Tại sao Việt Nam nên phát triển điện mặt trời nổi?

Đây là những vấn đề sẽ được làm rõ qua cuộc trao đổi với PGS.TS. Đặng Đình Thống – Thành viên của Hội Khoa học công nghệ Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (VECEA), đồng thời là chủ nhiệm đề tài “Nghiên cứu ảnh hưởng lắp đặt dàn pin mặt trời trên mặt nước đến môi trường thủy sinh và hiệu suất nguồn ĐMT”.

Thưa ông, xin ông cho biết đâu là nguyên nhân dẫn đến các dự án ĐMT đang rất thu hút các nhà đầu tư hiện nay?

Việt Nam đang phát triển mạnh các ngành sản xuất công nghiệp, do đó nhu cầu về năng lượng phục vụ sản xuất là rất lớn, và nếu không có phương án bù đắp thì tình trạng thiếu điện là không thể tránh khỏi.

Trong lúc đó, tiềm năng về ĐMT ở Việt Nam khá tốt, đây lại là nguồn năng lượng sạch, không gây ô nhiễm môi trường. Đặc biệt là giá các thiết bị ĐMT trên thế giới nói chung và Việt Nam nói riêng đã giảm rất thấp. Chính vì vậy, việc phát triển ĐMT để bổ sung nguồn cung năng lượng là hết sức cần thiết.

Mặt khác, cơ chế chính sách cho phát triển ĐMT cũng khá tốt dẫn đến khuyến khích các nhà đầu tư. Cụ thể là Quyết định số 11 (Quyết định 11/2017/QĐ-TTg ban hành ngày 11/4/2017 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án ĐMT tại Việt Nam – PV) đã đưa ra giá mua điện với các dự án nối lưới là 2.086 đồng, tương đương 9,35 Uscents/kWh. Với giá này, ở khu vực từ Đà Nẵng trở vào, nơi có cường độ nắng tốt là nhà đầu tư có lãi.

Có thể nói Quyết định 11 đã tạo ra bước ngoặt về phát triển ĐMT ở Việt Nam và ngay lập tức khiến ĐMT trở thành một ngành đầu tư “hot” nhất trong lĩnh vực NLTT. Sau khi Chính phủ ban hành Quyết định 11 đã có hàng trăm dự án ĐMT được đăng ký. Sau gần 2 năm, số dự án thực hiện thực sự tuy chưa nhiều, nhưng đến nay, theo số liệu mà VECEA chúng tôi nắm được, đã có khoảng 4.000 MW được bổ sung vào quy hoạch phát triển điện Việt Nam, số còn lại khoảng gần 17.000 MW đã nộp hồ sơ đăng ký và đang chờ xem xét bổ sung quy hoạch của Bộ Công Thương.

Triển khai Quyết định 11, Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư 16 (Thông tư 16/2017/TT-BCT ngày 12/9/2017 của Bộ Công Thương Quy định về phát triển dự án và hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án ĐMT – PV), trong đó có quy định về cơ chế mua bán điện bù trừ với giá như trên. Tức là nếu nhà đầu tư phát lên lưới 10MW rồi lại mua 8MW từ lưới điện thì nhà đầu tư sẽ được thanh toán 2MW chênh lệch với giá 9Uscents/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng).

Tuy nhiên, sau một thời gian thực hiện thì nhận thấy Thông tư 16 có một số điểm chưa phù hợp, đặc biệt là không qui định nộp thuế cho nhà đầu tư và sử dụng cơ chế mua bán điện bù trừ, nên năm 2018, Bộ Công Thương đã tiếp tục hoàn thiện cơ chế chính sách cho ĐMT bằng Thông tư 16 sửa đổi.

Điểm sửa đổi quan trọng nhất của Thông tư 16 là nhà đầu tư phát lên lưới bao nhiêu điện đều được mua với giá 9,35 Uscents, còn phần điện anh mua thì thanh toán theo giá thị trường. Mặt khác, khi anh bán vào lưới là có kinh doanh, anh phải nộp thuế thu nhập theo qui định hiện hành của Nhà nước. Sửa đổi này thực sự đã gỡ vướng được cho nhà đầu tư, khuyến khích họ yên tâm đầu tư vào ĐMT.

Ngoài ra, trong Thông tư 16 cũng qui định, đối với ĐMT áp mái, mái nhà của ai thì chỉ có người đó được làm chủ đầu tư, nhưng trong thực tế nhà của tôi nhưng tôi lại không có tiền mà cũng không thể cho ai vào đấy đầu tư phát điện được. Với Thông tư 16 sửa đổi, điều này đã được khắc phục. Anh có thể cho bên thứ 3 thuê đầu tư, hoặc cùng chung với bên thứ 3 đầu tư rồi bán lấy lợi chung.

Như vậy Thông tư sửa đổi đã linh hoạt và mềm dẻo hơn nhiều.

Được biết, Quyết định 11 chỉ có hiệu lực đến hết ngày 30/6/2019. Vậy ông có thể cho biết cơ quan quản lý đã có động thái gì để giải quyết vấn đề này?

Đúng là chỉ còn 3 tháng nữa Quyết định 11 sẽ hết hiệu lực. Đây là vấn đề khiến các nhà đầu tư khá lo lắng.

Vừa rồi tôi có tham dự hội thảo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tổ chức lấy ý kiến về dự thảo mới do EVN và Bộ Công Thương soạn thảo dự kiến ban hành trong năm 2019, theo tôi là rất tiến bộ.

Cụ thể là, trước đây Nhà nước qui định mua ĐMT với giá 9,35 Uscents/kWh, thì chỉ từ Đà Nẵng trở vào miền Nam mới làm được, chứ ngoài Bắc lượng bức xạ mặt trời không đủ để nhà đầu tư có lãi.

Nhưng trong Dự thảo mới qui định 4 mức giá ĐMT cho 4 khu vực tùy thuộc vào tiềm năng bức xạ của từng vùng, mức giá đề xuất cao nhất là 10,4 cents/kWh, thấp nhất là khoảng 7,8 cent (tôi không nhớ chính xác). Nơi nào có bức xạ mặt trời càng cao thì giá mua càng thấp.

Với qui định mới này thì miền Bắc sẽ phát triển được ĐMT và nếu phát triển được khắp đất nước thì có mấy cái lợi.

Lợi thứ nhất là về vấn đề truyền tải, hiện nay đang là khó khăn nhất. Ví dụ với mức giá qui định trong Quyết định 11 thì các dự án sẽ tập trung vào mạn Ninh Thuận, Bình Thuận. Nếu hàng nghìn MW cùng phát lên lưới khu vực đó lúc nắng to buổi trưa thì hệ thống truyền tải không thể đáp ứng được. Nhưng nếu khắp cả nước cùng làm, điện phát tại chỗ là chính, không phải tải từ chỗ này sang chỗ kia, sẽ đỡ hơn rất nhiều cho hệ thống truyền tải.

Lợi thứ hai là, ở những nơi khó khăn như miền núi nếu được hưởng ưu đãi này có thể đầu tư được ĐMT thì dân sẽ có điện. Nhà nước sẽ thực hiện được chính sách phát triển bao trùm không để địa phương nào tụt lại phía sau.

Tất nhiên việc có thành công hay không còn phải chờ thời gian chứng minh.

Nhưng để phát triển ĐMT cần diện tích đất rất lớn. Liệu Việt Nam có đáp ứng được quỹ đất cho sự phát triển của ĐMT như hiện nay, thưa ông?

Đó đang là vấn đề mà không chỉ ở Việt Nam, nhiều quốc gia khác cũng đau đầu tìm kiếm giải pháp. Bởi để sản xuất được 1MW ĐMT cần có 1,2 ha đất. Tức là nếu xây dựng một nhà máy ĐMT công suất 100MW thì cần phải có 120 ha đất, đây là một diện tích rất lớn mà Việt Nam khó lòng đáp ứng được, các dự án ĐMT hiện nay đều gặp khó khăn về mặt bằng.

Đó chính là lý do để các nước lựa chọn ĐMT nổi. Họ lắp dàn PMT trên mặt nước, tận dụng được các hồ, đầm nuôi tôm, khu nước lợ, rừng ngập mặn, những vùng nước hoang hóa, đặc biệt là những nước có bờ biển, tiết kiệm triệt để đất đai canh tác của người dân. Và ở Việt Nam, đây cũng là một trong những xu hướng của NLTT trong thời gian tới.

Theo các nghiên cứu của nước ngoài thì do dàn PMT lắp trên mặt nước được làm mát nên hiệu suất phát điện của nó cao hơn so với ĐMT lắp trên mặt đất;  Chi phí vận hành bảo dưỡng cũng giảm; Tạo thuận lợi cho thủy sinh ở dưới mặt nước, nhất là các nước nhiệt đới. Tuy nhiên, ở Việt Nam chưa có nghiên cứu nào về ĐMT nổi. Do đó, trong năm 2019-2020, VECEA được Bộ Công Thương giao đề tài “Nghiên cứu ảnh hưởng lắp đặt dàn PMT trên mặt nước đến môi trường thủy sinh và hiệu suất nguồn ĐMT”, nhằm đưa ra những chứng cứ khoa học khẳng định sự cần thiết và phù hợp phát triển ĐMT nổi tại Việt Nam. Trên cơ sở đó đưa ra những đề xuất, kiến nghị một số cơ chế chính sách liên quan đến lĩnh vực mới mẻ này.

Ở Việt Nam chúng ta, EVN đang có thế mạnh về các hồ thủy điện. Nếu tận dụng được diện tích các mặt hồ thủy điện, đấu nối tại chỗ để phát điện lên lưới thì rất hiệu quả, bởi thủy điện và ĐMT hỗ trợ nhau rất tuyệt vời.

Anh ĐMT cũng như điện gió rất thất thường. Nó chỉ phát lúc có nắng, có gió thôi, hết gió, tắt nắng là chịu. Khi đó cần có nguồn phát dự phòng để phát bù. Trong khi đó, nhiệt điện là không phát dự phòng được, vì để một nhà máy nhiệt điện phát điện phải đốt lò bao nhiêu lâu, nó đang chạy dừng lại cũng không được. Chỉ có thủy điện đáp ứng được điều này. Giả dụ có đám mây bay qua dàn PMT làm sụt công suất điện năng thì ngay lập tức chỉ cần mở cánh cửa van xả nước là phát điện lên lưới được, đáp ứng rất nhanh.

Do đó, hiện EVN đang có chủ trương làm ĐMT nổi trên hồ thủy điện là như vậy.

Tiềm năng có, cơ chế khá thuận lợi, vậy theo ông đâu sẽ là khó khăn của các nhà đầu tư khi đầu tư vào lĩnh vực ĐMT nói chung và ĐMT nổi nói riêng?

Khó khăn thứ nhất và lớn nhất là vấn đề truyền tải, là hạ tầng lưới điện không đáp ứng được. Vì phần lớn ĐMT, điện gió tập trung ở khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận. Nếu hàng nghìn MW đặt ở đấy cả, lúc nắng to phát lên hàng loạt thì hệ thống không đáp ứng được vì trước đây khi xây hệ thống truyền tải không tính đến chuyện này. Bây giờ bùng nổ như thế để đáp ứng thì phải xây dựng. Nhưng nếu xây mới thì lại hơi lãng phí.

Tại sao  lại lãng phí? Tôi lấy ví dụ, Ninh Thuận buổi trưa phát lên 300 MW, tức là ta phải xây dựng đường dây công suất tối thiểu là 300 MW, nhưng những lúc năng lượng yếu như sáng, chiều, hoặc không có nắng như đêm, thì công suất truyền tải này lại bị thừa, sẽ gây đắt đỏ lên, đầu tư không hiệu quả, tất nhiên phải phát bù, nhưng không thể bằng nên lãng phí.

Như điện ta đang sử dụng là khoảng 400V trở xuống. Nếu lắp vào hệ thống điện phân phối thì không cần qua biến áp. Còn nếu truyền tải là phải đưa lên 500 kV. Tức là từ trạm PMT phải qua biến thế để lên 110 kV, từ 110kV lên 220 kV, từ 220 kV lên 500 kV, từng mức như vậy. Quá trình chuyển tải qua biến áp như vậy đầu tư rất tốn kém, mặt khác lại bị tổn hao về mặt năng lượng. Đã qua một thiết bị điện nào thì đều có tổn hao. Nên nếu phân tán ra và nối qua lưới hạ áp không qua trạm biến áp là hiệu quả nhất.

Vấn đề này ở châu Âu họ thường nối lưới phân phối là chính. Tức là phân tán ra mỗi nơi một ít và nối luôn vào lưới phân phối. Lưới phân phối này sẽ tránh được việc phải qua trạm biến áp, tránh được truyền tải đi xa. Hơn nữa họ có mạng lưới điện nối cả cộng đồng châu Âu nên dao động điện áp khi mặt trời làm việc hay không làm việc không lớn lắm và các khu vực khác nhau, các nước khác nhau, giờ cao điểm nắng không trùng, nên không bị quá tải.

Còn Việt Nam là lưới độc lập, không nối với nước láng giềng nào, dung lượng nối lưới cũng nhỏ. Năm 2018, tổng công suất phát điện Việt Nam khoảng 45.000MW, nên nếu đưa ĐMT vào khoảng 10.000 MW thì dao động điện áp phá lưới rất nguy hiểm.

Đó là khó khăn lớn nhất mà các nhà đầu tư cần cân nhắc kỹ lưỡng. Bởi hiện nhiều dự án ĐMT đã sẵn sàng lắp đặt phát lên lưới, nhưng bên EVN thì không đáp ứng được, nên phải chời đợi, nhiều nhà đầu tư đã lắp xong ĐMT chờ hàng năm không nối được lên lưới vì quá tải.

Khó khăn thứ hai là vốn đầu tư ban đầu khá lớn. Trong khi, hiện Việt Nam chưa có cơ chế vay vốn lãi suất ưu đãi cho ĐMT nên nhà đầu tư khó để huy động vốn.

Khó khăn thứ ba là các nguồn dự phòng. Khi đưa vào công suất 1.000MW ĐMT thì đồng thời phải có 1.000MW các nguồn điện dạng khác dự phòng để khi không có nắng, không có gió thì phát bù.

Khó khăn thứ tư là điều hành quản lý một lưới điện hỗn hợp. Trước đây chỉ có nhiệt điện, thủy điện, điện khí là các nguồn phát ổn định thì điều hành rất dễ. Nay cho điện gió, ĐMT vào, lúc nắng to, gió to, điện phát ầm ầm, nhưng không có gió hoặc giảm nắng là điện tụt xuống thì phải điều hành các nguồn khác phát bù. Chính vì vậy, việc quản lý, điều hành hệ thống điện hỗn hợp (hay hệ thống điện tích hợp) khi đưa các nguồn NLTT vào là vấn đề rất mới ở Việt Nam, mà các nhà phân phối, lẫn quản lý điện chưa có kinh nghiệm nên họ rất ngại khi đưa lượng NLTT lớn vào hệ thống.

Ở nước ngoài, vì họ có thời gian làm NLTT lâu hơn ta, nên lưới điện của họ đã phát triển hoàn chỉnh, việc quản lý hoàn toàn tự động nên như Đức, họ dùng đến 20% sản lượng điện là NLTT, hay Đan Mạch lên tới 40% mà vẫn điều hành được.

Vì ở Việt Nam lĩnh vực này còn quá mới, chúng ta còn phải học thêm nhiều kinh nghiệm nước ngoài và hơn nữa cũng còn cần có thời gian để đầu tư hệ thống thì mới có thể phát triển NLTT và để việc nối lưới đảm bảo được an toàn cho toàn hệ thống.

Đặc biệt là với ĐMT nổi, thì càng cần có thời gian nghiên cứu thấu đáo. Bởi nếu công nghệ lắp dàn PMT trên hồ nước ngọt thì không có vấn đề gì lớn. Nhưng nếu lắp trong môi trường có độ mặn cao như nước lợ, nước biển hoặc nhiều khu vực bể lắng xử lý rác thải, nước thải… thì cần nghiên cứu loại vật liệu mới hoàn toàn, tức là chịu được ăn mòn, ngoài vật liệu làm khung, làm giàn thì dây nối, đầu nối… phải có bảo quản đặc biệt. Công nghệ cũng phải thay đổi cho phù hợp, các hệ thống dây điện đưa điện lưới lên bờ hoặc chuyển lên lưới không thể là dây bình thường được.

Và đây cũng là vấn đề mà VECEA sẽ tiếp tục tập trung nghiên cứu trong những năm tiếp theo của đề tài nghiên cứu này.

Trân trọng cảm ơn ông!