Những vấn đề đặt ra khi đầu tư các dự án điện mặt trời

785

Với sự hấp dẫn của cơ chế giá, đến thời điểm hiện tại, theo báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), đã có khoảng 15.000 MWp công suất các dự án điện mặt trời được Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công Thương phê duyệt bổ sung Quy hoạch điện VII.

Sự phát triển bùng nổ của các dự án điện mặt trời đang góp phần giảm áp lực về nguồn cung của ngành điện. Song cũng đặt ra nhiều vấn đề liên quan đến tại sao giá điện mặt trời mà Bộ Công Thương đang dự thảo lại chia thành 4 vùng, vấn đề giải tỏa công suất và giải quyết ô nhiễm từ các tấm pin mặt trời sau khi hết thời gian sử dụng ra sao?

Áp lực giải tỏa nguồn

Với đặc điểm khí hậu phù hợp, các dự án điện mặt trời, điện gió hiện nay đang chủ yếu tập trung tại khu vực miền Nam và Nam Trung bộ. Đây là khu vực có tỷ trọng phụ tải chiếm khoảng 50% so với toàn quốc. Vì vậy, với việc đưa vào vận hành các dự án năng lượng tái tạo, phần nào sẽ giảm bớt sự thiếu hụt về năng lượng tại miền Nam. Qua đó, tăng cường an ninh cung ứng điện và giảm căng thẳng trong vận hành hệ thống điện.

Tuy nhiên, theo ông Nguyễn Đức Ninh, Phó giám đốc Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (A0), tính đến ngày 17/5, EVN đã đóng điện 27 nhà máy điện mặt trời, với tổng công suất khoảng 1.500 MW, bao gồm: 9 nhà máy ở phía Nam, 17 nhà máy miền Trung và 1 nhà máy miền Bắc. Trong tháng 5 – 6, sẽ có 48 nhà máy nữa tiếp tục hòa lưới điện quốc gia và tính trung bình mỗi tuần sẽ phải đóng điện khoảng 10 nhà máy. Đây sẽ là một khối lượng công việc rất lớn.

Ngày 20/5/2019, Nhà máy điện mặt trời Cát Hiệp đóng điện vận hành để chạy nghiệm thu và đấu nối vào lưới điện quốc gia. (Ảnh: TTXVN)

“Để giảm thời gian, quy trình làm việc, A0 đã sử dụng liên lạc trực tuyến (online), số hóa các văn bản, lập các web phục vụ đàm phán. Có khoảng 300 nhóm (group), xử lý 5.000 – 6.000 tin nhắn từ 6 giờ sáng đến 12 giờ đêm để thực hiện lắp đặt, hòa lưới nên A0 phải thực hiện 3 ca, 5 kíp, không ngày nghỉ để đáp ứng yêu cầu đóng điện. Có những ngày A0 phải hòa lưới 2-3 nhà máy điện mặt trời”, ông Ninh cho biết.

Ông Nguyễn Đức Ninh cũng cho hay, khối lượng các nhà máy điện mặt trời tăng nhanh như vậy đặt ra áp lực lớn cho EVN trong việc xây dựng lưới điện, hòa lưới các nhà máy tập trung ở các tỉnh thành trong thời gian ngắn. Công suất lớn như vậy, nhưng khả năng giải tỏa còn rất thấp. Mỗi dự án điện mặt trời chỉ mất 1-2 năm để triển khai, nhưng lưới truyền tải để đáp ứng được sẽ phải xây dựng từ 3-4 năm.

Với hiện trạng đầy và quá tải như vậy, nhiều chuyên gia cho rằng, hệ thống điện sẽ rất dễ gặp phải các vấn đề về đường dây, máy biến áp liên tục bị vi phạm giới hạn vận hành, gây bất ổn hệ thống và nguy hiểm cho thiết bị.

Theo ông Mai Duy Thiện, đại diện Hiệp hội Năng lượng sạch Việt Nam, công suất nguồn năng lượng tái tạo thay đổi theo thời tiết, công suất phát thay đổi từ 60-80% trong khoảng thời gian chỉ 5-10 phút và xảy ra ngẫu nhiên tại cùng một khu vực dự án. Vì vậy, hệ thống điện luôn phải vận hành duy trì cân bằng giữa nguồn và truyền tải.

Báo cáo của EVN cho hay, với 3.000 MW công suất lắp đặt của các nhà máy điện mặt trời mà sai số với 20%, nguồn dự phòng sẽ phải chuẩn bị là 600 MW, tương đương với một nhà máy điện than lớn để duy trì tần số tương ứng. Điều này được dự báo sẽ gây khó khăn và tăng chi phí trong vận hành của Tập đoàn.

Tại cuộc họp mới đây của EVN về đảm bảo cung ứng điện, để đảm bảo các dự án điện mặt trời đi vào vận hành hiệu quả, ông Ngô Sơn Hải, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho hay, về lưới điện, EVN sẽ chủ động bổ sung quy hoạch, xây dựng lưới giải tỏa cho các dự án điện mặt trời. Với đường dây, chỗ nào đã có quy hoạch, EVN sẽ khẩn trương đẩy nhanh tiến độ đưa đường dây đó vào vận hành, giải tỏa càng nhiều càng tốt cho hệ thống điện.

Xử lý nguồn thải từ pin mặt trời

Mỗi tấm pin năng lượng mặt trời ngoài việc gặp khó trong kết nối với hệ thống điện quốc gia, nhiều chuyên gia cũng lo ngại về việc xử lý nguồn thải từ các tấm pin này như thế nào sau khi các dự án hết hạn sử dụng.

Theo PGS. TS. Phạm Hoàng Lương, Phó Hiệu trưởng Trường Đại học Bách khoa Hà Nội, trên thực tế, những tấm pin này nhìn qua sẽ thấy sản xuất năng lượng sạch, vì không sử dụng nguồn nhiên liệu truyền thống như: than, dầu, khí và không có phát thải ra môi trường. Nhưng để sản xuất ra được những tấm pin ấy, phải cần nhiều nguồn nguyên vật liệu. Trong quá trình sản xuất nguyên vật liệu đó sẽ tác động đến môi trường.

Đó là chưa kể đến việc xử lý sau khi thu hồi các tấm pin năng lượng mặt trời hết thời gian sử dụng. Do đó, Chính phủ cũng như các bộ, ban ngành nên đặc biệt quan tâm nghiên cứu kinh nghiệm từ các công trình nghiên cứu trên thế giới về vấn đề này.

Tuy nhiên, theo TS. Nguyễn Văn Khải, nguyên Giám đốc Trung tâm Sáng tạo Xanh GreenID, điện mặt trời hiện các nước đều đặt ra vấn đề giải quyết môi trường sau khi các dự án hết hạn sử dụng.

“Đừng quá lo về việc dùng pin mặt trời là độc hại và không thể tái chế. Chúng ta hoàn toàn có thể tái chế nhưng là do chưa chủ động làm hoặc không có khả năng. Chúng ta sẽ làm được khi có các nghiên cứu đầy đủ…”, TS. Nguyễn Văn Khải nói.

Theo ông Trần Viết Ngãi, Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, thời gian sử dụng các tấm pin năng lượng mặt trời là khá dài khoảng 20-25 năm. Do đó, thời gian tới, cần phát triển công nghệ cho khả năng xử lý hiệu quả, thậm chí có thể tái sử dụng những tấm pin mặt trời khi hết hạn. Nhưng trước mắt, phải tính tới việc bảo trì, bảo dưỡng các sản phẩm này để nâng cao tuổi thọ những tấm pin năng lượng mặt trời hiện hữu.

“Khi thay mới những pin cũ sẽ được tái tạo sản xuất ra những tấm pin mới và có thể yên tâm về công nghệ pin mặt trời ngày nay”, ông Ngãi nói.

Đại diện doanh nghiệp điện mặt trời, ông Diệp Bảo Cánh, Chủ tịch Công ty Mặt trời đỏ cho rằng, điện mặt trời nếu xử lý tốt sẽ không đáng lo ngại. “ Pin này đều có thể tái chế từ silicon, pin, kính… Vấn đề là các doanh nghiệp phải có nguồn kinh phí dự trữ để tái chế, không để hình thành bãi thải khổng lồ, tạo gánh nặng cho xã hội”, ông Cánh khẳng định.

Hiện nay, ở những vùng tiềm năng như Bình Thuận, Ninh Thuận…, đầu tư điện mặt trời đã lên đến hàng nghìn MW công suất. Vì vậy, không chỉ quy hoạch đầu tư như thế nào mà riêng việc đấu nối và vận hành các nhà máy này ra sao để đảm bảo cấp điện an toàn, liên tục và tin cậy vẫn cần nghiên cứu có khoa học.

Theo ông Nguyễn Văn Lực, Phó cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương), đối với những vùng đầu tư hàng nghìn MW công suất các nhà máy điện mặt trời thì phải xây trạm biến áp 500kV; đồng thời, việc tính toán phát triển, điều chỉnh quy hoạch để lưới điện có thể kết nối với các nguồn lớn này không hề đơn giản và cần có thời gian.

Bên cạnh đó, rác thải từ tấm pin mặt trời sau khi hết tuổi thọ sẽ xử lý thế nào cần có nghiên cứu cụ thể. Các chi phí đó có trách nhiệm của nhà đầu tư với việc xử lý hay không ? Cùng đó, việc tháo dỡ, xử lý sau dự án vẫn cần phải có những phân tích, đánh giá cụ thể hơn… là những vấn đề đang được đặt ra đối với các nhà đầu tư khi triển khai các dự án điện mặt trời.

Lý giải giá điện mặt trời

Liên quan đến dự thảo khung giá điện mặt trời năm 2019 do Bộ Công Thương xây dựng để trình Chính phủ tới đây, đại diện Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo – Bộ Công Thương đã có ý kiến về vấn đề này.

Lắp đặt hệ thống năng lượng điện mặt trời áp mái. (Ảnh: Sỹ Thắng/TTXVN()

Theo Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, dự thảo này phân chia làm 4 vùng bức xạ, với các mức giá bán lên lưới khác nhau. Đối với các địa phương có chỉ số bức xạ thấp, các dự án điện mặt trời ở khu vực này sẽ được bán điện lên lưới với giá cao hơn so với các dự án điện mặt trời xây dựng ở những tỉnh có chỉ số bức xạ cao.

Cụ thể, dự án điện mặt trời có mức thu mua vùng 1 từ 2.159 – 2.486 đồng/kWh, tương ứng 9,44 – 10,87 cent/kWh; vùng 2 là 1.857 đồng/kWh, tương ứng 8,13 cent/kWh; vùng 3 giảm xuống 1.644 đồng/kWh; vùng 4 từ 1.566 – 1.803 đồng/kWh (tương đương 6,85 – 7,89 cent/kWh).

Trong đó, vùng 1 gồm 28 tỉnh bắt đầu từ Hà Giang đến Quảng Bình sẽ áp dụng biểu giá mua điện mặt trời cao nhất. Vùng có giá bán điện thấp nhất là vùng 4, bao gồm các tỉnh Phú Yên, Gia Lai, Đắk Lắk, Khánh Hòa, Ninh Thuận và Bình Thuận. Việc phân chia vùng như vậy nhằm đảm bảo tính công bằng trong đầu tư.

Theo Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, cùng một mặt bằng giá thiết bị, suất đầu tư thì hiệu quả đầu tư giữa các vùng phải đảm bảo tương đương nhau nhằm khuyến khích các nhà đầu tư dự án.

Thêm vào đó, phân chia vùng như vậy sẽ tránh việc các nhà đầu tư tập trung dự án vào vùng có cường độ bức xạ cao, hiệu quả dự án cao, như Bình Thuận, Ninh Thuận… gây quá tải hệ thống điện cho khu vực đó cũng như áp lực về diện tích lắp đặt…

Đối với 4 loại hình công nghệ điện mặt trời có mức giá khác nhau gồm điện mặt trời nổi, điện mặt trời mặt đất, điện mặt trời tích hợp hệ thống lưu trữ, điện mặt trời mái nhà, cũng được đại diện Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo lý giải.

Lý do phân chia liên quan đến chi phí đầu tư các dự án. Ví dụ giá điện mặt trời mặt đất, chi phí đầu tư ít nhất, bởi ít tốn kém nhiều về hệ thống giá đỡ, kết nối so với điện mặt trời trên mặt nước hay các mái nhà. Do vậy, giá loại hình lắp đặt này là thấp nhất.

Đại diện Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo cho hay, hiện mới chỉ là dự thảo khung giá điện mặt trời năm 2019 đang lấy ý kiến để trình Chính phủ. Dự thảo này cũng đã được sự tư vấn của các chuyên gia, tổ chức từ nước ngoài, nhằm giảm áp lực đầu tư tại một vùng nhất định…