Năng lượng tái tạo (Kỳ 2): Điện mặt trời không 'sạch và rẻ' như vẫn tưởng

Từ tiềm năng

Hiện nay, ĐMT là một trong những ngành công nghiệp phát triển nhanh nhất thế giới. Trong vòng hai thập niên trở lại đây, tốc độ phát triển trung bình của thị trường này là 25%/năm. Thị trường này thể hiện ba xu hướng rõ ràng là loại hình “tòa nhà ĐMT/ mái nhà ĐMT” (Building integrated Photovoltaic-BIPV), công nghiệp chế tạo pin mặt trời (PMT), trong đó đáng chú ý là lượng PMT công nghệ màng mỏng (thin-film PV) chiếm phần lớn trong tổng công suất lắp đặt (dẫn đầu thế giới là Hoa Kỳ, Malaysia, Đức…), và sự ra đời hàng loạt các nhà máy quang quang ĐMT.

Hiện nay, Trung Quốc là nước sản xuất năng lượng mặt trời lớn nhất thế giới với công suất lắp đặt hơn 77 gigawatt tính đến cuối năm 2016.

Việt Nam được xem là một trong những quốc gia có tiềm năng đáng kể về năng lượng mặt trời (NLMT). Các số liệu khảo sát về lượng bức xạ mặt trời cho thấy, các địa phương ở phía Bắc bình quân có khoảng từ 1800-2100 giờ nắng/năm, còn các tỉnh ở phía Nam (từ Đà Nẵng trở vào) bình quân có khoảng từ 2000-2600 giờ nắng/năm.

Về tổng thể, lượng bức xạ mặt trời ở các tỉnh phía Bắc giảm 20% so với các tỉnh miền Trung và miền Nam và lượng bức xạ mặt trời không phân phối đều quanh năm do vào mùa đông, mùa xuân mưa phùn kéo dài hàng chục ngày liên tục và nguồn bức xạ mặt trời dường như không đáng kể chỉ còn khoảng 1 – 2 KWh/m2/ngày, yếu tố này là cản trở lớn cho việc ứng dụng ĐMT. Nhưng điều này không xảy ra đối với các tỉnh phía Nam và TP Hồ Chí Minh, do có mặt trời chiếu rọi quanh năm, ổn định kể cả vào mùa mưa. Bởi vậy, bức xạ mặt trời là một nguồn tài nguyên to lớn cho các tỉnh miền Trung và miền Nam nói chung.

So với thủy điện và nhiệt điện, ĐMT là một ngành còn tương đối uy non trẻ ở Việt Nam, song đã có những bước phát triển đáng kể trong vòng vài năm trở lại đây. Chỉ tính riêng TP HCM, công nghiệp ĐMT đã tạo dựng được một số cơ sở sản xuất tiêu biểu như nhà máy sản xuất Module PMT quy mô công nghiệp đầu tiên tại Việt Nam, cơ sở hạ tầng công nghiệp sản xuất chế tạo các thiết bị điện tử ngoại vi phục vụ cho ĐMT xây dựng dựa trên sự hợp tác giữa Solar và Công ty CP Nam Thái Hà, nhà máy “Solar Materials Incorporated” có khả năng cung cấp cả hai loại silic khối (mono and multi-crystalline) sử dụng cho công nghiệp sản xuất pin mặt trời.

Theo đánh giá của các nhà khoa học, công nghiệp pin mặt trời TP HCM đã gần đi vào hoàn thiện, hiện chỉ còn thiếu hai khâu trong một quy trình công nghiệp khép kín, đó là tinh chế quặng silic từ cát và chế tạo phiến PMT từ phiến silic. Nếu hoàn thiện nốt hai khâu trên, Việt Nam sẽ trở thành một trong số ít những nước ở châu Á có nền công nghiệp chế tạo pin mặt trời khép kín.

Thực tế, sau khi giá bán điện mặt trời được Chính phủ điều chỉnh tăng lên mức 9,35 cent/kWh vào hồi tháng 4/2017, tại thời điểm đó trung bình có 9 dự án sản xuất và phân phối điện gió và điện mặt trời được đăng ký mỗi tháng. Tính chung trên cả nước, đến cuối năm 2018, đã có 121 dự án điện mặt trời được bổ sung vào quy hoạch phát triển điện lực quốc gia với tổng công suất phát dự kiến trước năm 2020 là 6.100 MW.

Có thể kể đến một số dự án lớn được đăng ký đầu tư trong năm vừa qua. Đơn cử, tỉnh Trà Vinh chấp thuận cho 3 NĐT thực hiện dự án Nhà máy điện gió Hiệp Thạnh với tổng vốn đầu tư gần 3.370 tỷ đồng, dự kiến hoàn thành và đưa vào hoạt động năm 2020. Tương tự, dự án Nhà máy điện gió Bạc Liêu có công suất lớn nhất trong số 4 dự án điện gió đang hoạt động tại Việt Nam cũng được triển khai.

Tỉnh Sóc Trăng cũng đang triển khai dự án điện gió của Tập đoàn Phú Cường nằm ở khu vực bãi bồi ven biển của tỉnh, có tổng quy mô công suất khoảng 800MW, tổng mức đầu tư khoảng 2 tỷ USD… Ngoài ra, Bộ Công thương dự kiến theo Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh, Việt Nam đặt ra mục tiêu đến năm 2020 công suất điện gió sẽ đạt 800MW và đến năm 2030 đạt 6.000MW.

Đến những câu hỏi còn bỏ ngỏ

Nhưng dù tiềm năng được đánh giá là đáng kể thì vấn đề điện mặt trời vẫn chưa thể giúp dư luận hết những băn khoăn. Một vấn đề mà giới chuyên gia cũng như dư luận lo ngại đó là liệu bài toán giữa phát triển năng lượng mặt trời và bảo vệ môi trường đã được cơ quan chức năng tính toán kĩ lưỡng? Và, Việt Nam liệu có phải hứng chịu cuộc “đổ bộ” pin mặt trời từ Trung Quốc khi mà vấn đề xử lý “hậu điện mặt trời” đang khiến quốc gia này phải đau đầu?

Theo số liệu của Hiệp hội Năng lượng tái tạo Trung Quốc công bố vào năm 2017 (được tờ South China Morning Post đăng tải), cho thấy khả năng tích lũy của các tấm pin năng lượng mặt trời quá hạn sử dụng của Trung Quốc sẽ đạt 70 GW vào năm 2034. Con số này nhiều gấp ba lần so với quy mô công suất của đập Tam Hiệp, đập thủy điện lớn nhất thế giới nằm giữa tỉnh Hồ Bắc và Trùng Khánh của Trung Quốc. Và đến năm 2050, số lượng các tấm pin phế thải này sẽ tăng thêm 20 triệu tấn, nhiều gấp 2.000 lần trọng lượng của tháp Eiffel.

Theo Cơ quan Năng lượng Quốc tế, Trung Quốc hiện sở hữu số đơn vị sản xuất năng lượng mặt trời lớn nhất thế giới, với tổng công suất đạt gần 80 GW vào năm ngoái. Lượng lắp đặt các tấm pin mặt trời ở nước này cũng nhiều gần gấp đôi so với Mỹ. Cần nói thêm, tuổi thọ của các nhà máy năng lượng mặt trời tương đối ngắn, trong khi đó Trung Quốc vẫn chưa đưa ra kế hoạch cụ thể nào để xử lý những tấm pin mặt trời không còn dùng được.

Hơn nữa, chi phí tách và tẩy uế chất thải, một quá trình công nghiệp đòi hỏi nhiều lao động, điện năng đầu vào và chứa nhiều hóa chất độc hại như axit, có thể không chỉ gây hại cho môi trường mà còn ảnh hưởng đến người lao động trong khi các tấm pin năng lượng mặt trời không thể được trữ tại các bãi phân loại rác mà không có rủi ro gây ô nhiễm toàn bộ khu vực.

Nhưng việc tháo dỡ các tấm năng lượng ra để tái chế là một quy trình hết sức vất vả và nhìn chung không có lợi nhuận. Giá silicon tinh thể hiện khoảng 13 USD/kg và được dự báo sẽ giảm khoảng 30% trong 10 năm tới, do đó, trong tương lai, silicon tái chế sẽ càng khó bán. Do đó, những năm gần đây, Trung Quốc đang tính đến bài toán “xuất khẩu” cho những sản phẩm này.

Rõ ràng, ở phương diện xử lý pin năng lượng mặt trời, Trung Quốc đang là một bài học đáng để Việt Nam tham khảo về việc đưa ra quyết định có nên khai thác triệt để tiềm năng năng lượng mặt trời hiện có hay không khi mà bài toán “hậu điện mặt trời” vẫn chưa có lời giải.

Ảnh minh họa

Cuối cùng, câu chuyện điện mặt trời ở Việt Nam không chỉ có vậy. Để được hưởng mức giá bán điện mặt trời là 9,35 UScent/kWh trong thời gian 20 năm theo như quy định của Chính phủ, các dự án điện mặt trời phải vào vận hành thương mại trước ngày 30/6/2019, riêng tỉnh Ninh Thuận đã được gia hạn tới hết năm 2020. Tuy nhiên, theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg (ngày 11/4/2017) của Thủ tướng Chính phủ, mức giá này chỉ áp dụng cho các dự án nối lưới có hiệu suất của tế bào quang điện (solar cell) lớn hơn 16% hoặc modun lớn hơn 15%. Thông tư 16/2018/TT-BCT cũng đưa ra yêu cầu, dự án điện mặt trời nối lưới có diện tích sử dụng đất lâu dài không quá 1,2 ha/MWp.

Theo các chuyên gia, quy định về hiệu suất của tế bào quang điện và diện tích đất sử dụng của các dự án điện mặt trời hiện chưa có chủ thể giám sát. Diện tích đất tuy có thể dễ dàng giám sát khi doanh nghiệp được địa phương cấp quyền sử dụng đất với công suất lắp đặt thực tế của dự án, nhưng ai là đơn vị giám sát hay hậu kiểm thì thông tư của Bộ Công thương không chỉ rõ. Yêu cầu hiệu suất của tế bào quang điện cũng nan giải không kém về phần kiểm định.

Thêm vào đó, cơ sở hạ tầng ngành điện, cụ thể là đường truyền tải điện hiện nay có đáp ứng được việc hòa lưới điện quốc gia của các nhà máy năng lượng mặt trời hay không, đến nay vẫn đang là câu hỏi bỏ ngỏ. Một động thái mới đây của Bộ Công thương liên quan đến vấn đề này là Bộ trưởng Bộ Công thương Trần Tuấn Anh đã đề nghị Chính phủ cho phép thực hiện đầu tư xã hội hóa một số công trình lưới điện truyền tải có chức năng thu gom công suất các dự án điện gió, điện mặt trời từ các chủ đầu tư của những dự án này. Đối với các điểm nút truyền tải quan trọng, sau khi công trình đi vào vận hành, cho phép chủ đầu tư bàn giao lại cho ngành điện quản lý, vận hành.

Nhưng, suất đầu tư truyền tải của năng lượng điện mặt trời cao gấp 3 lần so với thông thường, nghĩa là để truyền cùng một sản lượng điện (tính bằng kWh), thì công suất truyền tải (tính bằng KVA) phải gấp 3 lần (kéo theo chi phí gấp 3 lần so với thông thường), chi phí này ai sẽ gánh chịu?

(Còn nữa)

Vĩnh Sưởng