Đề xuất điện mặt trời một giá : không phù hợp

Áp dụng giá chung cho điện mặt trời sẽ khiến các dự án tập trung tại một vùng, gây quá tải cục bộ và không giải quyết được bài toán thiếu điện.

Ngay sau khi Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng Chính phủ dự thảo quyết định về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam với một giá điện áp dụng toàn quốc, thay vì phương án chia 2 hoặc 4 vùng như trước, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) đã có văn bản bày tỏ quan điểm không đồng tình.

1.600 đồng/KWh: Giá quá thấp

Theo tờ trình của Bộ Công Thương, biểu giá mua điện của các dự án điện mặt trời nối lưới tại điểm giao nhận điện được quy định như sau: dự án điện mặt trời mặt đất có giá 1.620 đồng/KWh, tương đương 7,09 cent/KWh; điện mặt trời nổi 1.758 đồng/KWh, tương đương 7,69 cent/KWh và điện mặt trời áp mái 2.156 đồng/KWh, tương đương 9,35 cent/KWh. Trong khi đó, theo phương án chia 4 vùng được đề xuất trước đây, giá điện mặt trời mặt đất cao nhất có thể lên 2.100 đồng/KWh, điện mặt trời nổi cao nhất 2.280 đồng/KWh. Chỉ riêng giá điện mặt trời áp mái được giữ nguyên mức 2.156 đồng/KWh như tại dự thảo cũ.

Theo các chuyên gia và nhà đầu tư điện mặt trời, mức giá đề xuất tại dự thảo của Bộ Công Thương chưa đủ hấp dẫn nhà đầu tư ngay cả khi làm dự án tại khu vực có lợi thế về nắng, đất đai. “Giá này quá thấp nếu đầu tư tại khu vực 1, tức vùng không có điều kiện thuận lợi, nhất là khu vực Bắc miền Trung và miền Bắc. Mặt khác, nên chia giá theo từng giai đoạn, không nên áp giá cho cả vòng đời dự án. Chẳng hạn, có thể chia dự án thành 3 giai đoạn với mức giá khác nhau: giai đoạn đầu 9-10 cent/KWh, giai đoạn giữa khoảng 7 cent/KWh và giai đoạn cuối đưa giá về 4-5 cent/KWh” – một chủ đầu tư nhiều dự án điện mặt trời nêu quan điểm.

Ngành điện thừa nhận một trong những giải pháp để giải bài toán thiếu điện trong tương lai gần là sớm hoàn thiện cơ chế thu hút đầu tư vào năng lượng tái tạo với con số cần lên tới hàng chục ngàn MW, trong đó chủ yếu là điện mặt trời. Tuy nhiên, để thu hút được thì nút thắt lớn cần giải quyết là giá. Đã mất quá nhiều thời gian vẫn chưa thể chốt được phương án giá cho điện mặt trời, trong khi điện gió đã có mức giá khá ưu đãi là 1.928 đồng/KWh. Nếu giá cho điện mặt trời chỉ hơn 1.600 đồng/KWh như tại dự thảo thì nhà đầu tư phải tính toán rất kỹ về mặt hiệu quả, dẫn đến giảm sức hút. Hậu quả là sẽ rất lãng phí dư địa phát triển điện tái tạo bởi tỉ lệ điện mặt trời mới chỉ chiếm 2% sản lượng toàn hệ thống.

Nguy cơ quá tải hệ thống

Trong văn bản kiến nghị của mình, VEA cho rằng cần thực hiện giá mua điện mặt trời nối lưới theo nhiều vùng thay giá mua điện chung cho cả nước. Điều này nhằm tránh tình trạng mất cân đối, nơi thì tập trung nhiều dự án, nơi không có doanh nghiệp đầu tư, gây quá tải cục bộ, ảnh hưởng đến an toàn cung cấp điện của hệ thống.

Theo phân tích của VEA, cường độ bức xạ của Việt Nam thay đổi nhiều theo các vùng. Trong đó, các tỉnh miền Bắc có mức bức xạ thấp nhất, bình quân khoảng 3,7 KWh/m2/ngày còn các tỉnh phía Nam, Nam Trung Bộ và Tây Nguyên có bức xạ bình quân lên đến 4,8-5,1 KWh/m2/ngày, tức cao hơn gần 1,4 lần. Như vậy, nếu áp dụng chung một giá sẽ dẫn tới các dự án điện mặt trời phát triển tập trung tại một số địa phương có cường độ bức xạ lớn, gây quá tải cục bộ, ảnh hưởng đến an toàn cung cấp điện của hệ thống. Trong khi đó, thực tế tình trạng quá tải ở khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận đã diễn ra lâu nay và vẫn chưa giải quyết được.

“Việc áp dụng giá mua điện theo nhiều vùng sẽ tạo điều kiện cho các cơ quan quản lý, các đơn vị vận hành hệ thống điện có nhiều lựa chọn trong việc tích hợp nguồn điện mặt trời với các loại hình nhà máy điện khác trong khu vực nhằm mang lại hiệu quả cao nhất” – VEA góp ý.

Theo ông Tô Quốc Trụ, Giám đốc Trung tâm Tư vấn năng lượng thuộc VEA, chính sách giá bằng nhau khiến khu vực phía Bắc rất khó phát triển điện mặt trời. Việc này không chỉ nguy hại vì gây quá tải cục bộ mà còn ảnh hưởng đến cân đối cung – cầu điện khu vực phía Bắc. Từ chỗ cung cấp điện cho khu vực phía Nam trong một thời gian dài, miền Bắc đang được cảnh báo sẽ có xu hướng không tự cân đối được cung – cầu điện từ sau năm 2026 khi các nguồn thủy điện đã khai thác gần hết, nguồn điện than khó phát triển thêm. Khu vực này có thể phải nhận điện từ miền Trung thông qua lưới điện truyền tải liên miền Trung – Bắc nên rất cần khuyến khích. Do đó, cần chính sách giá khuyến khích mạnh mẽ hơn nữa để miền Bắc phát triển năng lượng tái tạo.

Thực tế đến nay, các tính toán từ năm 2018 đã không lường được hết mức độ bùng nổ của điện mặt trời. Tám tháng đầu năm 2019, cả nước đã phát 2,85 tỉ KWh điện mặt trời, đạt 106,5% kế hoạch năm. Đại diện Ban Chiến lược Phát triển Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết đối với điện mặt trời, từ khi khởi công tới khi hòa lưới điện chỉ mất vài tháng, trong khi đầu tư xây dựng lưới điện phải mất vài năm mới có thể đi vào hoạt động. Chưa kể, thực tế phát sinh rất nhiều vướng mắc về thủ tục xây dựng. “Quá tải cục bộ lưới điện quốc gia sẽ còn tiếp diễn trong thời gian tới” – EVN cảnh báo và cho hay đã đề xuất nhà đầu tư lắp thêm hệ thống pin dự trữ để có thể tích điện nhưng vì lý do tài chính nên nhà đầu tư không làm.

Nếu áp dụng chung một giá mua điện mặt trời: Sẽ mất cân đối nghiêm trọng các dự án ở 3 miền

Vừa qua, Bộ Công Thương đã đề xuất với Chính phủ giá điện mặt trời thống nhất trên tất cả vùng thay vì chia theo nhiều vùng bức xạ như trước đây. Tuy nhiên, đề xuất này, theo Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, có những điểm không hợp lý.

Mất cân đối dự án giữa các vùng, miền

Trao đổi với báo chí, ông Trần Viết Ngãi – Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho biết, Hiệp hội này đã có văn bản gửi Thủ tướng Chính phủ đề xuất, kiến nghị về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam.

Theo ông Ngãi, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho rằng, cần thực hiện giá mua điện mặt trời nối lưới theo nhiều vùng (2- 4 vùng) thay cho giá mua điện chung trong cả nước, tránh tình trạng mất cân đối, nơi thì tập trung nhiều dự án, nơi không có doanh nghiệp đầu tư, gây quá tải cục bộ, ảnh hưởng đến an toàn cung cấp điện của hệ thống.

Áp dụng chung một giá mua điện mặt trời: Sẽ mất cân đối nghiêm trọng các dự án ở 3 miền - 1

“Việc áp dụng giá mua điện theo nhiều vùng sẽ tạo điều kiện cho các cơ quan quản lý, các đơn vị vận hành hệ thống điện có nhiều lựa chọn trong việc tích hợp nguồn điện mặt trời với các loại hình nhà máy điện khác trong khu vực nhằm mang lại hiệu quả cao nhất”, ông Ngãi nói.

Theo ông Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, cường độ bức xạ của việt Nam thay đổi nhiều theo các vùng, các tỉnh miền Bắc có mức bức xạ thấp nhất, bình quân khoảng 3,7 kwh/m2/ngày, trong khí các tỉnh phía Nam, Nam Trung Bộ và Tây Nguyên có bức xạ bình quân lên đến 4,8- 5,1kwh/m2/ngày (gấp gần 1,4 lần); dẫn đến các dự án điện mặt trời nối lưới đang phát triển tập trung tại một số địa phương có cường độ bức xạ lớn, gây quá tải cục bộ, ảnh hưởng đến an toàn cung cấp điện của hệ thống.

“Giải pháp thiết thực nhất để khắc phục tình trạng này là cần thực hiện giá mua điện mặt trời theo nhiều vùng. Bởi lẽ, giá điện mặt trời phải dựa vào 2 yếu tố, yếu tố thứ nhất là bức xạ mặt trời của từng vùng miền là khác nhau. Ví dụ, miền Trung từ Đà Nẵng trở ra, cao nhất chỉ 3,8 kwh/m2/ngày, từ Đà Nẵng trở vào cao nhất có thể lên tới 5,5 kwh/m2/ ngày. Như vậy, có các vùng bức xạ mặt trời khác nhau, đầu tư dự án điện mặt trời tại địa phương nào bức xạ mặt trời cao sẽ hiệu quả hơn đầu tư nơi bức xạ thấp. Yếu tố thứ 2 là lượng mặt trời bức xạ được trong ngày, trong tháng, trong năm”, ông Ngãi phân tích.

Cũng theo ông Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng, trong ngày, nơi đón mặt trời sớm là miền Nam vì Đông Nam mặt trời mọc trước; từ mũi Cà Mau trở vào miền Đông, miền Tây Nam Bộ trở vào Nha Trang, Khánh Hòa… thường 6-7 giờ sáng đã có nắng rồi, bức xạ mặt trời có rồi. Trong khi đó, miền Trung tới 9 giờ, miền Bắc 10 giờ sáng bức xạ mặt trời mới đón được dòng điện. Thế nên thời gian tính bức xạ cũng khác nhau.

“Dựa trên cơ sở các tiêu chí về bức xạ mặt trời, thời gian mặt trời trong ngày, tháng, năm, nếu áp dụng chung một mức giá thì không hợp lý, nảy sinh nhiều bất cập, nhất là không khuyến khích được phát triển các dự án điện mặt trời. Vì thực tế, nơi nào hiệu ứng mặt trời, thời gian mặt trời ít hơn thì giá điện mặt trời phải cao hơn, sẽ khuyến khích được doanh nghiệp đầu tư vào dự án nơi này. Cùng đó, việc phân bổ được hệ thống đầu tư vào năng lượng tái tạo đi đôi với hệ thống truyền tải, kết nối lưới điện để phân bố dòng điện đi hợp lý hơn. Nếu dồn một giá thì các doanh nghiệp sẽ đầu tư hết vào miền Nam và miền Trung, còn miền Bắc chẳng doanh nghiệp nào muốn đầu tư cả, sẽ không có dự án điện mặt trời”, ông Ngãi nói.

Theo Hiệp hội Năng lượng, điều này dẫn tới nơi mật độ đầu tư dự án quá dày, nơi không có dự án, tạo bất cập, thiếu cân bằng trong phân bổ dự án. Do vậy, cần chia ra nhiều giá phù hợp với các vùng, miền: nơi nào bức xạ cao hơn, thời lượng nhiều hơn, giá cần thấp hơn, còn ngược lại, những nơi bức xạ thấp hơn, thời lượng ít hơn thì giá phải cao hơn.

“Nhiều quốc gia phát triển cũng áp dụng giá mua điện mặt trời theo nhiều vùng trên cơ sở bức xạ mặt trời, lưu lượng mặt trời trong ngày, tháng, năm , chúng ta nên áp dụng như vậy vì họ đã tính toán rất kỹ rồi”, ông Ngãi khẳng định.

Cũng theo ông Ngãi, miền Bắc có bức xạ mặt trời thấp nhất nhưng về mùa hè nắng nóng kinh khủng, tận dụng những tháng nóng này để phát triển điện mặt trời rất tốt. Quan trọng là muốn phát triển dự án điện mặt trời ở miền Bắc phải có mức giá mua điện thế nào cho hợp lý. Không thể đánh đồng một giá chung giữa miền Bắc với các vùng được, rất vô lý.

Chính sách “một giá” gây quá tải cục bộ 

Liên quan đến vấn đề áp chung một giá mua điện mặt trời, qua trao đổi, đại diện một số doanh nghiệp trong lĩnh vực thủy điện đều khẳng định, đề xuất mức giá chung các vùng là không hợp lý, không phát huy được hết nguồn tài nguyên, thế mạnh của đất nước, đặc biệt là thiếu công bằng với các nhà đầu tư. Bộ Công Thương nên kiến nghị Chính phủ giữ nguyên phương án chia các vùng phát triển điện mặt trời với các mức giá tương ứng loại hình đầu tư (điện mặt trời mặt đất, áp mái, nổi…) nhằm khuyến khích, thu hút đầu tư phát triển điện mặt trời tại các tỉnh miền Bắc và miền Trung.

Nếu các dự án điện mặt trời vẫn lặp lại tồn tại là tập trung nhiều ở các khu vực bức xạ tốt (Bình Thuận, Ninh Thuận…), gây nguy cơ quá tải lưới truyền và khả năng vận hành điều độ hệ thống sẽ khó khăn hơn. Hiện các đường truyền tải của phía Bắc vẫn còn dư thừa năng lực vận tải, chưa sử dụng hết công suất nên các dự án điện mặt trời ở phía Bắc sẽ tận dụng được tối đa, không lãng phí để truyển tải.Trên thế giới, quá trình phát triển điện mặt trời luôn đi kèm với các nhà máy thủy điện phòng những khi những nhà máy điện mặt trời gặp sự cố thì thủy điện nhanh chóng bù vào để không bị sập mạng, gây tốn kém…

“Hà Nội dân cư vốn đông đúc, vậy mà các chung cư cao tầng vẫn mọc lên nhan nhản khiến mật độ dân số ngày càng tăng, nạn tắc đường, ô nhiễm môi trường ngày càng trầm trọng. Trước thực trạng đó, Chính phủ đã chỉ đạo các cơ quan chức năng kiểm soát chặt chẽ các dự án khu chung cư cao tầng trong nội đô nhằm tháo gỡ. Việc áp chung giá mua điện mặt trời trong cả nước, khiến nơi thu hút rất nhiều dự án, nơi thì không  cũng tương tự như vậy, sẽ nảy sinh nhiều tồn tại, bất cập, rất cần Chính phủ xem xét, điều chỉnh hợp lý”, đại diện một doanh nghiệp nêu.

Được biết, phương án một giá điện mặt trời, chính Bộ Công Thương cũng đánh giá khó khuyến khích phát triển tại miền Bắc, miền Trung, chưa kể việc tập trung nhiều dự án điện mặt trời tại khu vực bức xạ tốt dẫn tới nguy cơ quá tải lưới truyền tải. Hiện nhiều Nhà máy điện mặt trời ở khu vực miền Trung chỉ phát được 50% công suất, gây lãng phí. Vậy phương án này có khả thi?

Chờ giá mới : Doanh nghiệp và hộ gia đình “đắn đo” lắp đặt

Sau thời gian phát triển rầm rộ, hiện nay việc đầu tư điện mặt trời áp mái tại khu vực phía Nam có dấu hiệu chựng lại. Một trong những nguyên nhân khiến nhiều người lo lắng là giá mua điện có khả năng thay đổi.

Hiện Bộ Công thương đã trình dự thảo quyết định sửa đổi thay thế quyết định 11/2017 của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam.

Người dân, doanh nghiệp đắn đo

Là địa phương đang bùng nổ về phát triển điện mặt trời, thế nhưng thời gian gần đây, theo số liệu từ Tổng công ty Điện lực TP.HCM và các đơn vị cung cấp tấm pin thì lượng khách hàng tại TP.HCM giảm đi đáng kể. Nhiều khách hàng còn đắn đo vì đợi giá mua điện mới Bộ Công thương đang trình Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

Chia sẻ tại hội nghị xúc tiến, phát triển điện mặt trời áp mái mới đây, ông Đoàn Minh Duy, tổng giám đốc Công ty cổ phần Đầu tư phát triển công nghiệp – thương mại Củ Chi, cho biết các doanh nghiệp trong khu công nghiệp có điều kiện thuận lợi vì có diện tích mái lớn để lắp đặt điện mặt trời áp mái. Tuy nhiên, nhiều doanh nghiệp hiện còn băn khoăn giá mua điện mặt trời sẽ có sự thay đổi nên chưa dám đầu tư.

Tương tự, ông Nguyễn Thành Trung, chánh văn phòng Sở Giáo dục – đào tạo TP.HCM, cho biết sở này cũng đắn đo việc lắp đặt điện mặt trời áp mái. 

“Do chưa biết mức giá mới thế nào nên chúng tôi không thể lên phương án tài chính và báo cáo trình cấp trên phê duyệt. Là cơ quan nhà nước nên chúng tôi không có vốn đầu tư ban đầu và phải cần có kế hoạch, đề án cụ thể mới xin đầu tư công được. Mọi công đoạn đã chuẩn bị hết, chỉ còn vướng mức giá là có thể làm được” – ông Trung nói. 

Ông Trung cho biết thêm sau khi Sở Giáo dục – đào tạo TP.HCM lắp đặt được sẽ nhân rộng ra cho hệ thống các trường học trên địa bàn thành phố. TP.HCM có rất nhiều trường nên khi các trường lắp đặt đồng bộ có thể tạo ra một nguồn cung cấp điện công suất lớn.

Không chỉ các trường học, cơ sở sản xuất… mà nhiều người dân tại khu vực miền Tây Nam Bộ cũng thấp thỏm trông chờ vào giá mua mới được ban hành để tính toán lắp đặt. Ông Lê Quốc Nam, quận Cái Răng, TP Cần Thơ, cho biết gia đình ông đầu tư gần 120 triệu đồng lắp đặt thiết bị điện mặt trời với công suất 5,5kWp. 

Sau hai tháng hoàn thiện lắp đặt và gia đình đã phát bán điện cho điện lực, nhưng do lắp đặt sau ngày 30-6 nên chỉ số điện vẫn đang được Công ty Điện lực Cần Thơ ghi nhận để chờ khi có giá điện mới sẽ thanh toán sau (theo quy định, các trường hợp lắp đặt điện mặt trời trước ngày 30-6 được mua 9,35 cent, còn sau thời điểm này phải chờ quy định mới về giá mua điện – PV). 

“Tôi rất lo chưa biết giá điện mới sẽ như thế nào, hi vọng giá điện mặt trời mới bằng hoặc hơn giá cũ để người dân yên tâm và tiếp tục ủng hộ chủ trương phát triển điện năng lượng mặt trời” – ông Nam nói.

Khách hàng lắp đặt giảm mạnh

Theo Tổng công ty Điện lực TP.HCM, tính đến hết tháng 8-2019, TP có 3.923 khách hàng lắp đặt điện mặt trời trên mái nhà, công suất điện mặt trời đã lắp đặt đạt 44,56 MWp. Trong đó có 3.829 khách hàng đã nối lưới và đăng ký bán lại phần điện dư cho ngành điện. Tổng số tiền phía công ty đã thanh toán cho khách hàng là trên 4,7 tỉ đồng.

Kể từ ngày 1-7 đến nay, đối với các chủ đầu tư hệ thống điện mặt trời trên mái nhà có nhu cầu nối lưới, các công ty điện lực trên địa bàn TP.HCM vẫn thực hiện việc nối lưới như trước ngày 30-6. Hằng tháng các công ty điện lực vẫn thực hiện việc ghi nhận lượng điện phát lên lưới. Tuy nhiên, do chưa có quy định về giá mua bán điện phát lên lưới nên chưa thể ký hợp đồng mua bán điện mặt trời và chưa thực hiện được việc thanh toán với các chủ đầu tư.

Thực tế qua theo dõi, số lượng hệ thống điện mặt trời trên mái nhà nối lưới trong tháng 8 vừa qua giảm nhiều so với cao điểm tháng 6. Cụ thể, tại TP.HCM trong tháng 6 có 856 công trình điện mặt trời nối lưới với tổng công suất là 11,01 MWp nhưng qua tháng 8 số lượng công trình giảm còn 557 (giảm 35% về số lượng công trình và giảm hơn 50% về công suất).

Tương tự, đại diện Tổng công ty Điện lực miền Nam (phụ trách 21 tỉnh thành phía Nam) cho biết hiện nay tổng công suất điện mặt trời nối lưới mà người dân bán cho công ty khoảng 150MWp. Cũng theo vị đại diện này, thời gian gần đây lượng khách hàng đăng ký lắp đặt điện mặt trời áp mái có dấu hiệu chững lại do vướng về giá mua điện mới chưa được ban hành. 

“Tập đoàn Điện lực Việt Nam đã đề xuất giữ nguyên giá mua điện cũ để khuyến khích người dân lắp đặt và tạo sự công bằng cho người lắp trước, lắp sau” – vị đại diện trên chia sẻ.

Vẫn giữ nguyên giá cũ với điện mặt trời trên mái nhà

Ông Phương Hoàng Kim, cục trưởng Cục Điện lực và năng lượng tái tạo, cho biết hiện nay dự thảo sửa đổi quyết định số 11 đã được hoàn thiện và trình Chính phủ. Trong đó, đối với giá mua điện mặt trời áp mái trong dự thảo vẫn giữ nguyên mức giá 9,35 cent/kWh (tỉ giá hiện tại khoảng 2.170 đồng/kWh).

Tức là với các dự án được lắp đặt sau thời gian 30-6-2019 vẫn được hưởng mức giá cũ và được áp dụng ngay. Mục tiêu nhằm khuyến khích phát triển điện mặt trời trên mái nhà, tăng nguồn cung điện trong bối cảnh nguồn điện đang có nguy cơ thiếu như hiện nay.

Tuy vậy, do quyết định chưa được phê duyệt nên theo ông Kim, đối với các hợp đồng lắp đặt điện mặt trời áp mái vẫn để trống khoản mục liên quan đến mức giá. Khi quyết định mới được duyệt, đơn vị mua điện và các hộ lắp đặt điện mặt trời áp mái sẽ điền thông tin mức giá vào hợp đồng để làm căn cứ thực hiện.


Giá điện mặt trời FIT 2 : Bộ công thương đề xuất 1 giá

Bộ Công Thương đề xuất giá điện mặt trời mới sẽ thống nhất trên tất cả vùng, thay vì chia theo nhiều vùng bức xạ như trước đây. 

Ông Phương Hoàng Kim – Cục trưởng Cục Điện lực & năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) cho biết, cơ quan này vừa hoàn thiện dự thảo về cơ chế khuyến khích điện mặt trời mới, thay thế Quyết định 11/2017 đã hết hiệu lực từ tháng 6. 

Theo đó, chính sách giá điện mặt trời (giá FIT) sẽ chỉ còn một mức cho tất cả các vùng bức xạ, thay vì kịch bản chia làm 4 vùng hoặc 2 vùng như đề xuất trước đây. Phương án một giá điện được nghiên cứu trên cơ sở chỉ đạo tại cuộc họp thường trực Chính phủ hồi cuối tháng 7. 

Cụ thể, giá mua điện của các dự án mặt trời mặt đất là 1.620 đồng một kWh (tương đương 7,09 cent); điện mặt trời nổi là 1.758 đồng, tương đương 7,69 cent một kWh. Còn giá mua của điện mặt trời mái nhà là 2.156 đồng một kWh (9,35 cent). 

Giá điện mới vẫn được áp dụng trong 20 năm với các dự án vận hành thương mại từ 1/7/2019 đến 31/12/2021. Mức giá này chưa gồm thuế VAT và được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá VND/USD. 

Tuy nhiên, các dự án cũ tại tỉnh Ninh Thuận vẫn được duy trì giá 9,35 cent một kWh (2.086 đồng), với điều kiện đã có trong quy hoạch phát triển điện lực, vận hành thương mại trước ngày 1/1/2021 và tổng công suất tích lũy không quá 2.000 MW. Các dự án sau thời điểm trên được áp dụng theo biểu giá mới.

Phương án một giá điện mặt trời đơn giản nhưng chính Bộ Công Thương cũng đánh giá khó khuyến khích phát triển tại miền Bắc, Trung. Chưa kể việc tập trung nhiều dự án điện mặt trời tại khu vực bức xạ tốt dẫn tới nguy cơ quá tải lưới truyền tải. Bộ cũng nhắc lại yêu cầu các nhà máy điện mặt trời khu vực Bình Thuận, Ninh Thuận phải giảm phát, do lưới điện truyền quá tải. 

Số liệu các dự án năng lượng tái tạo được Bộ Công Thương tổng hợp cho thấy, tổng công suất điện mặt trời theo đề xuất của các nhà đầu tư đã khoảng 25.000 MW, điện gió là 16.500 MW. Đến hết tháng 6, 89 nhà máy điện mặt trời đưa vào vận hành với tổng công suất gần 4.500MW. Hiện gần 400 dự án điện mặt trời đang chờ được bổ sung vào quy hoạch, nhưng đang vướng quy định Luật Quy hoạch mới (hiệu lực từ 1/1/2019).

Chưa có giá điện mới, Doanh nghiệp chần chờ lắp điện mặt trời áp mái

Các chuyên gia nhận định nhiều doanh nghiệp Việt chưa hào hứng tham gia mô hình điện mặt trời áp mái vì suất đầu tư lớn trong khi chính sách giá mua điện mới vẫn chưa rõ ràng.

Ngày 16/9, Tổ chức Hợp tác Phát triển Đức (GIZ) tổ chức lễ khánh thành hệ thống điện mặt trời áp mái công nghiệp thí điểm tại nhà máy Công ty Cát Tường ở Long An. Đây là một phần trong chuỗi chương trình Thúc đẩy phát triển điện mặt trời mái nhà tại Việt Nam do Bộ Công Thương phát động vào tháng 7 với sự hỗ trợ từ Chính phủ Đức.

Phát biểu tại buỗi lễ, Giám đốc Dự án Chương trình Hỗ trợ Năng lượng GIZ Ingmar Stelter nêu thực trạng nhiều dự án điện mặt trời hiện tập trung với mật độ dày đặc tại một số khu vực như Bình Thuận, Ninh Thuận gây ra hiện tượng quá tải công suất của lưới điện truyền tải. Ông Stelter cho rằng việc phát triển điện mặt trời áp mái là lời giải quan trọng cho bài toán sản xuất điện đáp ứng chính nhu cầu tại chỗ của người tiêu thụ.

Sau khoản viện trợ không hoàn lại 14,5 triệu euro (khoảng 375 tỷ đồng) để Bộ Công Thương thực hiện dự án hỗ trợ các hộ gia đình trên toàn quốc lắp điện mặt trời áp mái, phía Đức kỳ vọng dự án điện mặt trời áp mái thí điểm ở Long An sẽ thúc đẩy mục tiêu hỗ trợ phát triển điện mặt trời trong lĩnh vực công nghiệp và thương mại tại Việt Nam.

Tuy nhiên, bà Nguyễn Hồng Giang, Giám đốc Tiếp thị của Công ty Tona Syntegra Solar, doanh nghiệp hợp tác với Công ty Cát Tường để phát triển dự án, cho biết chi phí đầu tư lớn hiện là nguyên nhân khiến điện mặt trời áp mái công nghiệp chưa thể phát triển nhanh như với hộ gia đình.

“Với các gia đình, suất đầu tư có thể không quá lớn. Nhưng đối với doanh nghiệp, đây là con số lớn. Chi phí đầu tư 1 MW điện mặt trời áp mái khoảng 800.000 USD. Một doanh nghiệp không có quá nhiều thông tin, không thật sự am hiểu lĩnh vực này sẽ thấy đây là khoản đầu tư rủi ro”, bà Giang nói.

Ông Nguyễn Quang Hưng, Giám đốc Công ty Cát Tường, cũng đánh giá nhiều doanh nghiệp vẫn cân nhắc giữa việc bỏ chi phí mua điện của EVN và đầu tư lớn cho điện mặt trời áp mái.

Bên cạnh đó, một vấn đề khác đến từ việc doanh nghiệp tự sở hữu hay đi thuê nhà xưởng vì trong trường hợp thuê lại, mái nhà không thuộc quyền sở hữu của họ.

Chịu suất đầu tư lớn, nhưng bà Giang khẳng định điện mặt trời áp mái ngoài ý nghĩa về môi trường còn đem lại hiệu quả tài chính cho doanh nghiệp khi thời gian hoàn vốn kéo dài 5-6 năm với tỷ suất hoàn vốn 17-19%/năm. 

“Đây là con số chung tính toán trên sản lượng điện tạo ra, giá điện hiện tại của Việt Nam, hiệu suất giảm dần của hệ thống cộng với cả dự đoán về mức tăng giá điện hàng năm. Sau thời gian đó, hệ thống năng lượng mặt trời sẽ bắt đầu sinh lời. Kinh nghiệm thế giới cũng chứng minh sau 25 năm, hệ thống vẫn chạy tốt với 80% công suất. Nó sẽ hoạt động trên 30 năm chứ không chỉ 20-25 năm”, đại diện Tona Syntegra Solar cho hay.

Đánh giá tiềm năng thị trường điện mặt trời áp mái công nghiệp ở Việt Nam trị giá hàng tỷ USD, bà Giang chia sẻ nếu Bộ Công Thương sớm đưa ra giá mua điện mặt trời mới rõ ràng, mô hình này sẽ phát triển nhanh hơn nữa.

Đồng quan điểm, ông Hưng cho biết: “Rào cản lớn nhất hiện tại về chính sách là Bộ Công Thương và EVN chưa chốt giá mua điện mới sau ngày 30/6 (giá mua điện mặt trời trước 30/6 là 9,35 cents/kWh – PV). Chủ đầu tư có sẵn mái nhà và nguồn lực quan ngại nhất điều này”.

Điện mặt trời “mong chờ” giá mới

Tình hình đầu tư điện mặt trời, nhất là điện mặt trời áp mái, đang có chiều hướng “khựng” lại khi mức giá ưu đãi 9,5 cent/kWh đã hết hạn hơn 2 tháng, hiện vẫn chưa có bảng giá mua mới.

Chờ giá mới để đầu tư

Theo Quyết định 11/2017 của Thủ tướng Chính phủ, giá điện của các dự án điện mặt trời (ĐMT) được ngành điện mua lại theo ưu đãi là 9,35 cent/kWh từ ngày 1.6.2017 – 30.6.2019. Điều này cũng có nghĩa là từ ngày 1.7 đến nay, người dân, doanh nghiệp đầu tư ĐMT đều chưa biết mức giá điện sẽ được tính toán ra sao; trong khi những người muốn đầu tư mới hay mở rộng cũng chần chừ chờ giá mới được đưa ra. Ông Nguyễn Hữu Anh, Chủ tịch Hội đồng quản trị kiêm Giám đốc HTX công nghệ cao phát triển tôm Bạc Liêu, cho biết ông và các thành viên HTX dự định đầu tư hơn 2 tỉ đồng làm hệ thống ĐMT phục vụ nuôi tôm và bán lại sản lượng điện dư cho ngành điện, nhưng hiện dự định này vẫn đang trong giai đoạn chờ. “Theo tìm hiểu của chúng tôi, mức giá 0,95cent/kWh có thể sẽ giảm, khi đó những tính toán sẽ lại khác đi. Hiện chúng tôi vẫn ngóng từng ngày mức giá mới để đưa ra quyết định cuối cùng”, ông Anh nói.

Tương tự, tại TP.Cần Thơ, hiện có hàng trăm doanh nghiệp, hộ gia đình đã và đang có ý định lắp đặt ĐMT áp mái cũng đang băn khoăn về khung giá bán điện dư cho ngành điện. Ông Nguyễn Văn Toàn, đại diện Công ty TNHH Kỹ thuật DTE (TP.Cần Thơ), cho biết với những lợi ích từ việc lắp ĐMT trời áp mái nên rất muốn đầu tư, nhưng việc lắp đặt từ 3 – 5 kWp thì gần như chỉ phục vụ đủ cho nhu cầu hộ gia đình, còn nếu muốn kinh doanh thì việc lắp đặt phải là quy mô lớn hơn. “Điều tôi còn suy nghĩ về chính sách mua bán điện giữa khách hàng và công ty điện lực có ổn định lâu dài, bởi theo tính toán, mất khoảng 5 năm mới hoàn vốn thiết bị”, ông Toàn cho biết.

17 tỉ đồng mua ĐMT

Ông Dương Quốc Phong (ngụ P.Long Tuyền, Q.Bình Thủy, TP.Cần Thơ) thông tin, sau khi được tư vấn lắp đặt ĐMT áp mái, ông thấy hợp lý và dự tính lắp đặt 3 kWp, sản lượng điện tạo ra dự kiến khoảng từ 400 – 450 kWh. “Nếu tính theo giá điện cũ, trừ số điện năng tiêu thụ của gia đình, hằng tháng sẽ dư khoảng 700.000 đồng. Tuy nhiên, đến nay Chính phủ vẫn chưa ban hành giá ĐMT mới nên không biết có nên đầu tư để lắp đặt thiết bị vào thời điểm này”, ông Phong nói. Là một trong những hộ đầu tư ĐMT sau ngày 30.6, ông Lê Quốc Nam (ngụ KDC 586, P.Phú Thứ, Q.Cái Răng, TP.Cần Thơ) có lý do để lo lắng: “Bỏ ra 120 triệu đồng để đầu tư dung lượng 5,5 kWp, sau hơn 2 tháng hoàn thiện, phát bán điện cho ngành điện nhưng tới nay tôi vẫn chưa biết mình sẽ được bao nhiêu. Hy vọng giá ĐMT áp mái mới sẽ tính bằng hoặc hơn giá cũ để người dân yên tâm và tiếp tục ủng hộ chủ trương phát triển điện năng lượng mặt trời”. Hiện chưa có giá điện mới nên số điện của hộ ông Nam vẫn đang được Công ty Điện lực TP.Cần Thơ ghi nhận, chờ khi có giá điện mới sẽ thanh toán sau.Ông Nguyễn Văn Lý, Phó tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVN SPC), cho biết đến cuối tháng 8.2019, tại 21 tỉnh thành miền Nam, tổng công suất năng lượng mặt trời áp mái khách hàng đã lắp đặt là 121.272 kWp, đạt 127% so với kế hoạch EVN giao. Hiện có 5.982 khách hàng lắp đặt công tơ 2 chiều bán điện dư từ hệ thống ĐMT áp mái phát vào hệ thống điện chung. Tính đến ngày 30.8.2019, EVN SPC đã thanh toán tiền EVN SPC cho 2.948 khách hàng với sản lượng 7.620.128 kWh, số tiền 17,15 tỉ đồng. Mặc dù lượng khách hàng đăng ký lắp đặt ĐMT áp mái vẫn tăng, nhưng hầu hết người đầu tư đều đang mong mỏi mức giá mới cho ĐMT sớm được ban hành.

Điện mặt trời : giải pháp hữu hiệu giải quyết nguy cơ thiếu điện ở Việt Nam

Khi nguồn thuỷ điện đã hết, điện than cần hạn chế thì nguồn điện khí và năng lượng tái tạo cần phải xem xét để đáp ứng nhu cầu.

Nhìn lại tình hình sản xuất và cung ứng điện trong 8 tháng qua có thể thấy, lượng điện thương phẩm đã tăng trưởng gần 10% so cùng kỳ 2018.

Bộ Công Thương dự kiến, việc cung cấp điện năm 2020 về cơ bản đáp ứng được nhưng tiếp tục tiềm ẩn một số rủi ro, có thể đối mặt với nguy cơ thiếu điện trong các tình huống cực đoan khi nhu cầu phụ tải cao hơn dự báo, lưu lượng nước về các hồ thủy điện kém, thiếu hụt nguồn nhiên liệu than, khí cho sản xuất điện…

Chưa nhìn thấy nguồn điện mới khả thi

Báo cáo của Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) cũng cho thấy, do nhiều dự án nguồn điện lớn bị chậm tiến độ so với quy hoạch, đặc biệt các nguồn điện BOT, các dự án nhiệt điện than… nên hệ thống sẽ thiếu điện trong cả giai đoạn 2021-2025 (mặc dù đã phải huy động tối đa các nguồn điện, kể cả các nguồn điện chạy dầu).

Trong khi đó, ước tính sản lượng điện thiếu hụt năm 2021 khoảng 6,6 tỷ kWh, đến năm 2022 tăng lên khoảng 11,8 tỷ kWh, năm 2023 có thể lên đến 15 tỷ kWh (tương ứng xấp xỉ 5% nhu cầu).

Về phát triển năng lượng tái tạo, theo ông Phương Hoàng Kim, Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, tổng công suất điện mặt trời (ĐMT) theo đề xuất của các nhà đầu tư đã lên đến khoảng 25.000 MW, các dự án điện gió với tổng công suất khoảng 16.500 MW. Tính đến hết tháng 6, đã có tổng số 89 nhà máy ĐMT đưa vào vận hành với tổng công suất gần 4.500 MW.

“Đây là nguồn điện đã bổ sung kịp thời cho hệ thống điện quốc gia, góp phần đảm bảo cung cấp điện trong 6 tháng đầu năm 2019. Tuy nhiên, với hiện trạng cơ sở hạ tầng hiện có, trong một số thời điểm, lưới điện 500-220-110kV thuộc các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, Khánh Hòa, Phú Yên, Đăk Nông, Đăk Lăk bị quá tải, ảnh hưởng đến việc vận hành hệ thống điện an toàn, ổn định”, ông Kim thông tin.

Là đơn vị được Chính phủ giao cung cấp điện, điều mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) lo lắng nhất chính là đảm bảo đủ nguồn. Ông Võ Quang Lâm, Phó Tổng giám đốc EVN cho biết, hiện tại, tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống điện là 48.000 MW song mức độ khả dụng chỉ là 39.000 MW.

“Với tốc độ tăng trưởng sử dụng điện trên 10%/năm, nghĩa là năm 2020 phải có thêm khoảng 4.000 MW nữa, tương đương cần 43.000 MW, không biết lấy đâu để sẵn sàng”, ông Lâm nêu khó khăn.

Xung quanh câu chuyện nguồn điện của Việt Nam, ông Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh cho rằng, từ nay tới năm 2021, Việt Nam chưa nhìn thấy nguồn điện nào mới khả thi.

 Chính vì thế, Việt Nam cần nghiên cứu chi tiết và buộc phải đa dạng hoá nguồn điện, nhất là khi nguồn thuỷ điện đã hết, điện than cần hạn chế; điện gió, điện mặt trời tốt nhưng còn tác động mạnh về giá điện. Và trong bối cảnh hiện tại, nếu không phát triển điện hạt nhân thì nên xem xét thêm nguồn về điện khí.

Nguồn nào cũng có cái khó riêng

Phát triển bùng nổ thời gian qua, song điện mặt trời thực tế lại chỉ đáp ứng được lượng điện khá khiêm tốn trong tổng nhu cầu. Theo quy hoạch điện VII điều chỉnh, đến năm 2020, tổng công suất điện mặt trời mới đạt 850 MW nhưng thực tế hiện nay đã đạt 4.500 MW và sang năm, con số này dự kiến sẽ lên tới 7.700 MW. Con số thực đi xa hơn khá nhiều so với con số quy hoạch.

Ông Bùi Quốc Hùng, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo cho biết, sau khi có các cơ chế về giá ưu đãi đối với điện mặt trời, điện gió, các dự án điện năng lượng tái tạo này phát triển quá nhanh. Để đầu tư 1 dự án điện mặt trời với công suất 50-100MW chỉ mất khoảng 6 tháng, nhưng việc đầu tư lưới điện truyền tải với đường dây 500kV phải mất 3 năm, đường dây 220kV mất 2 năm. Do vậy, việc phát triển lưới điện truyền tải không theo kịp tiến độ đầu tư các dự án điện mặt trời.

Theo ông Võ Quang Lâm, đến tận năm 2025, dự báo tăng trưởng nhu cầu sử dụng điện vẫn là trên 10%/năm. Để đáp ứng nhu cầu về điện, cơ cấu các nguồn điện truyền thống cần được quan tâm đúng mức, nghiêm túc. Hiện nay, năng lượng truyền thống hiện chỉ còn nhiệt điện than và nhiệt điện khí có thể nhìn tới.

Dù vậy, ông Lâm cũng bày tỏ lo ngại bởi việc khai thác than của Tập đoàn Công nghiệp Than-Khoáng sản Việt Nam (TKV) và Tổng công ty Đông Bắc hiện nay khá khó khăn, công suất không lên được trong khi giá lại tăng lên, dẫn tới phải nhập khẩu than, khí.

“Nhập khẩu khí dạng hoá lỏng bằng tàu lại cần có cảng nước sâu nên phát sinh rất nhiều khó khăn, nên phải trông chờ vào đầu tư lớn, dài hạn thì chủ mỏ khí mới quyết định mở mỏ bởi mỏ khí cần đầu tư 5-7, thậm chí 10 năm mới có khí. Do vậy, cần phải tính toán quy hoạch sớm, chỗ nào làm được nhà máy khí, chỗ nào làm nhiệt điện than”, ông Lâm nói.

Theo chuyên gia năng lượng Nguyễn Văn Vy, Phó Chủ tịch Hiệp hội năng lượng Việt Nam (VEA), mặc dù các nguồn năng lượng trong đó có điện từ nay đến năm 2020 không đáng lo ngại, nhưng giai đoạn sau năm 2020, với hàng loạt các công trình, dự án đang chậm tiến độ cho thấy nguy cơ thiếu điện khá rõ ràng đòi hỏi các cơ quan quản lý cần tính toán lại.

“Điện mặt trời có thể xây dựng rất nhanh, nếu có cơ chế đặc biệt và phê duyệt nhanh thì từ lúc lập tự án cho đến khi đưa vào vận hành chỉ trong vòng 1 năm. Cho nên khi tính toán, nếu thấy có khả năng thiếu điện tổng thể hay vùng nào thiếu điện, ngành điện có thể tập trung các dự án năng lượng tái tạo tại khu vực đó để đảm bảo cung cấp điện”, ông Vy nêu quan điểm.