Thứ trưởng Công Thương Đặng Hoàng An cho biết Việt Nam nhập điện Trung Quốc từ 2005 và Lào từ 2016, với sản lượng thấp so với tổng nhu cầu dùng điện cả nước.
Câu chuyện liên quan nhiều dự án điện tái tạo (điện gió, mặt trời) chuyển tiếp chậm được vận hành, phát điện gây lãng phí, trong khi Tập đoàn Điện lực Việt Nam – EVN tăng mua điện từ Lào, Trung Quốc, gây nóng nghị trường Quốc hội ngày 25/5.
Tại họp báo chiều nay, Thứ trưởng Công Thương Đặng Hoàng An cho biết không phải Việt Nam thiếu điện mới nhập, mà đã mua điện của Trung Quốc từ năm 2005 qua đường dây truyền tải Lào Cai, Hà Giang. Điện nhập khẩu từ Lào chủ yếu là thủy điện, thông qua thỏa thuận hợp tác liên Chính phủ năm 2016.
Việc mua này là theo các thỏa thuận hợp tác với các nước trong khu vực tiểu vùng sông Mekong mở rộng. Tới đây, Việt Nam có thể mở rộng liên kết lưới điện chung với các nước trong khu vực ASEAN và quy hoạch điện VIII cũng đưa ra định hướng xuất khẩu năng lượng tái tạo sang các nước láng giềng.
Hiện Việt Nam có các đường dây 220 kV liên kết với Lào và 110 kV với Trung Quốc. Theo Biên bản ghi nhớ giữa Việt Nam và Lào ký tháng 6/2016, tổng công suất nhập khẩu điện từ Lào về Việt Nam tối thiểu đến năm 2025 là 3.000 MW và đến năm 2030 là 5.000 MW. Hiện Thủ tướng đã phê duyệt chủ trương nhập khẩu điện từ các dự án, cụm dự án của Lào, với tổng công suất 2.689 MW.
Theo số liệu của Bộ Công Thương, lượng điện nhập khẩu từ Lào khoảng 7 triệu kWh một ngày và Trung Quốc 4 triệu kWh. So với sản lượng điện tiêu thụ tại miền Bắc 445-450 triệu kWh một ngày thì “tỷ trọng điện nhập khẩu này rất thấp”.
Thành phố Móng Cái cắt điện để đấu nối đường dây 110kV Móng Cái- Đông Hưng. Ảnh: Điện lực móng cái
Năm nay, theo Bộ Công Thương, việc nhập khẩu điện từ hai nước này được huy động tăng do thời tiết cực đoan cùng hạn hán tại các hồ thủy điện khiến nguồn cung mùa khô thiếu hụt. Để đủ điện cho sản xuất, tiêu dùng, ngoài huy động mọi nguồn trong nước, EVN cho biết đàm phán mua điện từ Trung Quốc qua đường dây 110 kV Thâm Câu – Móng Cái tháng 5, 6 và 7 với công suất 70 MW, và dự kiến đóng điện từ tuần sau. Tập đoàn này cũng nhập khẩu điện từ Lào qua cụm nhà máy thủy điện Nậm Kông, Nậm San.
Ngoài ra, giá điện nhập khẩu thấp hơn mua trong nước. Giá mua điện từ Trung Quốc là 6,5 cent tức gần 1.540 đồng một kWh. Còn giá mua tại Lào là 6,9 cent một kWh, khoảng 1.632 đồng một kWh. Trong khi đó, theo số liệu từ EVN, giá mua điện bình quân 3 tháng đầu năm khoảng 1.845 đồng một kWh. Như vậy, giá mua điện từ Lào, Trung Quốc thấp hơn một số nguồn điện trong nước.
“Mua bán điện với các nước là hợp tác liên ngành và đương nhiên phải đảm bảo hiệu quả kinh tế”, ông An khẳng định.
Lý do nữa Việt Nam huy động điện nhập khẩu là để đảm bảo năng lực truyền tải. Theo ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió Bình Định, thiếu điện hiện nay tập trung ở miền Bắc, trong khi năng lượng tái tạo tập trung tới 90% tại miền Trung và Nam nên cần duy trì mức tải điện phù hợp trên đường dây 500 kV Bắc – Nam.
“Điện tái tạo tập trung quá nhiều ở miền Trung, khu vực này phụ tải thấp, muốn chuyển đi thì cần phương tiện. Đường dây 500 kV quá tải, nước xa đâu cứu được lửa gần nên “cứu” điện miền Bắc thì việc mua từ Trung Quốc là phù hợp”, ông nói.
Thứ trưởng Đặng Hoàng An giải thích thêm, đường dây truyền tải 500 kV có giới hạn nhiệt, không thể truyền tải vô hạn do phải đảm bảo các yêu cầu kỹ thuật của hệ thống điện. Hiện nay đường dây này đang truyền tải khoảng 2.400 MW ở điểm nhận của miền Bắc.
Liên quan lượng lớn dự án điện tái tạo chuyển tiếp, tổng công suất hơn 4.600 MW chưa được huy động, theo Thứ trưởng Đặng Hoàng An, nguyên nhân là nhiều chủ đầu tư chưa đáp ứng thủ tục pháp lý do vi phạm các quy định pháp luật về quy hoạch, đất đai, đầu tư xây dựng. “Một số chủ đầu tư đã được yêu cầu bổ sung hồ sơ từ cuối tháng 3, nhưng sau 2 tháng vẫn không bổ sung được”, ông cho hay.
Nhiều chủ đầu tư cũng chưa hoàn thiện hồ sơ pháp lý để cấp phép hoạt động điện lực cho dự án – thủ tục cần thiết theo Luật Điện lực để dự án điện được khai thác. Đây cũng là lý do dẫn tới việc chậm trễ trong khâu chuẩn bị và nộp hồ sơ cho cơ quan có thẩm quyền.
Ông An khẳng định trách nhiệm phân vai rõ ràng giữa Bộ Công Thương, EVN và các chủ đầu tư trong xử lý vướng mắc cho các dự án điện tái tạo chuyển tiếp. “Việc tháo gỡ cho các dự án điện tái tạo chuyển tiếp được đẩy nhanh trên tinh thần lợi ích hài hòa rủi ro chia sẻ nhưng phải đúng quy định và chi phí truyền tải hợp lý, nếu cao quá, lợi ích của xã hội bị ảnh hưởng”, ông nói.
Chẳng hạn, đất trồng cây cao su hay đất quốc phòng lại lắp công trình điện thì không thể hợp thức hóa, được chấp nhận. Thậm chí dự án đã được vận hành thương mại (COD) nhưng sau rà soát phát hiện vi phạm vẫn bị xử lý.
Một dự án điện gió tại Ninh Thuận. Ảnh: Quỳnh Trần
Theo số liệu của EVN, đến nay có 52 dự án điện gió, điện mặt trời tổng công suất 3.155 MW (tương đương 67% dự án chuyển tiếp) đã nộp hồ sơ đàm phán.
Trong đó 42 nhà máy (gần 2.259 MW) xong thỏa thuận giá với EVN. 36 nhà máy (gần 2.064 MW) đề xuất giá điện tạm bằng 50% khung giá để làm cơ sở huy động. Như vậy, còn 33 nhà máy điện (1.581 MW) chưa gửi hồ sơ đàm phán, chiếm khoảng 33%. Bộ Công Thương đã phê duyệt giá tạm thời cho 19 nhà đầu tư, tổng công suất gần 1.347 MW.
Tới trưa 26/5 có 5 dự án tổng công suất 303 MW trong số các dự án được Bộ Công Thương phê duyệt giá tạm, đủ điều kiện vận hành thương mại. Tức là hệ thống điện sẽ có thêm hơn 300 MW từ nguồn điện này vài ngày tới.
Hiện lượng điện này cung ứng khoảng 100-102 triệu kWh một ngày, tức chiếm khoảng 1/9 sản lượng điện cả nước. Tuy nhiên, do đã qua mùa gió nên sản lượng điện huy động từ nguồn này chỉ khoảng 5,6% công suất dự kiến.
Hiện tổng công suất số dự án điện tái tạo bị chậm vận hành là hơn 4.600 MW. Trong đó, gần 2.100 MW của 34 dự án chuyển tiếp đã hoàn thành thi công, thử nghiệm. Các dự án này không được hưởng giá ưu đãi (giá FIT) trong 20 năm và phải đàm phán giá điện với EVN, với mức thấp hơn 20-30% so với trước đây.
