Điện mặt trời đã được chào đón như máy nước nóng NLMT

Tính đến đầu tháng 4/2020 đã có 24.300 dự án điện mặt trời áp mái đã đi vào hoạt động trên cả nước. Với tiềm năng phát triển lớn và sự khuyến khích của Nhà nước, số dự án điện mặt trời áp mái được dự báo sẽ tiếp tục tăng cao.

Sản xuất điện mặt trời áp mái nối lưới hộ gia đình và doanh nghiệp là một hướng sản xuất hiệu quả nhờ vốn đầu tư thấp và hình thức đầu tư mang tính xã hội hóa. 

So với điện mặt trời độc lập, điện mặt trời áp mái nối lưới có nhiều ưu điểm hơn, như không tốn diện tích đất; giúp tăng cường chống nóng hiệu quả cho các công trình áp thiết bị; điện mặt trời áp mái được đấu nối vào lưới điện hạ áp và trung áp, không cần đầu tư hệ thống lưới điện truyền tải nên chi phí đầu tư thấp; có tác dụng làm giảm quá tải lưới điện truyền tải từ các nguồn điện truyền thống. Cũng giống như máy nước nóng năng lượng mặt trời cách đây hơn 10 năm, hiện nay điện mặt trời nối lưới đã từng bước đi vào cuộc sống.

Mô hình điện mặt trời áp mái hòa lưới đang được khuyến khích phát triển giúp làm giảm bớt quy mô các trung tâm nguồn điện, góp phần hạn chế sự cố xảy ra ở trung tâm nguồn điện lớn. Hiện nay số hộ gia đình sử dụng điện mặt trời áp mái trên cả nước đang không ngừng tăng.

Tính đến đầu tháng 4/2020 đã có 24.300 dự án điện mặt trời áp mái đã đi vào hoạt động trên cả nước. Với tiềm năng phát triển lớn và sự khuyến khích của Nhà nước, số dự án điện mặt trời áp mái được dự báo sẽ tiếp tục tăng cao.

Thống kê đo được miền Nam nằm trong khu vực có bức xạ mặt trời mạnh, số giờ nắng trung bình là 6-8 giờ/ngày và liên tục trong suốt cả năm. Cường độ bức xạ mặt trời trung bình khá cao, đạt từ 4-4,5 kWh/m2/ngày.

Đồng Tháp là một trong những địa phương đứng đầu về phát triển điện mặt trời áp mái tại khu vực phía Nam. Số giờ nắng đo được đạt từ 2.200-2.500 giờ/năm, vì thế việc khai thác nguồn điện năng lượng mặt trời rất thích hợp và đầy tiềm năng. Không chỉ các doanh nghiệp, nhiều hộ dân ở vùng sâu, vùng xa cũng chọn điện mặt trời áp mái để tiết kiệm tiền điện và sinh lợi từ nguồn điện dư nối lên lưới.

Đồng Tháp hiện đã có 144 xã, phường, thị trấn có điện lưới quốc gia, đạt tỷ lệ 100%. Trong 9 tháng đầu năm 2019, sản lượng điện thương phẩm đã đạt 1.885.387.962 kWh, tăng 13,64% so với cùng kỳ năm 2018. Ngoài sản lượng điện cung cấp cho khách hàng trên địa bàn, sản lượng điện bán sang Campuchia trong 9 tháng đầu năm 2019 qua điểm cửa khẩu quốc tế Dinh Bà đạt 8.991.300 kWh, tăng 107,71% so với năm 2018; qua cửa khẩu Thường Phước đạt 1.984.100 kWh, tăng 45,64% so với năm 2018.

Còn tại Cần Thơ, theo Công ty Điện lực TP Cần Thơ, thành phố có trên 724 công trình điện mặt trời áp mái được nối vào lưới điện quốc gia, với tổng công suất 7.621 kWp. Ước tính, số tiền đầu tư cho một hệ thống điện mặt trời áp mái, có công suất lắp đặt từ 6-7m2/kWp (tương đương thu từ 4-5 kWh điện), trên dưới 20 triệu đồng, với thời gian bảo hành trên 25 năm. 

Dự kiến, trong năm 2020, Công ty Điện lực TP Cần Thơ sẽ thực hiện ký hợp đồng mua bán điện mặt trời với khách hàng, đạt tổng công suất khoảng 12.000 kWp… 

Theo thống kê chung về số giờ nắng trên cả nước, khu vực phía Bắc có khoảng 1.800-2.100 giờ nắng mỗi năm. Trong đó, các vùng Tây Bắc và vùng Bắc Trung Bộ được xem là những vùng có nắng nhiều. Ngoài ra một số vùng được dự báo số giờ nắng ít hơn nhưng hệ thống điện năng lượng mặt trời áp mái cũng đã bắt đầu khởi động phát triển.

Tại Quảng Trị hiện toàn tỉnh có 77 hệ thống điện năng lượng mặt trời áp mái hòa lưới đã hoàn thành lắp đặt và đấu nối vào lưới điện hạ áp với tổng công suất lắp đặt là 986,56 kWp. Công ty Điện lực Quảng Trị là doanh nghiệp đi đầu trong việc đầu tư lắp đặt điện mặt trời áp mái hòa lưới, đã lắp đặt trên mái tất cả các nhà điều hành sản xuất với 19 hệ thống, tổng công suất lắp đặt là 532,35 kWp. Các tổ chức, hộ gia đình đầu tư lắp đặt 58 hệ thống, với tổng công suất lắp đặt là 454,21 kWp.

Sau một thời gian, tỉnh Bắc Ninh cũng đã có 66 dự án điện mặt trời áp mái được bổ sung vào lưới điện của tỉnh với công suất 392,28/180 kWp (đạt 218% kế hoạch Tổng Công ty  Điện lực miền Bắc giao). Sản lượng phát lên lưới 10 tháng năm 2019 đạt 44.640 kWh. Một số dự án đưa vào sử dụng phát huy hiệu quả như: Dự án điện mặt trời áp mái tại Nhà điều hành Công ty TNHH VSIP Bắc Ninh công suất sử dụng đạt 50 kWp; dự án tại Chung cư Hudland công suất sử dụng 100 kWp; hệ thống điện mặt trời áp mái của gia đình ông Nguyễn Văn Chung (phường Đình Bảng, thị xã Từ Sơn) sản lượng 13.437 kWh; gia đình ông Chu Văn Đức (thị trấn Thứa, Lương Tài) sản lượng 3.564 kWh.

Trước nguy cơ về thiếu điện giai đoạn 2021-2023, Chính phủ đang xem xét để tiếp tục có cơ chế khuyến khích về giá điện cố định đối với điện mặt trời trong giai đoạn từ 1/7/2019 đến hết năm 2021, nhằm thúc đẩy các dự án đã có trong quy hoạch triển khai đầu tư và một phần các dự án đã đăng ký hoàn tất các thủ tục về quy hoạch, đấu nối, chuẩn bị dự án và triển khai thi công.

Đây được xem là động lực lớn thúc đẩy ngành năng lượng mặt trời phát triển trong đó khuyến khích điện mặt trời áp mặt tại các gia đình, giảm áp lực thiếu nguồn điện trong những tháng cao điểm của cả nước.

Phát triển điện mặt trời : Đấu thầu dự án liệu có tối ưu?

Với nhiều ưu điểm vượt trội, phương án đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư thực hiện theo phương thức đối tác công tư (PPP) dự án điện mặt trời sẽ khuyến khích mạnh mẽ đầu tư năng lượng, góp phần bảo đảm khả năng thành công cao của các dự án. Với nhận định này, Bộ Kế hoạch và Đầu tư (KH&ĐT) đề nghị Bộ Công Thương nghiên cứu, thực hiện triển khai việc đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư dự án PPP điện mặt trời.

Phương án trên là một trong 3 phương án xác định giá điện cạnh tranh được Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ tháng 3/2020.

Về lý do kiến nghị Thủ tướng Chính phủ xem xét, quyết định lựa chọn phương án này, Bộ KH&ĐT cho rằng, việc khuyến khích các dự án năng lượng đầu tư theo phương thức PPP đã được nêu tại Nghị quyết số 55-NQ/TW của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược Năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 được ban hành đầu tháng 2/2020. Ngoài ra, phương án này có nhiều điểm thuận lợi.

Cụ thể, khung pháp lý hiện hành về PPP đã quy định rõ về trình tự, thủ tục, thẩm quyền trong việc độc lập thẩm định, phê duyệt các dự án điện mặt trời theo phương thức PPP như: Luật Đầu tư công, Luật Đầu tư, Nghị định số 63/2018/NĐ-CP, Nghị định số 25/2020/NĐ-CP, cùng các văn bản hướng dẫn khác. “Việc phê duyệt dự án trước khi đấu thầu sẽ bảo đảm khả năng thành công cao mà không gặp phải các rủi ro về thủ tục đầu tư và đất đai trong quá trình thực hiện dự án đầu tư”, Bộ KH&ĐT đánh giá.

Bên cạnh đó, đấu thầu chọn nhà đầu tư dự án PPP điện mặt trời bảo đảm phân chia rủi ro hợp lý giữa nhà đầu tư và cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền; đánh giá tổng thể được về năng lực nhà đầu tư như: kinh nghiệm, chuyên môn, tài chính. Qua đó, bảo đảm sự cạnh tranh, công bằng, minh bạch và hiệu quả kinh tế.

Tại văn bản được Bộ Công Thương trình Thủ tướng Chính phủ về cơ chế xác định giá điện cạnh tranh đối với các dự án điện mặt trời vào tháng 3/2020, cơ quan này đánh giá Phương án có 3 ưu điểm lớn. Một là quản lý quy hoạch, hệ thống điện đồng bộ, an toàn, hiệu quả, đáp ứng nhu cầu phụ tải. Hai là quy trình thủ tục lựa chọn nhà đầu tư minh bạch, phân định rõ trách nhiệm của các bên, bảo đảm hài hòa lợi ích các bên. Tạo môi trường thuận lợi để huy động nguồn vốn trong nước, quốc tế tham gia đầu tư phát triển các dự án điện mặt trời quy mô lớn, yêu cầu vốn lớn. Ba là tác động tích cực đến giảm chi phí phát triển các dự án, giá mua điện.

Mặc dù vậy, phương án này có hạn chế là các dự án điện mặt trời nổi có quy mô khá lớn, nên cần thiết phải chuẩn bị phương án đầu tư hạ tầng truyền tải cho dự án. Mặt khác, hợp đồng mua bán điện của các dự án điện mặt trời cũng cần được điều chỉnh phù hợp với thông lệ quốc tế, bảo đảm lợi ích của các bên tham gia để có thể huy động nguồn vốn lớn từ trong nước và nước ngoài.

Qua phân tích này, Bộ KH&ĐT kiến nghị Thủ tướng Chính phủ giao Bộ Công Thương tiếp tục hoàn thiện quy trình lựa chọn nhà đầu tư bảo đảm phù hợp với các quy định của pháp luật.

Đối với 2 phương án đề xuất còn lại là đấu giá theo dự án và đấu giá theo trạm biến áp, Bộ KH&ĐT cho rằng, phương án đấu giá được đề xuất dưới tên gọi là “đấu giá”, nhưng sử dụng trình tự, thủ tục đấu thầu dự án đầu tư (như một giai đoạn, hai túi hồ sơ, xét giá điện nhà đầu tư đề xuất tương tự như phương pháp giá dịch vụ), thời gian thực hiện hợp đồng đấu giá dài như một hợp đồng PPP.

Hơn nữa, cả hai phương án này tương tự như đấu thầu các dự án PPP do nhà đầu tư lập, nhưng các dự án này chưa được cấp có thẩm quyền thẩm định, phê duyệt khi đấu giá. Do vậy, việc triển khai sẽ gặp một số vấn đề. Đó là không bảo đảm trách nhiệm của cấp có thẩm quyền đối với việc thẩm định và phê duyệt dự án do nhà đầu tư đề xuất, trách nhiệm đối với việc ký kết, quản lý, giám sát thực hiện hợp đồng với nhà đầu tư. Sau khi trúng đấu giá, nhà đầu tư phải tự thực hiện các thủ tục đầu tư (quyết định chủ trương đầu tư, cấp phép xây dựng, cơ chế ưu đãi…) và thủ tục đất đai (phê duyệt vị trí, địa điểm thực hiện dự án, nhu cầu sử dụng đất…).  Trường hợp gặp nhiều vướng mắc trong quá trình hoàn thành các thủ tục đầu tư và đất đai sẽ không thực hiện đúng tiến độ dự án và cung cấp điện như cam kết… 

   

Thị trường điện mặt trời sẽ ra sao sau khi có giá điện mới (FIT 2)?

Theo Quyết định 13/20202/QĐ-TTg, giá mua điện mặt trời nối lưới trên mặt đất sẽ được áp dụng với các dự án đã được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt chủ trương đầu tư trước ngày 23/11/2019 và có ngày vận hành thương mại trong giai đoạn từ ngày 1/7/2019 đến ngày 31/12/2020.

Trước đó, theo Báo cáo của Bộ Công thương, có 36 dự án hoặc phần dự án đã được cơ quan có thẩm quyền quyết định chủ trương đầu tư trước ngày 23/11/2019. Tổng công suất của các dự án này là 2.988 MW.

Danh sách này cũng không tính tới các dự án trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận được hưởng cơ chế riêng là 9,35 UScent/kWh nếu đưa vào vận hành thương mại trước ngày 1/1/2021, với tổng công suất là 2.000 MW. Hiện tại, theo số liệu của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (A0), các dự án điện mặt trời trên địa bàn Ninh Thuận đã đi vào hoạt động là 1.100 MW, nghĩa là còn khoảng 900 MW nữa sẽ được hưởng cơ chế này khi hoàn thành trước ngày 1/1/2021.

Như vậy, tính tổng cộng sẽ có gần 4.000 MW có cơ hội được hưởng giá mua điện cố định theo các mức giá cụ thể được quy định tại Quyết định 13/2020/QĐ-TTg, bắt đầu có hiệu lực từ ngày 22/5/2020.

Với thời hạn hiệu lực hưởng mức giá này (trước ngày 1/1/2021), sẽ còn 8 tháng nữa để các chủ đầu tư dự án điện mặt trời đã được phê duyệt chủ trương đầu tư hoàn thành COD.

Không chỉ gần 4.000 MW từ các dự án nói trên có cơ hội hưởng giá cố định, mà cơ hội còn dành cho nhiều dự án điện mặt trời áp mái có quy mô dưới 1 MW khi cũng được hưởng mức giá cố định tương đương 8,38 UScent/kWh trong 20 năm.

Năm ngoái, đã có gần 90 dự án điện mặt trời với quy mô công suất 4.500 MW được đưa vào vận hành trong hơn 3 tháng trước thời điểm ngày 30/6/2019. Dù tổng công suất của các nhà máy điện mặt trời chiếm khoảng 9% tổng công suất nguồn điện của cả nước, nhưng sản lượng điện khai thác được mới chiếm khoảng 2% tổng sản lượng điện sản xuất. Nghĩa là, đóng góp cho hệ thống điện không như mong đợi, dù giá bán điện khá cao.

Không tỏ ra hoan hỉ trước việc giá mua điện mặt trời cố định đã được ban hành tại Quyết định 13/2020/QĐ-TTg, ông Lê Anh Tuấn, đến từ một quỹ đầu tư nước ngoài cho hay, việc ban hành giá cố định mới để mua điện mặt trời ở thời điểm này là muộn, dù cũng giúp một số doanh nghiệp triển khai nốt được công việc đang dở dang.

“Nếu giá mua điện mặt trời này được ban hành vào quý IV/2019 thì hợp lý hơn nhiều và giúp nhà đầu tư có khoảng 1 năm để lo triển khai. Còn ở thời điểm này, những doanh nghiệp nào đã giải phóng mặt bằng xong, có thỏa thuận đấu nối với khoảng cách dưới 10 km sẽ kịp thi công để có chứng nhận đủ điều kiện vận hành thương mại (COD) trước ngày 31/11/2020. Các nhà đầu tư khác, nếu chưa đủ các điều kiện này, sẽ vất vả hơn nhiều để về đích”, ông Tuấn nói. Cũng theo ông Tuấn, hiện các quỹ đầu tư quay ra chờ đợi cơ chế chính sách liên quan đến đấu thầu chọn nhà phát triển dự án điện mặt trời từ năm 2021 để tìm kiếm cơ hội.

Ở góc độ các dự án điện mặt trời áp mái, cơ hội để bổ sung lượng công suất quy mô lớn trong thời gian ngắn cũng được cho là không dễ dàng, dù mức giá 8,38 UScent/kWh vẫn được cho là hấp dẫn.

Một nhà cung cấp tấm pin mặt trời đến đến từ Trung Quốc cho hay: “Ở khu vực phía Nam, do ít bão, nên kết cấu mái nhà xưởng không làm quá chắc chắn, vẫn mang tính chất chỉ che mưa, che nắng là chính. Trong khi đó, nếu muốn tận dụng các mái nhà ở khu công nghiệp làm điện mặt trời áp mái, thì phải tính tới mức độ chịu lực của thiết bị. Theo thiết kế, 1 MW điện mặt trời áp mái có trọng lượng thiết bị nặng khoảng 150 tấn, vì thế không phải mái nào cũng có thể tận dụng để làm thêm điện mặt trời, dù nắng tốt”.

Việc đi thuê mái nhà để đầu tư dự án điện mặt trời áp mái tuy đã được một vài công ty dịch vụ năng lượng (Esco) triển khai, nhưng hiện vẫn ở quy mô nhỏ, bởi không phải người sở hữu nhà xưởng nào cũng muốn cho người khác đặt thiết bị lên mái nhà. Vì vậy, theo ước tính của các nhà cung cấp pin, từ nay tới cuối năm 2020, nguồn điện áp mái được bổ sung sẽ đến từ các hộ dân là chủ yếu, với quy mô khoảng 1.000 MW.

Dẫu vậy, nhiều nhà đầu tư và bên cấp điện cũng lo ngại, tại thời điểm này, cả nước đang tiến hành cách ly xã hội để phòng dịch Covid-19, nên tiến độ triển khai các công việc trên thực địa sẽ có những khó khăn nhất định.

“Nếu hết ngày 15/4 dỡ cách ly thì còn đỡ, chứ khi dịch vẫn còn kéo dài và chưa biết lúc nào mới hết cách ly xã hội, thì doanh nghiệp rất vất vả để kịp tiến độ”, một chủ đầu tư đánh giá.

Đã có giá điện mới, liệu các nhà đầu tư còn hào hứng?

Bảng giá điện mặt trời mới được ban hành thấp hơn giá cũ đang nảy sinh nỗi lo đầu tư năng lượng tái tạo nói chung sẽ phát triển chậm lại.

Ngày 6.4 vừa qua, Phó thủ tướng Trịnh Đình Dũng đã ký Quyết định 13 về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời (ĐMT). Theo đó, mức giá 1.783 đồng/kWh (7,69 cent) dành cho dự án ĐMT nổi (trên mặt nước), 1.644 đồng/kWh (7,09 cent) với ĐMT mặt đất, 1.943 đồng/kWh (8,38 cent) với ĐMT trên mái nhà. Giá mua điện này được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại.

Nhà đầu tư tư nhân tiên phong bị “ép” ?

Ông Huỳnh Văn Tri, nhà đầu tư 2 dự án ĐMT nhỏ tại Kiên Giang nhận xét, mức giá mới “ép” các nhà đầu tư tư nhân tiên phong trong đầu tư ĐMT. Bởi khi kêu gọi tư nhân tham gia, biểu giá ưu đãi cũ không đưa ra mốc thời gian cụ thể nào. Nhà đầu tư tiên phong trong lĩnh vực năng lượng tái tạo tại thời điểm đó đã chi số tiền gấp rưỡi số tiền đầu tư hiện tại để làm ĐMT với vô vàn khó khăn khác. Ngoài việc chưa lấy lại vốn, từ ngày 1.7.2019 đến nay họ không thu được tiền ĐMT bán vào lưới điện quốc gia do bảng giá mới chưa có. Với mức giá mới ban hành cao nhất là 8,38 cent/kWh cho điện áp mái cũng vẫn chưa thỏa đáng. “Tôi cho rằng bên điện lực đã tư vấn để đưa ra biểu giá mới này, vô tình tạo cơ hội cho doanh nghiệp (DN) nhà nước “ép” DN tư nhân trong đầu tư năng lượng”, ông Tri nói.

“Các chính sách phát triển năng lượng cần được song hành chính sách khuyến khích tư nhân đầu tư vào đường truyền tải điện. Chính phủ cần có chính sách riêng để kêu gọi họ đầu tư đường tải điện, bảo đảm an ninh năng lượng và môi trường trong tương lai, đó mới là điều quan trọng. “

TS Trần Văn Bình, thành viên Hội đồng năng lượng tái tạo thế giới

Ngược lại, TS Nguyễn Duy Khiêm (Trường ĐH Quy Nhơn) – người tham gia lắp đặt nhiều dự án ĐMT lớn – lại đánh giá bảng giá điện mới mà Chính phủ vừa ban hành là hợp lý vì các dự án ĐMT đang quá tải, tập trung tại một vài khu vực, có phát điện cũng không thể truyền tải được nên cần hạ giá mua xuống để tạm ngưng làn sóng bùng nổ. Giá ưu đãi ĐMT không thể duy trì quá lâu vì Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN) cũng là DN, họ không thể kéo dài việc bù lỗ khi mua giá điện cao, bán ra giá thấp như vậy. Theo ông Khiêm, chi phí đầu tư hệ thống thiết bị đầu vào của ĐMT ngày càng giảm. Một bộ inverter giá hiện nay giảm khoảng 20 – 30% so với cách đây chỉ vài tháng và các công ty lắp đặt vẫn đang chào giá giảm xuống đối với tất cả các thiết bị. Đồng thời, khoa học công nghệ ngày càng phát triển, cùng diện tích một tấm pin, cách đây 3 – 4 tháng sản xuất được 350 W thì nay có thể cho ra tới 450 W. Với giá thành như vậy, giá mua từ 8 cent/kWh trở lên, đầu tư ĐMT chắc chắn có lãi.

TS Tô Vân Trường, chuyên gia tài nguyên nước và môi trường, cũng cho rằng giá 8,38 US cent/kWh vẫn đảm bảo khuyến khích phát triển ĐMT áp mái trong thời gian tới và không làm ảnh hưởng đến cơ hội giảm điện than. Bảng giá vừa ban hành chỉ cao hơn giá bán lẻ điện sinh hoạt ở bậc 1, bậc 2 và thấp hơn từ bậc 3 – bậc 6. Hiện tại, giá thiết bị PV Modules & Solar Inverters đã giảm khá nhiều so với giá tại thời điểm năm 2019. Xu hướng hiện nay của người dân đa phần đầu tư ĐMT áp mái để tự sử dụng chính, còn dư thì bán lên lưới của điện lực nên giá này là ổn.

Vẫn lo ngại quá tải đường truyền

Đặt trong bối cảnh giảm điện than, thậm chí ngưng hoàn toàn các dự án điện than mới, nhiều chuyên gia lại lo ngại, bảng giá mới thấp hơn sẽ khiến ĐMT áp mái không đủ tiềm lực phát triển. Chuyên gia năng lượng TS Trần Văn Bình, thành viên Hội đồng năng lượng tái tạo thế giới, cho rằng bảng giá ĐMT mới là điều tốt cho nhà đầu tư lẫn EVN trong việc chủ động xây dựng kế hoạch đầu tư cũng như mua bán điện. Tuy nhiên, bảng giá mới chia ra 3 loại hình nhưng đều giảm đột ngột đang “làm khó” nhà đầu tư. “EVN theo quan điểm của chúng tôi vẫn là đơn vị tư vấn tốt nhất cho Chính phủ và có trách nhiệm phải bảo vệ an ninh an toàn năng lượng quốc gia chứ không phải chỉ là một DN đơn thuần. Nếu đưa ra mức giá mới, có lợi cho DN nhà nước mà không nghĩ đến lợi ích lâu dài của chính sách là giảm thiểu ô nhiễm môi trường là hơi phiến diện rồi”, ông Bình nói.

Đồng quan điểm, ông Khiêm thừa nhận với mức giá mới này, dù có lãi, mọi người vẫn đầu tư nhưng chắc chắn ĐMT sẽ không còn phát triển rầm rộ như giai đoạn trước, làm chậm lại quy hoạch khuyến khích năng lượng tái tạo theo Nghị quyết 55 mới mà Bộ Chính trị vừa ban hành. Tuy nhiên sự phát triển sẽ hợp lý hơn, có tính toán hơn và đây cũng là cơ hội để ngành điện tập trung xây dựng đường truyền tải theo kịp dần tốc độ phát triển của ĐMT cũng như điện gió trong hiện tại và tương lai. Thực tế, do thiếu đường truyền, hiện có rất nhiều dự án ĐMT lớn chưa thể triển khai hoặc hoạt động không hết công suất. Phổ biến nhất ở 2 tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận. Đến cuối năm 2019, Bình Thuận đã đưa gần 1.200 MW ĐMT vào vận hành. Chính vì sự phát triển nhanh, trong khi thủ tục đầu tư lưới điện theo quy trình của nhà nước không theo kịp, dẫn đến tình trạng giảm phát, nhiều nhà máy chỉ phát được 30 – 40% lên lưới. “Các chính sách phát triển năng lượng cần được song hành chính sách khuyến khích tư nhân đầu tư vào đường truyền tải điện. Chính phủ cần có chính sách riêng để kêu gọi họ đầu tư đường tải điện, bảo đảm an ninh năng lượng và môi trường trong tương lai, đó mới là điều quan trọng”, ông Bình nêu ý kiến.

Chính phủ ban hành giá điện mặt trời mới (FIT2)

Mức giá 1.783 đồng/kWh (tương đương 7,69 UScents/kWh) dành cho dự án điện mặt trời nổi; 1.644 đồng/kWh (tương đương 7,09 UScents/kWh) với điện mặt trời mặt đất và 1.943 đồng/kWh (tương đương 8,38 UScents/kWh) với hệ thống điện mặt trời mái nhà.

Ngày 7.4, Bộ Công Thương cho biết Thủ tướng Chính phủ vừa ban hành Quyết định 13/2020/QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam.

Theo đó, dự án điện mặt trời nối lưới đã được quyết định chủ trương đầu tư trước ngày 23.11.2019 và có ngày vận hành thương mại của dự án hoặc một phần dự án trong giai đoạn từ 1.7.2019 đến hết ngày 31.12.2020 thì dự án (hoặc một phần dự án đó) được áp dụng Biểu giá mua điện mới.

Cụ thể mức giá 1.783 đồng/kWh (tương đương 7,69 UScents/kWh) dành cho dự án điện mặt trời nổi; 1.644 đồng/kWh (tương đương 7,09 UScents/kWh) với điện mặt trời mặt đất và 1.943 đồng/kWh (tương đương 8,38 UScents/kWh) với hệ thống điện mặt trời mái nhà.

Giá mua điện này được áp dụng 20 năm kể từ ngày vận hành thương mại. Các dự án khác không thuộc diện kể trên sẽ được xác định thông qua cơ chế cạnh tranh.

Thủ tướng Chính phủ giao Bộ Công Thương có trách nhiệm nghiên cứu hoàn chỉnh cơ chế đấu thầu các dự án điện mặt trời, lộ trình thực hiện và báo cáo Thủ tướng phê duyệt triển khai trên toàn quốc.

Đối với Ninh Thuận, giá mua điện từ các dự án điện mặt trời nối lưới đã có trong quy hoạch phát triển điện lực từ các cấp và có ngày vận hành thương mại trước 1.1.2021 với tổng công suất tích lũy không quá 2.000 MW là 2.086 đồng/kWh (tương đương 9,35 UScents/kWh).

Quy định về hiệu suất tế bào quang điện và tấm quang điện (tối thiểu là 16% và 15%)  vẫn được duy trì như quy định tại Quyết định 11. Trên thực tế, các dự án điện mặt trời quy mô lớn ngày càng có hiệu suất cao dần lên so với quy định hiệu suất tối thiểu, hiệu suất cao hơn mang lại lợi nhuận nhiều hơn cho chủ đầu tư.

Sau năm 2020, các dự án điện mặt trời nối lưới sẽ áp dụng cơ chế lựa chọn cạnh tranh nhằm phát triển điện mặt trời với chi phí cạnh tranh, bám sát xu hướng phát triển của thị trường công nghệ và giá thiết bị trên thế giới.

Quyết định có hiệu lực thi hành từ ngày 22.5 tới và hết hiệu lực vào ngày 31/12/2020.

Nhà đầu tư năng lượng tái tạo “mòn mỏi” ngóng chính sách

Chỉ trong 2 năm trở lại đây, mối quan tâm của các nhà đầu tư vào các dự án năng lượng tái tạo ở Việt Nam đã lên cao trào, với tổng công suất đề nghị gần 150.000 MW, gấp khoảng 3 lần công suất điện hiện có.

Vào tháng 12/2019, khi đề nghị các tỉnh tạm dừng đề xuất các dự án điện mặt trời theo cơ chế giá FiT, Bộ Công thương cũng cho hay, sau khi có Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích đầu tư phát triển điện mặt trời, đã có 135 dự án với tổng công suất 8.935 MW được bổ sung vào quy hoạch phát triển điện lực.

Ngoài ra, theo công bố của Bộ trưởng Bộ Công thương Trần Tuấn Anh trên diễn dàn Quốc hội kỳ họp cuối năm có cho hay, còn có gần 260 dự án điện mặt trời với tổng công suất tới 28.300MW đang chờ để được đưa vào quy hoạch.

Không chỉ lao như thiêu thân về phía điện mặt trời, các nhà đầu tư tư nhân còn dang cánh bay vào điện gió.

Báo cáo Chính phủ ngày 19/3 vừa qua, Bộ Công thương cho hay, tổng công suất các dự án điện gió đã được phê duyệt vào quy hoạch phát triển điện lực trong 2 năm trở lại đây là khoảng 4.800 MW, dự kiến đi vào vận hành trong giai đoạn đến năm 2021, chủ yếu ở khu vực Tây Nam bộ và Nam Trung bộ.

Cũng tính đến ngày 15/3/2020, ngoài các dự án đã được bổ sung quy hoạch, Bộ Công thương nhận được đề xuất của UBND các tỉnh với tổng cộng gần 250 dự án điện gió, có tổng công suất khoảng 45.000 MW.

Đáng nói là tới nay, cũng mới chỉ có 9 dự án điện gió đã đi vào vận hành, với quy mô công suất 350 MW.

Khác với với các dự án điện mặt trời, điện gió có quy mô lớn hơn từ 100 đến 300MW, các dự án điện dùng khí LNG được đề nghị trong khoảng 1 năm qua đều cho thấy bóng dáng những dự án khủng.

Báo cáo của Bộ Công thương đã cho biết, ngoài các trung tâm/cụm điện khí LNG đã được quy hoạch và bổ sung Quy hoạch điện với công suất 9.200 MW, hiện còn có 9 trung tâm/cụm điện khí LNG mới đang được nghiên cứu ở các giai đoạn khác nhau với tổng công suất xấp xỉ 34.000 MW.

Ngoài ra, còn có 2 đề xuất chuyển đổi nhiên liệu sử dụng từ than/dầu sang sử dụng LNG với tổng công suất sau chuyển đổi là 5.700 MW của Nhà máy Nhiệt điện dầu Hiệp Phước và Trung tâm Điện lực Long An vừa được Chính phủ đồng ý.

Như vậy, tổng công suất các đề xuất làm dự án điện khí LNG đã lên tới gần 50.000 MW.

Những báo cáo của Bộ Công thương về các đề nghị làm điện sạch trong 2 năm trở lại đây cho thấy tổng công suất các dự án điện gió, mặt trời và LNG đã lên tới gần 150.000 MW.

So với thực tế công suất nguồn điện của các nhà máy trong hệ thống hiện là khoảng 55.000 MW có được sau gần 70 năm phát triển của ngành điện, có thể thấy rõ mối quan tâm của các nhà đầu tư vào làm điện đã thay đổi mạnh mẽ.

Nút thắt chính sách

Mặc dù mối quan tâm của các nhà đầu tư tư nhân trong và ngoài nước tăng mạnh ở các dự án điện sạch, tuy nhiên tỷ lệ các dự án đi vào hoạt động vẫn rất khiêm tốn.

Đơn cử với điện mặt trời, ngoài 4.400 MW đã đi vào vận hành, trong năm 2020 có bao nhiêu dự án sẽ đi vào vận hành vẫn là một ẩn số.

Nguyên do, hiện đã kết thúc tháng 3/2020, mà vẫn chưa có giá FiT cho các dự án vào vận hành từ 1/7/2019 đến hết năm 2020. Ngay chuyện cơ chế đấu giá cho các dự án thực hiện sau năm 2020 dù có định hướng nhưng các quy định vẫn còn đang rất mông lung nên nhiều nhà đầu tư không dám mạnh tay.

Nhiều nhà đầu cho hay, việc mua thiết bị cho các dự án điện mặt trời hiện nay không dễ như thời điểm cuối năm 2018, khi Trung Quốc dư thừa các tấm pin mặt trời. Tuy nhiên, đầu năm 2020, đất nước sản xuất pin mặt trời lớn nhất thế giới này đã có những chính sách mới, cũng như lượng pin dư thừa đã giảm mạnh, nên việc mua thiết bị không dễ và nhanh chóng như trước nữa.

Ở điện gió, chính sách giá mua điện hiện chỉ áp dụng tới trước ngày 1/11/2021, nên các nhà đầu tư điện gió nếu không vắt chân lên để mua tua bin và xây dựng thì cũng không kịp. Đáng nói là thị trường điện gió hiện đang có sự cạnh tranh mạnh từ Hàn Quốc, Đài Loan, khiến các nhà sản xuất tuabin không mặn mà với thị trường Việt Nam.

“Giá mua tuabin không biến động lớn nhưng để mua được tuabin, nhà sản xuất yêu cầu các chủ đầu tư phải mua thêm các gói bảo hành, bảo dưỡng cho cả đời dự án với chi phí rất cao, khiến giá thành đầu tư bị đội lên nhiều”, ông Lê Anh Tùng, một nhà đầu tư điện gió cho hay.

Bởi vậy, nhiều nhà đầu tư đang kiến nghị Chính phủ cho kéo lùi thời gian áp dụng mức giá mua của điện gió tới hết năm 2022 để không bị nhà cung cấp thiết bị ép giá. Tuy nhiên, kết quả như thế nào thì lại là một câu hỏi không dễ có lời giải ngay trong tháng 4/2020 như các nhà đầu tư mong đợi.

Ở các dự án điện khí LNG, với quy mô vốn đầu tư lớn hàng tỷ USD, nhưng Thủ tướng Chính phủ đã tuyên bố không cấp bất kỳ bảo lãnh nào, nên việc triển khai thu xếp vốn cũng là thách thức không nhỏ với nhà đầu tư.

Thực tế này cũng cho thấy, mong đợi gia tăng tỷ trọng của điện sạch, nhằm làm thay đổi cơ cấu nguồn phát hiện nay vẫn sẽ chỉ dừng lại ở khát vọng nếu không có chính sách cụ thể.

Các khu vực nông thôn ở Sơn La sẽ được sử dụng điện mặt trời

Hội đồng Nhân dân tỉnh Sơn La vừa ban hành Nghị quyết phê duyệt chủ trương đầu tư Tiểu dự án cấp điện nông thôn bằng nguồn năng lượng tái tạo (điện mặt trời) tỉnh Sơn La, với quy mô đầu tư cấp điện cho khoảng 1.000 hộ dân.  

Theo Nghị quyết, mục tiêu đầu tư Tiểu dự án cấp điện bằng nguồn năng lượng tái tạo cho các hộ dân ở những địa bàn không thể đấu nối với lưới điện quốc gia, cải thiện điều kiện sống, nâng cao vật chất và tinh thần của đồng bào, góp phần thúc đẩy phát triển kinh tế – xã hội, ổn định chính trị, trật tự an toàn xã hội trên địa bàn tỉnh Sơn La.

Quy mô đầu tư cấp điện cho khoảng 1.000 hộ dân, tại 202 bản, thuộc 55 xã, 11 huyện trên địa bàn tỉnh Sơn La. Đầu tư xây dựng hệ thống pin năng lượng mặt trời với công suất trung bình 0,5 kW/hộ.

Các nội dung xây dựng công trình như: Xây dựng hệ thống phát điện, tích điện sử dụng năng lượng mặt trời để cấp điện cho các hộ dân, các thiết bị lắp đặt đảm bảo phù hợp với công suất dự kiến lắp đặt, đáp ứng nhu cầu cơ bản về điện cho các hộ dân như thắp sáng, tivi, quạt điện…

Tổng số vốn đầu tư dự kiến 119 tỷ đồng, trong đó nguồn vốn ODA viện trợ không hoàn lại của Liên minh châu Âu theo Quyết định của Thủ tướng Chính phủ là 101,15 tỷ đồng, vốn đối ứng của tỉnh là 17,85 tỷ đồng. Thời gian thực hiện từ năm 2020 – 2023.

Giải pháp thực hiện, UBND tỉnh chỉ đạo Sở Công Thương:

1/ Thu thập, hoàn thiện số liệu về điều kiện thời tiết, khí hậu, bức xạ mặt trời khu vực triển khai dự án làm căn cứ tính toán, thiết kế.

2/ Tính toán, thiết kế tối ưu với hệ thống lai ghép thông minh để cung cấp điện cho nhân dân đảm bảo an toàn, vận hành thường xuyên, liên tục.

3/ Nghiên cứu, ứng dụng hệ thống tự động hóa phục vụ công tác quản lý, giám sát và vận hành thiết bị.

4/ Nghiên cứu quy định đơn vị tiếp nhận, quản lý vận hành và khai thác theo quy định hiện hành đảm bảo hiệu quả, tránh lãng phí vốn đầu tư.