Phát triển năng lượng mặt trời tại Việt Nam là cần thiết, nhưng chớ quên những yếu tố bất cập này

"Cơn sốt" phát triển điện mặt trời tại Việt Nam

Trước những thách thức về nhu cầu năng lượng nhằm đảm bảo nền kinh tế tăng trưởng bền vững, đặc biệt là sự cạn kiện của nguồn nhiên liệu hóa thạch, ô nhiễm môi trường và biến đổi khí hậu. Các chính sách khuyến khích từ năm 2015 đến năm 2017 đã tạo nên "cuộc đua nước rút" để tận dụng cơ hội cung cấp năng lượng tái tạo tại Việt Nam.

Không chỉ thu hút các nhà thầu trong nước, Việt Nam ghi nhận hàng loạt dự án điện mặt trời "triệu đô" từ các nhà đầu tư nước ngoài như: nhà máy Tata Power công suất 300 MW tại Hà Tĩnh, nhà máy Hanwha công suất 100-200 MW tại Thừa Thiên Huế, nhà máy GT & Associates và Mashall & Street Ltd công suất 150 MW tại Quảng Nam.

Về mặt địa lý, Việt Nam sở hữu tiềm năng lớn để khai thác năng lượng mặt trời do ở gần xích đạo và tồn tại những vùng khô nắng nhiều như các tỉnh nam Trung Bộ. Chỉ trong nửa đầu năm 2018, Bộ Công thương ghi nhận 272 dự án nhà máy điện mặt trời với tổng công suất khoảng 17.500 MW, gấp 9 nhà máy thủy điện Hòa Bình và gấp 7 lần nhà máy thủy điện Sơn La.

Ngoài ra, nguồn cung cấp dồi dào từ các dự án điện mặt trời đang được các chuyên gia xem xét để đề xuất thay thế cho các nhà máy điện hạt nhân, khi Việt Nam đã dừng các dự án điện hạt nhân tới năm 2030.

Phát triển nóng, những bất cập không thể lơ là

1. Chất tẩy rửa bề mặt pin mặt trời

Trước mắt, điện mặt trời trước mắt được coi là sạch và thân thiện do quá trình khai thác gần như không tác động tới bất kỳ yếu tố khí hậu nào. Tuy nhiên, các dung dịch axit HF để tẩy rửa bề mặt tấm pin năng lượng mặt trời để thu nhận ánh sáng tốt hơn. Đây là một chất độc khi tiếp xúc với người không mang trang bị bảo hộ có thể phá hủy các mô và làm giảm canxi trong xương. Giải pháp hiện nay được nhiều nhà sản xuất áp dụng là thay thế Axit HF bằng NaOH. Bản thân NaOH là chất ăn mòn da nhưng vẫn dễ xử lý và thải hơn HF.

Hơn nữa, nguyên liệu ban đầu để chế tạo pin năng lượng mặt trời là thạch anh (silica SiO2 silicon), thạch anh được nhiệt luyện để tinh chế thành silicon nguyên chất (bước này phát thải ra một lượng khí CO2 và SO2). Sau đó, silicon được tinh luyện tiếp cùng với các hóa chất (axit Clohydric HCl) để tạo ra những khối silicon đa tinh thể và hợp chất thải SiCl4 rất độc hại.

Mặc dù, thu silicon từ SiCl4 có tốn chi phí hơn tinh chế silicon từ thạch anh, nhưng không phổ biến vì giá các thiết bị tái xử lý có giá lên tới hàng chục triệu USD, còn nếu thải ra môi trường gây nguy cơ axit hóa đất đai, nguồn nước.

Do vậy, cũng cần có các quy định ngặt nghèo đối với việc lưu trữ và xử lý chất thải SiCl4. Phòng thí nghiệm năng lượng tái tạo quốc gia Mỹ (NREL) đã nghiên cứu các phương pháp chế tạo polysilicon từ ethanol thay vì các chất hóa học chứa Clo, nhờ đó tránh hoàn toàn việc tạo ra SiCl4.

2. Hạ tầng chưa đáp ứng tốc độ tăng trưởng điện mặt trời ở Việt Nam

Ngoài ra, các nhà sản xuất phải gấp rút đóng điện trước ngày 30/6/2019 để hưởng mức giá bán 9,35 US cent/kWh (tương đương 2.174 VNĐ/kWh), khá cao so với các quốc gia tương đồng về điều kiện khí hậu trong khu vực như Thái Lan hay Malaysia.

Chỉ riêng nửa đầu năm 2019, Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) ghi nhận gần số lượng "chưa từng có trong lịch sử" với 90 nhà máy đưa vào vận hành đồng loạt, so với năm 2018 chỉ có 3 nhà máy đóng điện thành công. Trong đó, Ninh Thuận và Bình Thuận là 2 tỉnh có số lượng nhà máy điện lớn nhất với lần lượt 15 nhà máy (tổng công suất 1.000 MW) và 19 nhà máy (tổng công suất 871 nhà máy).

Tình trạng thiếu đồng bộ giữa quy hoạch phát triển điện mặt trời và các lĩnh vực hạ tầng phụ trợ đã làm vỡ quy hoạch, quá tải lưới điện trầm trọng mà điển hình ở trục đường dây 110kV Tháp Chàm - Hậu Sanh - Tuy Phong - Phan Rí quá tải tới 260-360%...

Hậu quả là các dự án điện mặt trời vừa đưa vào vận hành cũng phải giảm phát. Theo chia sẻ của một số nhà sản xuất, ngày nào cũng được văn bản của trung tâm đề nghị cắt giảm 30-60% công suất. Việc này sẽ ảnh hưởng tới phương án chính của dự án

Lý giải cho khó khăn của ngành điện, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và năng lượng tái tạo, ông Bùi Quốc Hùng cho biết thời gian để triển khai dự án điện mặt trời chỉ mất khoảng 6 tháng, trong khi để thực hiện một dự án lưới điện truyền tải 220 kV, 500 kV mất khoảng 3-5 năm nên "phát triển lưới không theo kịp đầu tư các dự án điện mặt trời".

Dự thảo mới mà Bộ Công thương lấy ý kiến để trình lên Chính phủ ban hành và áp dụng sau thời điểm tháng 6/2019 tính giá theo vùng và theo loại hình dự án được cho là chưa thực sự phù hợp, khó thúc đẩy phát triển điện mặt trời trong nước phát triển đúng với tiềm năng và kỳ vọng.

Cụ thể, các tỉnh từ Quảng Bình trở ra Bắc (trừ Điện Biên) được tính là vùng 1 với mức giá mua điện dao động từ 9,20 - 10,87 US cent/kWh (2.139 -2.537 VNĐ/kWh). Các tỉnh từ Quảng Trị đến Quảng Ngãi và Điện Biên được tính là vùng 2 với mức giá mua điện 7,91 - 9,36 US cent/kWh (1.839-2.176 VNĐ/kWh).

Các tỉnh Đông Nam bộ cùng với ĐBSCL và Kon Tum, Đắk Nông được tính là vùng 3 với giá mua điện chỉ từ 7,09 - 8,38 US cent/kWh (1.648-1.948 VNĐ/kWh). Khu vực này bắt đầu giảm tương đối mạnh kể cả mô hình điện mặt trời trên mái nhà, đặc biệt ở vùng 4 gồm 6 tỉnh là Phú Yên, Gia Lai, Đắk Lắk, Khánh Hòa, Ninh Thuận và Bình Thuận giá điện chỉ còn 6,67 - 8,21 US cent/kWh (1.551-1.909 VNĐ/kWh).

Chưa biết các chính sách dành cho phát triển điện mặt trời tại Việt Nam sẽ thay đổi ra sao trong những năm tới, nhưng có điều gần như chắc chắn đó là luôn phải chú ý tới quy trình xử lý chất thải cũng như hạ tầng truyền tải. Không để việc phát triển nóng ngành năng lượng sạch lại gây ra những hậu quả lớn cho môi trường.