Bất cập nhiệt điện, bấp bênh năng lượng tái tạo 

Trong cơ cấu nguồn điện hiện nay, trong khi thủy điện đã tới hạn, nhiệt điện đối mặt không ít khó khăn thì nguồn năng lượng tái tạo cũng nảy sinh điểm yếu về tính bấp bênh, thiếu ổn định. Để giải bài toán thiếu điện đòi hỏi sự phát triển đồng bộ, song song, có cân nhắc kỹ lưỡng nhiều yếu tố.

Thủy điện, nhiệt điện nhiều mối lo
Hiện nay, các nguồn điện tham gia vào hệ thống điện quốc gia bao gồm: Thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí, năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời, thủy điện nhỏ, biomas).

Về thủy điện, số liệu của Bộ Công Thương cho thấy: Tính đến năm 2018, cả nước có 818 dự án thủy điện (DATĐ) với tổng công suất lắp đặt 23.182MW. Trong đó, 385 DATĐ đã đưa vào khai thác, sử dụng với tổng công suất lắp đặt 18.564MW; đang xây dựng 143 DATĐ với tổng công suất lắp đặt 1.848MW và đang nghiên cứu đầu tư 290 DATĐ với tổng công suất lắp đặt 2.770MW.

Ông Lê Văn Lực-Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) cho biết: Tính đến thời điểm hiện tại, nguồn thuỷ điện lớn và vừa cơ bản đã khai thác hết. Điện năng sản xuất từ thuỷ điện năm 2030 chỉ chiếm khoảng 12,4% điện năng toàn hệ thống.

Về nhiệt điện, điển hình nhất là nhiệt điện than. Báo cáo của Tập đoàn Công nghiệp Than-Khoáng sản Việt Nam (TKV) cho thấy: Đến năm 2020, nhiệt điện than với quy mô 25.620MW, chiếm 42,7% công suất, cấp 130,2 tỷ kWh, chiếm 49,3% điện năng toàn hệ thống. Năm 2030, nhiệt điện than có tổng công suất 53.890MW, chiếm 42,6% tổng công suất, cấp 304,3 tỷ kWh, chiếm 53,2% điện năng toàn hệ thống.

Hiện tại, Việt Nam có gần 30 nhà máy nhiệt điện than đang vận hành, chủ yếu ở phía Bắc. Trong Nam mới có Vĩnh Tân 2, Vĩnh Tân 4, tổ máy 1 của Vĩnh Tân 1, Duyên Hải 1 và 3. Tro xỉ các nhà máy nhiệt điện than phía Bắc (sử dụng than nội địa) về cơ bản đã được xử lý và tiêu thụ. Còn một vài nhà máy có vướng mắc là nhiệt điện Mông Dương, nhiệt điện Cẩm Phả 1, 2 đang được chủ đầu tư tìm giải pháp xử lý và tiêu thụ. Trong miền Nam, nhiệt điện Vĩnh Tân và Duyên Hải cũng dùng than nội địa từ miền Bắc chuyển vào nhưng sản phẩm tro xỉ còn mới nên chưa được đầu tư sử dụng nhiều. Thị trường chưa quen sử dụng nên còn khó khăn trong xử lý, tiêu thụ.

Trên cơ sở phân tích tỷ trọng các dạng nguồn năng lượng điện trong Quy hoạch điện VII, có thể khẳng định nhiệt điện than hiện tại và trong thời gian từ nay đến năm 2030 vẫn giữ vai trò chính trong việc đảm bảo cung cấp năng lượng điện cho hệ thống điện toàn quốc.

Liên quan tới nhiệt điện than, Thứ trưởng Bộ Công Thương Cao Quốc Hưng nhấn mạnh: “Trong giai đoạn sắp tới, nhiệt điện than sẽ đóng vai trò hết sức quan trọng trong việc đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia”.

Vai trò của thủy điện, nhiệt điện trong các nguồn cung điện là rất rõ, song khi mà nguồn thủy điện được đánh giá đã tới hạn thì phát triển nhiệt điện cũng đối mặt nhiều khó khăn, thách thức. Không ít quan điểm cho rằng các nhà máy nhiệt điện đốt than là nguyên nhân chính gây ô nhiễm môi trường, làm ảnh hưởng đến cuộc sống của dân cư xung quanh nhà máy. TKV nêu rõ: Đây là một trong những lý do dẫn đến việc lựa chọn địa điểm đầu tư xây dựng các nhà máy nhiệt điện than ngày càng gặp khó khăn. Ngoài ra, các dự án nhiệt điện than có quy mô công suất lớn hiện gặp rất nhiều khó khăn trong thu xếp nguồn vốn đầu tư, đặc biệt là kể từ khi Chính phủ có chủ trương không cấp bảo lãnh nguồn vốn vay cho các dự án điện…

Một trong những thách thức nổi cộm với nhiệt điện than hiện nay không thể không kể đến là thiếu than cho điện. Ông Đinh Quang Trung- Phó trưởng Ban Kinh doanh than (TKV) cho hay: Hiện có 2 đơn vị cung cấp nguồn than chính trong nước là TKV (chiếm khoảng 85 – 87%) và Tổng công ty Đông Bắc. Ngoài ra, có một đơn vị của nước ngoài. Với lượng sản xuất hiện nay đạt 40 – 41 triệu tấn/ năm, trong khi nhu cầu lên đến trên 50 triệu tấn cho các nhà máy nhiệt điện, thời gian tới rõ ràng nguy cơ thiếu than cho điện là hiện hữu.

Xung quanh câu chuyện phát triển nhiệt điện than, PGS. TS Trần Đình Thiên-Viện trưởng Viện Kinh tế Việt Namnêu quan điểm: Từ nay đến năm 2030, Việt Nam vẫn phải sử dụng điện than khoảng 40% bởi chưa có nguồn thay thế. Giải pháp xử lý những hậu quả từ điện than là phải tập trung thay đổi công nghệ và cung cách quản lý.

Bấp bênh năng lượng tái tạo
Bên cạnh những nguồn như thủy điện, nhiệt điện, phát triển mạnh các loại hình năng lượng tái tạo như điện gió, điện mặt trời… đang là hướng được ngành điện thúc đẩy nhằm bổ sung nguồn cung thiếu hụt.

Trên thực tế, thời gian qua Việt Nam đã chứng kiến một “làn sóng” đầu tư của các nhà đầu tư trong nước và quốc tế vào lĩnh vực phát triển năng lượng tái tạo tại Việt Nam. Đến cuối năm 2018, Việt Nam đã đưa vào vận hành phát điện 285 nhà máy thủy điện nhỏ với tổng công suất khoảng 3.322 MW; 8 nhà máy điện gió với tổng công suất 243 MW và 10 nhà máy điện sinh khối với tổng công suất nối lưới khoảng 212 MW.

Riêng về điện mặt trời, sau khi có Quyết định 11/2017/ QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam, đến tháng 3/2019, đã có 5 dự án điện mặt trời đi vào vận hành phát điện với tổng công suất 240 MW, có khoảng 8 GW điện mặt trời được phê duyệt quy hoạch phát triển đến năm 2020 và khoảng 12 GW giai đoạn đến 2025. Ngoài ra còn có hơn 200 dự án điện mặt trời với tổng công suất là 17 GW đang đăng ký triển khai.

Sự đầu tư ồ ạt vào điện mặt trời gây ra những áp lực không nhỏ cho khâu truyền tải. Theo đánh giá của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), tuy hạ tầng lưới điện 110- 220-500KV của miền Trung, miền Nam và Tây Nguyên đã được đầu tư nâng cấp những năm qua nhưng một số khu vực vẫn không đáp ứng được yêu cầu truyền tải thêm công suất từ các dự án điện mặt trời. Lượng công suất các dự án điện gió, mặt trời có khả năng không phát được công suất trong năm 2019-2020 tại một số khu vực quá tải là khá lớn, ảnh hưởng đến công tác vận hành an toàn của hệ thống cũng như hiệu quả đầu tư của các dự án. Một số tỉnh gặp khó khăn trong vấn đề giải tỏa công suất là: Ninh Thuận, Bình Thuận, Khánh Hòa, Phú Yên, Gia Lai, Đắc Lắk.

Có thể thấy, hiện nay, chủ trương chung đặt ra vẫn là tạo những cơ chế ưu đãi để tiếp tục thúc đẩy phát triển mạnh các loại hình như điện gió, điện mặt trời… Tuy nhiên, sòng phẳng mà nói, đây là những loại hình khá bấp bênh, tiềm ẩn không ít rủi ro, cần hết sức cẩn trọng khi phát triển ồ ạt. Ông Nguyễn Anh Tuấn- Giám đốc Trung tâm năng lượng tái tạo (Viện Năng lượng- Bộ Công Thương) phân tích: Tiềm năng năng lượng tái tạo ở Việt Nam về mặt lý thuyết tương đối lớn, trong đó đặc biệt là nguồn năng lượng mặt trời, gió… Tuy nhiên, về mặt điều kiện kỹ thuật hiện tại hay tiềm năng kinh tế thì lại thấp hơn so với xét về mặt lý thuyết. “Phát triển năng lượng tái tạo nên thận trọng vì năng lượng tái tạo để phát điện là công nghệ đã được biết đến từ lâu nhưng chưa “chín muồi” về nhận thức, công
nghệ cũng như yếu tố kinh tế. Nếu phát triển ồ ạt, khoảng 10 năm tới Việt Nam có thể gặp phải tình trạng công nghệ phát triển cao hơn, chi phí giá thành giảm hơn, dẫn tới rủi ro”, ông Tuấn nói.

Xung quanh vấn đề này, nhìn từ góc độ phát triển điện mặt trời, với tư cách cá nhân, ông Vũ Hùng Cường- Chỉ huy trưởng công trường Dự án điện mặt trời Dầu Tiếng cho rằng: Để phát triển điện mặt trời phải đồng bộ hệ thống lưới. Bởi vậy, điện mặt trời không thay thế được nhiệt điện, khi vận hành cần có sự bù trừ cho nhau nên phải triển khai song song các nguồn điện.

Ông Nguyễn Minh Duệ- Chủ tịch Hội đồng khoa học (Hiệp hội Năng lượng Việt Nam): Để các dự án điện năng lượng tái tạo trở thành khả thi, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam đề nghị cần xúc tiến một số nội dung quan trọng, trong đó có phần phân tích, đánh giá hiệu quả dự án đầu tư điện năng lượng tái tạo (đặc biệt là điện gió, điện mặt trời) có tính đến yếu tố rủi ro. Đối với bất kỳ dự án đầu tư nào, bên cạnh lợi ích đạt được cũng gặp phải những rủi ro, đặc biệt, dự án điện năng lượng tái tạo mới mẻ và phụ thuộc vào điều kiện thiên nhiên nên rủi ro càng lớn. Nhà đầu tư cần nhận dạng và quản lý rủi ro. Ngoài ra, các công trình năng lượng tái tạo lớn, vốn vay thường chiếm tỷ lệ cao trong tổng mức đầu tư. Nguồn vốn vay, lãi suất vay lớn sẽ làm tăng giá trị hệ số chiết khấu tài chính ảnh hưởng tới hiệu quả đầu tư nên cần phải xem xét đánh giá.

Duy Lâm