Trong thời gian ngắn đầu năm 2019, các nhà máy điện mặt trời đã được đầu tư ồ ạt tại các khu vực như Ninh Thuận, Bình Thuận… nhằm hưởng mức giá ưu đãi, dẫn đến tình trạng quá tải lưới điện truyền tải.
Hệ thống điện đang thiếu hụt nguồn cung, nhưng nhà máy lại không thể phát hết công suất. Điều này không chỉ gây thiệt hại cho chủ đầu tư mà còn cho cả Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Báo cáo mới nhất của Bộ Công Thương cho thấy, hiện nay, các dự án điện mặt trời được đề xuất đã lên đến gần 33.000 MW (trong đó đã được bổ sung quy hoạch khoảng 10.300 MW).
Trong phiên chất vấn tại Quốc hội chiều nay, nhiều đại biểu đã quan tâm đến các vấn đề liên quan đến điện mặt trời gồm Quy hoạch Điện VII bị phá vỡ, cơ sở của mức giá 9,3 cent/kWh và sự quá tải của hệ thống lưới điện.
Bộ trưởng Công Thương thừa nhận thời điểm lập quy hoạch điện VII vào năm 2016 đã không lường được hết sự phát triển của năng lượng tái tạo, trong đó chủ yếu là điện mặt trời.
Còn mức giá 9,35 cent/kWh, Bộ trưởng cho biết, con số đưa ra đã dựa trên cơ sở phối hợp với tư vấn quốc tế và thực tiễn Việt Nam. Còn sở dĩ phải đưa ra mức giá ưu đãi đó vì Việt Nam đang đối diện với nguy cơ thiếu điện rất lớn vào năm 2019 - 2020.
“Điện mặt trời, điện gió được xem là một nguồn bổ sung đáp ứng cho nhu cầu phát triển. Trên thực tế, Quyết định 11 về cơ chế giá ưu đãi cho điện mặt trời là 9,35 cent/kWh trong 20 năm với dự án vận hành trước 30/6/2019 đã tạo điều kiện thuận lợi cho nhà đầu tư phát triển năng lượng mặt trời ở Việt Nam", theo ông Tuấn Anh.
Tuy nhiên, Bộ trưởng cũng cho rằng sự phát triển quá nhanh của điện mặt trời đã kéo theo hệ lụy là sự quá tải của hệ thống truyền tải điện.
Nguyên nhân đến từ sự tập trung quá lớn dự án điện mặt trời ở các tỉnh có bức xạ cao như Ninh Thuận, Bình Thuận, cùng với sự thiếu chủ động của Bộ Công Thương trong dự báo, triển khai các biện pháp cần thiết, Bộ trưởng thừa nhận.
Đồng thời, sự phát triển chưa đồng bộ giữa hạ tầng truyền tải điện, các trạm biến áp tại một số khu vực khiến các dự án điện mặt trời khi đi vào vận hành đã không thể giải toả hết công suất mà chỉ dừng ở mức 30 - 40% như hiện nay.
Để giải quyết, Bộ Công thương đã báo cáo Chính phủ, xin phê duyệt bổ sung 15 dự án đường dây, trạm biến áp với mục tiêu đến năm 2020, tỷ lệ giải tỏa công suất của các dự án điện mặt trời có thể lên đến 60 - 70%.
"Ở diễn đàn Quốc hội này, tôi xin nhận trách nhiệm khi chưa bao quát và dự báo kịp thời để có biện pháp quyết liệt, nhất là trong phát triển hệ thống truyền tải điện tương xứng đảm bảo giải toả công suất", ông Tuấn Anh cho biết sau khi chỉ ra sự lúng túng, bất cập trong phối hợp tổ chức, các cơ quan chức năng giữa Bộ Công Thương - Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và địa phương trong thẩm định, phê duyệt các dự án điện mặt trời.
Bộ trưởng Trần Tuấn Anh chất vấn trước Quốc hội chiều ngày 6/11. Tuy nhiên, ông cũng nêu khó khăn khi Nhà nước còn độc quyền trong truyền tải điện, trong khi nguồn lực đầu tư từ ngân sách nhà nước và EVN cho lĩnh vực này còn hạn chế. Song năm 2020 sẽ có thêm nguồn lực phát triển hệ thống hạ tầng khi có thể giao tư nhân đầu tư đường dây 500 KV.
Hiện có nhiều tập đoàn đề xuất tham gia đầu tư đường dây 500 KV và có thể sẽ được xem xét phê duyệt.
"Về lâu dài phải có quy định pháp luật để cho phép xã hội hoá đầu tư truyền tải điện, nhưng không làm mất vai trò độc quyền của Nhà nước. Có thể sẽ áp dụng hình thức BT trong đầu tư hệ thống truyền tải điện", Bộ trưởng Tuấn Anh cho biết.
Nguy cơ thiếu điện giai đoạn 2019 - 2023
Đại biểu Dương Tấn Quân (Bà Rịa - Vũng Tàu) lo lắng trước nguy cơ thiếu điện hiện hữu nên đề nghị Bộ Công Thương, Chính phủ cho biết giải pháp để đủ điện cho sản xuất, tiêu dùng. Tuy nhiên, trả lời sau đó, đại diện Bộ Công Thương dành thời gian nói về nguy cơ thiếu điện cao và nguyên nhân trước, thay vì đi thẳng vào giải pháp.
Bộ trưởng Trần Tuấn Anh thông tin, Việt Nam đang phải đối mặt với nguy cơ thiếu điện cao trong 2019 - 2020 và kéo dài tới 2022 - 2023. Nguy cơ không có dự phòng ở vùng phụ tải cao như Tây Nam Bộ là rất lớn.
Ngoài ra, trong điều kiện bất lợi thời tiết với tính cực đoan cao, các thuỷ điện không đủ tích nước, Việt Nam đối mặt suy giảm thị trường năng lượng sơ cấp khi dự báo sẽ phải nhập 20 triệu tấn than vào năm 2020 và tăng lên 35 triệu tấn than vào năm 2035. Nguồn khí cũng không đủ phục vụ phát điện cho dự án ở Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ, nhất là dự án khí Lô B Ô – Môn.
Về phương án đảm bảo cân đối điện, Bộ trưởng cho biết sẽ huy động tối đa các nguồn công suất phát như điện than, thuỷ điện, điện khí, điện mặt trời.
Cùng với đó, Bộ trình Chính phủ cơ chế mới về điện mặt trời với phương án thấp bổ sung thêm khoảng 6.000 MW điện mặt trời và 1.500 MW điện gió. Còn nếu tình trạng thủy điện không thể huy động đủ, Bộ sẽ đưa ra phương án cao đẩy mạnh công suất điện mặt trời lên 8.000 MW và điện gió huy động 3.000 MW.
Bộ cũng giao Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đàm phán mua khí từ Malaysia, Thái Lan đảm bảo cung ứng điện cho miền Tây, Đông Nam Bộ. Nhà điều hành cũng tính toán phương án chuyển đổi cơ cấu phát điện của một số nhà máy điện, như Điện Hiệp Phước chuyển từ chạy dầu sang dùng khí LNG nhập khẩu, thì sẽ có thêm công suất 400 MW.
"Khai thác hiệu quả, đồng bộ các giải pháp trên thì sẽ đủ điện trong 2019 - 2020", ông Tuấn Anh cho biết.
Về dài hạn phát triển bền vững lĩnh vực năng lượng, trong đó tính tới phát triển các trung tâm điện lực khí lớn như Long Sơn, Cà Ná và Bạc Liêu. Bộ sẽ đề xuất Chính phủ bổ sung vào quy hoạch điện VIII 8 trung tâm điện khí lớn vì Việt Nam hiện không còn khả năng phát triển điện than, đặc biệt là dừng các dự án điện hạt nhân tại vùng Đồng bằng sông Cửu Long.
