Phát triển năng lượng tái tạo bền vững: Cần được tính toán khoa học và hợp lý

Ông Hà Đăng Sơn

PV: Ông đánh giá thế nào về sự phát triển NLTT ở Việt Nam thời gian qua?

Ông Hà Đăng Sơn: Phải khẳng định rằng, năm 2019, NLTT đã có sự tăng trưởng mạnh. Chỉ trong 6 tháng đầu năm, hơn 4.400MW công suất ĐMT đã đi vào vận hành. Ở góc độ chuyên gia, chúng tôi chưa bao giờ dám nghĩ, sẽ có sự bứt phá ngoạn mục đến như vậy. Cách đây 10 năm, chi phí đầu tư các dự án ĐMT, điện gió ở mức quá cao. Năm 2017, khi Chính phủ ban hành chính sách khuyến khích phát triển ĐMT với mức giá 9,35 cents/kWh, đã có rất nhiều ý kiến e ngại của các nhà đầu tư về mức giá bị coi là “thấp”. Tuy nhiên, chỉ từ 2018 tới nay, khi suất đầu tư ĐMT giảm mạnh khiến mức giá 9,35 cents/kWh đã có thể mang lại lợi nhuận cho chủ đầu tư, nhiều nhà đầu tư đã nhanh chóng nhảy vào lĩnh vực ĐMT và tạo nên cơn sốt.

PV: Bên cạnh mặt tích cực, sự phát triển nóng của ĐMT cũng đã gây ra những khó khăn nhất định trong vận hành hệ thống điện, gây thiệt hại cho các chủ đầu tư. Ông đánh giá thế nào về thực trạng này?

Ông Hà Đăng Sơn: Nguồn điện từ NLTT được đưa vào vận hành là sự bổ sung quan trọng cho hệ thống điện, đặc biệt là trong bối cảnh nguồn điện dự phòng không còn. Nguồn ĐMT cũng góp phần vào việc cắt giảm phụ tải đỉnh. Tuy nhiên, do ĐMT phát triển vượt xa Quy hoạch điện VII điều chỉnh và đa phần tập trung ở những khu vực có bức xạ nhiệt lớn như Ninh Thuận, Bình Thuận đã gây ra tình trạng quá tải cục bộ lưới điện truyền tải.

Ở đây, chúng ta phải nhìn nhận một cách thực tế và khách quan. Một số chủ đầu tư chưa được tư vấn đầy đủ về vị trí đấu nối cũng như các rủi ro liên quan; hoặc cố gắng chạy theo mốc thời gian 30/6/2019 để hưởng mức giá ưu đãi, nên sẵn sàng chấp nhận mọi điều khoản trong đàm phán, kể cả cắt giảm sản lượng điện. Cũng như giao thông, khi biết khu vực này là điểm nghẽn, mình vẫn cố đi vào thì chắc chắn sẽ bị tắc đường. Trong khi đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam không thể xây dựng lưới điện truyền tải nếu không có quy hoạch được duyệt. Đây là vấn đề pháp lý, không đơn thuần là do EVN muốn hay không! Có thể thấy, trong khả năng của mình, EVN cũng đã nỗ lực tối đa, đẩy nhanh các dự án xây dựng/nâng cấp lưới truyền tải đã được quy hoạch; ứng dụng thành tựu KHCN trong vận hành hệ thống điện (như áp dụng hệ thống AGC trong điều độ các dự án NLTT), nhằm đảm bảo sự công bằng, minh bạch, giảm thiệt hại cho các chủ đầu tư trong các khu vực bị nghẽn lưới truyền tải. Đặc biệt, trong năm 2019, EVN đã tổ chức nhiều cuộc họp, lắng nghe ý kiến từ các chủ đầu tư, cố gắng phối hợp tối đa với các bên liên quan để tháo gỡ các vướng mắc. Đây là những động thái hết sức tích cực đáng được ghi nhận từ phía EVN.

PV: Quan điểm của ông về việc xã hội hóa lưới điện truyền tải, góp phần đẩy nhanh việc giải tỏa công suất nguồn NLTT?

Ông Hà Đăng Sơn: Tôi hoàn toàn ủng hộ! Tuy nhiên, để tư nhân tham gia ở mức độ nào thì cần phải tính toán và có chế tài cụ thể. Với doanh nghiệp tư nhân, tất cả các phương án đầu tư đều phải sinh lời và thu được lợi nhuận. Nếu lỗ, chắc chắn họ sẽ không đầu tư. Do đó, nếu xã hội hóa lưới điện truyền tải, phải có cơ chế kiểm soát chi phí, làm sao để người dân có thể chi trả ở mức giá phù hợp… Không thể để tình trạng tư nhân thực hiện và đưa ra một mức giá quá cao mà không có sự giám sát, kiểm tra.

PV: Một số ý kiến cho rằng, với tiềm năng và lợi thế lớn, Việt Nam cũng có thể đạt được tỷ trọng NLTT trong cơ cấu nguồn điện như các nước Đức, Đan Mạch… vào tương lai gần. Ông nghĩ sao về nhận định này?

Ông Hà Đăng Sơn: Các nước Đức, Anh, Đan Mạch, Thụy Điển… là những nước công nghiệp phát triển. Hiện nay, hầu hết các ngành công nghiệp tiêu thụ nhiều điện năng đã được họ đẩy sang các nước đang phát triển, các nước thuộc thế giới thứ ba. Do đó, trong hệ thống điện của họ, các phụ tải lớn không còn nhiều, hệ thống điện có dự phòng lớn để đưa các nguồn NLTT vào sử dụng, đáp ứng các yêu cầu về môi trường, giảm phát thải khí nhà kính theo cam kết với Liên hợp quốc. Còn Việt Nam đang trong quá trình công nghiệp hóa, thu hút đầu tư trực tiếp nước ngoài (FDI), nhu cầu điện phục vụ công nghiệp là rất lớn. Chính vì vậy, các nguồn năng lượng truyền thống phải đạt được một sản lượng ngưỡng nhất định, đáp ứng được nhu cầu của nền kinh tế, thì mới có khả năng bù đắp khi đẩy mạnh đầu tư nguồn điện từ NLTT.

Nếu NLTT là nguồn điện chủ đạo, theo ước tính, cần phải có công suất nguồn gấp 3 lần so với công suất nguồn điện truyền thống như điện khí, thủy điện hay điện than, vì NLTT là dạng nguồn biến động, phi điều độ, phụ thuộc nhiều vào thời tiết; đặc biệt với điện mặt trời chỉ phát điện trong khoảng thời gian nhất định. Cũng đã có những đề xuất về sử dụng giải pháp pin lưu trữ, tuy nhiên theo các chuyên gia Hoa Kỳ của Phòng thí nghiệm quốc gia về NLTT (NREL), các giải pháp lưu trữ sẽ đòi hỏi nguồn vốn đầu tư lớn và chi phí vận hành hệ thống cao nên cần phải có những nghiên cứu đánh giá đầy đủ để đưa ra phương án phù hợp cho Việt Nam chứ không thể chỉ giản đơn áp dụng các mô hình nước ngoài.

Cần nhắc lại là mặc dù nước Đức là quốc gia đi đầu thế giới về phát triển NLTT, tuy nhiên, có tới 70% nguồn ĐMT cung cấp cho lưới ở Đức là từ ĐMT áp mái. Từ năm 2008 đến nay, Đức đầu tư mạnh công nghệ ĐMT áp mái để cắt giảm phụ tải đỉnh, chứ không chạy theo các dự án ĐMT quy mô trang trại. Đây là bài học mà Việt Nam cần phải nghiên cứu, tránh việc gây nghẽn lưới điện truyền tải đã từng xảy ra ở Trung Quốc, Ấn Độ… do tập trung vào các dự án ĐMT quy mô lớn.

Bất kỳ nguồn năng lượng nào đều có những ưu/nhược điểm và cuối cùng, tất cả đều quy ra giá thành sản xuất điện. Tỉ trọng nguồn NLTT càng lớn, giá điện sẽ càng cao và phụ thuộc rất nhiều vào năng lực làm chủ công nghệ của từng quốc gia. Do vậy, không nên lấy mô hình quốc gia này áp đặt cho một quốc gia khác, rồi đặt ra những mục tiêu không khả thi trong bối cảnh kinh tế - xã hội - dân trí của quốc gia đó.

PV: Theo ông, Việt Nam cần phải làm gì để phát triển NLTT bền vững?

Ông Hà Đăng Sơn: Sự chuyển đổi cơ cấu các nguồn điện truyền thống hiện nay sang sử dụng nguồn điện từ NLTT là xu hướng tất yếu. Tuy nhiên, đây là một quá trình lâu dài. Ngay cả các quốc gia như Anh, Đức, Đan Mạch, Thụy Điển, Na Uy… cũng mất khoảng 20, thậm chí có quốc gia cần tới 40 năm để chuyển đổi cơ cấu nguồn điện phù hợp. Ngoài ra, tỷ trọng cơ cấu nguồn điện còn phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố như khả năng nền kinh tế, sức chi trả của người dân, đặc thù về nguồn điện từng quốc gia, kết nối lưới điện khu vực…

Ở Việt Nam, tôi cho rằng, xây dựng cơ cấu nguồn điện phù hợp, không chỉ là trách nhiệm riêng của Bộ Công Thương hay EVN mà cần có sự đồng thuận, giữa các Bộ, Ban, ngành, địa phương liên quan và có tầm nhìn ở cấp cao hơn, đưa ra chiến lược phát triển phù hợp. Cụ thể, phải làm rõ quá trình chuyển đổi cơ cấu nguồn sẽ diễn ra bao lâu? Từ đó, xây dựng lộ trình phát triển của từng loại nguồn điện ở mỗi giai đoạn 5 năm, 10 năm, 20 năm; năng lực, trách nhiệm của chủ đầu tư, của các địa phương, của từng Bộ, Ban, ngành… Bên cạnh đó, cần phải nghiên cứu, phát triển công nghệ NLTT, không nên hoàn toàn dựa vào nhập khẩu, bởi về lâu dài, chúng ta sẽ mất đi sự chủ động và tính rủi ro sẽ rất lớn trong việc đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.

Hiện nay, Việt Nam đang xây dựng Quy hoạch điện VIII. Để tránh tình trạng vỡ quy hoạch NLTT như thời gian qua, cần phải có sự phối hợp đồng bộ giữa các Bộ, ngành, địa phương, chủ đầu tư về việc đầu tư nguồn như thế nào, sự phát triển lưới điện truyền tải ra sao. Từ góc độ quy hoạch, các địa phương phải khoanh vùng quy hoạch đất và không gian biển cho NLTT, trên cơ sở đó, các bên liên quan sẽ xây dựng các dự án truyền tải điện phù hợp. Những chuyên gia tham gia xây dựng chính sách năng lượng cũng cần phải hiểu các thách thức của ĐMT, điện gió và có những số liệu nghiên cứu chuyên sâu để có thể để xuất những chính sách phù hợp.

PV: Trân trọng cảm ơn ông!

Công suất nguồn điện gió, điện mặt trời đưa vào vận hành từ 2009 - 2019 (MW)

P.V

	Hàng trăm dự án điện mặt trời tập trung ở đâu
	Một năm "chạy nhanh, phanh gấp" của điện mặt trời
	Ký hợp đồng EPC dự án Nhà máy Điện mặt trời Sê San 4
	Không cần tài sản đảm bảo khi vay ngân hàng để lắp điện mặt trời
	Giải tỏa “điểm nghẽn” truyền tải năng lượng tái tạo