Tính đến cuối tháng 10, tổng công suất nguồn năng lượng tái tạo (điện gió, mặt trời) lắp đặt tính đến ngày 31/10 đạt 20.644 MW, tương đương gần 28% công suất toàn hệ thống. Tỷ trọng công suất năng lượng tái tạo tăng nhanh trong 3-4 năm qua cùng với chính sách giá ưu đãi (FIT) cho phát triển điện mặt trời, điện gió.
Công suất chiếm gần 28% nhưng sản lượng đóng góp của loại hình năng lượng này chỉ khoảng 8%. Một phần nguyên nhân là các nhà máy điện gió, mặt trời sau khi vận hành phải đối diện với giảm công suất phát.
Tại toạ đàm về cơ chế thu hút vốn vào năng lượng tái tạo mới đây, ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió Bình Thuận, cho hay nếu trước đây việc cắt giảm công suất do lưới truyền tải quá tải, hiện còn nguyên nhân nữa là Covid-19, khiến tiêu thụ điện giảm mạnh.
Thống kê của EVN cũng cho thấy, từ nửa cuối tháng 8 đến nay nhu cầu phụ tải toàn hệ thống giảm mạnh. Luỹ kế 10 tháng, tổng sản lượng điện toàn hệ thống là 213 tỷ kWh, tăng 3,3% so với cùng kỳ 2020 và thấp hơn 5,7 tỷ kWh kế hoạch năm.
Ông Thịnh cũng chỉ ra hai điểm khác biệt trong phát triển năng lượng tái tạo vừa qua ở Việt Nam. Đầu tiên là lưới truyền tải của Việt Nam vừa trải dài vừa yếu và chưa có kết nối trong khu vực. Hiện đã có 110 kV nối với Campuchia, 220 kV với Trung Quốc và 500 kV tới Lào, nhưng công suất truyền tải điện năng thấp.
Mặt khác, giá bán điện bình quân của EVN khoảng 7,5-7,8 cent một kWh, chỉ bằng một phần tư so với các nước phát triển. Trong khi đó giá mua điện từ các nguồn năng lượng tái tạo của EVN đang cao hơn nhiều so với giá bán, chưa tính khâu truyền tải, phân phối.
"Hệ quả của hai khác biệt này là EVN càng mua năng lượng tái tạo thì càng lỗ", ông nhìn nhận.
Dù thế, Chủ tịch Hiệp hội điện gió Bình Thuận cho rằng vẫn có thời cơ lớn, nhất là phát triển điện gió ngoài khơi, điện mặt trời áp mái thời gian tới.
Việt Nam có tiềm năng phát triển điện gió ngoài khơi trong tương lai. Ảnh: GWEC
Theo dự thảo quy hoạch điện VIII đang được hoàn thiện, tỷ lệ năng lượng tái tạo trong tổng tiêu thụ năng lượng sơ cấp đạt khoảng 31% vào năm 2020; tăng lên hơn 32% vào 2030 và sẽ đạt khoảng 44% vào 2050.
Để đạt kế hoạch này, tổng nhu cầu vốn đầu tư cho loại năng lượng này tới đây là rất lớn. Muốn vậy, chính sách, cơ chế cho loại năng lượng này cần liên thông, tránh đứt đoạn, khoảng trống như vừa qua.
Bà Ngô Thị Tố Nhiên, Giám đốc Tổ chức Sáng kiến về dịch chuyển Năng lượng nhận xét, giá FIT cho điện mặt trời đã kết thúc vào cuối năm 2020, và với điện gió vào cuối tháng 10/2021. Hai năm qua chính sách tiếp theo cho năng lượng tái tạo được cơ quan quản lý đưa ra bàn thảo nhưng vẫn chưa "chốt". Đã có nhiều khẳng định được đưa ra sẽ không còn giá ưu đãi (giá FIT) cho điện gió, điện mặt trời trong tương lai, thay vào đó là cơ chế đấu thầu giá. Tuy nhiên đến giờ cơ chế đấu thầu vẫn chưa rõ sẽ thực hiện ra sao.
Mặt khác, Việt Nam đang thiếu chiến lược chuyển dịch năng lượng tổng thể quốc gia trong dài hạn như nội địa hóa công nghệ, phát triển nguồn nhân lực, giảm chi phí phát triển nguồn bằng chính sách số hóa hoặc minh bạch quy trình phê duyệt một cửa cho các dự án năng lượng tái tạo hoặc công bằng trong tiếp cận dự án.
"Lộ trình phát triển năng lượng tái tạo phải xuyên suốt và liên tục mới có thể duy trì thị trường phát triển", bà nói.
Theo bà Tố Nhiên, thách thức phát triển cho ngành điện Việt Nam trong 10 năm tới song song với phát triển nguồn mới là về phát triển cơ sở hạ tầng lưới điện. Vì thế, cần có cơ chế bình đẳng hơn với các nguồn như tổ chức đấu thầu theo dạng hình năng lượng hoặc công suất hoặc đấu thầu dịch vụ bảo trì lưới điện và cơ sở hạ tầng ngành điện.
Ông Bùi Văn Thịnh cũng đồng tình, Chính phủ cần nhanh chóng có cơ chế mới về giá, cũng như hướng dẫn quy trình đấu thầu để các nhà đầu tư nắm rõ, tránh khoảng trống chính sách quá dài như điện mặt trời vừa qua và hiện tại là với điện gió.
Giải pháp để phát triển bền vững năng lượng tái tạo ở Việt Nam tới đây, ông Thịnh chỉ ra, cần nâng cấp, xây mới lưới điện để giảm thiểu việc cắt giảm công suất. Với năng lượng tái tạo, nên tập trung phát triển điện gió xa bờ, đấu nối đường dây 500 kV thay vì đường dây 110 kV hay 220 kV.
Bên cạnh đó, tăng liên kết vùng để "xuất khẩu" điện khi thừa hàng hoá năng lượng tái tạo trong nước. Nhưng việc liên kết với ai, bán cho ai, giá nào, liên kết đi đâu..., ông nói, phụ thuộc rất nhiều vào chính sách, vấn đề địa chính trị giữa Việt Nam và các nước.
Nhưng kể cả làm mới, nâng cấp đường dây truyền tải điện hay liên kết vùng để xuất khẩu nguồn điện dư... đều cần khoản tiền lớn. "Giống như trong lĩnh vực giao thông, có thể để tư nhân đầu tư và thu phí BOT, thì chúng ta có thể áp dụng cho ngành điện được không?", ông gợi mở.
Cùng đó, vị này nhấn mạnh, Việt Nam cần có một bản đồ quy hoạch điện lực quốc gia phù hợp với tình hình thực tế, hài hòa giữa các nguồn điện khác nhau; cũng như quyết liệt trong thực thi quy hoạch điện, tránh tình trạng mất cân đối giữa nguồn và lưới, giữa các vùng miền như vừa qua.
Anh Minh