Giải pháp cho các dự án điện gió, mặt trời chuyển tiếp ở Việt Nam

Phát triển điện gió, mặt trời (giai đoạn 2019 - 2021):

Trong giai đoạn từ năm 2017 đến 2020, với các cơ chế khuyến khích (Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 và Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg ngày 06/4/2020 của Thủ tướng Chính phủ), điện mặt trời đã có sự phát triển mạnh mẽ tại Việt Nam.

Tính đến cuối năm 2020, tổng công suất lắp đặt điện mặt trời trên cả nước đã đạt khoảng 19.400 MWp (tương đương 16.500 MW), chiếm khoảng 25% tổng công suất lắp đặt nguồn điện của hệ thống điện quốc gia.

Để đạt được con số trên đây, ngoài lý do cơ bản là các trang trại điện mặt trời (ĐMT) hoàn thành xây dựng chỉ trong vòng 6 - 9 tháng, thì giá FiT mới chính là cú hích cho loại hình nguồn điện này phát triển nhanh.

Giá FiT (Feed-in Tariffs), hay biểu giá điện hỗ trợ là công cụ chính sách được thiết kế để thúc đẩy đầu tư vào các nguồn năng lượng tái tạo. Trong đó, Tariff là giá bán điện năng sản xuất ra từ nguồn năng lượng thứ cấp được cung cấp vào feed-in, hoặc bán cho lưới điện. Thời hạn của hợp đồng mua bán điện đối với các dự án điện mặt trời là 20 năm (kể từ ngày vận hành thương mại) và giá bán điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD.

Ngày 10/9/2018, Thủ tướng Chính phủ đã ra Quyết định 39/2018/QĐ-TTg sửa đổi, bổ sung một số điều của Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29/6/2011 về cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện gió tại Việt Nam. Biểu giá theo cơ chế khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo (NLTT) - FiT được hưởng 20 năm, được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng Việt Nam với đô la Mỹ, xem bảng 1.

Bảng 1: Đơn giá theo cơ chế khuyến khích phát triển NLTT(FiT) được hưởng 20 năm.

Từ khi có chính sách khuyến khích (2.086 đồng/kWh cho ĐMT, 1.900 đồng với điện gió), giai đoạn 2017 - 2021, điện gió, ĐMT đã phát triển bùng nổ. Tổng công suất nguồn ĐMT trời đến năm 2020 tại Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) chỉ kỳ vọng ở mức là 850 MW, nhưng tính đến hết tháng 12/2020 (thời điểm kết thúc giá ưu đãi cho ĐMT), tổng công suất điện mặt trời nối lưới và điện mặt trời mái nhà đã lên tới 16.500 MW, gấp gần 20 lần so với Quy hoạch điện VII (điều chỉnh).

Còn với điện gió, sau khi có Quyết định 39/2018/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ ngày 10/9/2018, lĩnh vực này cũng bắt đầu thu hút sự quan tâm của nhiều nhà đầu tư. Mức giá FiT cho điện gió là 8,5cent/kWh, tương đương 1.928 đồng/kWh (theo tỷ giá thời điểm 2018). Điều này được áp dụng cho một phần, hoặc toàn bộ nhà máy điện gió nối lưới có ngày vận hành thương mại trước ngày 1 tháng 11 năm 2021 và được áp dụng 20 năm (kể từ ngày vận hành thương mại). Nhờ đó, tính đến cuối năm 2021, công suất lắp đặt điện gió đã đạt 4.126 MW (theo Quy hoạch Điện VII (điều chỉnh), dự kiến đến cuối năm 2020 công suất điện gió đạt 800 MW và trong năm 2021 nguồn NLTT vào vận hành thêm là 790 MW).

Những hệ lụy khi phát triển “nóng”:

Thứ nhất: Gây bất cập khi vận hành hệ thống điện:

Sự phát triển “nóng” đã gây ra nhiều thách thức, trước hết là gây quá tải cho hệ thống truyền tải điện lực quốc gia. Với đặc điểm tự nhiên của ĐMT là phụ thuộc vào thời gian nắng trong ngày (nắng mạnh thì phát nhiều điện và tắt nắng thì không phát điện), nên việc vận hành hệ thống điện gặp nhiều khó khăn, bất cập.

Ngoài ra, chênh lệch lớn giữa phụ tải cao điểm và thấp điểm trong ngày cũng gây nhiều khó khăn cho công tác điều độ hệ thống điện. Với tổng công suất 16.500 MW, ĐMT đã tương đương khoảng 40% phụ tải toàn quốc vào lúc thấp điểm buổi trưa.

Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) cho biết: Có thời điểm xảy ra hiện tượng thừa công suất vào giờ thấp điểm trưa khoảng từ 10h - 14h (nhất là vào các ngày nghỉ cuối tuần, nghỉ lễ) do lúc này phụ tải xuống thấp, nhưng bức xạ mặt trời lại tốt nhất trong ngày. Trong khi đó, vào giờ cao điểm tối (khoảng từ 17h30 - 18h30) là thời điểm mà nhu cầu tiêu thụ điện cao nhất trong ngày, thì khả năng đáp ứng của hàng chục nghìn MW điện mặt trời hầu như không còn.

Vì vậy, để đảm bảo cung cấp điện, hệ thống điện luôn cần phải duy trì sẵn sàng một số tổ máy phát điện truyền thống. Bên cạnh hiện tượng chênh lệch về công suất phụ tải ở các thời điểm trong ngày, nhu cầu phụ tải giữa ngày làm việc và ngày nghỉ cũng có sự chênh lệch khá lớn. Trong đó, giá trị chênh lệch giữa công suất đỉnh của ngày nghỉ và ngày thường trong tuần lên tới khoảng 5.000 MW. Chính vì vậy, vào những ngày nghỉ cuối tuần, A0 đã phải ngừng dự phòng nhiều tổ máy nhiệt điện than và tua bin khí trên cơ sở đảm bảo đủ số tổ máy nối lưới tối thiểu theo điều kiện kỹ thuật của hệ thống (đảm bảo khả dụng, chế độ điện áp, giới hạn truyền tải...).

Để đảm bảo an ninh, an toàn trong vận hành hệ thống điện, A0 không thể huy động toàn bộ công suất khả dụng của nguồn điện. Trong đó, có cả các nguồn NLTT như điện gió, ĐMT vào các giờ phụ tải thấp điểm (buổi trưa, các ngày nghỉ cuối tuần, hoặc các dịp lễ, tết).

Hiện nay, việc điều độ, huy động công suất các nhà máy điện trên hệ thống đã và đang được A0 thực hiện thông qua hệ thống AGC (Automatic Generation Control). Đây là hệ thống thiết bị tự động điều chỉnh tăng, giảm công suất phát điện nhằm duy trì vận hành ổn định toàn hệ thống. Cơ cấu công suất nguồn điện toàn hệ thống năm 2021 và năm 2022, xem hình 1.

Hình 1: Cơ cấu công suất nguồn điện toàn hệ thống năm 2021 và năm 2022.

Khi so sánh cơ cấu nguồn của hệ thống điện Thái Lan và hệ thống điện nước ta sẽ thấy rõ sự khác biệt. Tổng công suất của hệ thống điện Thái Lan tính đến cuối năm 2021 là 46.622 MW (công suất từ NLTT là 5.200 MW, chiếm khoảng 11% tổng công suất toàn hệ thống), dân số Thái Lan khoảng 70 triệu người, Việt Nam khoảng 99 triệu người). Nếu so sánh cùng mặt bằng năm 2021 tổng công suất hệ thống điện chúng ta đạt 76.620 MW (công suất từ nguồn NLTT là 20.670 MW, chiếm tỷ trọng 27%) so với tổng công suất toàn hệ thống.

Như vậy, tỷ trọng công suất NLTT trong hệ thống điện Việt Nam cao gấp hơn 2 lần so với Thái Lan, nhưng Thái Lan đã xây dựng và vận hành 3 nhà máy thủy điện tích năng (TĐTN) với tổng công suất 1.530 MW. Trong đó, TĐTN Srinakarin (công suất 360 MW), Bhumibol (công suất 170 MW) và Lam Ta Khong (công suất 1000 MW) để làm nhiệm vụ lưu trữ điện năng, phủ đỉnh - điền đáy cho biểu đồ phụ tải. Trong khi đó, chúng ta chưa có hệ thống lưu trữ điện năng, hiện mới đang xây dựng dự án Thủy điện Tích năng Bác Ái (công suất 1.200 MW) với dự kiến đưa vào vận hành năm 2028.

Tương quan dân số và tổng công suất lắp đặt của hệ thống điện Việt Nam và Thái Lan (thời điểm năm 2021), xem bảng 2.

Bảng 2: So sánh dân số và tổng công suất toàn hệ thống điện giữa Việt Nam và Thái Lan, tính đến cuối năm 2021.

Thứ hai: Gây lãng phí nguồn lực xã hội và tài nguyên năng lượng tái tạo:

Hiện chúng ta đang còn 84 dự án NLTT, với tổng công suất là 4.676,62 MW (trong đó gồm có 4.184,8 MW điện gió và 491,82 MWac điện mặt trời) đã bị chậm tiến độ vận hành thương mại (COD) so với QĐ39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/2018 và QĐ13/2020/QĐ-TTg ngày 6/4/2020.

Sau cuộc đua phát triển ĐMT, điện gió, nhiều nhà đầu tư “bước hụt”, không kịp vận hành đúng thời điểm để hưởng giá ưu đãi. Giờ đây, họ đang từng ngày ngồi trên lửa. Việc không ký được hợp đồng bán điện cho EVN, các trang trại điện gió, ĐMT để thiết bị giá trị hàng ngàn tỷ đồng phơi nắng, mưa, còn nhân viên vận hành thì “ngồi chơi, xơi nước” mà chủ đầu tư vẫn phải trả lương. Thiệt hại về vật chất là không thể đo đếm. Còn về phía EVN cũng không thể mua điện từ nguồn NLTT này, vì chưa có cơ chế giá, gây lãng phí nguồn tài nguyên tái tạo của đất nước.

Giải pháp nào cho các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp?

Theo thông lệ quốc tế và nước ta cũng vậy, FiT là cơ chế giá hỗ trợ, được thiết kế để thúc đẩy đầu tư vào các dự án ĐMT, điện gió và được quy định chỉ trong khoảng thời gian nhất định. Sau khi cơ chế giá FiT hết hiệu lực, cần xây dựng cơ chế giá điện cho các nhà máy ĐMT, nhà máy điện gió chuyển tiếp. Đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư phát triển các dự án NLTT được đánh giá là cơ chế mang lại nhiều lợi ích, là xu hướng tất yếu của thị trường, góp phần tăng tính minh bạch, cạnh tranh, hiệu quả kinh tế.

Năm 2022, Bộ Công Thương đã có Tờ trình gửi Thủ tướng Chính phủ về việc xây dựng Quyết định của Thủ tướng Chính phủ quy định cơ chế đấu thầu mua điện từ dự án điện gió, ĐMT. Đối tượng tham gia đấu thầu là các dự án, phần dự án ĐMT, điện gió đã và đang triển khai đầu tư, nhưng không kịp đưa vào vận hành đúng mốc thời gian theo quy định tại Quyết định 39/2018/QĐ-TTg và Quyết định 13/2020/QĐ-TTg. Tuy nhiên, việc đấu thầu giá điện để chọn nhà đầu tư dự án NLTT lại vướng vì chưa có căn cứ để triển khai. Bởi theo quy định Luật Đầu tư, Luật Giá và Luật Điện lực, không thể thực hiện đấu thầu chọn nhà đầu tư với tiêu chí giá bán điện cạnh tranh (giá cuối cùng) là tiêu chí giá trúng thầu.

Để xây dựng khung giá điện cho các dự án NLTT chuyển tiếp, ngày 3/10/2022, Bộ Công Thương ban hành Thông tư số 15/2022/TT-BCT quy định phương pháp xác định khung giá phát điện nhà máy ĐMT, điện gió chuyển tiếp. Căn cứ theo quy định tại Thông tư này, EVN đã lập và trình Bộ Công Thương kết quả tính toán khung giá phát ĐMT, điện gió chuyển tiếp.

Trên cơ sở kết quả do EVN trình, Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 7/1/2023 quy định khung giá phát ĐMT, điện gió chuyển tiếp để làm cơ sở cho EVN và các chủ đầu tư sớm thỏa thuận giá điện để đưa các nhà máy vào vận hành, tránh gây lãng phí tài nguyên.

Theo đó, khung giá đã được tính toán trên cơ sở chi phí quy định tại báo cáo nghiên cứu khả thi, thiết kế kỹ thuật được thẩm định của 99 nhà máy ĐMT (gồm 95 nhà máy điện mặt trời mặt đất, 4 nhà máy ĐMT nổi) và 109 nhà máy điện gió đã ký hợp đồng mua bán điện với EVN. EVN đã đưa ra bốn phương án để tính khung giá (bao gồm tính toán dựa trên suất đầu tư, tỷ lệ vốn vay, lãi suất và các khoản thuế, hoặc các phương án không bao gồm yếu tố suất đầu tư, sản lượng điện). Tuy nhiên, khung giá do EVN đưa ra đã không làm hài lòng các chủ đầu tư và cho rằng: Nếu thực hiện theo khung giá này có thể làm cho các doanh nghiệp có thể lâm vào tình trạng thua lỗ và phá sản.

Việc đàm phán giá, với mong muốn doanh nghiệp có lãi (bao gồm chủ đầu tư các dự án NLTT và EVN) là chính đáng, nhưng phải hài hoà với lợi ích của Nhà nước và người tiêu dùng, sử dụng điện. Việc đàm phán giá điện cần được thực hiện trên tinh thần hài hòa lợi ích giữa các bên, chia sẻ rủi ro theo chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ. Đồng thời, các dự án phải chấp hành đầy đủ quy định pháp luật về đất đai, xây dựng, điện lực, quy hoạch, môi trường, phòng cháy chữa cháy.

Mới đây, Công ty CP điện gió Nam Bình - chủ đầu tư dự án Nhà máy điện gió Nam Bình 1 (xã Nam Bình, huyện Đắk Song, Đắk Nông) vừa có công văn kiến nghị Bộ Công Thương, EVN, Công ty Mua bán điện, cho phép được đưa vào vận hành thương mại tạm thời, ghi nhận sản lượng điện và thanh toán theo mức giá bằng 50% khung giá cho nhà máy điện gió trong đất liền (được ban hành theo Quyết định số 21 ngày 19/1/2023 của Bộ Công Thương) trong thời gian thỏa thuận, đàm phán giá phát điện. Nhà đầu tư cam kết không khiếu nại, không hồi tố giá trị với sản lượng điện được huy động tạm thời trong thời gian đàm phán giá điện.

Theo chúng tôi, đây là giải pháp tạm thời cần nghiên cứu trong bối cảnh hiện nay.

Thay cho lời kết:

Rõ ràng, càng chậm thêm 1 ngày để đưa các dự án điện gió, mặt trời chuyển tiếp vào vận hành thì càng tăng thiệt hại cho các chủ đầu tư và lãng phí tài nguyên tái tạo mà thiên nhiên đã ban tặng cho chúng ta.

Ngày 16/3/2023 Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà đã yêu cầu Bộ Công Thương rà soát các quy định hiện hành về hoạt động điện lực và pháp luật có liên quan để xem xét, hướng dẫn về việc huy động tạm thời phát điện các dự án chuyển tiếp đã hoàn thành đầu tư xây dựng, đáp ứng yêu cầu kỹ thuật vận hành trong thời gian các bên mua bán điện thực hiện đàm phán/thỏa thuận giá phát điện theo các quy định. Đây là giải pháp tình thế nhằm tháo gỡ khó khăn cho doanh nghiệp (bao gồm EVN và các chủ đầu tư điện gió, mặt trời).

Về việc huy động tạm thời phát điện từ các nhà máy điện chuyển tiếp, đề nghị Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng Chính phủ ban hành giá điện tạm tính, cho phép EVN huy động các nhà máy điện chuyển tiếp và thanh toán tiền điện theo mức giá mua điện tạm tính. Doanh thu bán điện của các dự án này sẽ được điều chỉnh lại khi có giá bán điện chính thức được ký kết giữa EVN và các chủ đầu tư.

Tuy nhiên, một giải pháp rõ ràng về pháp lý cần được cấp thẩm quyền (Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công Thương) quyết định - đó là: Có cần ban hành khung giá phát điện mới thay thế cho khung giá theo quyết định 21/QĐ-BCT ngày 07/01/2023 hay không? Hay vẫn để các bên đàm phán giá bán điện theo Quyết định số 21/QĐ-BCT ngày 7/1/2023? Vấn đề này thuộc về cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền mà không phải thuộc thẩm quyền của EVN và các doanh nghiệp có dự án điện gió, mặt trời chuyển tiếp!/.

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH - TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM