Điện mặt trời áp mái : Giải pháp khả thi bù đắp thiếu hụt điện năng

Phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện mặt trời áp mái (ĐMTAM) đang được Chính phủ, Bộ Công Thương và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đặc biệt quan tâm với mục tiêu bù đắp nguồn năng lượng thiếu hụt. Tại Hội thảo “Khởi động chương trình thúc đẩy phát triển ĐMTAM tại Việt Nam” do Bộ Công Thương chủ trì tổ chức tại TP HCM vừa qua, phóng viên Báo Năng lượng Mới có cuộc trao đổi với ông Nguyễn Quốc Dũng – Trưởng ban Kinh doanh EVN – xung quanh vấn đề này.  

PV: Ông có thể cho biết về tình hình cung ứng và tiêu thụ điện của nước ta trong năm 2019 và những năm tiếp theo?

giai phap kha thi bu dap dien thieu hut

Ông Nguyễn Quốc Dũng: Trong năm 2019, theo quy hoạch, tổng nguồn cung năng lượng điện là 52.600 MW. Tuy nhiên đến thời điểm hiện tại, nguồn cung mới đạt 48.800 MW, thiếu hụt khoảng 3.000 MW. Đến năm 2025, nguồn cung điện theo quy hoạch phải đạt 89.000 MW, đến năm 2030 đạt 110.000 MW.

Tổng nhu cầu điện của cả nước giai đoạn 2019-2030 sẽ tiếp tục tăng cao. Dự kiến trong năm 2019, công suất phụ tải là 38.147 MW, năm 2025 tăng lên 63.400 MW và đến 2030 lên tới 90.000 MW.

Chúng ta đang mất cân đối cung – cầu điện. Trong đó, những năm 2019-2020 là giai đoạn đặc biệt khó khăn đối với ngành điện. Chúng ta đã huy động hết toàn bộ các nguồn nhiệt điện và đã phát điện chạy dầu (rất đắt) nhưng cũng không đủ đáp ứng nhu cầu. Theo kế hoạch, EVN dự kiến phát điện dầu khoảng 1,7 tỉ kWh trong năm 2019, chúng ta đã sử dụng đến hơn 700 triệu kWh từ điện chạy dầu giá cao để đủ điện cho sản xuất, sinh hoạt. Dự kiến của EVN là từ nay đến cuối năm 2019 phải tăng điện chạy dầu thêm 1,8 tỉ kWh nữa.

Trong giai đoạn 2021-2025, khả năng nước ta tiếp tục mất cân đối về cung – cầu điện và thiếu hụt khoảng 3,7 tỉ kWh vào năm 2021, tới 10 tỉ kWh vào năm 2022 và đến năm 2023 thiếu hụt khoảng 12 tỉ kWh.

PV: Nguyên nhân nào khiến mất cân đối lớn về cung – cầu điện, thưa ông?

Ông Nguyễn Quốc Dũng: Nguyên nhân chính là hiện tại rất nhiều dự án điện độc lập (IPP) không đáp ứng tiến độ, không theo quy hoạch. Hiện tại, chúng ta có khoảng 7-8 nhà máy chậm tiến độ với lượng công suất thiếu hụt khoảng 2.200 MW.

Bên cạnh đó là khó khăn trong việc bảo đảm nguồn nhiên liệu cho phát điện.

Tình trạng thiếu điện một mặt do thiếu nguồn, công suất, sản lượng, một mặt chúng ta không truyền tải được nguồn năng lượng tái tạo ở miền Trung. Đây là một trong những nguyên nhân rất là đáng tiếc. Chúng ta đã phát triển được năng lượng tái tạo ở mức độ rất cao trong thời gian qua, nhưng năng lượng tái tạo tập trung rất nhiều ở khu vực miền Trung mà ở đây lưới điện truyền tải phát triển chưa theo kịp tốc độ phát triển của điện mặt trời, gây quá tải lưới điện. EVN đang cùng Bộ Công Thương, UBND các tỉnh tập trung giải quyết các vấn đề về truyền tải điện ở khu vực miền Trung.

PV: Trước những khó khăn đó, EVN đã có giải pháp gì để bù đắp lượng điện thiếu hụt?

Ông Nguyễn Quốc Dũng: Có nhiều giải pháp đồng bộ được triển khai, trong đó có phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt là ĐMTAM đang được Chính phủ, Bộ Công Thương và EVN đặc biệt quan tâm. Chúng tôi đã xây dựng các chương trình, mục tiêu để phát triển một cách nhanh nhất ĐMTAM tại Việt Nam nhằm bù đắp lại nguồn năng lượng đang thiếu hụt và có thể thiếu hụt trong tương lai.

Tiềm năng điện mặt trời của chúng ta rất lớn. Theo thống kê ở 3 miền Bắc – Trung – Nam cho thấy khu vực có tiềm năng lớn nhất là tại miền Nam, tất cả 15 tỉnh được thống kê với bức xạ rất tốt, có tiềm năng phát triển tới 9.737 MWp. Khu vực thứ hai là miền Trung, 11 tỉnh được thống kê với tiềm năng phát triển là 3.202 MWp. Tại khu vực miền Bắc, thống kê ở 3 tỉnh Thanh Hóa, Sơn La, Hà Tĩnh, tiềm năng phát triển là 353 MWp. Như vậy, tổng tiềm năng điện mặt trời có thể phát triển trên toàn quốc là 13.293 MWp.

PV: Ông có thể cho biết, hiện nay có những chương trình nào thúc đẩy phát triển ĐMTAM ở nước ta?

Ông Nguyễn Quốc Dũng: ĐMTAM được khuyến khích phát triển ở tất cả mọi nơi, ưu tiên ở những khu vực khả thi về mặt đấu nối và gần phụ tải. EVN tiếp tục hỗ trợ, khuyến khích tất cả các khách hàng sử dụng điện (điện sinh hoạt, điện công nghiệp, thương mại dịch vụ) đầu tư vào phát triển ĐMTAM, đặc biệt tại những khu vực có nhiều tiềm năng như miền Trung, miền Nam. EVN cũng khuyến khích các hộ lắp ĐMTAM đầu tư các hệ thống tích trữ năng lượng để nâng cao hiệu quả phát điện cho các dự án cũng như tăng độ ổn định cho lưới điện.

Bên cạnh chỉ đạo các trụ sở doanh nghiệp thuộc EVN tiên phong lắp đặt và khuyến khích CBCNV thuộc EVN lắp ĐMTAM, EVN cũng tăng cường quảng bá, tuyên truyền tới các khách hàng cơ quan, công sở của Nhà nước, doanh nghiệp và hộ gia đình về ĐMTAM. Bộ Công Thương đã chỉ đạo EVN triển khai “Chương trình phát triển năng lượng tái tạo Việt Nam” (GET FiT) với mục tiêu hỗ trợ khoảng 50.000-70.000 khách hàng lắp đặt ĐMTAM nối lưới, công suất lắp đặt dự kiến 130-150MWp, dành cho đối tượng hộ gia đình trên phạm vi toàn quốc. Mức hỗ trợ (dự kiến) là 3 triệu đồng/kWp và không quá 6-10 triệu đồng/hộ. Chương trình diễn ra từ năm 2019-2021, được thực hiện bằng nguồn vốn viện trợ không hoàn lại 14,5 triệu eur của Chính phủ Đức thông qua Ngân hàng Tái thiết Đức (KfW).

PV: Khi hộ gia đình lắp đặt ĐMTAM thì quy trình đấu nối, bán điện cho EVN như thế nào, có phức tạp không?

Ông Nguyễn Quốc Dũng: Ngay từ đầu, EVN đã xác định phải làm sao thật công khai, minh bạch và tạo điều kiện thuận lợi nhất với khách hàng lắp đặt ĐMTAM, bảo đảm nhanh chóng, kịp thời và an toàn vận hành. Theo quy định, hệ thống ĐMTAM dưới 3 kWp sẽ được đấu nối vào hệ thống điện 1 pha và trên 3 kWp sẽ đấu vào hệ thống điện 3 pha. Tuy nhiên, chúng tôi sẽ đề xuất với Bộ Công Thương, trong trường hợp các hệ thống trên 3 kWp lắp đặt ở khu vực không có lưới điện 3 pha, nhưng lưới điện 1 pha vẫn đáp ứng yêu cầu kỹ thuật thì vẫn cho phép đấu nối vào lưới điện 1 pha. EVN cũng có kế hoạch nâng cấp hệ thống điện để đáp ứng nhu cầu nối lưới của ĐMTAM.

Hồ sơ đăng ký mua bán điện rất đơn giản, 3 ngày trước ngày hoàn thành, khách hàng gửi giấy đề nghị bán điện đến các doanh nghiệp điện lực địa phương. Hiện nay tất cả các hồ sơ đã được EVN thống nhất và công khai trên trang web của EVN. Ngoài ra, khách hàng cần gửi cho các doanh nghiệp điện lực hồ sơ kỹ thuật. Chúng tôi lưu ý là phải có hồ sơ kỹ thuật vì cần đánh giá chất lượng của các tấm pin, inverter, đánh giá về nhà sản xuất trong tương lai, cũng như về nhà lắp đặt, nhằm đưa ra các khuyến nghị với người tiêu dùng liên quan đến vấn đề kỹ thuật.

Sau khi ký kết hợp đồng mua bán điện, việc ghi chỉ số sẽ được thực hiện 1 tháng 1 lần. Hằng tháng, chúng tôi sẽ thu thập số lượng một cách tự động và thông báo đến khách hàng. Về thanh toán, chúng tôi sẽ chuyển khoản cho chủ đầu tư. Việc thanh toán rất dễ dàng sau khi có chỉ số, qua chuyển khoản ngân hàng.

PV: Xin cảm ơn ông!

Advertisements

Lo thiếu điện, đề nghị quy hoạch thêm 6GW điện mặt trời và 12GW điện gió

Để tính toán cân đối cung cầu điện giai đoạn đến 2025, Viện Năng lượng (Bộ Công Thương) đã đưa ra các giả thiết về: công suất điện gió – điện mặt trời, lượng điện nhập khẩu từ Lào, giới hạn truền tải liên kết Bắc – Trung – Nam và tiến độ các dự án nguồn điện.

Cụ thể, về công suất điện gió, Viện Năng lượng dự kiến năm 2019, công suất điện gió là 490 MW, năm 2020 là 1.010 MW, năm 2021 là 2.730 MW, năm 2022 là 3.630 MW, năm 2023 – 2025 là 4.830 MW.

Công suất điện mặt trời dự kiến năm 2019 là 4.790 MW, năm 2020 là 6.670 MW, năm 2021 là 8.050 MW, năm 2023 là 9.250 MW, năm 2024 là 10.000 MW và năm 2025 là 10.500 MW.

Từ năm 2022, Viện Năng lượng dự kiến Việt Nam sẽ mua điện từ các nhà máy điện của Lào (ngoài Quy hoạch 7 điều chỉnh). Tới năm 2025, tổng công suất đặt mua điện từ Lào gồm cả các nhà máy hiện trạng sẽ đạt 3.000 MW.

Về truyền tải liên kết Bắc – Trung – Nam, giới hạn truyền tải Bắc – Trung đạt 2.200 MW, giới hạn truyền tải Trung – Nam đạt 4.200 MW. Từ năm 2020 khi xây dựng xong ĐZ 500 kV Vũng Áng – Dốc Sỏi – PleiKu thì năng lực truyền tải trên tuyến Bắc – Trung nâng lên 4.200 MW. Khi ĐZ 500 kV Krong Buk – Tây Ninh đi vào vận hành thì năng lực truyền tải Trung – Nam tăng lên 6.000 MW.

Dựa trên các nguồn dự kiến này, với tình trạng hàng loạt dự án điện chậm tiến độ, Viện Năng lượng đã tính toán 2 phương án cân bằng điện năng của hệ thống: phương án 1 (với tần suất nước: năm nước trung bình 50%) và phương án 2 (với tần suất nước: năm nước khô hạn 75%).

Với phương án 1, Viện Năng lượng tính toán cân bằng điện năng của hệ thống sẽ là số âm từ năm 2020 đến năm 2024. Số âm lần lượt là: -264 GWh, -745 GWh, -1442 GWh, -1778 GWh, -115 GWh.

Kết quả này đồng nghĩa với việc đã xuất hiện khả năng thiếu hụt điện năng trong hệ thống điện với sản lượng khoảng 264 triệu kWh vào năm 2020 và gần 1,8 tỷ kWh vào năm 2023.

Các nhà máy điện toàn quốc sẽ vận hành với số giờ Tmax trên 6.500 giờ/năm trong giai đoạn 2020 – 2024, điều này tiềm ẩn nguy cơ sự cố.

Với phương án 2, do khô hạn nên sản lượng thủy điện của phương án 2 thấp hơn phương án 1 khoảng 15 tỷ kWh/năm, vì vậy thiếu hụt điện năng sẽ xảy ra ở tất cả các năm, từ 2019 – 2025.

Giai đoạn thiếu hụt nghiêm trọng nhất tập trung ở giai đoạn 2020 – 2023, với sản lượng thiếu hụt từ 1,5 tỷ kWh  – 5 tỷ kWh. Các năm còn lại thiếu từ 100 triệu kWh – 500 triệu kWh.

Huy động điện mặt trời, điện gió để bù đắp điện năng thiếu hụt

Theo Viện Năng lượng, để đảm bảo cân đối cung cầu điện từ năm 2021, cần sử dụng tối đa các nguồn điện hiện có và tăng cường phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo do có thể thực hiện nhanh, đáp ứng tiến độ vận hành ngày từ năm 2021.

Cụ thể, Viện đề xuất chuyển đổi nhiên liệu cho nhiệt điện Hiệp Phước 375 MW từ sử dụng FO sang sử dụng LNG; xây dựng cơ chế cung cấp LNG cho nhà máy để có thể đưa vào vận hành từ năm 2021 (có thể sử dụng LNG từ kho LNG Hải Linh);

Bổ sung thêm các nguồn điện mặt trời và điện gió; tiếp tục ký hợp đồng mua bán điện để nhập khẩu điện từ Lào phù hợp với biên bản ghi nhớ đã ký kết giữa hai chính phủ.

Về điện mặt trời – điện gió, Viện Năng lượng tính toán rằng: để đảm bảo cân đối cung cầu điện theo phương án 1 (năm nước trung bình 50%) điện gió cần đạt công suất lần lượt là: 2.730 MW (2021), 3.630 MW (2022), 4.830 MW (2023 – 2025); điện mặt trời cần đạt công suất lần lượt là: 9.650 MW (2021), 11.700 MW (2022), 13.850 MW (2023 – 2025).

Theo phương án 2 (năm nước khô hạn 75%), điện gió cần đạt công suất lần lượt là: 4.830 MW (2021), 5.230 MW (2022), 6.030 MW (2023 – 2025); điện mặt trời cần đạt công suất lần lượt là: 11.500 MW (2021), 13.700 MW (2022), 16.250 MW (2023 – 2025).

Kết quả này cho thấy để đảm bảo cân đối cung cầu giai đoạn 2023 – 2025, ngay cả trong trường hợp năm khô hạn, cần bổ sung quy hoạch thêm khoảng 6.000 MW điện mặt trời và 12.000 MW điện gió vào vận hành trong giai đoạn 2021 – 2023 so với số lượng đã được bổ sung quy hoạch.

Trong đó, nguồn điện gió và điện mặt trời bổ sung quy hoạch thêm đều lựa chọn các dự án nằm tại hệ thống điện miền Nam, gần trung tâm phụ tải thì mới có thể đưa vào vận hành kịp tiến độ 2021 – 2023.

“Để có thể tích hợp khối lượng lớn nguồn điện gió và mặt trời như trên, các nguồn điện gió và điện mặt trời bổ sung mới cần nằm ở trung tâm phụ tải miền Nam, giảm nhu cầu đầu tư lưới điện truyền tải. Ngoài ra, cần sớm đưa vào vận hành thủy điện tích năng Bác Ái theo đúng tiến độ trong Quy hoạch điện 7 điều chỉnh, đồng thời bổ sung nguồn pin tích năng ngay từ các năm 2022- 2023 tại khu vực miền Nam”, Viện Năng lượng cho hay.

Phương hướng phát triển điện mặt trời bền vững

Bên cạnh các chính sách thông thoáng, ưu đãi của Chính phủ cho phát triển năng lượng tái tạo nói chung và điện mặt trời (ĐMT) nói riêng, để ngành công nghiệp này phát triển, rất cần xây dựng tiêu chí cho ĐMT.

Theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 (xét triển vọng đến năm 2030), đến năm 2020 tổng công suất nguồn điện quốc gia cần đạt 60.000 MW, tới năm 2025 là 96.000 MW và năm 2030 là 130.000 MW. Tuy nhiên, hiện nay tổng công suất nguồn điện toàn hệ thống của nước ta mới đạt 45.000 MW.

Do đó, quy hoạch đã xác định việc ưu tiên phát triển nguồn điện từ năng lượng mặt trời, sẽ nâng công suất đặt từ 6-7 MW năm 2017 lên 850 MW vào năm 2020 và khoảng 12.000 MW vào năm 2030, tương đương với 1,6% và 3,3% tổng công suất của cả nguồn điện.

Như vậy, để tạo hành lang về pháp lý, kỹ thuật cho phát triển năng lượng tái tạo, trong đó có ĐMT, rất cần xây dựng một tiêu chí, quy chuẩn cho ĐMT, từ đógiảm dần sự phụ thuộc vào các dạng năng lượng phát điện truyền thống, nhằm  bảo vệ môi trường, đa dạng hóa nguồn cung, góp phần vào sự phát triển bền vững.

Nhận diện khó khăn, vướng mắc

Việc phát triển nhanh các nguồn năng lượng tái tạo trong thời gian qua cũng đang đối mặt với một số bất cập và thách thức như chi phí đầu tư còn cao, số giờ vận hành nguồn điện còn thấp, cơ sở hạ tầng lưới diện một số khu vực nhiều tiềm năng về năng lượng tái tạo chưa sẵn sàng để giải phóng công suất, yêu cầu sử dụng đất lớn (nhất là đối với các dự án ĐMT), các khó khăn trong điều khiển, điều độ hệ thống điện khi tỉ trọng nguồn điện từ năng lượng tái tạo trong hệ thống tăng lên…

Trong đó, vấn đề đang làm nhiều nhà đầu tư và người dân quan tâm nhất là chi phí lắp đặt hệ thống ĐMT ban đầu khá cao. Đây có lẽ là khó khăn đầu tiên khi phát triển ĐMT tại Việt Nam.

Ví dụ, một hộ gia đình lắp đặt hệ thống Điện mặt trời áp mái diện tích 20 m2 sẽ cho công suất 3 kWp. Suất đầu tư cho 1 kWp xấp xỉ 20 triệu đồng. Trung bình lượng điện sản sinh được sử dụng tại chỗ 20%, số 80% còn lại được bán lại cho công ty điện lực thì thời gian thu hồi vốn khoảng 8 năm. Đối với đa số hộ gia đình thì chi phí 20 triệu đồng là số tiền khá lớn trong tổng nguồn chi tiêu của gia đình.

Bên cạnh đó, vấn đề bảo đảm vận hành an toàn và đạt được hiệu quả tốt với những hệ thống ĐMT có công suất lớn cũng đang là thách thức không nhỏ vì hệ thống ĐMT sản xuất nguồn điện lên xuống gần như là tức thời nên không bảo đảm sự ổn định như những hệ thống khác. Ngoài ra, lượng điện sản xuất được gần như phải tiêu thụ hoặc hòa lưới ngay lập tức vì hệ thống dự trữ ĐMT khá giới hạn mà chi phí đầu tư cho hệ thống này cũng tương đối cao. Do đó, khi không có ĐMT thì lưới điện phải ngay lập tức bù điện vào phần công suất thiết hụt ĐMT.

Thêm nữa là mức giá bán ĐMT khoảng  9,35 cent Mỹ/kWh trong thời gian 20 năm theo quy định của Chính phủ chỉ áp dụng cho các dự án nối lưới có hiệu suất của tế bào quang điện lớn hơn 16% hoặc module lớn hơn 15% (theo Quyết định 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 của Thủ tướng Chính phủ). Cùng với đó là sự ràng buộc về diện tích đất sử dụng của dự án ĐMT nối lưới có diện tích sử dụng đất lâu dài không quá 1,2 ha/MWp (Thông tư 16/2018/TT-BCT).

Như vậy, khó khăn, vướng mắc là ở chỗ những quy định này chưa có chủ thể giám sát. Diện tích đất tuy có thể dễ dàng giám sát khi doanh nghiệp được địa phương cấp quyền sử dụng đất với công suất lắp đặt thực tế của dự án, nhưng ai là đơn vị giám sát hay hậu kiểm cũng như đơn vị nào sẽ giám sát, kiểm hiệu suất của tế bào quang điện?

Xây dựng tiêu chí, quy chuẩn chung

Kinh nghiệm thực tế từ các nước châu Á và trong khu vực Đông Nam Á cho thấy, để thúc đẩy sự phát triển của ngành năng lượng sạch, trong đó có ĐMT, Nhà nước cần có chính sách khoa học cụ thể về phát triển năng lượng sạch, đồng thời phải có sự quyết liệt trong chỉ đạo thực hành các chính sách đó. Chính phủ tạo cơ chế công bằng và định hướng rõ ràng để các doanh nghiệp cùng tham gia phát triển ĐMT tại Việt Nam. Đây chính là điều kiện tiên quyết để thúc đẩy ngành năng lượng sạch phát triển.

Như vậy, để phát triển ĐMT đi đúng hướng và bền vững, từ việc nhận diện và phân tích những khó khăn, vướng mắc nêu trên ngay từ bây giờ bắt đầu của quá trình phát triển, chúng ta cần xây dựng tiêu chí, quy chuẩn chung để tạo hành lang pháp lý thông thoáng nhưng chặt chẽ cho ĐMT phát triển.

Theo đó cần xây dựng tiêu chí ngành cho ĐMT như: Xây dựng cơ chế cụ thể cho các nhà đầu tư, ban hành các tiêu chuẩn kỹ thuật với thiết bị của ĐMT, ban hành các quy định để kiểm tra, giám sát chất lượng thiết bị, đề xuất thành lập đơn vị chức năng để xây dựng các tiêu chí kỹ thuật, có kế hoạch đào tạo nguồn nhân lực về ĐMT…

Về tài chính, Nhà nước có thể ban hành các văn bản khuyến khích các ngân hàng thiết kế gói vay liên quan đến ngành năng lượng mặt trời nói chung và ĐMT nói riêng, với các gói vay phù hợp từng đối tượng đầu tư…

Cần nhanh chóng hoàn thiện các quy trình, trình tự, thủ tục đấu nối và ký hợp đồng; tiếp nhận và giải quyết yêu cầu bán điện từ dự án ĐMT của chủ đầu tư; thanh toán tiền điện đối với dự án ĐMT; các hạng mục kiểm tra ban đầu khi đấu nối và trong quá trình vận hành dự án để tạo ra sự thông thoáng, thuận lợi cho các bên tham gia.

Để thúc đẩy phát triển ĐMT tại Việt Nam giai đoạn 2019-2025, Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định 2023/QĐ-BCT ngày 5/7/2019 gồm 5 hợp phần là: Xây dựng và hoàn thiện chính sách, quy định hỗ trợ phát triển ĐMT theo hướng sẵn sàng chuyển đổi sang điều kiện thị trường; tiêu chuẩn, kiểm định và thử nghiệm; thúc đẩy các điều kiện thị trường và chương trình tài trợ thí điểm; chương trình Chứng chỉ ĐMTAM; xây dựng hệ thống thông tin quản lý và chiến lược truyền thông.

Đồng thời, Bộ Công Thương đã xây dựng, hoàn thiện chính sách về ĐMT; thực hiện các chương trình đào tạo và cấp chứng chỉ cho bên lắp đặt ĐMT; xây dựng bộ tiêu chí về tiêu chuẩn, kiểm định và thử nghiệm dành cho hệ thống ĐMT; triển khai các chương trình hỗ trợ tài chính và tổ chức hoạt động truyền thông nâng cao nhận thức về ĐMT.

Mới đây Bộ trưởng Bộ Công Thương Trần Tuấn Anh đã đề nghị Chính phủ cho phép thực hiện đầu tư xã hội hóa một số công trình lưới điện truyền tải có chức năng thu gom công suất các dự án điện gió, ĐMT từ các chủ đầu tư những dự án này. Đối với các điểm nút truyền tải quan trọng, sau khi công trình đi vào vận hành, cho phép chủ đầu tư bàn giao lại cho ngành điện quản lý, vận hành.

Như vậy, việc xây dựng tiêu chí, quy chuẩn cho ĐMT sẽ tạo động lực quan trọng để ĐMT không chỉ phát triển mà còn phát triển bền vững, hỗ trợ vào nguồn năng lượng quốc gia phục vụ sự phát triển của nền kinh tế-xã hội.

Công suất điện mặt trời áp mái sẽ đặt 2.000 MW vào năm 2020

Trong bối cảnh các nguồn năng lượng truyền thống đang ngày càng cạn kiệt thì việc phát triển năng lượng tái tạo, trong đó có điện mặt trời áp mái, sẽ góp phần bảo đảm an ninh năng lượng.

Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN),tính đến hết tháng 6/2019, đã có 89 nhà máy điện gió và điện mặt trời hòa lưới với tổng công suất đặt 5.038 MW, chiếm 9,5% tổng công suất đặt của hệ thống điện quốc gia.

Dự kiến, đến ngày 31/12/2019, sẽ có thêm khoảng 1.000 MW các nguồn năng lượng tái tạo đấu nối vào hệ thống điện quốc gia góp phần giảm bớt những khó khăn về nguồn điện trong bối cảnh các nguồn năng lượng truyền thống đang ngày càng cạn kiệt.

EVN cho biết chỉ tính riêng điện mặt trời áp mái, trong 3 tháng trở lại đây đã có hơn 4.000 hộ gia đình lắp đặt hệ thống điện mặt trời áp mái với tổng công suất đạt 200 MW. Với tốc độ phát triển như hiện nay, EVN dự kiến đến cuối năm 2019 sẽ có thêm 300 MW công suất điện mặt trời áp mái được lắp đặt.

Tại Diễn đàn năng lượng Việt Nam 2019 vừa mới được tổ chức, ông Võ Quang Lâm, Phó Tổng giám đốc EVN nhấn mạnh, phát triển điện mặt trời áp mái là giải pháp hữu hiệu để giảm được chi phía truyền tải, giảm áp lực về giá và tăng hiệu suất sử dụng.

Hiện nay, Việt Nam đang áp dụng mức giá mua điện mặt trời áp mái là 9,35 cent/kWh. Bộ Công Thương đang đề xuất giữ nguyên mức giá điện mặt trời áp mái đến hết năm 2021 để khuyến khích phát triển nguồn năng lượng tái tạo này.

Cùng với việc tạo điều kiện thuận lợi về cơ chế chính sách, các giải pháp kỹ thuật cũng đang được gấp rút triển khai nhằm đấu nối và giải tỏa công suất của nguồn năng lượng này. EVN kỳ vọng đến hết năm 2020, công suất điện mặt trời áp mái sẽ đạt khoảng 2.000 MW.

Đánh giá của các chuyên gia trên lĩnh vực năng lượng tái tạo cho thấy, khu vực miền Trung và miền Nam có tiềm năng lớn về điện mặt trời áp mái với độ bức xạ đạt từ 4,2-4,8 kWh/m2/ngày. Điện mặt trời áp mái có tính chất phân tán, tiêu thụ tại chỗ, thời gian phát chủ yếu vào ban ngày, sẽ làm giảm áp lực về phụ tải lưới điện và giảm gánh nặng về đầu tư hệ thống.

Các chuyên gia lĩnh vực năng lượng tái tạo cũng đưa ra nhận định với cơ chế chính sách khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo và tiềm năng rất lớn thì mục tiêu đến cuối năm 2025 lắp đặt và đưa vào vận hành 100 nghìn hệ thống điện mặt trời áp mái có thể  thực hiện được.

Điện mặt trời giúp tiết kiệm 90% hóa đơn tiền điện?

 09:39 AM | CÔNG NGHỆ0

Nhu cầu sử dụng điện trong những ngày nắng nóng cùng việc giá điện tăng khiến hóa đơn tiền điện tăng đột biến. Mặc dù điện mặt trời được coi như giải pháp tiềm năng, nhưng trên thực tế, công nghệ này vẫn chưa lan tỏa tới đại đa số hộ gia đình Việt. Chúng ta cùng nhau tìm hiểu về hệ thống ưu việt này.

Khí hậu phân hóa ảnh hưởng đến sản lượng điện mặt trời
Qua lời tư vấn của một số đơn vị cung cấp, hệ thống điện mặt trời hòa lưới công suất dưới 5 kWp (kilowatt-peak) đang nhận được rất nhiều sự quan tâm. Với giá trên dưới 20 triệu đồng/1 kWp, hệ 3 kWp hứa hẹn tiết kiệm cho gia đình mỗi tháng từ 400-500 kWh (tương đương 800.000 đồng – 1 triệu đồng), trong khi hệ 5 kWp có thể đạt sản lượng từ 600-750 kWh (tương đương 1,2 triệu đồng – 1,5 triệu đồng). Như vậy, hệ thống điện mặt trời sẽ bắt đầu sinh lời sau 5-7 năm.

Tuy nhiên, hiệu quả thực tiễn của hệ thống điện mặt trời phụ thuộc vào nhiều yếu tố, bao gồm: vị trí căn nhà, địa hình lắp đặt, vật cản và quan trọng nhất là điều kiện khí hậu. Khu vực dưới vĩ tuyến 17 (Nam Trung Bộ trở vào), bức xạ mặt trời không chỉ nhiều mà còn rất ổn định, chênh lệch 20% từ mùa Khô sang mùa Mưa. Số giờ nắng trung bình năm ở miền Nam khoảng 2000-2600 giờ/năm.

VùngGiờ nắng trong nămCường độ BXMT(kWh/m2/ngày)
Đông Bắc1600 – 17503,3 – 4,1
Tây Bắc1750 – 18004,1 – 4,9
Bắc Trung Bộ1700 – 20004,6 – 5,2
Tây Nguyên và Nam Trung Bộ2000 – 26004,9 – 5,7
Nam Bộ2200 – 25004,3 – 4,9
Trung bình cả nước1700 – 25004,6

Trong khi ở các tỉnh miền Bắc, số giờ nắng chỉ khoảng 1500-1700 giờ/năm. Ví dụ, sản lượng điện mặt trời các tháng trong năm tại Hà Nội không đồng đều do sự phân hóa rõ rệt giữa mùa Đông – Xuân và mùa Hè – Thu. Theo báo cáo của Sở Công thương Hà Nội, hệ thống điện mặt trời hoạt động lắp đặt tại miền Bắc sẽ có hiệu quả không cao như các tỉnh miền Nam, từ đó dẫn tới thời gian hoàn vốn sẽ lâu hơn, lên tới 7 năm.

Chúng tôi đã sử dụng phần mềm chuyên dụng PVGIS ước tính sản lượng điện của hệ 3 kWp tại Hà Nội và TP. Hồ Chí Minh. Bạn có thể thấy điều kiện khí hậu sẽ ảnh hưởng thế nào tới hiệu quả của hệ thống điện mặt trời qua biểu đồ bên dưới.

Điện mặt trời tiết kiệm cho gia đình bạn bao nhiêu trên hóa đơn tiền điện? - Ảnh 2.

Với giàn pin nghiêng 12 độ và tổn thất hệ thống 15%, hiệu quả của hệ 3 kWp tại Hà Nội chỉ đạt khoảng 80% so với khi triển khai tại TP. Hồ Chí Minh, đặc biệt có những tháng chưa đầy 60% công suất đỉnh (tương đương 400.000 đồng/tháng). Nếu giá bán điện mặt trời duy trì ở mức 2.314 đồng/kWh, các gia đình tại Hà Nội sẽ phải chờ gần 7 năm để hệ thống bắt đầu sinh lời, trong khi tại TP. Hồ Chí Minh là 5 năm. Đó là chưa kể trường hợp giàn pin có thể bị cây cối hay nhà cao tầng che lấp một vài giờ trong ngày.

Tuổi thọ của các tấm pin mặt trời có thể kéo dài tới 25 năm và được bảo hành tối đa 12 năm. Thời gian bảo hành bộ hòa lưới là 5 năm và khung giàn từ 1 đến 2 năm.

Nhà đầu tư thông minh

Tất nhiên, không ai có thể phủ nhận hoàn toàn lợi ích lâu dài mà nguồn năng lượng “sạch” này đem lại. Trao đổi với anh Quang Hiệp (TP. HCM), chúng tôi được biết hệ thống điện mặt trời 5 kWp đã giúp cắt giảm 90% trên hóa đơn tiền điện, đồng thời cho phép gia đình anh sử dụng điều hòa cũng như thiết bị gia dụng khác thoải mái hơn.

Sau 3 tháng lắp đặt và sử dụng hệ 3 kWp, bác Hương (Hà Nội) cũng bước đầu nhận thấy hiệu quả tích cực mà công nghệ này đem lại. “Buổi sáng hầu như gia đình tôi không dùng đến điện lưới”, bác Lợi cho biết. “Trung bình, sản lượng của hệ khoảng 10 kWh/ngày, nhưng như thế cũng là hiệu quả lắm rồi. Tôi đang tính lắp đặt tiếp cho gia đình con trai tôi”

Việt Nam là quốc gia gần đường xích đạo và có những vùng khô nắng nhiều như các tỉnh Nam Trung Bộ. Kể từ năm 2017, nhà nước đã ban hành nhiều chính sách thúc đẩy phát triển điện mặt trời để hạn chế bớt sự phụ thuộc vào nguồn nhiên liệu hóa thạch đang dần cạn kiệt. Rõ ràng, điện mặt trời đang góp phần đảm bảo cho nguồn an ninh năng lượng quốc gia, nhưng những gia đình đầu tư vào loại hình công nghệ này cần phải tìm hiểu kỹ về sản phẩm cũng như đơn vị lắp đặt, tránh gặp phải sản phẩm kém chất lượng.

Công tơ 2 chiều

Với hệ thống điện mặt trời hòa lưới, khi lượng điện sử dụng ít hơn công suất điện mặt trời thì cần công tơ 2 chiều chạy ngược để tính phần điện thừa bán lại cho Điện lực. Loại thiết bị này sẽ được thiết kế với 1 đồng hồ đo tổng điện năng sử dụng từ lưới và 1 đồng hồ đo lượng điện trả ngược ra lưới từ hệ thống điện mặt trời.

Trong khi tình trạng quá tải lưới điện truyền tải là mối lo của các nhà đầu tư điện mặt trời quy mô lớn, thì vấn đề của hộ gia đình là được lắp công tơ 2 chiều càng sớm càng tốt. Quá trình lắp đặt công tơ 2 chiều do đơn vị EVN phụ trách và miễn phí cho khách hàng. Hiện tại EVN đã có văn bản khuyến khích người dân lắp đặt Hệ thống điện mặt trời áp mái.

Kinh nghiệm phát triển điện mặt trời nhìn từ các nước trên thế giới

Có thể nói, phát triển điện mặt trời (ĐMT) nói riêng và năng lượng tái tạo nói chung đang là một vấn đề rất “nóng” không chỉ ở Việt Nam mà trên toàn thế giới. Chính vì vậy, để phát triển thì việc nghiên cứu, học hỏi kinh nghiệm từ các nước đã phát triển sẽ góp phần cho ĐMT tại Việt Nam đi đúng hướng.

Từ những nền kinh tế đã phát triển ĐMT như Trung Quốc, Nhật Bản, châu Âu

Trước tiên, phải nhìn vào kinh nghiệm phát triển năng lượng sạch của Trung Quốc, một nền kinh tế lớn đứng thứ hai trên thế giới (sau Mỹ) cho thấy, từ chỗ Trung Quốc phụ thuộc vào nguồn nhiên liệu hóa thạch như than, dầu mỏ, khí đốt…, đến nay, đã từng bước đa dạng hóa nguồn cung cấp điện năng thông qua việc phát triển năng lượng sạch, năng lượng tái tạo.

Ngay từ năm 2006, Trung Quốc đã ban hành Luật Năng lượng tái tạo, đặt nền móng cho cuộc cách mạng phát triển năng lượng sạch. Kế hoạch 5 năm lần thứ XII (2011-2015) và lần thứ XIII (2016-2020) của Trung quốc đã chỉ ra phải ưu tiên phát triển năng lượng xanh và bảo vệ môi trường, bảo đảm thực hiện các cam kết quốc tế về giảm phát thải carbon và thay đổi cấu trúc thị trường than.

Cụ thể, Trung Quốc đã điều chỉnh giá điện từ nguồn tái tạo và hủy bỏ các kế hoạch triển khai các dự án nhà máy nhiệt điện chạy than; khuyến khích các nhà đầu tư nước ngoài đầu tư sản xuất nguồn năng lượng sạch tại nước này. Theo đó, năm 2015, điện gió đã cung cấp 33 GW cho Trung Quốc, gấp 3 lần công suất năng lượng sạch tại Pháp và dự kiến Trung Quốc tăng công suất điện gió lên 210 GW vào 2020, tương đương với tổng công suất điện gió của cả thế giới. 

Riêng với năng lượng ĐMT, cuối năm 2017, Trung Quốc cũng đạt công suất là 126 GW, tăng 67% so với năm 2016.

Tiếp đến, phải nói đến một cường quốc về khoa học-công nghệ phát triển là Nhật Bản cũng đã sớm nhận thức vai trò và tầm quan trọng của nguồn năng lượng sạch đối với phát triển kinh tế – xã hội của đất nước. 

Ngay từ năm 2008, Chính phủ Nhật Bản đã thực hiện chính sách hỗ trợ cho vay mua nhà sử dụng năng lượng tái tạo với thời gian trả nợ tối đa là 10 năm, trong đó, cho những gia đình cải tạo nhà, chuyển sang sử dụng năng lượng mặt trời được vay số tiền tối đa lên đến 5 triệu yen, tương đương gần 5.000 USD. Ngoài ra, Chính phủ Nhật Bản còn mua điện sản xuất từ năng lượng mặt trời với giá cao hơn giá thị trường và giảm giá bán các tấm pin năng lượng mặt trời.

Để thúc đẩy ĐMT phát triển hơn nữa, tháng 8/2011, Nhật Bản đã ban hành Luật Trợ giá (FiT) mua năng lượng tái tạo, khuyến khích người dân tự sản xuất ĐMT tại nhà và từ đó xây dựng các trung tâm ĐMT lớn và tập trung. Luật FiT cho phép hỗ trợ giá điện sản xuất từ năng lượng mặt trời khi các doanh nghiệp tư nhân muốn đầu tư.

Cụ thể, Chính phủ mua điện sản xuất từ năng lượng mặt trời với giá cao hơn giá thị trường, khoảng 40 yen/kWp (0.50 USD/kWh) cho các dự án có công suất 10 kW trở lên. Đối với các dự án công suất <10 kW, giá mua là khoảng 42 yen/kWp (0.53 USD/kWh). Chỉ riêng năm 2016, Chính phủ Nhật Bản dành khoảng 2,3 nghìn tỉ yen (tương đương 20,5 tỉ USD) hỗ trợ việc mua lại ĐMT với giá cao.

Chính vì vậy, từ năm 2011 đến năm 2014, công suất lắp đặt ĐMT tại Nhật Bản tăng mạnh từ 5.000 MW lên 25.000 MW. Đến nay, đã có khoảng 2,4 triệu khách hàng (bao gồm hộ gia đình, doanh nghiệp…) lắp đặt ĐMT áp mái ở Nhật Bản. 

Đặc biệt, nhằm tạo động lực và gia tăng lợi ích cho người dân và doanh nghiệp khi đầu tư vào ĐMT, tháng 4/2017, Bộ Kinh tế, Thương mại và Công nghiệp Nhật Bản (METI) đã ban hành luật FiT mới (sửa đổi). Theo đó, giảm thuế từ 21 đến 30 yen/kWp điện tái tạo, tùy thuộc vào quy mô hệ thống. 

Tiếp đến, tháng 7/2018, Nhật Bản thông qua kế hoạch chiến lược phát triển năng lượng lần thứ 5 tầm nhìn 2030 và đến 2050. Theo đó, đã định hướng phát triển năng lượng dựa trên nguyên lí 3 E+S, (Safety – An toàn; Energy Sercurity – An ninh năng lượng; Enviroment – Môi trường và Economic Effeciency – Hiệu quả kinh tế).

Theo kế hoạch, Nhật Bản tiếp tục duy trì mục tiêu sử dụng đa dạng các nguồn năng lượng. Cụ thể, đến năm 2030, trong cơ cấu nguồn điện, năng lượng tái tạo chiếm từ 22-24%, nhiên liệu hóa thạch 56% và năng lượng hạt nhân từ 20-22%.

Tại Anh, một nước có nền kinh tế rất phát triển tại châu Âu, đã thực hiện cam kết ứng phó với biến đổi khí hậu được 20 năm đang là nước dẫn đầu trên thế giới về công suất điện gió ngoài khơi với 2 GW đã được lắp đặt trong năm 2018 và hướng tới mục tiêu 30 GW vào năm 2030. Hiện tại, điện gió hiện chiếm khoảng 10% năng lượng của nước Anh.

Nếu như năm 2012, nước Anh phải dựa vào nhiệt điện than là 40%, thì hiện nay, con số này là 6%. Tức là sau 7 năm, nước Anh đã giảm sự phục thuộc vào than cho sản xuất điện từ 40% xuống còn 6%. Ngoài ra, nước Anh còn là một quốc gia đứng đầu trên thế giới về cơ chế tài chính xanh.

…đến các nước trong khu vực ASEAN

Không chỉ ở các nền kinh tế lớn của thế giới mới nhận thức được vai trò của phát triển năng lượng xanh, sạch quyết định đến an ninh năng lượng toàn cầu mà tại khu vực ASEAN, phát triển hiệu quả nguồn năng lượng tái tạo luôn là vấn đề cấp thiết của các quốc gia Đông – Nam Á, hướng tới mục tiêu xây dựng một cộng đồng ASEAN xanh và sạch. Với sự phát triển nhanh chóng của nền kinh tế ASEAN thời gian qua, nhu cầu sử dụng năng lượng của các quốc gia trong khu vực ngày càng lớn.

Theo Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), mức tiêu thụ năng lượng của ASEAN tăng 60% trong 15 năm qua. Bởi vậy, các quốc gia trong khu vực ASEAN cần nhanh chóng thúc đẩy sử dụng nguồn năng lượng sạch.

Nói đến phát triển năng lượng sạch trong khu vực ASEAN trước tiên phải nói đến Thái Lan, hiện nay đang là nước dẫn đầu ASEAN trong sử dụng ĐMT. Theo Cơ quan Năng lượng Tái tạo Quốc tế, Thái Lan xếp thứ 15 trong Tốp toàn cầu năm 2016, với công suất hơn 3.000 MW, cao hơn tất cả các nước ASEAN khác cộng lại. Dự kiến, công suất lắp đặt ĐMT tại đất Thái Lan đến năm 2036 là 6.000 MW.

Trong khối ASEAN, Thái Lan là nước đầu tiên áp dụng biểu giá FiT năm 2016 (feed-in-tariff – các mức giá áp dụng cho điện sản xuất từ các nguồn năng lượng tái tạo để bán lên lưới hoặc sử dụng tại chỗ nhằm giảm tải cho lưới điện) cho năng lượng tái tạo; trong đó các dự án năng lượng mặt trời nhận được FiT cao nhất, với mức 23 cent/kWh cho 10 năm. Sau đó, chương trình này được thay thế bằng chương trình FiT 25 năm với giá 17 đến 20 cent/kWh tùy thuộc vào loại máy phát điện.

Để khuyến khích cho các dự án nhỏ, Thái Lan cũng đã đưa ra các mức hỗ trợ FiT cao nhất cho các nhà sản xuất nhỏ như các dự án quy mô nhỏ trên mái nhà. Cụ thể, Thái Lan đưa ra mức giá FiT ưu đãi 21 cent/kWh cho các dự án năng lượng mặt trời trên mái nhà, đồng thời khởi xướng chương trình “Mái nhà quang điện”. Đây chính là lý do khiến Thái Lan trở thành người dẫn đầu trong thị trường ĐMT ở Đông Nam Á.

Tiếp đến, Singapore, một quốc gia điển hình trong phát triển năng lượng sạch và là quốc gia được đánh giá là xanh, sạch nhất thế giới. Để có được kết quả như vậy, Singapore tích cực khuyến khích việc phát triển năng lượng sạch như ĐMT và điện gió.

Năm 2016, Singapore  đã công bố tài trợ hơn 700 triệu đô la Mỹ cho các hoạt động Nghiên cứu và Phát triển (R&D) ở khu vực công trong 5 năm nhằm tìm ra giải pháp cho phát triển bền vững đô thị. Hiện Singapore đang thử nghiệm xây dựng các nhà máy năng lượng mặt trời trong đô thị và các trạm ĐMT nổi trên các hồ chứa.

Đồng thời, để thúc đẩy các dự án ĐMT, Singapore cung cấp các mức thuế cạnh tranh và ưu tiên phát triển thị trường buôn bán điện cạnh tranh. Theo đó, tất cả người tiêu dùng, trong đó có các hộ gia đình sẽ có quyền lựa chọn nhà cung cấp điện cho mình.

Trong khi đó, Indonesia đầu năm 2017 đã thông qua luật về năng lượng tái tạo, trong đó thay đổi mức thuế suất đối với các dự án năng lượng tái tạo. Theo luật mới, mức hỗ trợ FiT sẽ dựa trên chi phí cung cấp điện trung bình của khu vực, nơi dự án điện năng lượng mới được xây dựng. Mức hỗ trợ theo chương trình mới là từ 6,5 đến 11,6 cent/kWh.

Luật mới của Indonesia cũng cho phép ĐMT cạnh tranh trực tiếp với các nhà máy nhiệt điện đốt than – hình thức sản xuất điện năng phổ biến ở Indonesia. Cơ chế thanh toán bù trừ (Metering Net) dành cho hộ gia đình, thương mại sử dụng năng lượng mặt trời trên mái nhà cũng được thông qua vào năm 2013, bắt buộc Tập đoàn Điện lực Quốc gia Indonesia phải trả khoản năng lượng dư thừa được sản xuất bởi năng lượng mặt trời vào tài khoản của khách hàng.

Tại Malaysia, chính sách về năng lượng mặt trời đã được quy định trong Đạo luật Năng lượng tái tạo năm 2011 và được sửa đổi năm 2014 nhằm phù hợp với sự thay đổi của thị trường cũng như việc giảm giá các tấm pin năng lượng. Ngoài ra, cơ chế thanh toán bù trừ (NEM) đã được đưa ra vào năm 2016 với mục tiêu đạt 500 MW ĐMT vào năm 2020 tại bán đảo Malaysia và Sabah. Theo đó, người tiêu dùng chỉ tốn 1m2 lắp đặt là có thể tạo ra điện năng cho gia đình và bán năng lượng dư thừa cho điện lưới quốc gia. Nhờ các chính sách hỗ trợ về giá, công suất lắp đặt pin mặt trời tại Malaysia cho đến nay đạt 338 MW. Quốc gia này đặt mục tiêu 1.356 MW vào năm 2020.

TS. Ngô Văn Tuấn

ĐH Ngân hàng TPHCM


Đầu tư điện mặt trời công suất lớn : thuận lợi hay khó khăn?

Sau khi có Quyết định của Chính phủ về mục tiêu phát triển điện mặt trời, nhiều doanh nghiệp đã đầu tư để có lợi nhuận. Tuy nhiên, chi phí quá lớn đã khiến không ít doanh nghiệp trong tình trạng tiến thoái lưỡng nan.

Cơ chế và sức hút

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh được Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 428/2016/QĐ-TTg, dự kiến đến năm 2020, sản lượng điện đạt 265 – 278 tỷ kWh và đến năm 2030 đạt khoảng 571 – 700 tỷ kWh. Để đáp ứng nhu cầu này, tới năm 2020, công suất điện cần tới 60.000 MW, năm 2025 cần 96.500 MW và đến năm 2030 là 129.500 MW, tức là bình quân mỗi năm tăng thêm khoảng 6.000 – 7.000 MW. Trong đó, mục tiêu phát triển điện mặt trời được đề ra chỉ là 850 MW công suất lắp đặt vào năm 2020 và khoảng 4.000 MW vào năm 2025; khoảng 12.000 MW năm 2030.

Sau khi có Quyết định của Chính phủ về mục tiêu phát triển điện mặt trời, nhiều doanh nghiệp đã đầu tư để có lợi nhuận. Tuy nhiên, chi phí quá lớn đã khiến không ít doanh nghiệp trong tình trạng tiến thoái lưỡng nan.

Cơ chế và sức hút

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh được Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 428/2016/QĐ-TTg, dự kiến đến năm 2020, sản lượng điện đạt 265 – 278 tỷ kWh và đến năm 2030 đạt khoảng 571 – 700 tỷ kWh. Để đáp ứng nhu cầu này, tới năm 2020, công suất điện cần tới 60.000 MW, năm 2025 cần 96.500 MW và đến năm 2030 là 129.500 MW, tức là bình quân mỗi năm tăng thêm khoảng 6.000 – 7.000 MW. Trong đó, mục tiêu phát triển điện mặt trời được đề ra chỉ là 850 MW công suất lắp đặt vào năm 2020 và khoảng 4.000 MW vào năm 2025; khoảng 12.000 MW năm 2030.

Tuy nhiên, quá nhiều dự án điện mặt trời phát triển cùng lúc ở một khu vực, khi đấu nối vào đường dây hiện hữu, sẽ dẫn đến khả năng phải đầu tư thêm lưới điện truyền tải, trạm biến áp… Dĩ nhiên, các chi phí này đều tính vào giá thành điện, Nhà nước hay Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) không thể gánh nổi. Để được hưởng mức giá bán điện mặt trời là 9,35 UScent/kWh trong thời gian 20 năm, các dự án điện mặt trời phải vào vận hành thương mại trước ngày 30/6/2019, riêng tỉnh Ninh Thuận đã được gia hạn tới hết năm 2020.

Tuy nhiên, theo Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 của Thủ tướng Chính phủ, mức giá này chỉ áp dụng cho các dự án nối lưới có hiệu suất của tế bào quang điện (solar cell) lớn hơn 16% hoặc modun lớn hơn 15%. Thông tư 16/2018/TT-BCT cũng đưa ra yêu cầu, dự án điện mặt trời nối lưới có diện tích sử dụng đất lâu dài không quá 1,2 ha/MWp. Theo tính toán của các chuyên gia đến từ GIZ, ở thời điểm tháng 7/2019, giá FiT cho một dự án điện mặt trời quy mô 50 MW là 6,57 – 7,14 UScent/kWh ở vùng có bức xạ mặt trời lớn nhất như Bình Thuận, Ninh Thuận.

Ở các vùng có bức xạ thấp như miền Bắc, giá FiT là 8,7 – 9,45 UScent/kWh. Mức giá ở vùng có bức xạ mặt trời lớn cũng sẽ giảm còn 5,78 – 6,28 UScent/kWh vào tháng 7/2020 và xuống còn khoảng 5,5 UScent/kWh vào tháng 7/2021. Nghĩa là, những dự án nào nhanh chân được bổ sung vào quy hoạch, kịp phát điện thương mại trước tháng 6/2019 (riêng Ninh Thuận là hết năm 2020) có thể yên tâm “rung đùi” hưởng mức giá mua điện ở mức 9,35 UScent/kWh trong 20 năm so với các dự án chậm chân.