PV: Ngành Điện đang có nhiều nhà máy ĐMT không thể phát hết công suất lên lưới điện quốc gia vì lưới truyền tải điện cục bộ bị quá tải. Phải chăng đã có sự tính toán không chính xác khi bổ sung các dự án điện mặt trời tại khu vực này?

Ông Phương Hoàng Kim: Trong quá trình nghiên cứu, bổ sung quy hoạch các dự án ĐMT ở Ninh Thuận, Bình Thuận, Bộ Công Thương đã tính toán bổ sung cả các dự án đường dây truyền tải điện cao áp từ 110 kV đến 500 kV.

Tuy nhiên, thực tế các dự án ĐMT triển khai quá nhanh trong thời gian ngắn, có dự án chỉ làm trong 6 tháng, thậm chí 4 tháng đã xong vì muốn được hưởng mức giá ưu đãi 9,35 Uscent/kWh trước thời điểm 30/6/2019. 

Trong khi đó, các dự án đường dây truyền tải điện cao áp thường mất nhiều thời gian thi công, trong đó đường dây 110 kV mất khoảng 2 năm, đường dây 220 kV mất từ 2 - 3 năm và đường dây 500 kV mất từ 3 - 5 năm, nên đã xảy ra tình trạng thiếu đồng bộ giữa đường dây truyền tải với các dự án ĐMT.

Thực tế, các nhà đầu tư ĐMT đều hiểu rõ, đường dây truyền tải điện cao áp không thể làm nhanh được, vì vậy hiện nay có những nhà máy phải tiết giảm công suất phát điện. Tuy nhiên, dự kiến, đến năm 2020, một loạt các dự án truyền tải điện hoàn thành, sẽ giải toả hết công suất ĐMT đang có tại khu vực này.

PV: Một số nhà đầu tư tư nhân cho rằng, cần xã hội hoá công tác đầu tư lưới truyền tải. Việc này có gặp khó khăn gì không, thưa ông?

Ông Phương Hoàng Kim: Trong bối cảnh đầu tư của ngành Điện lớn và hiện nay các dự án không được Chính phủ bảo lãnh vay vốn, việc tư nhân có thể tham gia đầu tư vào lưới truyền tải điện là rất đáng hoan nghênh. Tuy nhiên, Luật Điện lực hiện hành lại quy định, lĩnh vực truyền tải điện là độc quyền nhà nước và hiện nay, giá truyền tải do Nhà nước quy định hiện nay là 103 đồng/kWh. Như vậy, khi tư nhân đầu tư vào khâu truyền tải điện, phải xác định, phí truyền tải phải sớm đủ bù đắp khoản đầu tư bỏ ra, chắc chắn con số này sẽ không rẻ như mức 103 đồng/kWh hiện nay. 

Ngoài ra, khi có đường dây truyền tải do tư nhân làm, nếu bên thứ 3 muốn đấu nối vào đó sẽ xử lý thế nào nếu nhà đầu tư nói là, đã đầy tải, không đồng ý cho đấu nối? Ai sẽ là người chịu trách nhiệm điều phối trong việc dùng chung lưới điện truyền tải để bên thứ 3 có đưa điện tới người mua cuối cùng vẫn chưa có quy định cụ thể. Như vậy, sẽ dẫn tới lãng phí tài nguyên quốc gia trên bình diện chung. Vì vậy, truyền tải điện hiện vẫn được xem xét là lĩnh vực độc quyền Nhà nước, bên thứ 3 có thể đấu nối vào với chi phí hợp lý và chấp nhận được. 

Đúng là tư nhân làm thì sẽ nhanh hơn về mặt thủ tục, nhưng cuối cùng vẫn phải tính hết vào giá điện, mà giá điện Nhà nước đang điều tiết nên không dễ tăng được. Cũng cần lưu ý, khi bỏ vốn đầu tư, tư nhân muốn phải sớm thu hồi được vốn. Có như vậy, họ mới sẵn sàng bỏ tiền ra đầu tư.

PV: Vậy theo ông, Nhà nước cần có giải pháp gì nếu tư nhân muốn xây dựng đường dây truyền tải điện?

Ông Phương Hoàng Kim: Bản chất của doanh nghiệp là hiệu quả, doanh nghiệp tư nhân lại càng quan tâm đến vấn đề này. Vì vậy, cần phải cân bằng và hài hoà lợi ích của các bên tham gia thị trường điện, bao gồm, Nhà nước, doanh nghiệp và người dân. 

Doanh nghiệp tư nhân khi đầu tư sẽ đưa ra một mức giá nhất định. Nếu nhà nước mua điện có giá thành sản xuất và chi phí truyền tải cao, buộc phải bán điện giá cao chứ không thể bù lỗ mãi được. Người dân khi đó phải chịu mua điện giá cao. Đó là những vấn đề cần phải bàn thảo, cân nhắc một cách tổng thể, không chỉ nghĩ đơn giản, cho hay không cho doanh nghiệp tư nhân tham gia đầu tư vào lĩnh vực truyền tải điện. 

Cũng có những việc tưởng như đơn giản, nhưng thực tế cũng rất khó. Ví dụ, Tập đoàn Trung Nam đầu tư đường dây sẽ đảm bảo yêu cầu kỹ thuật ra sao để sau này ngành Điện tiếp nhận và vận hành được ổn định, an toàn? Hay chuyện bàn giao công trình với giá 0 đồng, ngành Điện cũng không có cơ chế tiếp nhận tài sản này. Đường dây mà chi phí 0 đồng thì các chi phí vận hành, bảo dưỡng sau này tính ra sao? Điều này Bộ sẽ nghiên cứu và sẽ có báo cáo Thủ tướng Chính phủ, đảm bảo hài hoà lợi ích của các bên tham gia thị trường điện. 

PV: Các dự án ĐMT đã được bổ sung vào Quy hoạch, công suất lên tới 13.000 MWp, và thực tế vận hành thương mại mới đạt gần 4.500 MW. Vậy các dự án còn lại sẽ được triển khai thế nào, thưa ông? 

Ông Phương Hoàng Kim: Khi bổ sung vào quy hoạch, Bộ Công Thương đã xem xét việc đấu nối vào lưới truyền tải. Thực tế thời gian qua, các dự án đa phần tập trung vào khu vực Ninh Thuận - Bình Thuận và đang vướng mắc khâu truyền tải điện. Đối với các khu vực khác không vướng mắc khâu truyền tải điện, việc triển khai dự án ĐMT chưa làm được chủ yếu là do vướng mắc khâu hạ tầng, đất đai, nên không kịp mốc 30/6 để hưởng ưu đãi giá 9,35 UScent/kWh. 

Hiện tại, nhiều dự án lưới điện cũng đã được bổ sung quy hoạch và đang được triển khai, tự các chủ đầu tư cũng phải tính toán hiệu quả đầu tư, từ đó tiếp tục thực hiện khi giá bán điện mới được chính thức công bố. 

PV: Vậy mục tiêu phát triển ĐMT thời gian tới sẽ ra sao, thưa ông?

Ông Phương Hoàng Kim: ĐMT chỉ hỗ trợ công suất vào ban ngày. Theo thống kê, đỉnh điểm tiêu thụ ban ngày chênh với đỉnh điểm tối là 6% và điện mặt trời sẽ bù được 6% này. Do ĐMT có tính thời điểm và bất ổn, khi đám mây đi qua có thể làm suy giảm công suất đang phát lên lưới, nên phát triển ĐMT cũng đòi hỏi có dự phòng công suất, để huy động khi có những biến động về thời tiết. Theo tính toán, muốn huy động 5.000 MWp ĐMT, cần phải có ít nhất 1.500 MW công suất dự phòng quay, nghĩa là có thể huy động ngay lập tức khi điện mặt trời sụt giảm. 

Lẽ dĩ nhiên, hệ thống sẽ phải tính chi phí dự phòng này vào chi phí sản xuất và giá thành sản xuất điện theo đó cũng bị tăng lên. Vì thế, vẫn cần các nguồn điện truyền thống để đảm bảo cấp điện ổn định và việc phát triển ĐMT cũng như các nguồn năng lượng tái tạo cần phù hợp, hài hoà các nguồn điện khác, đảm bảo hiệu quả khi vận hành cả hệ thống điện.
 
PV: Xin cảm ơn ông! 

Theo TCĐL Chuyên đề Quản lý & Hội nhập