Cần giải pháp đột phá giải tỏa công suất điện gió, mặt trời

Hệ thống điện đang thiếu hụt nguồn cung, nhưng nhà máy lại không thể phát hết công suất là vấn đề nóng đang được ngành điện dồn lực tháo gỡ.

Điện mặt trời phát triển nóng, lưới điện quá tải

Tại Hội nghị vận hành các nhà máy điện mặt trời và gió các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tổ chức vào đầu tháng 7 vừa qua, EVN cho biết tính cuối tháng 6/2019, cả nước có 89 nhà máy điện gió và mặt trời, với tổng công suất đặt 4.543,8 MW, chiếm 8,3% tổng công suất của hệ thống điện quốc gia. Con số này đã vượt xa so với dự kiến của Quy hoạch điện VII điều chỉnh (chỉ 850 MW điện mặt trời vào năm 2020).

Trong đó chỉ tính riêng 2 tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận hiện có 38 nhà máy điện gió, điện mặt trời, với tổng công suất đặt 2.027 MW. Dự kiến, đến tháng 12/2020, công suất điện gió và điện mặt trời ở 2 tỉnh này sẽ tăng lên 4.240 MW.

Thực tế cho thấy trong khi nguồn công suất tại chỗ của tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận rất lớn thì nhu cầu phụ tải tại 2 địa phương này lại rất nhỏ.

Theo tính toán cân bằng công suất của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) tại tỉnh Ninh Thuận từ nay đến tháng 12/2020 chỉ dao động từ 100-115 MW và Bình Thuận từ 250-280 MW. Chính vì vậy, công suất cần phải truyền tải từ 2 địa phương này cũng rất lớn, với Ninh Thuận là từ 1.000-2.000 MW và Bình Thuận là từ 5.700 – 6.800 MW (bao gồm cả các nguồn điện truyền thống).

Theo tính toán, sự phát triển nóng này đã dẫn tới tình trạng đa số các đường dây, trạm biến áp (TBA) từ 110-500 kV trên địa bàn đều quá tải. Đặc biệt, có đường dây quá tải lên đến 360%.

Cụ thể, các đường dây, trạm biến áp trên địa bàn 2 tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận luôn bị tình trạng quá tải là: Đường dây 110 kV Tháp Chàm – Hậu Sanh – Tuy Phong – Phan Rí mức mang tải lên tới 260-360%; đường dây 110 kV Phan Rí – Sông Bình – Đại Ninh mang tải 140%; đường dây 110 kV Đa Nhim – Đơn Dương mang tải 123%; TBA 550 kV Di Linh mang tải 140%; TBA 220 kV Đức Trọng – Di Linh mang tải 110 %… dự báo mức mang tải của các đường dây này còn tiếp tục tăng lên trong thời gian tới.

Ông Nguyễn Đức Cường, Giám đốc A0 cho biết ngay từ đầu, việc quá tải lưới điện đã được EVN và A0 cảnh báo tới các chủ đầu tư. Hiện nay, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và A0 cũng áp dụng mọi giải pháp, sáng tạo, nghiên cứu để tạo điều kiện cho các nhà máy được phát điện ở mức tối đa.

Về phần mình, đại diện Cục Điện tiết Điện lực (Bộ Công Thương) khẳng định, phần lớn các chủ đầu tư điện mặt trời ở khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận đều đã biết trước việc quá tải lưới truyền tải và phải tiết giảm công suất. Việc cần làm trước mắt là tìm giải pháp để đẩy nhanh các dự án lưới điện truyền tải.

Cắt giảm công suất phát vì an toàn hệ thống điện

Tình trạng quá tải hệ thống lưới truyền tải buộc A0 phải cắt giảm công suất của các nhà máy điện gió, điện mặt trời ở một số thời điểm, nhằm bảo đảm an toàn cho hệ thống điện.

Theo đó việc tăng, giảm công suất các nhà máy năng lượng tái tạo (NLTT) đều được A0 thực hiện theo quy định bảo đảm tính công khai, minh bạch và kịp thời. Đặc biệt, A0 cũng ứng dụng phần mềm tự động điều chỉnh công suất (AGC), trực tiếp điều khiển công suất các nhà máy năng lượng tái tạo, nhằm duy trì trào lưu công suất trong ngưỡng cho phép.

Đại diện A0 cho biết, con số cắt giảm 60% công suất như một số chủ đầu tư nêu ra và đang được đăng tải trên các phương tiện thông tin đại chúng chỉ là con số ở một thời điểm nhất định. Nếu tính trung bình ngày, trong tháng 6 và tháng 7/2019, công suất cắt giảm chỉ dao động ở mức 30-35%.

Theo ông Nguyễn Đức Cường, EVN và A0 cũng rất mong muốn được phát hết công suất nguồn điện từ NLTTT, bởi giá điện NLTT dù có đắt (2.086 đồng/kWh), nhưng vẫn rẻ hơn nhiệt điện dầu (3.000-5.000 đồng/kWh). Trong khi đó, hiện nay, EVN vẫn đang phải huy động nhiệt điện dầu để đảm bảo cung ứng điện đáp ứng nhu cầu phụ tải.

Trong chế độ huy động nguồn, các nguồn NLTT cũng luôn được ưu tiên huy động tối đa theo quy định.

“Chúng tôi đã dồn toàn lực trong thời gian qua để mong các nhà máy điện mặt trời đưa vào vận hành, bổ sung công suất cho hệ thống. Nhưng hiện nay phải giảm công suất do quá tải lưới điện, là điều mà EVN/A0 không hề mong muốn”, ông Cường khẳng định.

Vướng giải phóng mặt bằng các dự án truyền tải

Theo ông Tô Văn Dần, Trưởng Ban Quản lý Đầu tư, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT) để giải tỏa công suất các nguồn NLTT khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận giai đoạn 2020-2021, Tổng công ty đã  triển khai 12 dự án đường dây/TBA 220 kV – 500 kV; trong đó 6 dự án đang triển khai đã nằm trong quy hoạch và 6 dự án hiện chưa có quy hoạch.

Ông Dần cũng thẳng thắn nếu rõ, 2 dự án ở giai đoạn thi công đang gặp khó khăn trong công tác giải phóng mặt bằng. Cụ thể, dự án TBA 220 kV Phan Rí dù đã có nhà thầu xây lắp từ tháng 12/2018, nhưng đến nay vẫn chưa thi công được do khặp khó khăn trong công tác bồi thường, GPMB. Tính đến 20/6/2019, mới vận động bàn giao được 4.508 m2/39.619,2 m2 mặt bằng.

Đối với dự án đường dây 220 kV Nha Trang – Tháp Chàm, theo kế hoạch sẽ đóng điện vào tháng 12/2019. Tuy nhiên, hiện đang gặp vướng mắc ở 55 vị trí móng qua rừng tự nhiên phải báo cáo Thủ tướng có quyết định chuyển đổi mục đích sử dụng rừng.

Giải phóng mặt bằng cũng là một trong những thách thức lớn của Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) khi triển khai các dự án giải tỏa công suất năng lượng tái tạo, điển hình như Dự án 110 kV Lương Sơn – Hòa Thắng – Mũi Né; thay dây dẫn đường dây 110 kV Ninh Phước – Tuy Phong.

Ông Lâm Xuân Tuấn, Phó Tổng giám đốc EVNSPC cho biết, bên cạnh giải phóng mặt bằng, thì công tác lựa chọn nhà thầu ở thời điểm này cũng là một thách thức, do hàng loạt dự án nguồn NLTT đang triển khai đã thu hút gần như toàn bộ nhân lực của các nhà thầu xây lắp.

Đâu là giải pháp?

Thời gian tới, rất cần sự chung tay từ Bộ Công Thương, chính quyền các địa phương, chủ đầu tư, EVN để tháo gỡ các vướng mắc, đẩy nhanh tiến độ các dự án lưới điện truyền tải nhằm giải tỏa hết công suất của các nhà máy, bổ sung thêm nguồn điện cho đất nước.

Ông Trần Đình Nhân, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho biết, EVN xác định việc giải tỏa công suất các dự án NLTT là nhiệm vụ đặc biệt quan trọng. Tập đoàn đã chỉ đạo quyết liệt Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT) và Tổng công ty Điện lực miền Nam ( EVNSPC) đẩy nhanh tiến độ các dự án lưới điện.

Đồng thời, lãnh đạo EVN cũng đã làm việc với lãnh đạo các địa phương nhằm đẩy nhanh công tác giải phóng mặt bằng cho các dự án. Tuy nhiên, hiện nhiều dự án giải tỏa công suất vẫn còn gặp khó khăn do các vướng mắc về thủ tục, công tác giải phóng mặt bằng.

Cũng theo ông Nhân, để triển khai một dự án điện mặt trời chỉ mất khoảng 6 tháng, thậm chí trong thời gian ngắn hơn. Trong khi đó, để thực hiện một dự án lưới điện truyền tải 220 kV, 500 kV mất khoảng 3-5 năm. Do đó, song song với nỗ lực tối đa của EVN, để triển khai nhanh nhất có thể các dự án giải tỏa công suất các nhà máy NLTT đang vận hành, ông Trần Đình Nhân mong muốn nhận được sự chia sẻ, hỗ trợ từ chính quyền các địa phương và các chủ đầu tư.

Ngoài ra, để nhà máy điện mặt trời vận hành an toàn, tin cậy, EVN cũng đề nghị các chủ đầu tư hoàn thiện các tồn tại kĩ thuật và hoàn thành các thử nghiệm theo yêu cầu; khẩn trương đầu tư và lắp đặt hệ thống dự báo công suất phát các nguồn điện mặt trời và điện gió, truyền số liệu về cấp điều độ.

Đề cập đến giải pháp để giải tỏa công suất các dự án điện mặt trời, GS Trần Đình Long, Phó Chủ tịch Hội Điện lực Việt Nam cho rằng, vào giờ điện mặt trời có công suất cao (từ 8h sáng đến 4h chiều) thì có thể ưu tiên cho các nhà máy điện mặt trời. Các nguồn điện khác, như thủy điện, thì phát thấp đi, tích nước lại rồi phát bù sau.

Kế hoạch giải cứu Điện mặt trời ở Ninh Thuận và Bình Thuận

Hôm qua 3.7, EVN đã tổ chức cuộc họp khẩn với nhà đầu tư các dự án điện mặt trời (ĐMT), điện gió của hai tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận, bàn cách “giải cứu” tình trạng buộc phải giảm phát ĐMT do quá tải lưới điện.Chủ đầu tư các nhà máy điện tái tạo lo ngại về khả năng tài chính của dự án bị đảo lộn do bị yêu cầu giảm phát điện. Ông Trần Đình Nhân, Tổng giám đốc EVN, cho hay EVN phấn đấu bằng mọi cách sẽ giải tỏa hết công suất các nhà máy điện mặt trời vào cuối năm 2020 và trong 2 năm tới, EVN sẽ bỏ ra hàng chục nghìn tỉ đồng để đầu tư lưới, nhằm ưu tiên tối đa giảm việc yêu cầu các dự án ĐMT giảm công suất phát.

Hiện nay, EVN đã giao Tổng công ty truyền tải và Tổng công ty điện miền Nam đẩy nhanh tiến độ các dự án, đơn cử như nâng cấp mạch 1 đường dây Tháp Chàm – Phan Rí xong trước tháng 9.2019, mạch 2 sẽ thay đường dây có tiết diện 300 mm cố gắng đưa vào trước tháng 4.2020…Ngày 5.7, Cục Điện lực và năng lượng tái tạo sẽ có cuộc họp với nhiều bên để đốc thúc tiến độ các dự án, sớm kéo giảm tình trạng buộc các nhà máy điện tái tạo phải giảm công suất.

EVN họp khẩn với các nhà đầu tư năng lượng tái tạo khu vực Ninh Thuận và Bình Thuận

Hôm nay 3/7, EVN sẽ tổ chức cuộc họp với các Lãnh đạo tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận, đại diện Cục điện lực và Năng lượng tái tạo, Cục Điều tiết Điện lực, Chủ đầu tư các nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện gió tại Bình Thuận và Ninh Thuận để xem xét tình hình đầu nối, khó khăn trong công tác vận hành và đặc biệt là khả năng giải phóng công suất cho các nhà máy điện mặt trời.

Mốc 1/7/2019 để đưa ra mức giá mới cho điện mặt trời đã được biết từ cách đây 2 năm, khi Quyết định 11/2017/QĐ-TTg được ban hành vào tháng 4/2017. Tại Quyết định này, mức giá 9,35 UScent/kWh được công bố sẽ áp dụng đến hết ngày 30/6/2019.

Được biết, Bộ Công thương đã vài lần đưa ra dự thảo giá điện mặt trời áp dụng từ ngày 1/7/2019 để các bên góp ý kiến, nhưng quyền quyết định cuối cùng thuộc về Chính phủ, tương tự Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg trước đây.

Bên cạnh đó, để xây dựng chính sách giá cho điện mặt trời sau ngày 30/6/2019 và về lâu dài, Dự án hỗ trợ kỹ thuật “Năng lượng tái tạo và Hiệu quả năng lượng” đã được thực hiện bởi Tổ chức Hợp tác và Phát triển của Đức (GIZ) và Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công thương).

Ông Nguyễn Văn Thành, Phó cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo cho hay, Cục đã đặt hàng tính toán và có tới 81 kịch bản liên quan đến giá cho điện mặt trời nhằm có một cách nhìn khách quan.

Từ các nghiên cứu với sự tư vấn của các chuyên gia quốc tế, Bộ Công thương đã đưa ra 4 vùng bức xạ với các mức giá tương ứng để phát triển tiềm năng điện mặt trời. Dẫu vậy, ngày 7/6/2019, Phó thủ tướng Trịnh Đình Dũng đã yêu cầu Bộ Công thương nghiên cứu thêm phương án chia 2 vùng, thay vì 4 vùng. Theo phương án chia 2 vùng, 6 tỉnh gồm Ninh Thuận, Bình Thuận, Đắk Lắk, Phú Yên, Gia Lai, Khánh Hoà sẽ vào cùng 1 vùng và vùng 2 là tất cả các tỉnh còn lại.

Việc chia 2 vùng dù có ưu điểm là không có nhiều mức giá và không phải hỗ trợ cao hơn cho các vùng có tiềm năng bức xạ thấp, nhưng nhược điểm là không đủ khuyến khích các nhà đầu tư làm điện mặt trời ở miền Bắc và miền Trung, khó đạt được mục tiêu phát triển 20.000 MW điện mặt trời tới năm 2030 và càng khó khăn trong truyền tải do điện mặt trời tập trung lớn ở một vùng. Bởi vậy, phương án cuối cùng được Bộ Công thương trình lên Chính phủ vẫn là bảo lưu quan điểm chia thành 4 vùng.

Tuy nhiên, cũng có những ý kiến tán thành việc chia thành 2 vùng mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là một ví dụ.

“Ít hôm tới, Chính phủ sẽ có cuộc họp để kết luận về giá điện mặt trời áp dụng sau ngày 30/6/2019”, nguồn tin của Báo Đầu tư cho biết.

Việc chậm trễ có giá điện mặt trời mới đã khiến các nhà đầu tư vào năng lượng tái tạo tỏ ra hụt hẫng. Ông Nguyễn Bình, đến từ một quỹ chuyên về năng lượng tái tạo của Đức và Australia có văn phòng tại TP.HCM cho hay, nhiều quỹ đầu tư sốt ruột khi giá điện mặt trời mới chưa được ban hành.

“Nhiều quỹ đầu tư nước ngoài thấy không yên tâm trong việc đầu tư vào năng lượng mặt trời với thực tế hiện nay. Thậm chí, một số quỹ đến từ Đức và Thụy Sỹ đã rút lui. Nguyên nhân chủ yếu là họ lo lắng về sự bảo đảm trong hiệu quả đầu tư cũng như sự ổn định của chính sách”, ông Bình nói.

Ông Bình cho biết thêm, các quỹ đầu tư đã xác định giá theo 4 vùng, nhưng ngay cả vậy cũng không có gì đảm bảo là giá này sẽ được công nhận và kéo dài trong bao lâu. Nhiều quỹ cho biết, họ sẽ chờ luôn cả Quy hoạch Phát triển điện VIII, bởi lo lắng về việc thực hiện quy hoạch nếu không có văn bản hướng dẫn rõ ràng.

Một trong các nhà máy điện mặt trời tại Việt Nam (minh họa)

Giảm 65% công suất

Hiện đã có 81 dự án điện mặt trời với công suất thiết kế 4.464 MW hoàn tất các thí nghiệm kiểm định trước ngày 30/6/2019, điều kiện tiên quyết để được áp dụng giá điện 9,35 UScent/kWh trong thời gian 20 năm. Các dự án điện mặt trời đã đi vào hoạt động liên tiếp từ tháng 4/2019 trở lại đây đã giải quyết phần nào cho hoạt động cung cấp điện khi nắng nóng dâng cao trong tháng 6.

Ghi nhận của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) cho thấy, công suất phát điện của các nhà máy điện mặt trời cao nhất trong ngày thường rơi vào tầm 14g và đạt 3.200 MW. Tuy nhiên, đỉnh công suất này lại không trùng với cao điểm sáng, từ 9-11g hàng ngày và sau 18g là không thể đóng góp được gì.

Dẫu vậy, câu chuyện đang được các nhà đầu tư lo lắng là lưới truyền tải không theo kịp sự có mặt của các dự án điện mặt trời, khiến nhiều dự án điện được yêu cầu giảm công suất phát, có thể tới 65%.

Đáng nói là, do mối lợi 9,35 UScent/kWh trong 20 năm, nhiều chủ đầu tư mặt trời đã chấp nhận bổ sung điều khoản phụ về sa thải phụ tải khi quá tải lưới khi ký hợp đồng mua bán điện.

Việc triển khai làm lưới nhanh để giải tỏa công suất điện mặt trời cũng được cho là không dễ khi giá đền bù đất làm cột điện đang được đẩy lên rất cao. “Có chủ đất đòi giá mỗi m2 trụ điện là 50 triệu đồng và 70 m2 cho 2 cột trên đất của họ có giá khoảng 3,5 tỷ đồng, khiến chủ đầu tư đứng hình”, một người làm thực tế dự án điện mặt trời cho hay.

Đó là chưa kể, nếu các đường dây 100 kV này chưa có tên trong Quy hoạch Điện VII điều chỉnh hiện nay, thì việc xin bổ sung quy hoạch còn nhiều gian nan. Mặt khác, do các nhà máy điện mặt trời tập trung lớn tại Ninh Thuận, Bình Thuận là khu vực tiêu thụ điện thấp, cần phải truyền tải vào Nam hay ra Bắc, nên có thể phải cấp 220 kV hay 500 kV mới giải tỏa được trọn vẹn, do đó sẽ cần cả tiền và thời gian để triển khai.

Samtrix Solar : Nhà phát triển và phân phối điện mặt trời hàng đầu Việt Nam

Cuộc đua “điện mặt trời” : Câu chuyện hậu trường

Mỗi ngày, Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia phải đóng điện cho 3 – 4 nhà máy điện mặt trời. Gần 100 nhà máy sắp cán đích 30/6 – kịp hưởng giá bán điện ưu đãi. Dù thế, đằng sau vạch đích vẫn còn những vấn đề khác đang chờ đợi các nhà đầu tư.

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.

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 (scada). 1 scada 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 scada lưới điện quốc gia.

Cập nhật công suất điện mặt trời đến trước 30/6

“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.

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.