Bộ Chính Trị ban hành nghị quyết về phát triển năng lượng quốc gia

Bộ Chính trị đã ban hành Nghị quyết số 55-NQ/TW về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045.

Cung cấp năng lượng cơ bản đáp ứng đủ yêu cầu phát triển kinh tế – xã hội

Sau 15 năm thực hiện Kết luận số 26-KL/TW, ngày 24/10/2003 của Bộ Chính trị khóa IX về Chiến lược và quy hoạch phát triển ngành điện lực Việt Nam và 10 năm thực hiện Nghị quyết số 18-NQ/TW, ngày 25/10/2007 của Bộ Chính trị khóa X về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2050, ngành năng lượng nói chung và ngành điện lực nói riêng đã có bước phát triển nhanh, tương đối đồng bộ trong tất cả các phân ngành, lĩnh vực; bám sát định hướng và đạt được nhiều mục tiêu cụ thể đề ra. 

Cung cấp năng lượng, đặc biệt là cung cấp điện cơ bản đáp ứng đủ yêu cầu phát triển kinh tế – xã hội với chất lượng ngày càng được cải thiện. Công nghiệp khai thác dầu khí và lọc hóa dầu phát triển mạnh; sản lượng khai thác dầu khí tăng cao, hình thành được một số cơ sở lọc hóa dầu quy mô lớn. Đã đầu tư xây dựng nhiều dự án mỏ than có công suất lớn; sản lượng khai thác than thương phẩm tăng; thủy điện phát triển nhanh, gần đây điện gió và điện mặt trời bắt đầu phát triển với tốc độ cao. Đầu tư xây dựng hạ tầng cung cấp điện có sự phát triển mạnh mẽ, là điều kiện quan trọng cho việc bảo đảm an ninh cung ứng điện. Đưa điện lưới quốc gia tới hầu hết mọi miền của đất nước, kể cả vùng sâu, vùng xa, biên cương, hải đảo. Tiêu thụ năng lượng gia tăng đáng kể, cơ cấu tiêu thụ năng lượng chuyển dịch theo hướng công nghiệp hóa… 

Tuy vậy, ngành năng lượng nước ta vẫn còn nhiều hạn chế, yếu kém. Mục tiêu bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia còn nhiều thách thức; các nguồn cung trong nước không đủ đáp ứng yêu cầu, phải nhập khẩu năng lượng ngày càng lớn; nhiều dự án điện bị chậm so với quy hoạch, kế hoạch; một số chỉ tiêu bảo đảm an ninh năng lượng đang biến động theo chiều hướng bất lợi. Công tác quản lý, khai thác nguồn tài nguyên năng lượng còn một số hạn chế. Hiệu quả khai thác, sử dụng năng lượng còn thấp. Cơ sở hạ tầng ngành năng lượng còn thiếu và chưa đồng bộ. Trình độ công nghệ trong một số lĩnh vực thuộc ngành năng lượng chậm được nâng cao, việc nội địa hóa và hỗ trợ thị trường từ các dự án trong ngành năng lượng cho hàng hóa cơ khí chế tạo sản xuất trong nước còn hạn chế… Chất lượng nguồn nhân lực, năng suất lao động trong một số lĩnh vực còn thấp. Thị trường năng lượng cạnh tranh phát triển chưa đồng bộ, thiếu liên thông giữa các phân ngành, giữa phát điện với truyền tải điện; chính sách giá năng lượng còn bất cập, chưa hoàn toàn phù hợp với cơ chế thị trường, chưa tách bạch với chính sách an sinh xã hội…

Bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia

Nghị quyết đưa ra mục tiêu tổng quát: Bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia; cung cấp đầy đủ năng lượng ổn định, có chất lượng cao với giá cả hợp lý cho phát triển kinh tế – xã hội nhanh và bền vững, bảo đảm quốc phòng, an ninh, nâng cao đời sống của nhân dân, góp phần bảo vệ môi trường sinh thái. Ngành năng lượng phát triển hài hòa giữa các phân ngành với hạ tầng đồng bộ và thông minh, đạt trình độ tiên tiến của khu vực ASEAN. Xây dựng thị trường năng lượng cạnh tranh, minh bạch, hiệu quả, phù hợp với thể chế kinh tế thị trường định hướng xã hội chủ nghĩa. Khai thác và sử dụng có hiệu quả nguồn tài nguyên năng lượng trong nước kết hợp với xuất, nhập khẩu năng lượng hợp lý; triệt để thực hành tiết kiệm và sử dụng hiệu quả năng lượng. Chủ động sản xuất được một số thiết bị chính trong các phân ngành năng lượng; nâng cấp, xây dựng lưới điện truyền tải, phân phối điện tiên tiến, hiện đại.

Nghị quyết tập trung vào các mục tiêu cụ thể như: Cung cấp đủ nhu cầu năng lượng trong nước, đáp ứng cho các mục tiêu của Chiến lược phát triển kinh tế xã hội 10 năm 2021 – 2030; trong đó, năng lượng sơ cấp đến năm 2030 đạt khoảng 175 – 195 triệu TOE (tấn dầu quy đổi), đến năm 2045, đạt khoảng 320 – 350 triệu TOE; tổng công suất của các nguồn điện đến năm 2030 đạt khoảng 125 – 130 GW, sản lượng điện đạt khoảng 550 – 600 tỉ KWh.

Tỉ lệ các nguồn năng lượng tái tạo trong tổng cung năng lượng sơ cấp đạt khoảng 15 – 20% vào năm 2030; 25 – 30% vào năm 2045. Tổng tiêu thụ năng lượng cuối cùng đến năm 2030 đạt mức 105 – 115 triệu TOE, năm 2045 đạt mức 160 – 190 triệu TOE. Cường độ năng lượng sơ cấp năm 2030 đạt từ 420 – 460 kgOE/1.000 USD GDP, năm 2045 từ 375 – 410 kgOE/1.000 USD GDP.

Xây dựng hệ thống lưới điện thông minh, hiệu quả, có khả năng kết nối khu vực; bảo đảm cung cấp điện an toàn, đáp ứng tiêu chí N-1 đối với vùng phụ tải quan trọng và N-2 đối với vùng phụ tải đặc biệt quan trọng. Đến năm 2030, độ tin cậy cung cấp điện năng thuộc tốp 4 nước dẫn đầu ASEAN, chỉ số tiếp cận điện năng thuộc tốp 3 nước dẫn đầu ASEAN. Các cơ sở lọc dầu đáp ứng tối thiểu 70% nhu cầu trong nước; bảo đảm mức dự trữ chiến lược xăng dầu đạt tối thiểu 90 ngày nhập ròng. Đủ năng lực nhập khẩu khí tự nhiên hoá lỏng (LNG) khoảng 8 tỉ m3 vào năm 2030 và khoảng 15 tỉ m3 vào năm 2045. 

Tỷ lệ tiết kiệm năng lượng trên tổng tiêu thụ năng lượng cuối cùng so với kịch bản phát triển bình thường đạt khoảng 7% vào năm 2030 và khoảng 14% vào năm 2045. Giảm phát thải khí nhà kính từ hoạt động năng lượng so với kịch bản phát triển bình thường ở mức 15% vào năm 2030, lên mức 20% vào năm 2045.

Tầm nhìn đến năm 2045, Nghị quyết xác định: Bảo đảm vững chắc an ninh năng lượng quốc gia; hình thành đồng bộ các yếu tố thị trường năng lượng cạnh tranh, minh bạch, phù hợp với thể chế kinh tế thị trường định hướng xã hội chủ nghĩa; các phân ngành năng lượng phát triển bền vững, sử dụng hiệu quả tài nguyên, bảo vệ môi trường và thích ứng với biến đổi khí hậu; hệ thống hạ tầng năng lượng phát triển đồng bộ, hiện đại, khả năng kết nối khu vực và quốc tế được nâng cao; chất lượng nguồn nhân lực, trình độ khoa học – công nghệ và năng lực quản trị ngành năng lượng đạt trình độ tiên tiến của một nước công nghiệp phát triển hiện đại.

Nghị quyết cũng đã đưa ra 10 nhóm nhiệm vụ và giải pháp cho định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 gồm: Phát triển các nguồn cung năng lượng sơ cấp theo hướng tăng cường khả năng tự chủ, đa dạng hoá, bảo đảm tính hiệu quả, tin cậy và bền vững; Phát triển nhanh và bền vững ngành điện đáp ứng yêu cầu công nghiệp hoá, hiện đại hoá đất nước; Cơ cấu lại các ngành và khu vực tiêu thụ năng lượng song song với thực hiện chính sách về sử dụng năng lượng sạch, tiết kiệm và hiệu quả; Phát triển hạ tầng năng lượng bền vững, kết nối khu vực; nâng cao nội lực ngành công nghiệp chế tạo, dịch vụ phục vụ ngành năng lượng; Cơ cấu lại, đổi mới và nâng cao hiệu quả hoạt động của các doanh nghiệp nhà nước trong lĩnh vực năng lượng; khuyến khích kinh tế tư nhân tham gia xã hội hoá phát triển năng lượng; Đổi mới cơ chế, chính sách, phát triển thị trường năng lượng đồng bộ, liên thông, hiện đại và hiệu quả, phù hợp với định hướng xã hội chủ nghĩa; Phát triển khoa học – công nghệ, đào tạo nguồn nhân lực chất lượng cao cho ngành năng lượng; Đẩy mạnh hợp tác quốc tế; tích cực, chủ động xây dựng các đối tác chiến lược để thực hiện mục tiêu nhập khẩu năng lượng trong dài hạn và đầu tư tài nguyên năng lượng ở nước ngoài; Thực thi chính sách bảo vệ môi trường ngành năng lượng gắn với mục tiêu giảm phát thải khí nhà kính, thúc đẩy kinh tế tuần hoàn và phát triển bền vững; Tăng cường sự lãnh đạo của Đảng; nâng cao hiệu lực, hiệu quả quản lý của Nhà nước; phát huy quyền làm chủ của nhân dân và vai trò của Mặt trận Tổ quốc Việt Nam, các tổ chức chính trị – xã hội trong phát triển ngành năng lượng.

Bộ Công Thương đề xuất một số dự án điện mặt trời không phải thông qua đấu thầu

Có 36 dự án điện mặt trời sẽ được áp dụng giá mua điện cố định (FIT) thay vì chỉ 7 dự án sẽ “thoát” cơ chế đấu thầu nếu áp dụng phương án mua điện thứ 2 theo đề xuất mới nhất của Bộ Công thương.

Bộ Công thương vừa có báo cáo hoàn thiện cơ chế khuyến khích điện mặt trời thay thế cơ chế cũ đã hết hiệu lực từ 30-6-2019.

Tại báo cáo số 06 ban hành trước đó, Bộ Công thương đề xuất 2 phương án quy định đối tượng được áp dụng giá bán điện FIT. Cụ thể, nếu áp dụng theo phương án 1, sẽ có 7 dự án (đã ký hợp đồng mua bán điện, đã và đang thi công) với tổng công suất khoảng 320 MW được hưởng giá FIT.

Với phương án 2, có 36 dự án (có chủ trương đầu tư) với tổng công suất gần 3.000 MW. Nếu đáp ứng đủ các điều kiện này và các dự án đưa vào vận hành thương mại trước 1-1-2021, các dự án mặt đất sẽ được áp dụng giá mua điện cố định quy định tại dự thảo là 7,09 cent/kWh (tương đương 1.620 đồng/kWh) đối với điện nổi trên mặt nước là 7,69 cent/kWh (tương đương 1.758 đồng/kWh).

Với 2 phương án trên, Bộ Công thương đã đề xuất phê duyệt dự thảo quyết định theo phương án 2, tức là sẽ mở rộng đối tượng dự án được hưởng giá FIT lên 36 thay vì chỉ 7 dự án như phương án 1.

Theo Bộ Công thương, thời gian qua bộ này đã nhận được nhiều kiến nghị của các chủ đầu tư dự án điện mặt trời, các địa phương… về việc được tiếp tục áp giá điện cố định giai đoạn sau 30-6-2019.

Một trong những lý do mà các kiến nghị này đưa ra là trước nguy cơ thiếu điện, phải huy động điện chạy dầu giá cao, việc huy động công suất từ các dự án điện mặt trời đã và đang triển khai các thủ tục chuẩn bị, thực hiện đầu tư xây dựng, kịp vận hành vào 2020 sẽ bổ sung nguồn cung cấp điện trước nguy cơ thiếu điện cho miền Nam thời gian tới.

Như vậy, nếu Thủ tướng phê duyệt phương án 2, sẽ có 36 dự án được hưởng giá FIT và hàng trăm dự án còn lại và các dự án mới sẽ không tiếp tục áp dụng biểu giá FIT mà chuyển hẳn sang thực hiện theo hình thức đấu thầu công khai, minh bạch, cạnh tranh để giảm giá mua điện từ các dự án điện mặt trời theo kết luận của Thủ tướng Chính phủ tại thông báo số 402.

Việt Nam vươn lên dẫn đầu khu vực Đông Nam Á về công suất điện mặt trời

Nguồn : WEF

World Bank hỗ trợ VN trong việc đấu thầu mở rộng quy mô điện mặt trời

Việt Nam có thể tăng công suất điện mặt trời từ 4,5 gigawatt hiện nay lên hàng chục gigawatt trong mười năm tới, đồng thời tạo thêm hàng ngàn việc làm nếu áp dụng phương pháp tiếp cận mới trong đấu thầu để lựa chọn và triển khai các dự án điện mặt trời. Phương pháp tiếp cận này được đưa ra trong báo cáo mới của Ngân hàng Thế giới có tiêu đề Chiến lược và khung đấu thầu cạnh tranh dự án điện mặt trời ở Việt Nam. 

Báo cáo là kết quả hợp tác kĩ thuật giữa Ngân hàng Thế giới và Chính phủ Việt Nam trong hai năm qua nhằm mở rộng quy mô và quản lý hiệu quả nguồn năng lượng mặt trời dồi dào tại Việt Nam. Phát triển các dự án điện mặt trời mới là một yếu tố quan trọng giúp Chính phủ Việt Nam đạt các mục tiêu biến đổi khí hậu về cắt giảm khí thải trong Đóng góp do quốc gia tự quyết định (NDC) và giảm nhu cầu phát triển các dự án điện than mới.

Báo cáo được đưa ra trong bối cảnh Việt Nam đang cân nhắc chuyển từ chính sách giá bán điện mặt trời ưu đãi cố định (FIT) sang đấu thầu cạnh tranh cho các dự án điện mặt trời để giảm chi phí sản xuất điện. Trong những năm gần đây, FIT đã thành công trong việc thúc đẩy triển khai nhanh các dự án trong bối cảnh Việt Nam cũng trở thành quốc gia hàng đầu thế giới về sản xuất mô-đun năng lượng mặt trời. Tuy nhiên, thành công này cũng làm phát sinh những vấn đề mới, trong đó có rủi ro “giảm phát” – hiện tượng các dự án điện mặt trời phải hoạt động dưới công suất phát điện lắp đặt.

Ông Ousmane Dione, Giám đốc Quốc gia của Ngân hàng Thế giới tại Việt Nam cho biết: “Ngân hàng Thế giới cam kết hỗ trợ Việt Nam đạt được tham vọng năng lượng bền vững của mình. Chúng tôi mong chiến lược này sẽ mở ra một chương mới về phát triển điện mặt trời vốn đã rất thành công ở Việt Nam.”

Ngoài các cách tiếp cận mới về đấu thầu cạnh tranh, báo cáo cũng khuyến nghị cần đặt ra mục tiêu triển khai điện mặt trời hàng năm và trong trung hạn đồng thời sửa đổi khung pháp lý liên quan đến các quy định về lựa chọn cạnh tranh các đơn vị sản xuất điện độc lập.

Báo cáo ước tính tăng công suất điện mặt trời ở Việt Nam có thể tạo ra khoảng 25.000 việc làm mới mỗi năm trong lĩnh vực phát triển dự án, dịch vụ, vận hành và bảo trì cho tới năm 2030 và 20.000 việc làm khác trong lĩnh vực sản xuất nếu Việt Nam duy trì được thị phần hiện tại của mình trong thị trường thiết bị điện mặt trời toàn cầu.

“Chúng tôi chân thành cảm ơn Ngân hàng Thế giới đã và đang hỗ trợ thúc đẩy phát triển năng lượng tái tạo tại Việt Nam. Đặc biệt, hỗ trợ của Ngân hàng Thế giới cho Chính phủ Việt Nam trong chuyển đổi từ chính sách giá bán điện mặt trời cố định sang chính sách đấu thầu cạnh tranh các dự án điện mặt trời và xa hơn nữa để áp dụng cho phát triển các dự án điện năng lượng tái tạo khác, giúp lĩnh vực năng lượng tái tạo của Việt Nam phát triển bền vững, minh bạch, cạnh tranh và đảm bảo hài hòa lợi ích nhà đầu tư – nhà nước – người dân”, ông Hoàng Tiến Dũng, Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, Bộ Công thương cho biết.

Điện mặt trời qua thời đỉnh cao, điện gió đang lên ngôi ở Việt Nam

Sau cơn sốt điện mặt trời, các nhà đầu tư đang dồn dập đầu tư vào điện gió để hưởng mức giá ưu đãi hơn 2.000 đồng/số.

Giống như điện mặt trời, điện gió bắt đầu thu hút sự quan tâm của hàng trăm nhà đầu tư khi Thủ tướng Chính phủ có quyết định nâng giá mua điện gió.

Tại Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg, các dự án điện gió trong đất liền được mua với giá 1.928 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương 8,5 Uscents/kWh). Giá mua điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD.

Đối với các dự án điện gió trên biển, giá mua điện tại điểm giao nhận điện là 2.223 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương 9,8 Uscents/kWh). Giá mua điện được điều chỉnh theo biến động của tỷ giá đồng/USD.

Mức giá mua điện gió mới tăng tương đối cao so với mức giá được áp dụng từ năm 2011 đến trước thời điểm Quyết định 39 được ban hành (khoảng 1.770 đồng một kWh, tương đương 7,8 cent).

Với tỷ giá 23.250 đồng như hiện tại, giá mua điện gió trên đất liền đã vượt 2.000 đồng/số. Mức giá này khiến hàng loạt nhà đầu tư đổ xô vào điện gió.

Số liệu của Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) cho thấy, khi giá điện gió chưa được nâng lên thì chỉ có 9 dự án đi vào vận hành, với công suất khiêm tốn là 353 MW.

Nhưng khi giá mua điện tăng lên hơn 2.000 đồng/số, hàng ngàn MW điện gió đã được ký hợp đồng mua bán điện và hàng nghìn MW đã được bổ sung quy hoạch. Điện gió tập trung ở các tỉnh Bạc Liêu, Cà Mau, Trà Vinh, Ninh Thuận, Bình Thuận, Quảng Trị, Phú Yên, Sóc Trăng,…

Cụ thể, ngoài 9 dự án đã vận hành, còn 31 dự án có tổng công suất là 1.645 MW đã ký Hợp đồng mua bán điện, đang được đầu tư xây dựng nhưng chưa vận hành thương mại. Ngoài ra, có 59 dự án đã bổ sung quy hoạch đến 2025 nhưng chưa ký Hợp đồng mua bán điện, với tổng công suất khoảng 2.700 MW.

Bên cạnh đó, hơn 100 dự án khác đang xin ý kiến để được bổ sung vào quy hoạch.

Chạy đua làm điện gió, bán giá cao ngất hơn 2.000 đồng/kWh

Ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió Bình Thuận, cũng là “ông chủ” của một số dự án điện gió đã vận hành thương mại (trước khi Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ban hành) tỏ ra “tâm tư” khi các dự án điện gió bị cắt giảm công suất.

Đơn cử, có 3 dự án ở Bình Thuận, Ninh Thuận đang phải chịu chung cảnh cắt giảm công suất cùng các dự án điện mặt trời trên địa bàn.

Ông Bùi Vạn Thịnh lo lắng: Việc cắt giảm công suất khiến các chủ đầu tư điện gió “thiệt đơn thiệt kép”. Thực tế, hiện đang là mùa gió tốt nhưng các nhà máy điện gió bị cắt giảm tới 61% công suất và chỉ phát điện được 39%. Sản lượng điện phát chỉ đạt 3 triệu kWh, trong khi cùng kỳ năm ngoái là 11 triệu kWh.

Cho rằng với mức giá thấp hơn điện mặt trời, ông Bùi Vạn Thịnh kiến nghị cần đưa các dự án điện gió đã vận hành từ trước ra khỏi danh sách bị cắt giảm công suất hoặc “cắt ít thôi” để thấy rằng được đối xử công bằng.

Thực tế, các dự án điện gió mà ông Thịnh đề cập bị cắt giảm công suất đã đi vào vận hành thương mại từ trước khi Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ban hành. Có nghĩa, các dự án này được hưởng mức giá khoảng 1.770 đồng một kWh (tương đương 7,8 cent), chứ không phải mức giá hơn 2.000 đồng/số tại Quyết định 38.

Các dự án này bị cắt giảm công suất do chịu tác động của việc điện mặt trời ồ ạt vào, khiến lưới điện quá tải. Còn thực tế, hàng chục dự án điện gió triển khai để hưởng mức giá hơn 2.000 đồng/số vẫn chưa đưa  vào vận hành. Với mức độ phân tán của điện gió, việc quá tải lưới điện được dự báo không quá nghiêm trọng.

Qua tính toán kiểm tra trào lưu 2020, 2021 của Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia, với các dự án điện gió vận hành năm 2020 thì có xuất hiện quá tải khu vực Trà Vinh, Ninh Thuận và Bình Thuận, các khu vực khác đảm bảo giải tỏa tốt.

Nếu vận hành năm 2021 thì chỉ xuất hiện quá tải khu vực Bình Thuận và Ninh Thuận, các khu vực khác bình thường.

Do vậy, các cơ quan quản lý khuyến cáo, các chủ đầu tư đảm bảo tiến độ dự án cam kết trong Hợp đồng mua bán điện, đặc biệt các dự án không có vấn đề gì về giải tỏa có thể đẩy nhanh tiến độ để sớm vận hành.

Bức tranh năng lượng tái tạo trong năm 2020

Giá bán mới cho dự án điện gió theo Quyết định 39/2018/QĐ-TTg ban hành ngày 10/9/2018 có thể lần lượt thu hút nhiều nhà đầu tư hơn.

Với sự phát triển ngày càng cao, nhu cầu về điện tiêu dùng và sản xuất ngày càng tăng; đặc biệt tại Việt Nam thời gian gần đây. Chưa kể, khi các nguồn sản xuất điện truyền thống như nhiệt điện, khí điện, thủy điện, hạt nhân… bộc lộ nhiều rủi ro và ảnh hưởng cao đến môi trường, những nguồn năng lượng thay thế trở thành tất yếu.

Điện gió lên ngôi nhờ chính sách mới

Trong đó, gây nhiều chú ý từ cuối năm 2019, đầu năm 2020 là nguồn năng lượng gió khi nhiều dự án được xúc tiến đầu tư dưới sự hỗ trợ từ quy định mới. Chi tiết, giá bán mới cho dự án điện gió theo Quyết định 39/2018/QĐ-TTg ban hành ngày 10/9/2018 có thể lần lượt thu hút nhiều nhà đầu tư hơn. Giá bán hiện là 0,085 USD/ kWh cho các dự án trên bờ và 0,095 USD / kWh cho các dự án ngoài khơi, trong khi cơ chế giá cũ chỉ trả 0,078 USD / kWh.

Trong báo cáo mới đây, SSI Research cho rằng giá cũ không đủ hấp dẫn dựa trên tổng chi phí LCOE là 0,07 USD/ kWh (LCOE – chi phí sản xuất năng lượng quy đổi – bao gồm tổng chi phí phát sinh trong quá trình vận hành). Ngoài ra, chi phí tuabin gió đã giảm, giúp giảm mức vốn đầu tư cần thiết, đây cũng là một điểm hấp dẫn.

Dừng cấp phép dự án điện mặt trời từ cuối năm 2019

Ngược lại, ngành điện mặt trời sau cú bùng nổ giai đoạn đầu năm qua đến nay đang chờ cơ chế giá mới. Đáng chú ý, Bộ Công Thương (MOIT) cũng đã công bố Quyết định 9608 /BCT ban hành ngày 16/12/2019 dừng cấp phép các dự án năng lượng mặt trời mới.

Ngoài ra, tình trạng thừa cung ở Ninh Thuận/Bình Thuận, cũng như quá tải đường dây truyền tải điện, có thể hạn chế công suất của các đơn vị mới. Dựa trên đề xuất mới nhất từ ​​Bộ Công thương, FIT (biểu giá điện hỗ trợ) cho điện mặt trời đề xuất ở mức 0,0709 USD/ kWh cho các dự án trên bờ và 0,0769 USD/ kWh cho các dự án ngoài khơi. Các mức này thấp hơn nhiều so với FIT ban đầu là 0,0935 USD (Quyết định 11/QĐ-TTg ban hành ngày 11/4/2017).

Theo EVN, các đường dây truyền tải điện trong nước đã quá tải đáng kể vào tháng 6/2019 khi công suất điện mặt trời tăng đột biến từ tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận (tăng khoảng 5.000 MW, trong đó hơn 2.000 MW từ Bình Thuận và Ninh Thuận).

Ghi nhận bởi SSI Research, hệ số tải là 260-360% đối với các đường dây 110kV từ Tháp Chàm – Hậu Sanh – Tuy Phong – Phan Ri; hệ số tải là 140% đối với các đường dây 110 kV từ Phan Rí – Sông Bình – Đại Ninh (Theo Thông tư 25/2016 / TT_BCT ngày 30/11/2016, mức hệ số tải thông thường là dưới 90% và mức cảnh báo là trên 90%). Do khoảng cách giữa các nhà máy điện mặt trời (Ninh Thuận/Bình Thuận) và các điểm có nhu cầu cao ở xa, yêu cầu cần có đường dây 220kV & 500kV. Trung bình một dự án năng lượng mặt trời chỉ hoàn thành mất tầm 6 tháng trong khi các dự án đường dây 220kV và 500kV mất khoảng 3-5 năm.

Năm 2019: Sản lượng điện đạt 231,1 Kwh, giá điện tăng đáng kể lên 1.864 đồng/kWh

Về các nguồn điện chủ lực hiện nay tại nước ta: thủy điện, điện than và điện khí. Năm 2019, sản lượng từ các nhà máy thủy điện giảm do El Nino. Nguồn cung than cũng khan hiếm, ví dụ như nhà máy nhiệt điện than Vũng Áng vẫn đang đối mặt với tình trạng thiếu nguồn cung than trong 8 tháng 2019 mặc dù có hợp đồng dài hạn với Vinacomin (tuy nhiên sản lượng cam kết cung cấp chỉ đạt 70-80%).

Cuối cùng, nguồn cung khí đốt trong nước đồng thuận giảm, trong đó các mỏ khí Đông Nam Bộ (Nam Côn Sơn và Sư Tử Trắng) đã đã sụt giảm về sản lượng. Năm 2019, nguồn cung khí cho Đông Nam Bộ đã giảm từ 20 triệu m3/ ngày xuống 16,5 triệu m3/ ngày. Các nhà máy khí đốt phải chạy bằng dầu DO vào mùa cao điểm, như Nhơn Trạch 1 (108,11 triệu kwh) và Nhơn Trạch 2 (5,87 triệu kWh).

Tính chung, tổng sản lượng điện năm 2019 đạt 231,1 tỷ Kwh, tăng 8,85%, thấp hơn mức tăng trưởng năm 2018 là 10,36% (theo EVN). Công suất hệ thống đạt 54.880 MW, tăng 6.320MW so với năm 2018 (trong đó gần 5000MW là từ điện mặt trời).

Giá điện bán lẻ tăng 8,36% từ 1.720 đồng/kWh lên 1.864 đồng/kWh (tương đương 0,0804 USD), theo Quyết định 648/QĐ-BCT vào ngày 20/3/2019. Mức tăng giá này cao hơn năm 2018 là 6,08%.

Nguồn cung nhiên liệu vẫn chưa ổn định

Dự báo cho năm 2020, SSI Research cho rằng với nhiệt điện than, sản lượng và lợi nhuận không hẳn đồng biến với nhau do nguồn cung than khan hiếm và không ổn định, cùng với các vấn đề than hỗn hợp không phù hợp với kỹ thuật trong nước.

Vấn đề đặt ra, tăng nhập khẩu than để đảm bảo nguồn cung? Nếu sử dụng than Nam Phi (5500 kcal/kg) ở mức giá 53 USD/tấn; các khoản cần tính đến như (1) phí vận chuyển 15 USD/ tấn từ Vịnh Richards (Nam Phi) đến Ấn Độ và (2) phí vận chuyển tăng thêm ước tính 7,50 USD/tấn từ Ấn Độ đến Việt Nam. Tổng cộng, than nhập khẩu có giá khoảng 75,5 USD/tấn (1,75 triệu đồng/tấn so với than 5A Việt Nam là 1,85 triệu đồng/ tấn). Mức chênh lệch là khoảng 5,7% (tuy nhiên thực tế là các nhà máy nhiệt điện than hiện tại chủ yếu sử dụng than hỗn hợp từ TKV thay vì tự nhập khẩu).

Hiện tại, các nhà máy nhiệt điện than đã được cho phép tự nhập khẩu than và sẽ được hưởng lợi từ xu hướng giá thấp hơn nếu có loại than tương thích không gây ra các vấn đề phụ như nguy cơ gián đoạn sản xuất. Nhưng, vẫn tồn tại những vấn đề khác như nếu giá nhập khẩu cao hơn giá trong nước do Vinacomin & Đông Bắc cung cấp?

Trong trường hợp này, không có chính sách rõ ràng nào cho việc chuyển phần tăng giá qua hợp đồng PPA. Thứ hai, nếu thủ tục nhập khẩu kéo dài, đặc biệt là khi các nhà máy điện lần đầu phải tự nhập khẩu, điều này có thể gây hậu quả và ảnh hưởng đến quá trình hoạt động của nhà máy.

Tương tự thuỷ điện, sản lượng sản xuất dự báo tiếp tục giảm, ít nhất trong 6 tháng đầu năm 2020 do tiếp tục chịu ảnh hưởng bởi lượng mưa thấp trước El Nino.

Với điện khí, dự kiến nguồn cung khí mới trong quý 4/2020 từ bể Sao Vàng – Đại Nguyệt sẽ cung cấp sản lượng ổn định hơn cho khu vực Đông Nam Bộ. Tuy nhiên, chi phí nhiên liệu khí trong tương lai sẽ tăng lên khi các mỏ khí cũ có chi phí thấp dần cạn kiệt và phải sử dụng nguồn cung khí từ các mỏ mới.

2019nCoV : Có thể khiến giá pin mặt trời tăng cao

Sự bùng phát Coronavirus ở Trung Quốc có thể làm tăng giá pin năng lượng mặt trời trong thời gian tới vì các nhà sản xuất đã bắt đầu gặp phải tình trạng thiếu wafer và kính mặt trời. 

Tỷ lệ sản xuất cũng đang bị ảnh hưởng do chính quyền tăng thời gian nghỉ Tết như là một biện pháp để đối phó với virus và các công nhân tới từ các khu vực bị nhiễm dịch phải tự cách ly trong hai tuần.

Hãng tư vấn đầu tư Roth Capital Partners đã đưa ra dự đoán giá thành đầu tư các dự án điện mặt trời sẽ bị tăng cao do sự thiếu hụt nguồn cung tấm pin mặt trời tới từ Trung Quốc hiện đang bị ảnh hưởng nặng nề bởi dịch corona virus.

Tại Trung Quốc, chính quyền đã kéo dài thời gian nghỉ lễ cho tới đến hết ngày 16/2 để ngăn ngừa dịch bệnh lây lan tại 8 tỉnh trong đó có các thủ phủ sản xuất tấm pin mặt trời như : Giang Tô, Chiết Giang, An Huy và Quảng Đông.

Tỷ lệ sản xuất thấp

Ủy ban Y tế Quốc gia Trung Quốc cho biết giao thông đã bị gián đoạn nghiêm trọng ở nhiều khu vực, ảnh hưởng đến sản xuất. Với việc Bắc Kinh đã thông báo kéo dài thời gian nghỉ năm mới, chính quyền địa phương đã thêm một tuần nữa để ngừng hoạt động và có khả năng kéo dài thời gian nghỉ việc ít nhất 7 ngày nữa trong nỗ lực ngăn chặn sự lây lan của virus.

Với những người ở các khu vực bị ảnh hưởng được yêu cầu cách ly trong 14 ngày, tỷ lệ sử dụng nhà máy trên tất cả các ngành công nghiệp ở các khu vực bị ảnh hưởng có thể đã giảm.

Các nhà sản xuất năng lượng mặt trời lớn của Trung Quốc đã trả lời các câu hỏi của PV Magazine về tác động của coronavirus – với điều kiện giấu tên – cho biết các nhà máy của họ đang hoạt động ở mức rất thấp và họ không dự đoán sẽ quay trở lại sản xuất bình thường trong những tuần tới.

Thời gian phục hồi dự kiến tới hết quý II

Cơ quan năng lượng quốc gia Trung Quốc đã đưa ra cảnh báo về sự ảnh hưởng của virus tới ngành năng lượng điện mặt trời ở quốc gia này. Hiện tại Hiệp hội điện mặt trời TQ đã kiến nghị Chính phủ kéo dài thời gian kết nối lên lưới điện cho các dự án lớn thay vì thời hạn là ngày 30/6 năm nay.

Ủy ban thương mại Trung Quốc cũng đã đưa ra dự đoán thị trường pin mặt trời sẽ hồi phục vào giữa năm. Tình hình mở rộng phát triển kinh doanh của các hãng pin mặt trời tại TQ cũng gặp nhiều khó khăn khi họ bị hạn chế đi công tác nước ngoài do ảnh hưởng của dịch virus.

Các dự án Điện mặt trời tại Châu Âu cũng bị ảnh hưởng ít nhiều khi các nhà thầu EPC không thể nhập khẩu các tấm pin mặt trời theo đúng tiến độ từ thị trường Trung Quốc.