Tạo điều kiện để nhà đầu tư cùng giải bài toán khó

Do đó, việc giải phóng công suất 2.000 MW đến hết năm 2020 trên địa bàn tập trung nhiều dự án điện sạch như Ninh Thuận đang gặp rất nhiều khó khăn.

Theo các nhà đầu tư tại Ninh Thuận, nếu chờ đầu tư từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam chắc chắn sẽ không khai thác tối đa sản lượng điện sản xuất của các nhà máy đã hoàn thành và dự kiến hoàn thành đưa vào vận hành trong năm 2020.

Thiếu hệ thống trạm biến áp 500 kV và tuyến dây đấu nối là điểm nghẽn cản trở các dự án điện gió, điện mặt trời tại Ninh Thuận.

Tăng trưởng tiêu thụ điện của cả nước giai đoạn 2005-2018 đã ở mức 12% mỗi năm, mức tăng cao nhất trong số các quốc gia có sản lượng điện lớn trên thế giới.

Theo một báo cáo vận hành của Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN), Tổng Công ty Điện lực miền Nam chiếm đến 34,8% và Tổng Công ty Điện lực TP Hồ Chí Minh tiêu thụ 6,7 tỉ kWh mỗi năm.

Thiếu hụt điện nên năm 2018 vừa qua, sản lượng điện mua từ Trung Quốc đã vọt lên mức 1,7 tỉ kWh, tăng 1,3 tỉ kWh; sản lượng điện mua từ Lào cũng vọt lên con số 1,4 tỉ kWh, tăng 1 tỉ kWh so với năm trước. Tiêu thụ điện tăng nhanh, nên năm 2018, công suất phát toàn hệ thống đã tăng 7,5% so với năm trước và cao gấp đôi so với năm 2010.

Trước tình hình phát triển nguồn điện và tiêu thụ điện năng ở khu vực Nam Trung bộ và Tây Nguyên, hiện các trạm biến áp ở khu vực này đã phải gánh tải từ 105 đến 170% công suất.

Về phát triển nguồn điện, giai đoạn 2010-2018 nguồn điện ở khu vực miền Bắc tăng 17,6 GW, miền Trung tăng 4,4 GW và miền Nam tăng được 7 GW.

Trong khi phụ tải ba miền Bắc, Trung, Nam tăng tương ứng là 12,8 GW, 1,6 GW và 8,9 GW. Hệ quả là các miền chưa đảm bảo tự cân bằng công suất, dẫn đến sự vận hành nặng nề của lưới 500 kV liên kết Bắc - Nam những năm gần đây, ảnh hưởng không nhỏ đến vấn đề an ninh năng lượng.

Theo EVN, từ năm 2010 đến 2013, tỷ trọng các nguồn thủy điện có xu hướng tăng lên, từ mức 42,9% năm 2010 đến 48,4%. Giai đoạn 2014 - 2018, tỷ trọng thủy điện đã dần giảm xuống, nhường chỗ cho sự tăng nhanh trong cơ cấu nguồn phát của nhiệt điện than.

Đến năm 2018, tỷ trọng nhiệt điện than đã đạt 35,8% tổng cơ cấu nguồn điện trong khi năm 2010 mới ở mức 16% với sự đi vào vận hành của một loạt các nhà máy nhiệt điện lớn như Mông Dương 1, Mông Dương 2, Duyên Hải 1, S1 Formosa Hà Tĩnh, Vĩnh Tân II…

EVN cho rằng, nguyên nhân chính cho định hướng đầu tư vào nhiệt điện than là do tiềm năng thủy điện của cả nước gần như đã được khai thác hết và không đáp ứng kịp tốc độ tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ điện năng của nền kinh tế.

Đánh giá của EVN cho thấy, trong tình hình nguồn nhiên liệu than dần cạn kiệt, thì việc phát triển các nhà máy nhiệt điện tua bin khí sử dụng khí hóa lỏng LNG là xu thế tất yếu.

Tuy nhiên, các nhà máy điện tua bin khí trong giai đoạn này lại đang rơi vào xu hướng giảm tỉ trọng phát điện, từ mức 33,6% vào năm 2010 giảm còn 16,1% vào năm 2018. Trong khi đó nguồn năng lượng tái tạo chiếm tỉ trọng không lớn, chỉ ở mức 1% trong cơ cấu nguồn phát nhưng hiện đã bị nghẽn do hạ tầng truyền tải.

Ông Phạm Đăng Thành, Giám đốc Sở Công thương Ninh Thuận cho biết, quá tải lưới điện đã khiến 10/18 dự án năng lượng tái tạo đang vận hành ở địa phương này phải thực hiện giảm phát từ 30-60% công suất để đảm bảo ổn định hệ thống truyền tải. Việc giảm phát này đã làm thiệt hại và ảnh hưởng rất lớn đến hiệu quả đầu tư của dự án và phát triển KT-XH của Ninh Thuận.

Trong khi đó, các dự án đầu tư hệ thống lưới điện truyền tải để giải tỏa công suất đã được Bộ Công Thương đề xuất và Thủ tướng Chính phủ đồng ý điều chỉnh bổ sung quy hoạch đều được đầu tư sau năm 2020.

Từ đó việc giải phóng hết công suất phát 2.000 MW trong năm tới của các dự án trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận đang gặp rất nhiều khó khăn, không khai thác tối đa sản lượng điện sản xuất của các nhà máy đã hoàn thành và dự kiến hoàn thành đưa vào vận hành trong năm 2020.

Cũng theo ông Phạm Đăng Thành, để gỡ khó trong việc tắc nghẽn đầu tư hệ thống đấu nối, truyền dẫn vào lưới điện quốc gia cho các dự án điện gió, điện mặt trời trên địa bàn, tỉnh Ninh Thuận đã thống nhất phương án đầu tư Dự án Nhà máy điện mặt trời kết hợp hạ tầng truyền tải Trạm biến áp 500kV Thuận Nam và đường dây đấu nối.

Thực hiện chỉ đạo của Bộ trưởng Bộ Công Thương ngày 13-12-2018 về cơ chế đầu tư các dự án lưới điện truyền tải để giải tỏa công suất các dự án điện mặt trời theo hình thức các chủ dự án điện mặt trời sẽ góp vốn để cùng đầu tư công trình lưới điện truyền tải, tỉnh Ninh Thuận đã ban hành tiêu chí và lựa chọn Công ty CP đầu tư xây dựng Trung Nam đầu tư xây dựng dự án năng lượng tái tạo gắn với hạ tầng truyền tải 220-500kV bằng nguồn vốn doanh nghiệp.

Thời gian qua, tỉnh Ninh Thuận đã làm việc với Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Bộ Công Thương để thống nhất nội dung tham mưu trình Thủ tướng Chính phủ chủ trương đầu tư hạ tầng lưới điện truyền tải từ nguồn vốn đầu tư ngoài Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Đồng thời, ngày 22-7 vừa qua, tỉnh Ninh Thuận cũng đã có báo cáo Thủ tướng Chính phủ về tình hình triển khai và đề xuất hướng giải quyết vướng mắc liên quan các dự án năng lượng tái tạo trên địa bàn.

Trên cơ sở chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ vào ngày 29-8, Bộ Công Thương cũng đã tổ chức lấy ý kiến các Bộ, ngành và địa phương về bổ sung Dự án Nhà máy điện mặt trời Trung Nam vào quy hoạch phát triển điện lực. Vấn đề còn lại là chờ Thủ tướng Chính phủ quyết định.

Để gỡ khó cho nhà đầu tư dự án năng lượng tái tạo về lâu dài, ông Lê Kim Hùng, Giám đốc Sở Khoa học - Công nghệ Ninh Thuận cho rằng, giá mua điện mặt trời, điện gió cần được xây dựng trong dài hạn để nhà đầu tư có căn cứ xây dựng kế hoạch thu hồi vốn. Đồng thời, cần sớm hình thành và phát triển thị trường điện lực cạnh tranh để xóa độc quyền của Nhà nước chuyển thành độc quyền của DN khi vấn đề này đang dần bị rơi vào quên lãng.

Với thị trường điện lực cạnh tranh, Nhà nước quy định rõ tất cả các đơn vị phân phối điện phải mua 15% lượng điện từ các dự án tái tạo, nếu mua không đủ, phần chênh lệch giữa năng lượng tái tạo với các dạng năng lượng khác chính DN phân phối điện phải bỏ tiền ra bù. Điện sạch dư thừa, các nhà máy không được phát hết công suất do điểm nghẽn từ hạ tầng truyền dẫn, đấu nối trong khi lượng điện phải đi mua từ nước ngoài tăng nhanh hàng năm.

Một lãnh đạo tỉnh Ninh Thuận cho rằng, trong sự việc này, có biểu hiện một số bộ, ngành Trung ương tự làm khó chính mình; tự ràng buộc và trói mình bởi một số quy định không theo kịp thực tiễn cuộc sống, không theo kịp với tâm huyết, trách nhiệm của các nhà đầu tư trong lĩnh vực phát triển năng lượng sạch.

Mặt khác, theo tính toán của đại diện Trung Nam Group, tổng công suất phát điện từ các dự án năng lượng sạch của DN này sẽ góp phần giúp giảm phát thải bằng mức độ xả thải của khoảng 300 ngàn phương tiện cơ giới. Đây tiếp tục là một nghịch lý trong phát triển nguồn điện hiện nay.

Ông Nguyễn Tâm Tiến, Tổng Giám đốc Trungnam Group cho rằng, theo quy hoạch của Chính phủ đến năm 2030, tổng số trạm biến áp 500 kV trên cả nước đạt khoảng 26.000 MW, trong khi trạm 500 kV do Trungnam chuẩn bị đầu tư lên đến 2.700 MW, chiếm hơn 10%.

Quyết định bỏ ra vài ngàn tỉ đồng đầu tư trạm biến áp 500 kV và tuyến đường dây đấu nối, sau đó bàn giao lại với giá không đồng cho Tập đoàn Điện lực Việt Nam quản lý, vận hành là việc DN tự cứu dự án của mình.

Xây dựng thành công trạm biến áp và tuyến đây đấu nối này, không chỉ giúp Trungnam Group mà còn góp phần giải tỏa toàn bộ công suất phát điện cho các dự án điện gió, điện mặt trời khác trên địa bàn nên cùng với tỉnh Ninh Thuận, các dự án điện gió, điện mặt trời khác cũng được hưởng lợi.

Để bù đắp chi phí bỏ ra đầu tư miễn phí hạ tầng, Trungnam Group đã đề xuất được nâng công suất dự án từ 130 MW lên 450 MW. (PV)

Đức Thắng