giảm thiểu chi phí sản xuất điện để tối ưu hóa lợi nhuận của mình. 

Vậy với các dự án điện mặt trời cụ thể, đơn vị nào sẽ ký thỏa thuận đấu nối, thưa ông?

Nếu đấu nối vào cấp điện áp 220 kV trở lên, quyền quản lý thuộc Tổng công ty Truyền tải (EVN NPT) và các công ty truyền tải điện trực thuộc. Nếu đấu nối vào lưới 110 kV trở xuống sẽ do các tổng công ty điện lực các vùng thực hiện và ở đây đang tập trung tại miền Trung (EVN CPC) và miền Nam (EVN SPC). 

Vậy việc đầy tải, quá tải như A0 tính toán mới đây, liệu có tình trạng EVN CPC và EVN SPC, EVN NPT hoạt động độc lập, tự ký trong phạm vi của mình, sau đó lên tới Điều độ gom lại mới phát hiện ra là không khớp nhau? 

Đánh giá tiếp nhận tại điểm đấu nối mới chỉ mang tính cục bộ, chưa phải xét tổng thể toàn hệ thống. Về nguyên tắc, tổng công ty điện lực phải chất vấn tư vấn lập dự án điện mặt trời để trả lời câu hỏi, truyền tải đến cấp điện áp cao hơn, thậm chí đến 500 kV sẽ theo đường nào, có vấn đề gì không và phải thông báo cho EVN NPT, bởi đây là nguyên tắc dòng chảy, nhiều suối thì thành sông. 

Tuy nhiên, có thể do các tổng công ty điện lực địa phương mới chỉ tính trên bản thân lưới điện do mình quản lý với thời gian vào vận hành là năm 2019, nên A0 mới được giao tính toán rà soát lại để có câu trả lời chính xác về mức độ huy động và kết nối (với các nhà máy truyền thống như thủy điện, nhiệt điện than, điện khí thì A0 không phải thực hiện tính toán này, bởi đã được tính trong Tổng sơ đồ điện). 

Thời gian qua, cũng có tâm lý “cứ thỏa thuận, nếu quá tải thì giảm”. Điều này nghe có vẻ hợp lý, nhưng khi đã ký PPA đại trà thì lại có chuyện. Nếu có 1 doanh nghiệp với công suất 200 MW khi quá tải cần giảm huy động 50%, thì doanh nghiệp vẫn còn lại 100 MW, vẫn vui. Nhưng giờ có 10 doanh nghiệp đều cùng ký PPA với công suất lên lưới là 1.000 MW – 2.000 MW, thì khi vẫn lưới đó, mà chỉ huy động được 100 MW, tất cả đều phải giảm tới 90% công suất phát. Như thế, mỗi doanh nghiệp có khi chỉ còn 10 MW. Chắc chắn lúc đó nhà đầu tư không dễ chấp nhận. 

Giờ A0 cần nhất là số liệu chính xác để điều độ được hệ thống, nhất là về tiến độ cụ thể các dự án điện mặt trời, không thể chủ quan đã có PPA là nhà đầu tư sẽ xây dựng nhanh, trong khi thực tế không thể triển khai nhanh do nhiều nguyên nhân. 

Ông có cho là, vẫn có những doanh nghiệp đang hăm hở lao vào làm điện mặt trời và bỏ qua chuyện công bố của A0?

Cũng có thể. Quan điểm của EVN và A0 là công bố nhằm tường minh thực trạng hệ thống điện hiện nay, để các cấp quản lý và các nhà đầu tư cập nhật được thông tin trong quá trình triển khai dự án.


» Các thông tin mới đăng :

     · Cần nhân rộng mô hình điện mặt trời áp mái cho hộ gia đình
     · Đầu tư lắp đặt trên mái nhà hộ dân: Lợi ích ra sao?
     · Bộ Công Thương phải báo cáo Thủ tướng Quy hoạch điện mặt trời quốc gia

» Các thông tin cũ hơn :

     · Thị trường điện gió Việt Nam
     · Trung Quốc ép tăng giá bán điện với Việt Nam
     · Công nghệ năng lượng mặt trời

phone 0902 282 138