Nhà máy điện Mặt Trời Krông Pa. (Ảnh: Hoài Nam/TTXVN)
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 Trờiđược Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công Thương phê duyệt bổ sung
Quy hoạch điện 7.
Sự phát triển bùng nổ của các dự án điện Mặt Trờii 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.
"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 phó giáo sư, tiến sỹ 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 tiến sỹ 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,” tiến sỹ 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
Thươngđã có ý kiến về vấn đề này.
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./.
TheoVietnamplus
Phát triển bởi ICT GROUP.
