Giải bài toán mất cân đối "lưới - nguồn" của ngành năng lượng

Theo đó, việc để tư nhân đầu tư hạ tầng truyền tải điện là một trong những giải pháp giảm tải lưới điện hiện nay. Bởi lẽ, vài năm trở lại đây, các nguồn năng lượng tái tạo thế hệ mới như điện gió, điện mặt trời phát triển rất mạnh mẽ tại nhiều tỉnh do có cơ chế khuyến khích giá FIT, đặc biệt tại miền Trung, tập trung chủ yếu ở một số vùng phụ tải thấp. Tuy nhiên, lưới điện 110 kV tại một số khu vực lại không phát triển kịp thời để giải tỏa công suất cho các nguồn điện này, gây ra nhiều thiệt hại cho nhà đầu tư.

Theo Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, Bộ Công thương, trong giai đoạn ngắn hạn tới năm 2025, về cơ bản, miền Bắc vẫn có khả năng tự cân đối nội miền và dưa thừa công suất nên xu hướng truyền tải chủ yếu và khu vực miền Trung. Miền Trung luôn dư thừa nguồn, đặc biệt do sự phát triển mạnh các nguồn năng lượng tái tạo nên xu hướng là truyền tải vào Nam.

Do đó, việc giải phóng công suất các dự án năng lượng tái tạo đang vận hành và dự kiến tiếp tục phát triển trong thời gian tới trên địa bản tỉnh đang gặp nhiều khó khăn, không khai thác tối đa lượng điện sản xuất của các dự án này và theo chủ trương Nghị quyết số 55/NQ-TW của Bộ Chính trị. Đây là một trong những khó khăn, vướng mắc lớn nhất đối với các dự án năng lượng tái tạo trên địa bàn tỉnh trong thời điểm hiện nay.

Lý giải về sự mất cân đối này, PGS. TS Bùi Huy Phùng, Chủ tịch Hội đồng khoa học Hiệp hội năng lượng Việt Nam lập luận, tỷ lệ đầu tư giữa nguồn điện và lưới điện phụ thuộc vào địa hình của từng quốc gia, nhưng tối thiểu đầu tư cho lưới điện chiếm 40%, có nhiều quốc gia là 50% tổng đầu tư điện lực. Có nghĩa là 1 đồng đầu tư cho nguồn điện thì cũng phải có 1 đồng đầu tư cho lưới điện.

"Nhưng thực tế, các quy hoạch điện của chúng ta chưa khi nào lưới điện chiếm được 40% tổng đầu tư, chỉ xấp xỉ 32-35%. Như vậy, đó cũng là một lý do ách tắc truyền tải điện" - ông Phùng nói: "Vì thực ra, làm nguồn thì lãi hơn làm lưới".

Quả thực, chi phí đầu tư cho dự án truyền tải, cũng như chi phí vận hành mỗi năm là không hề nhỏ. Theo Tập đoàn Trung Nam - chủ đầu tư dự án TBA 500kV và đường dây 500kV Phước Nam Vĩnh Tân, tổ trạm đầu tiên thực hiện thí điểm theo cơ chế cho tư nhân đường dây truyền tải, chi phí đầu tư toàn bộ hệ thống hạ tầng truyền tải khoảng 2.000 tỷ đồng. Trong quá trình hoạt động, chi phí để vận hành, bảo dưỡng các công trình trên ước tính khoảng hơn 20 tỷ đồng/năm.

Hiện nay, về đầu tư về nguồn điện, doanh nghiệp nhà nước (DNNN) chỉ chiếm 49%, 51% còn lại là các dự án tư nhân. Trong khi đó, theo Luật Điện lực, Nhà nước độc quyền về truyền tải điện, do đó nếu không mở cửa cho tư nhân vào truyền tải điện thì áp lực giải tỏa điện năng hiện có ở các dự án vận hành là rất khó khăn.

“Nếu không sửa ngay, sức ép giải tỏa công suất và sức ép nhu cầu điện năng của đất nước là vô cùng căng thẳng” - Bộ trưởng Nguyễn Hồng Diên khẳng định. 

Theo Bộ trưởng, nhà đầu tư tư nhân khi tham gia với vai trò đơn vị truyền tải điện sẽ phải tuân thủ quy định của pháp luật về đầu tư, quản lý vận hành lưới điện truyền tải, đầu tư xây dựng và chịu sự quản lý của cơ quan quản lý nhà nước theo thẩm quyền. Nhà nước cũng yêu cầu nhà đầu tư lưới điện truyền tải phải cho phép các chủ thể khác được quyền đấu nối vào lưới điện truyền tải do chính họ được giao thực hiện.

Nếu chính sách này được triển khai, giá thành điện đến người dân không phát sinh thêm chi phí. Bên cạnh việc đảm bảo cung ứng đủ điện cho nền kinh tế, thu hút đầu tư từ trong và ngoài nước, quy định này còn giúp các doanh nghiệp nhà nước trong lĩnh vực điện lực giảm bớt gánh nặng đầu tư lưới điện truyền tải với các dự án đã được giao cho tư nhân thực hiện. 

Ước tính sơ bộ theo vốn đầu tư ở mức thấp, nếu chỉ đầu tư cho 10 trạm biến áp, 1000 km đường dây thì sẽ giảm áp lực đầu tư cho doanh nghiệp nhà nước trong lĩnh vực truyền tải điện khoảng 11.000 tỷ đồng một năm, Bộ trưởng Nguyễn Hồng Diên cho hay.