Điện mặt trời trước 'mốc vàng' 30/6: Phía sau những cuộc đua

Tháng 4, Ninh Thuận và Bình Thuận - những nơi tập trung nhiều dự án điện mặt trời - tấp nập như một đại công trường. Trong trí nhớ của anh Lê, chủ một doanh nghiệp nhỏ cung cấp thiết bị cho 2 nhà máy điện mặt trời tại Ninh Thuận, đây là thời khắc "chạy nước rút" trong thi công của các dự án.

Cuối tháng 5, cập nhật từ ông chủ nhà cung cấp này cho thấy không khí thi công tại đại công trường đã phần nào bớt rầm rộ, khi mà công đoạn lắp cáp, tấm pin của các nhà máy cơ bản đã hoàn tất. Chủ đầu tư nhiều dự án đang hoàn thiện, đấu nối lên lưới và… xếp hàng chờ.

"Họ đang tranh nhau được quyền đấu nối, nghiệm thu, làm thủ tục về thông số", anh Lê nói và tiết lộ thực tế thì cả 2 dự án do công ty anh cung cấp thiết bị cũng nằm trong danh sách chờ này.

30/6 là mốc quan trọng với các dự án điện mặt trời. Nếu được cấp chứng nhận vận hành thương mại (COD) trước ngày này, mức giá áp dụng sẽ là 9,35 cent/kWh - cao hơn so với nhiều nước trong khu vực. Với dự án phát điện sau 30/6, chính sách giá sẽ được điều chỉnh.

Cảnh thi công tại một nhà máy điện mặt trời để "chạy đua" mốc 30/6. Ảnh: Bằng Lăng.

Mỗi ngày 3 - 4 nhà máy đóng điện

Đến hết năm 2018, cả nước chỉ có 2 dự án điện mặt trời được vận hành thương mại. Tuy nhiên, đến 30/6 năm nay, con số dự kiến lên đến 96 dự án. "Chúng ta có xấp xỉ 5.000 MW điện mặt trời trong thời gian rất ngắn", ông Võ Quang Lâm, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), nhận định.

Với cơ chế khuyến khích ưu đãi về giá nói trên, ông Nguyễn Đức Ninh, Phó Giám đốc Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0), cho hay nhà đầu tư phải đang chạy đua với mục tiêu được cấp COD trước 30/6.

EVN cho biết đến hết 30/5, 47 nhà máy điện mặt trời đã được hòa lưới điện quốc gia với 2.300 MW. Chỉ riêng tháng 6, cả nước có thêm 49 dự án đi vào hoạt động với công suất 2.600 MW. Khi chỉ còn hơn 1 tuần lễ để hưởng giá ưu đãi, ông Ninh cho hay mỗi ngày đơn vị này phải thực hiện đóng điện cho 3 - 4 nhà máy điện mặt trời, cũng đồng nghĩa từng đó dự án được cấp COD.

A0 phải thành lập tổ công tác đóng điện mặt trời để phối hợp chỉ huy thống nhất liên tục trong toàn trung tâm quốc gia và trung tâm điều độ tại các miền. Nhân lực của trung tâm chia thành 3 ca, 5 kíp thực hiện, không kể cuối tuần để đảm bảo công việc. Mỗi ngày, đơn vị này phải tiếp nhận, trao đổi khoảng 5.000- 6.000 tin nhắn với các chủ đầu tư điện mặt trời liên tục từ 6h đến 0h hôm sau.

Theo ông Nguyễn Đức Ninh, thực tế, việc đóng điện, nghiệm thu, công nhận COD các nhà máy điện mặt trời gặp không ít khó khăn, do nhiều quy định, căn cứ pháp lý chưa cập nhật và theo kịp với tốc độ thực tế phát triển các dự án điện mặt trời đang diễn ra quá nhanh.

Đến 30/6, Bình Thuận sẽ có khoảng 20 dự án điện mặt trời được hòa lưới điện. Công suất điện mặt trời tại riêng Bình Thuận đã là 1.100 MW, chiếm hơn 20% cả nước.

Theo cập nhật mới nhất từ ông Dương Quang Thành, Chủ tịch HĐTV EVN ngày 22/6, cả nước có 79 nhà máy điện mặt trời được đóng điện, với tổng công suất khoảng 4.312 MW. Tới 30/6, sẽ có thêm 10-12 nhà máy điện mặt trời đóng điện.

Nhà đầu tư kêu khó

Theo chủ một doanh nghiệp phát triển điện mặt trời tại Ninh Thuận, bên cạnh dự án thành công cũng có không ít sẽ lỡ hẹn với mốc 30/6. "Tất cả đều cơ bản xong rồi, nhưng lên được lưới hay không thì phải chờ. Mà thời gian qua dự án nào lên lưới được thì đều được thông tin trên các phương tiện truyền thông", vị này chia sẻ và dí dỏm cho biết nếu đúng kế hoạch thì "ngày nào cũng sẽ có dự án được quảng cáo trên các phương tiện truyền thông, báo chí".

Muốn có được hợp đồng lên lưới, các chủ đầu tư cần có hệ thống điều khiển tự động (escada). 1 escada sẽ điều khiển toàn bộ mạng lưới tấm pin trên diện tích 60, 100, thậm chí mấy trăm ha để tối ưu năng lượng đưa vào hệ thống hoà lưới. Sau đó, hệ thống này cần kết nối với escada lưới điện quốc gia.

Cập nhật công suất điện mặt trời đến trước 30/6. Đồ hoạ: Trà My.

"Hai bên sẽ cần trao đổi thông tin khi nào cho đóng lưới, lúc nào cần cắt ra. Ngoài ra, việc khớp nối cũng phức tạp sao cho không văng ra khỏi lưới còn văng ra thì chủ đầu tư cũng mất tiền", ông nói. Với nhà máy lớn mà vì lý do nào đó không đúng thông số A0, ra lưới là mất tiền và chưa có hạch toán nhưng có khi lên cả tỷ đồng mỗi ngày. Đó là khó khăn.

"Có những dự án đang gặp khó và nhà đầu tư đang đẩy nhanh tiến độ", ông Đỗ Minh Kính, Giám đốc Sở Công Thương Bình Thuận, cũng chia sẻ.

Đại diện một doanh nghiệp trong ngành cho biết việc điện mặt trời không có trong Quy hoạch điện 7 mà chỉ là bổ sung cũng là vấn đề. Theo lời một người làm trong ngành, điện mặt trời tương lai sẽ trở thành gánh nặng với chính EVN vì ban ngày khi phát lên điện lưới thì công suất sẽ lớn nhưng bị cắt lúc 17h nên EVN phải cân đối lại phụ tải.

Một vấn đề khác là ưu đãi về thuế. Trước đây, toàn bộ hạ tầng sản xuất năng lượng mặt trời như tấm pin, đầu đấu nối cáp… không sản xuất được ở Việt Nam mà phải nhập khẩu và được ưu đãi miễn thuế, khấu trừ sau. Tuy nhiên khi dự án đang được triển khai, có những ký kết nhập hàng về, nhập đến hải quan thì một số mặt hàng lúc ấy lại được sản xuất tại Việt Nam, gây nên vướng mắc.

Chưa kể, trên thế giới, các dự án điện mặt trời phần lớn đã triển khai công nghệ mới. Về lâu dài, tấm pin năng lượng mặt trời tại Việt Nam - đa phần là dùng công nghệ trước đây - sẽ thành rác thải công nghiệp. "Điều này nguy hiểm vì tính trung bình tổng năng lượng của tấm pin được thiết kế trong vòng đời 10 năm không bằng được toàn bộ năng lượng phải dùng để xây lắp lên, tiêu huỷ mà không gây ô nhiễm môi trường", vị này bình luận.

Áp lực lên lưới điện

Đại diện EVN khẳng định sẵn sàng thu mua điện từ tất cả dự án điện mặt trời theo quy định. Tuy nhiên, việc giải tỏa được hết công suất là một vấn đề lớn hiện nay.

Hiện tại, dự án tập trung chủ yếu ở 6 tỉnh miền Trung, Nam, gây áp lực rất lớn cho khả năng tải lượng điện phát ra từ điện mặt trời lên lưới. Nhiều công trình lưới điện đấu nối lưới điện khu vực bị đầy, quá tải.

Dù vậy, Phó Tổng giám đốc EVN Võ Quang Lâm khẳng định vẫn đáp ứng được tiến độ hòa lưới điện của các nhà đầu tư trong thời hạn 30/6 trên cả nước.

Tuy nhiên trong tương lai, nếu tiếp tục phát triển điện mặt trời, các dự án sẽ có nguy cơ không giải toả được công suất. "Hiện nay, hệ thống lưới điện tuyền tải trên địa bàn Bình Thuận gần như quá tải, chỉ có thể đáp ứng được một số dự án ở mức độ vừa bổ vào quy hoạch", Giám đốc Sở Công Thương Bình Thuận Đỗ Minh Kính chia sẻ về thực trạng tại tỉnh này. Nếu toàn bộ công suất các dự án điện mặt trời mong muốn đầu tư tại Bình Thuận đưa lên, lưới truyền tải bao gồm cả các trạm biến áp và đường dây hiện nay sẽ không đáp ứng được.

Theo ông Kính, cần phải đầu tư đồng bộ các trạm biến áp lẫn đường dây 110 kV, 220 kV và 500 kV. Đây sẽ là khoản đầu tư rất lớn. Bởi không chỉ riêng điện mặt trời, lưới điện còn chịu áp lực từ các nguồn điện khác. Sắp tới, tỉnh này cần giải tỏa công suất cho 2 dự án nhiệt điện, trong đó dự án tăng vốn mở rộng nhiệt điện Vĩnh Tân có công suất lên tới 1.900 MW.

Ông Kính nói thêm nhiều nhà đầu tư tại Bình Thuận chia sẻ mong muốn đầu tư vào lưới điện nhưng hiện nay cơ chế chưa có, chủ yếu vẫn phụ thuộc vào đầu tư từ EVN.

Trong khi đó, ông Lâm cho rằng, để đầu tư hệ thống lưới điện 220 kV phải mất 3-5 năm, dự án đường dây 500 kV cần thời gian lâu hơn. Nguyên nhân chính khiến thời gian xây dựng hệ thống lưới điện lâu là do thủ tục đất đai, đặc biệt liên quan đến đất rừng, đất canh tác. "Những vấn đề liên quan đất đai cần xin ý kiến Thủ tướng nên thời gian sẽ kéo dài hơn", ông Lâm nói.

Đằng sau các cuộc chạy đua để kịp nhận COD của các dự án điện mặt trời còn rất nhiều vấn đề. Ảnh: Bằng Lăng.

Nguồn dự phòng

Bên cạnh đó, với đặc tính không ổn định của nguồn năng lượng tái tạo, khi hòa lưới điện với tỷ trọng cao, việc vận hành hệ thống điện toàn quốc sẽ đối mặt với những thách thức mới.

Theo thống kê của A0 về các dự án điện mặt trời đã vận hành, công suất phát có thể thay đổi từ 60% đến 80% trong khoảng thời gian chỉ 5-10 phút. Các biến động xảy ra ngẫu nhiên theo điều kiện thời tiết. Các dự án trong cùng một khu vực thường biến động đồng thời.

Trong khi đó, ông Ninh cho biết việc vận hành hệ thống điện có đặc điểm luôn cần duy trì cân bằng giữ nguồn và tải. Với sự biến thiên công suất như vậy, hệ thống điện luôn cần phải duy trì một lượng công suất dự phòng điều chỉnh tần số tương ứng, gây khó khăn và tăng chi chí trong công tác vận hành.

Lãnh đạo A0 đánh giá đây là thách thức lớn bởi hiện nay hệ thống điện Việt Nam còn rất ít nguồn dự phòng.