Sự đổ bộ của các nhà đầu tư vào làm điện mặt trời xuất phát từ quy định giá FIT khá hấp dẫn cho nguồn điện này.

Ngóng cơ chế

Đã gần 18 tháng trôi qua kể từ khi chính sách phát triển điện mặt trời, với điểm nhấn là giá cố định (FIT) theo Quyết định 13/2020/QĐ-TTg, kết thúc vào cuối năm 2020, vẫn chưa có chính sách nào mới được đưa ra một cách rõ ràng cho loại hình này. Tình trạng này cũng diễn ra với điện gió khi quy định giá FIT kết thúc vào ngày 31/10/2021, tới nay đã hơn 8 tháng mà chưa có chính sách mới.

Trước đó, sự đổ bộ của các nhà đầu tư vào làm điện mặt trời xuất phát từ quy định giá FIT khá hấp dẫn cho nguồn điện này tại Quyết định 11/2017/QĐ-TTg với mức 9,35 UScent/kWh và sau đó là Quyết định 13/2020/QĐ-TTg với mức 7,09 - 7,69 - 8,38 UScent/kWh, tùy loại hình điện mặt trời mặt đất, trên mặt nước hay trên mái nhà.

Việc giá được quy định cứng như trên khiến quá trình đàm phán hợp đồng mua bán điện với ngành điện giảm được rất nhiều thời gian so với phải tính toán như các dự án điện thông thường khác và tạo ra sự bùng nổ trong đầu tư vào loại năng lượng này. Từ chỗ chưa có tới 1 MW điện mặt trời nối lưới trước thời điểm ban hành Quyết định 11/2017/QĐ-TTg, kết thúc năm 2020, tức là chưa đầy 4 năm sau, đã có 16.500 MW điện mặt trời các loại được nối với lưới điện quốc gia.

Sau khi hết cơ chế giá FIT cho điện mặt trời, nhiều nhà đầu tư đã rất chờ trông Chính phủ nhanh chóng đưa ra chính sách mới cho các loại hình điện này để thu hút đầu tư. Tuy nhiên, tới thời điểm này, ngoài định hướng sẽ tiến hành đấu thầu/đấu giá để chọn nhà đầu tư, vẫn chưa có sự rõ ràng hơn về vấn đề này.

Thậm chí, với tình trạng điện mặt trời hiện nay, Dự thảo Quy hoạch điện VIII cũng không bổ sung nguồn điện mặt trời từ nay tới tận năm 2030, còn sau năm 2030 tuy vẫn được phát triển tiếp, nhưng ưu tiên các dự án với mục đích tự dùng, tự sản xuất, không phát điện lên hệ thống điện quốc gia.

Chuyên gia Nguyễn Anh Tuấn, người tham gia phản biện Dự thảo Quy hoạch điện VIII cho hay, thách thức của điện mặt trời hiện nay là chưa có quy định rõ ràng về cơ chế đấu thầu, còn với điện mặt trời mái nhà, thì không có cơ chế khuyến khích. Chưa kể, cả hai loại nguồn điện mặt trời đều không quy hoạch phát triển trong 10 năm tới.

Thách thức vận hành

Một số nghiên cứu cho hay, do Việt Nam có vị trí địa lý trải dài, bám dọc theo kinh tuyến nhất định, nên thời điểm được mặt trời chiếu sáng là đồng thời, nên toàn bộ điện mặt trời tại Việt Nam sẽ cùng lên, cùng xuống, chứ không thể tận dụng sự khác biệt về múi giờ như các nước châu Âu hay Mỹ. Bên cạnh đó, lưới điện của Việt Nam cũng gần như độc lập, không có sự liên thông ở khu vực ASEAN, nên nếu dư dả điện mặt trời, cũng không thể truyền đi nơi khác sử dụng được.

“Nếu trải dài vài kinh tuyến thì sẽ có độ trễ trong việc chiếu sáng tại các dự án khác nhau. Điều này khiến đỉnh công suất phát sẽ lệch nhau vài giờ, giúp làm mềm đường cong phát, thay vì chỉ có một đỉnh núi khi cùng được chiếu sáng và cùng hết nắng”, chuyên gia Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh nói.

Hiện tổng công suất của các loại điện mặt trời trong hệ thống điện là 16.491 MW (trong đó có 8.736 MW điện mặt trời tập trung và 7.755 MW điện mặt trời mái nhà), chiếm 27,4% tổng công suất đặt của hệ thống điện. So sánh với công suất cực đại (Pmax) năm 2021 là 42.482 MW, thì công suất đặt của điện mặt trời chiếm tới 38,8%. Tỷ lệ này được đánh giá là cao và đã gây ra những khó khăn trong vận hành hệ thống điện của những năm gần đây.

Cụ thể, do chênh lệch phụ tải lớn giữa giờ thấp điểm và giờ cao điểm, nên hệ thống điện phải thay đổi nhiều lần công suất phát của các tổ máy nhiệt điện than và khí trong ngày, hoặc phải ngừng các tổ máy nhiệt điện than và khí khi phụ tải giảm vào các ngày cuối tuần. Điều này dẫn tới tốn kém chi phí do hiệu suất của các nhà máy nhiệt điện giảm hoặc mất chi phí do dừng/khởi động lại các tổ máy.

Ngoài ra, các nguồn mặt trời tập trung chủ yếu tại phía Nam, gây quá tải các đường dây 500 kV liên kết. Quán tính hệ thống điện giảm thấp (do các nguồn điện mặt trời là các nguồn không có quán tính), nên có nguy cơ gây mất ổn định hệ thống điện, đặc biệt trong các ngày lễ, ngày Tết khi phụ tải giảm thấp.

Thực tế, hệ thống điện Việt Nam chưa có các nguồn điện tích năng, pin lưu trữ, các nguồn điện linh hoạt, nên khó hấp thụ được các nguồn điện mặt trời với tỷ trọng cao do nguồn điện mặt trời có đặc điểm là phụ thuộc vào thời tiết, biến đổi rất nhanh theo các điều kiện khí tượng.

Như vậy, để vận hành kinh tế hệ thống có tỷ trọng nguồn điện mặt trời lớn, cần thiết phải xây dựng các nguồn điện mới, phi truyền thống như các nguồn điện tích năng, nguồn pin lưu trữ (BESS), các nguồn điện linh hoạt. Dẫu vậy, Việt Nam hiện chưa có kinh nghiệm trong xây dựng, quản lý và vận hành các loại hình nguồn điện này, nên sẽ gặp những thách thức nhất định trong quá trình phát triển.

Tăng trưởng phụ tải ở các năm tiếp theo của miền Bắc lại cao hơn miền Trung và miền Nam, trong khi các nguồn điện mặt trời phát triển chủ yếu ở miền Trung và miền Nam (những nơi có điều kiện khí tượng thuận lợi, có số giờ nắng cao). Sự mất cân đối này gây áp lực lên hệ thống truyền tải điện Bắc - Trung - Nam. Hiện tại, nhiều thời điểm đã phải tiết giảm các nguồn điện mặt trời tại miền Trung và miền Nam để tránh quá tải các đường dây 500 kV liên kết (đặc biệt là cung đoạn Hà Tĩnh - Nghi Sơn 2 - Nho Quan).

Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia cho biết, năm 2021, đã có 10 lần phải sa thải phụ tải miền Bắc do thiếu nguồn điện nội tại của miền Bắc và quá tải các đường dây 500 kV liên kết, sản lượng điện không cung cấp được của miền Bắc năm 2021.