Ảnh minh họa: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Và các chủ đầu tư đã rất sớm phải nếm “trái đắng”.
Giảm công suất phát điện
Một câu chuyện đang hiển hiện là vào thời điểm cuối tháng 6-2019, mặc dù hệ thống điện đang thiếu hụt về công suất nhưng nhiều nhà máy năng lượng tái tạo (NLTT), kể cả điện mặt trời lẫn điện gió buộc phải giảm công suất để bảo đảm an toàn trong vận hành hệ thống điện.
Theo Quyết định 11 của Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời và điện gió tại Việt Nam, nêu rõ: Bên mua điện (hiện nay là EVN) có trách nhiệm mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ các dự án điện mặt trời, điện gió; ưu tiên khai thác toàn bộ công suất, điện năng phát của các dự án điện mặt trời, điện gió đưa vào vận hành thương mại. Có nghĩa là EVN không được hạn chế công suất phát đối với các Nhà máy điện mặt trời, điện gió. Tuy nhiên, đối với 92% tổng số dự án NLTT ký Hợp đồng mua bán điện từ đầu năm 2018 đã chấp nhận điều khoản có dừng giảm công suất phát khi lưới điện quá tải theo văn bản của Bộ Công Thương. Chỉ có khoảng 8% số dự án còn lại ký Hợp đồng trước thời điểm trên không có điều khoản dừng giảm công suất phát.
Lưới điện truyền tải khu vực tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận hiện hữu vốn được quy hoạch chỉ nhằm giải tỏa công suất cho Trung tâm Nhiệt điện Vĩnh Tân nên với việc phải “gánh vác” truyền tải công suất cho nguồn phát điện mặt trời gia tăng số lượng lớn đã khiến cho lưới điện khu vực này quá tải một cách nghiêm trọng.
Điều đó khiến cho Điều độ hệ thống điện phải dừng giảm công suất.
Tình trạng này sẽ còn tiếp diễn trầm trọng hơn trong thời gian tới bởi để thi công xây dựng hoàn chỉnh một nhà máy điện mặt trời sẽ mất thời gian 6 tháng, nhưng để xây dựng một đường dây 110kV sẽ phải mất tới 2 năm, đường dây 220kV khoảng 3 năm và đường dây 500kV khoảng 5 năm, thậm chí lâu hơn. Nói thế để thấy, việc phê duyệt và triển khai ồ ạt dự án điện mặt trời tất yếu dẫn đến bế tắc trong truyền tải công suất và sẽ còn nặng nề hơn nữa vào năm 2020 khi các nhà máy điện mặt trời, gió tiếp tục vào vận hành.
Nỗi lo giá điện cao…
Mặc dù là một doanh nghiệp (DN) được quản lý tốt về kỹ thuật và vận hành, nhưng trong những năm gần đây, EVN có kết quả tài chính chung giảm sút. Thu nhập ròng trước lãi và thuế năm 2015 có kết quả âm và chỉ vừa đủ dương năm 2016. Tài sản ngắn hạn vẫn thấp hơn nhiều so với nợ ngắn hạn, cho thấy hạn chế trong thanh khoản ngắn hạn. Lý do chính dẫn đến tình trạng trên là bởi giá điện cho khách hàng cuối đã không bắt kịp chi phí sản xuất. Mặc dù EVN vừa được phép điều chỉnh tăng giá điện, nhưng mức giá hiện tại chưa tính đến giá điện mà EVN sẽ phải mua từ nguồn điện mặt trời vừa được đưa vào hệ thống lưới điện quốc gia.
Với việc đưa vào vận hành tổng công suất điện mặt trời chiếm tới 10% tổng công suất hệ thống sẽ tác động khá lớn vào giá điện đầu vào. Hiện nay, giá bán lẻ bình quân của EVN là 1.844đ/kWh, tương đương 8 cent/kWh, nhưng giá điện mặt trời EVN phải mua của các nhà máy điện mặt trời với giá phát điện là 9,35 cent/kWh (chưa bao gồm chi phí truyền tải, phân phối đến người tiêu thụ). Trong khi để truyền tải 1MW điện mặt trời thì chi phí truyền tải gấp bốn lần chi phí truyền tải nguồn nhiệt điện than, khí; gấp ba lần thủy điện.
Tạm tính, chênh lệch giữa giá mua điện mặt trời và giá khâu phát của EVN là 600đ/kWh với sản lượng điện mặt trời dự kiến sẽ phát trong năm 2019 sẽ chênh lệch khoảng 1.320 tỷ đồng. Số tiền này được tính là chi phí đầu vào phát sinh hợp lý và đương nhiên sẽ được tính vào giá điện và như vậy, sẽ tiếp tục tạo sức ép không nhỏ đến tăng giá điện.
... và hậu quả môi trường
Xét một cách toàn diện, việc phát triển ồ ạt các dự án điện mặt trời còn tạo gánh nặng đối với môi trường. Hơn 1 triệu tấm pin được lắp đặt tại cụm nhà máy điện mặt trời của BIM Group, khoảng 300.000 tấm panel tại dự án của Srêpok và Quang Minh hay gần 150.000 tấm pin năng lượng tại dự án TTC Phong Điền cũng như nhiều dự án khác được đưa vào khai thác mà chưa tính đến việc sẽ phải làm gì khi các tấm pin hết hạn sử dụng.
Theo Cục Năng lượng Mỹ, một tấm pin mặt trời có thời gian sử dụng khoảng 20 - 30 năm tùy vào điều kiện môi trường. Nhiệt độ cao có thể khiến thời gian sử dụng ngắn hơn và yếu tố tiêu cực như tuyết, bụi sẽ gây tổn hại vật liệu bề mặt và mạch điện bên trong, làm giảm dần năng suất.
Pin mặt trời chứa các kim loại như chì, đồng, nhôm với các tế bào năng lượng mặt trời làm từ tinh thể silicon và được bọc trong lớp nhựa dày để bảo vệ. Việc phân loại và xử lý rác tốn chi phí lớn, chưa kể các hóa chất sinh ra trong quá trình tái chế gây hại cho môi trường.
Hiện có hai loại chất thải gây hại từ tấm pin NLMT. Chất thải từ sản xuất và chất thải từ pin năng lượng mặt trời sau khi đã qua vòng đời sử dụng, nếu rò rỉ ra bên ngoài sẽ gây tác hại khó lường. Điều đáng nói, cho đến nay hầu như vẫn chưa có phương pháp nào để giảm thiểu những vấn đề về chất thải độc của pin mặt trời. Trong quy trình sản xuất các tấm pin mặt trời đều sử dụng các chất liệu nguy hiểm như axít sunphua và khí phosphine độc hại. Để tái sử dụng được các chất liệu này là cực kỳ khó khăn và các tấm năng lượng thường có vòng đời sử dụng rất ngắn.
Với thực trạng các nguồn điện hóa thạch đang dần cạn kiệt, trong quy hoạch điện VII, giai đoạn 2011 - 2020, có xét đến năm 2030, Việt Nam đã xác định ưu tiên phát triển nguồn điện từ năng lượng mặt trời. Qua đó, nâng công suất đặt từ 6 - 7 MW năm 2017 lên khoảng 850 MW vào năm 2020 và khoảng 1.200 MW vào năm 2030, tương đương với 1,6% và 3,3% tổng công suất nguồn điện.
Tuy nhiên, trên thực tế đã có tổng cộng 121 dự án điện mặt trời được phê duyệt với tổng công suất 7.234 MW, sau đó tăng thêm 2.186 MW giai đoạn 2020-2030. Ngoài ra, còn có 210 dự án đang chờ phê duyệt với công suất 12.809 MW, đến 2030 sẽ tăng lên 16.560 MW. Rõ ràng, với sự “góp mặt” của điện mặt trời một cách rầm rộ như vậy, đã đến lúc thực tế đòi hỏi phải có lộ trình và các công nghệ xử lý chất thải từ nguồn năng lượng này.
|
Số liệu nghiên cứu từ Mỹ cho thấy, việc sử dụng các tấm năng lượng mặt trời làm tăng mạnh hiệu ứng khí nhà kính nitrogen trifluoride (NF3), một loại khí mạnh hơn gấp 17.200 lần so với khí CO2.
|