Bộ Công Thương thừa nhận “vỡ quy hoạch” điện mặt trời

Bị “truy” việc cấp phép ồ ạt điện mặt trời, ông Trần Tuấn Anh thừa nhận, khi lập quy hoạch năm 2016 không lường được sự bùng nổ.

Ông Trần Tuấn Anh là thành viên Chính phủ thứ hai đăng đàn trong phiên chất vấn của Quốc hội kéo dài từ ngày 6-8/11. 77 đại biểu đã đăng ký chất vấn trong chiều 6/11 và không ít câu hỏi cho người đứng đầu ngành công thương liên quan vấn đề phát triển điện mặt trời.

‘Vỡ’ quy hoạch điện mặt trời

Hiện 121 dự án điện mặt trời được cấp phép và 210 dự án đang chờ phê duyệt. Đại biểu Lê Thu Hà (Lào Cai) đặt câu hỏi: “Quy hoạch điện VII có ý nghĩa gì khi quy hoạch năm 2020 là 850 MW và 1200 MW tới 2030 đã bị phá vỡ và công suất hiện tại lên hơn 7.000 MW, gấp 9 lần ban đầu”.

Bộ trưởng Công Thương trả lời chất vấn chiều 6/11. Ảnh: Ngọc Thắng.

Sau đó, Bộ trưởng Công Thương thừa nhận khi lập quy hoạch điện VII vào năm 2016 đã “không lường được hết sự phát triển của năng lượng tái tạo, trong đó chủ yếu là điện mặt trời”.

Tuy nhiên, theo ông, Quyết định 11 về cơ chế giá ưu đãi cho điện mặt trời là 9,35 cent một kWh trong 20 năm với dự án vận hành trước 30/6/2019 đã tạo điều kiện thuận lợi cho nhà đầu tư phát triển năng lượng này ở Việt Nam.

Đại biểu Nguyễn Phương Tuấn – Ủy viên Thường trực Ủy ban Đối ngoại chất vấn về ồ ạt cấp phép dự án điện mặt trời, khiến nhiều dự án khi vào vận hành bị giải toả công suất. Giải trình việc này, ông Tuấn Anh nói: “Đúng là quá trình thực hiện thì đã có sự chủ quan, đánh giá không hết nên trong thời gian ngắn đã có sự phát triển bùng nổ, gần 4.900 MW điện mặt trời vận hành tới cuối tháng 6/2019”. Ông cũng giải thích thêm, khi xây dựng các cơ chế là để tạo ra môi trường thí điểm cho điện mặt trời và sau này tổng kết phát triển điện sạch gồm cả điện gió.

Ngoài ra, người đứng đầu ngành công thương cũng thừa nhận có sự phát triển chưa đồng bộ giữa hạ tầng truyền tải điện, các trạm biến áp tại một số khu vực. Kết quả là, các dự án điện mặt trời vận hành nhưng không thể giải toả hết công suất.

Ông giải thích, có sự lúng túng, bất cập trong phối hợp tổ chức, các cơ quan chức năng giữa Bộ Công Thương – Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và địa phương trong thẩm định, phê duyệt các dự án. “Ở diễn đàn Quốc hội này, tôi xin nhận trách nhiệm khi chưa bao quát và dự báo kịp thời để có biện pháp quyết liệt, nhất là trong phát triển hệ thống truyền tải điện tương xứng, đảm bảo giải toả công suất”, ông Tuấn Anh nói.

Tuy nhiên, ông cũng nêu khó khăn khi Nhà nước còn độc quyền trong truyền tải điện, trong khi nguồn lực đầu tư cho lĩnh vực này chưa đảm bảo. Song ông tin, năm 2020 sẽ có thêm nguồn lực phát triển hệ thống hạ tầng khi nhiều tập đoàn đề xuất đầu tư và có thể giao tư nhân đầu tư đường dây 500 kV.

“Về lâu dài phải có quy định pháp luật để cho phép xã hội hoá đầu tư truyền tải điện, nhưng không làm mất vai trò độc quyền của nhà nước. Có thể sẽ áp dụng hình thức BT trong đầu tư hệ thống chuyển tải điện”, ông nói.

Mức giá 9,35 cent một kWh trong 20 năm theo đại biểu Hà là khá cao nên bà đề nghị làm rõ giá thành sản xuất, giá mua và hiệu quả sản xuất khi phát triển nguồn năng lượng này. Lãnh đạo Bộ Công Thương cho biết mức giá này trên cơ sở phối hợp với tư vấn quốc tế và thực tiễn Việt Nam. “Khi ban hành Quyết định 11 cũng đối mặt nguy cơ lớn thiếu điện 2019-2020 nên điện mặt trời là nguồn năng lượng bổ sung đáng kể”, ông chia sẻ. Và thực tế tới 30/6 – khi Quyết định 11 hết hiệu lực đã có gần 4.900 MW vận hành, góp phần lớn bổ sung vào nguồn điện năm 2019.

Nguy cơ thiếu điện

Ông Trần Tuấn Anh thừa nhận các giải pháp sẽ giúp đủ điện đến năm 2020 và từ 2021, nguy cơ thiếu điện hiện hữu, đặc biệt ở Tây Nam Bộ.

Đại biểu Dương Tấn Quân (Bà Rịa – Vũng Tàu) lo lắng trước nguy cơ thiếu điện hiện hữu nên đề nghị Bộ Công Thương, Chính phủ cho biết giải pháp để đủ điện cho sản xuất, tiêu dùng. Tuy nhiên, trả lời sau đó, đại diện Bộ Công Thương dành thời gian nói về nguy cơ thiếu điện cao và nguyên nhân trước, thay vì đi thẳng vào giải pháp.

Ông nói, Việt Nam đang phải đối mặt với nguy cơ thiếu điện cao trong 2019- 2020 và kéo dài tới 2022-2023. Nguy cơ không có dự phòng ở vùng phụ tải cao như Tây Nam Bộ là rất lớn.

Ngoài ra, điều kiện bất lợi thời tiết với tính cực đoan cao, các thuỷ điện không đủ tích nước, Việt Nam đối mặt suy giảm thị trường năng lượng sơ cấp khi dự báo sẽ phải nhập 20 triệu tấn than vào 2020 và tăng lên 35 triệu tấn than vào 2035. Nguồn khí cũng không đủ phục vụ phát điện cho dự án ở Đông Nam Bộ.

Về phương án đảm bảo cân đối điện, ông nói sẽ huy động tối đa các nguồn công suất phát như điện than, thuỷ điện, điện khí, điện mặt trời. Cùng đó, trình Chính phủ cơ chế mới về điện mặt trời với phương án thấp bổ sung thêm khoảng 6.000 MW điện mặt trời và 1.500 MW điện gió. Khả năng phải huy động cao hơn các nguồn điện này với 8.000 MW và điện gió huy động 3.000 MW.

Bộ cũng giao Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đàm phán mua khí từ Malaysia, Thái Lan đảm bảo cung ứng điện cho miền Tây, Đông Nam Bộ. Nhà điều hành cũng tính toán phương án chuyển đổi cơ cấu phát điện của một số nhà máy điện, như Điện Hiệp Phước chuyển từ chạy dầu sang dùng khí LNG nhập khẩu, thì sẽ có thêm công suất 400 MW.  “Khai thác hiệu quả, đồng bộ các giải pháp trên thì sẽ đủ điện trong 2019-2020”, ông nói.

Về dài hạn phát triển bền vững lĩnh vực năng lượng, trong đó tính tới phát triển các trung tâm điện lực khí lớn như Long Sơn, Cà Ná và Bạc Liêu. Bộ sẽ đề xuất Chính phủ bổ sung vào quy hoạch điện VIII 8 trung tâm điện khí lớn vì Việt Nam hiện không còn khả năng phát triển điện than.

Chậm đưa điện về nông thôn

Đại biểu Phương Thị Thanh (Bắc Kạn) nêu thực trạng dự án đưa điện về vùng nông thôn, miền núi triển khai chậm. Tại phiên chất vấn kỳ 3, đại biểu Nguyễn Hữu Cầu yêu cầu Bộ trưởng cam kết sẽ thực hiện đề án này nhưng đến nay vẫn không đúng tiến độ. Trả lời sau đó, Bộ trưởng Trần Tuấn Anh cảm ơn vì đã có cơ hội thay mặt Chính phủ báo cáo về sự chậm trễ này.

Ông cho biết, Bộ Công Thương đã xây dựng kế hoạch cung ứng vốn từ ngân sách, EVN, địa phương và quốc tế. Trong đó nguồn vốn lớn nhất là từ WB và Liên minh châu Âu với quy mô 24.000 tỷ đồng. Nhưng cuối năm 2017, đầu 2018, trần nợ công lên tới mức giới hạn, theo chỉ đạo của Quốc hội, Chính phủ chỉ đạo Bộ Kế hoạch & Đầu tư rà soát tất cả chương trình sử dụng vốn vay dưới danh nghĩa quốc gia. Do đó, nguồn vay từ WB và một số từ Liên minh châu Âu không được bố trí.

Đến nay, xét về tiêu chí vốn và các chỉ tiêu dự án, theo ông Tuấn Anh, chỉ hơn 10% nội dung đầu tư được thực hiện, khoảng 18,5% nguồn vốn được giải ngân. Hiện nợ công được kiểm soát, ông Tuấn Anh cho rằng có cơ sở để làm việc tiếp với WB, Liên minh châu Âu để sẵn sàng nguồn hỗ trợ tín dụng. Tuy nhiên, ông cho biết không kịp hoàn thành tiến độ 2020 nên đề nghị Quốc hội xem xét cho phép tiếp tục sử dụng các nguồn vay từ các tổ chức tài chính quốc tế để làm dự án trong giai đoạn 2021-2025.

Ngày mai, Quốc hội tiếp tục chất vấn Bộ trưởng Công Thương Trần Tuấn Anh. Cùng giải trình với ông Trần Tuấn Anh về những vấn đề liên quan là các trưởng ngành Kế hoạch & Đầu tư, Tài chính, Ngoại giao, Tài nguyên và Môi trường, Nông nghiệp & Phát triển nông thôn, Khoa học & Công nghệ, Thông tin & truyền thông, Công an, Thanh tra Chính phủ.

Đầu tư “liều lĩnh”, nhà đầu tư điện mặt trời dễ dính “đòn đau”

Khi dự thảo mới nhất về giá điện mặt trời sau ngày 30/6 chỉ còn 1 vùng, với mức giá giảm xuống còn 1.620 đồng/KWh, thì chủ đầu tư nhiều dự án điện mặt trời không khỏi lo ngại đứng trước khả năng thua lỗ, phá sản.

Nhà đầu tư lo sốt vó

Nhiều tháng nay, các lãnh đạo của Công ty TNHH GA Power Solar Park (Đức) – một DN 100% vốn đầu tư trực tiếp nước ngoài – như ngồi trên đống lửa.

Công ty này đang đầu tư 2 nhà máy điện mặt trời với tổng công suất 60 MW ở Hà Tĩnh với số vốn 50 triệu USD. Theo kế hoạch ban đầu, nhà máy sẽ phát điện lên lưới để được hưởng mức giá ưu đãi là 2.100 đồng/số (tương đương 9,35 cent), nhưng vì một số lý do nên dự án chưa thể phát điện trước tháng 7/2019.

Chính vì thế, giá điện sau 30/6 như thế nào luôn được các lãnh đạo công ty này trông ngóng. Tuy nhiên, khi dự thảo mới nhất về giá điện mặt trời sau ngày 30/6 chỉ còn 1 vùng, với mức giá giảm xuống còn 1.620 đồng/số, thì họ không khỏi sửng sốt.

Trả lời PV. VietNamNet, ông Bùi Quang Cường, Giám đốc Công ty TNHH GA Power Solar Park, lo lắng: “Chúng tôi mà chưa triển khai thì chắc chắn sẽ không bao giờ làm nữa”, ông Cường sốt ruột.

“Tuy nhiên, hiện chúng tôi đã giải phóng mặt bằng, đã chuyển tiền đặt máy móc thiết bị, chả lẽ lại hủy hợp đồng,… Giờ nếu triển khai đảm bảo chắc chắn lỗ”.

“Với mức giá này, làm tiếp cũng lỗ, không làm tiếp thì cũng rất khó khăn. Nhiều thiết bị chúng tôi đã chuyển tiền, thiết bị đã cập cảng, và một số hợp đồng chuẩn bị chuyển tiền. Tình thế bây giờ rất gay go”, ông Bùi Quang Cường lo lắng.

Theo nhà đầu tư này, làm bất cứ dự án nào thì nhà đầu tư cũng mong có lãi, không có lãi không bao giờ làm. Nếu không hiệu quả, ngân hàng sau khi thẩm định dự án cũng không cho vay.

Ngoài ra, ông Cường cho rằng, nếu Chính phủ ban hành giá điện mặt trời với 1 vùng giá áp dụng cho cả nước, sẽ rất khó khăn trong việc thu hút đầu tư vào điện mặt trời ở các tỉnh Bắc Trung Bộ trở ra như Thừa Thiên Huế, Quảng Trị, Quảng Bình, Hà Tĩnh, Nghệ An, Thanh Hóa. Bởi bức xạ ở các tỉnh này không cao bằng các tỉnh phía Nam, nhất là các tỉnh Nam Trung Bộ như Ninh Thuận, Bình Thuận,…

Điều đó còn khiến các nhà đầu tư tiếp tục đổ xô đầu tư vào các vùng có bức xạ cao, gây ra tình trạng quá tải hệ thống truyền tải như đã và đang xảy ra ở Ninh Thuận và Bình Thuận. Việc quy định mức giá điện theo các vùng khác nhau sẽ giúp nhà đầu tư trải đều việc đầu tư ra các tỉnh, giúp giảm tình trạng quá tải đường dây.

Cùng chung sự lo lắng về giá điện 1 vùng, ông Lê Văn Hoàng, Giám đốc Công ty CP Đầu tư Thương mại và Du lịch Hoàng Sơn, chủ đầu tư dự án điện mặt trời ở Thanh Hóa, cho hay: “Công ty chúng tôi đã triển khai dự án, đã giải phóng mặt bằng, lắp đặt trang thiết bị. Dự án đã hoàn thành 70 % khối lượng công việc. Với mức giá 1.620 đồng/số, chắc chắn chúng tôi sẽ lỗ”.

Ông Lê Văn Hoàng chia sẻ: Từ sau 30/6, do chưa có mức giá mới nên ngân hàng đã tạm dừng giải ngân. Với mức giá thấp như vậy, nhà đầu tư sẽ lỗ. Khi đó, ngân hàng cũng không thể giải ngân tiếp. Khi đó nhà đầu tư phá sản, mất hết tiền đã bỏ ra đầu tư. Các ngân hàng cũng sẽ gặp khó. Mặt khác, DN phá sản thì nhiều công nhân và doanh nghiệp khác bị ảnh hưởng.

“Chúng tôi có 100 công nhân. Các nhà thầu san lấp, thiết kế, xây dựng cũng đều bị ảnh hưởng”, ông Lê Văn Hoàng lo ngại.

“Chúng tôi nói với nhau rằng giờ chỉ cần 1 chữ ký ban hành mức giá thấp như vậy thì rất nhiều doanh nghiệp ra đi. Như thế thì nguy hiểm quá, rất là căng”, ông Lê Văn Hoàng bày tỏ.

Với việc đầu tư “chạy trước” giá điện, không ít các doanh nghiệp như Hoàng Sơn hay GA Powers sẽ gặp rủi ro, điều này cũng không thể trách Chính phủ hay Bộ Công Thương, mà chỉ trách chính mình khi không có sự tư vấn đầy đủ và chính xác.

Mức giá điện nên chia theo nhiều vùng

Ông Lê Văn Hoàng, Giám đốc Công ty CP Đầu tư Thương mại và Du lịch Hoàng Sơn, cũng mong muốn Chính phủ ban hành mức giá điện theo 3 vùng hoặc 4 vùng. Dù mức giá không bằng giá cũ là 2.100 đồng/số thì cũng không nên để giá thấp quá như vậy.

“Miền Trung năm nào cũng chịu bão lũ, thiên tai, có điện mặt trời phát triển được thì cần khuyến khích”, ông Lê Văn Hoàng chia sẻ và cho hay đã có thư gửi Thủ tướng Chính phủ, Phó Thủ tướng, Bộ trưởng Bộ Công Thương bày tỏ quan ngại về mức giá điện 1 vùng trong dự thảo mới nhất.

Trong khi đó, một cán bộ ngành điện cũng cho rằng mức giá điện mặt trời chia thành nhiều vùng như những dự thảo trước đó hợp lý hơn là chỉ quy định 1 mức giá cho cả nước. Nếu chỉ có một mức giá, thì nhà đầu tư sẽ tập trung đầu tư vào các tỉnh có bức xạ cao, gây quá tải lưới điện như đã và đang xảy ra nghiêm trọng ở Ninh Thuận, Bình Thuận.

Đây cũng là điều Bộ Công Thương lo ngại khi đề xuất mức giá điện 1 vùng áp dụng cho cả nước. Trước đó, Bộ này đã đề xuất phương án chia giá điện mặt trời làm 4 vùng, rồi 2 vùng.

Hiệp hội Năng lượng Việt Nam trong văn bản gửi Thủ tướng Chính phủ mới đây cũng 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.

Trong khi đó, giá điện mặt trời mới (FIT2) chưa biết đến khi nào mới được công bố, ngoài 83 dự án Điện mặt trời đã về đích trước 30/06/2019, còn hơn 400 dự án Điện mặt trời đã và đang chờ phê duyệt của Chính Phủ và Bộ Công Thương.

Từng bước giải tỏa công suất điện mặt trời ở Ninh Thuận

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) mới có buổi làm việc với tỉnh Ninh Thuận và các chủ đầu tư nhà máy điện năng lượng tái tạo về giải pháp giải tỏa công suất cho các nhà máy ở khu vực này.

Theo báo cáo của EVN, trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận hiện có 41 dự án điện gió và điện mặt trời với tổng công suất 2.447 MW đã được phê duyệt quy hoạch. Trong đó, tính đến ngày 30/6/2019, đã có 18 nhà máy với tổng công suất 1.156 MW đưa vào vận hành. Các nhà máy này đấu nối chủ yếu qua đường dây 220 kV Tháp Chàm – Vĩnh Tân và đường dây 110 kV Tháp Chàm – Phan Rí.

Việc nhiều nhà máy điện mặt trời đi vào vận hành trong một thời gian ngắn đã gây quá tải cho hệ thống lưới điện từ 110 kV – 500 kV, do các dự án lưới điện truyền tải không theo kịp tiến độ xây dựng các nhà máy điện mặt trời.

Mặc dù EVN và các đơn vị trực thuộc đã triển khai đồng bộ các giải pháp, nhằm giải tỏa tối đa công suất của các nhà máy điện sạch hay đã báo cáo Chính phủ, Bộ Công thương bổ sung các dự án lưới điện truyền tải vào quy hoạch, nhưng trên thực tế, mọi chuyện không nhanh như mong đợi, đặc biệt là vướng mắc trong đền bù giải phóng mặt bằng.

Để tháo gỡ khó khăn trong giải tỏa công suất điện mặt trời tại tỉnh Ninh Thuận, EVN đề xuất lắp đặt tạm 2 trạm biến áp 220 kV (Vĩnh Tân và Phước Thái), dự kiến hoàn thành trong quý II/2020 theo hình thức các nhà đầu tư lắp đặt trạm, sau đó cho EVN thuê vận hành. Với hướng này, các trạm mới sẽ cơ bản giải tỏa hết công suất cho những nhà máy điện mặt trời được đưa vào vận hành trước ngày 30/6/2019.

Đề xuất chung tay xây dựng trạm tạm cũng được các chủ đầu tư như Công ty cổ phần Xây dựng Vịnh Nha trang, Công ty cổ phần Điện mặt trời Trung Nam chia sẻ và mong muốn triển khai sớm. EVN đã kiến nghị tỉnh Ninh Thuận chủ trì, báo cáo Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công thương về cơ chế thực hiện.

Lúng túng chọn giá

Cho tới thời điểm này, tức là khi mức giá ưu đãi đã hết hiệu lực hơn 3 tháng, Chính phủ vẫn chưa quyết định được mức giá mua điện mặt trời mới cho giai đoạn tiếp theo, mà trước mắt là đến hết năm 2021. Trong khoảng 6 tháng qua, đã có nhiều dự thảo về mức giá điện mặt trời mới được Bộ Công thương đưa ra, nhưng tới nay vẫn chưa quyết được mức giá nào.

Trước đó, tháng 4/2019, Bộ Công thương đã đưa ra dự thảo 4 vùng giá điện mặt trời, nhằm không tập trung nhiều dự án điện mặt trời tại các khu vực tiềm năng bức xạ tốt nên có nguy cơ quá tải lưới truyền tải. Chưa kể việc các dự án điện mặt trời chỉ tập trung tại một số vùng khiến khả năng vận hành điều độ hệ thống truyền tải sẽ khó khăn hơn, công tác đền bù, giải phóng mặt bằng… càng khó khăn hơn.

Sau khi được yêu cầu nghiên cứu thêm phương án chia 2 vùng, thay vì 4 vùng như đang đề xuất, để khuyến khích phát triển hợp lý điện mặt trời tại các khu vực có tiềm năng, lợi thế phát triển, Bộ Công thương cũng đã đề xuất phương án 2 vùng.

Sau đó, tại cuộc họp Thường trực Chính phủ ngày 30/7/2019, Bộ Công thương lại được yêu cầu nghiên cứu bổ sung phương án áp dụng một mức giá điện mặt trời trên toàn quốc. Hiệp hội Năng lượng Việt Nam đã có văn bản gửi Thủ tướng Chính phủ kiến nghị về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam và cho rằng, đề xuất áp dụng chung một giá mua điện mặt trời của Bộ Công thương chưa hợp lý, cần xem xét.

Chưa kể, theo rất nhiều ý kiến, vấn đề đấu thầu chọn nhà đầu tư phát triển dự án điện mặt trời giúp minh bạch và giảm được giá mua điện mặt trời cao như thời gian qua đang thu hút sự quan tâm của nhiều cơ quan chức năng.

Thực tế trên cho thấy, khi không có quy hoạch chuẩn thì mọi việc đều bị động.

Quá tải lưới điện mặt trời, Bộ Công Thương đề xuất áp dụng một giá

Vừa qua, Bộ Công Thương đã có công văn kiến nghị Thủ tướng xem xét phương án áp dụng 1 mức giá điện mặt trời áp dụng trên toàn quốc thay vì 2 hay 4 vùng như trước. Kiến nghị này khiến nhiều nhà đầu tư lo ngại giảm lợi nhuận, kém cạnh tranh, tiếp diễn tình trạng quá tải lưới điện.

Đầu tư dày đặc, mạng lưới điện mặt trời quá tải

Theo thông tin từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), có 5 nhà máy điện mặt trời đi vào vận hành ở quý I (2019) nhưng sang quý II con số này đã lên tới 82 với với tổng công suất khoảng 4.464 MW. Theo các chuyên gia đánh giá, điều này đã góp phần vào tình trạng quá tải lưới điện tháng 6 khiến nhiều dự án điện tại các địa phương phải cắt giảm công suất, gây thiệt hại cho nhà đầu tư.

Ông Lưu Xuân Vĩnh, Chủ tịch UBND tỉnh Ninh Thuận cho biết, theo yêu cầu của Trung tâm Điều độ điện Quốc gia (A0) một số dự án năng lượng tái tạo trên địa bàn phải cắt giảm công suất.

Ngoài ra, ông Vĩnh thông tin thêm, tỉnh Ninh Thuận được duyệt 2.000 MW dự án năng lượng tái tạo theo quy hoạch tới năm 2020, trong đó có điện mặt trời, nhưng hiện tại thiết kế lưới truyền tải khu vực này chỉ có công suất tối đa từ 800-1.000 MW. 

Tới cuối tháng 6, tổng công suất các dự án năng lượng tái tạo của tỉnh này được đấu nối là 1.300 MW, trong đó gần 1.090 MW là điện mặt trời. Ông Vĩnh cho rằng, cần giải pháp lâu dài để không gây thiệt hại cho nhà đầu tư.

Không chỉ tỉnh Ninh Thuận, Hiệp hội Điện gió Bình Thuận (BTWEA) cũng phản ứng vì bị ép cắt giảm công suất phát điện. Mới đây, trong văn bản gửi Bộ Công Thương và EVN, Ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch BTWEA cho biết, trong tháng 6, cơ quan điều độ hệ thống điện quốc gia đã yêu cầu các dự án điện gió phải cùng cắt giảm 38-64% công suất với các dự án điện mặt trời mới hòa lưới.

“Năm nay cắt giảm thế này chúng tôi chắc chắn lỗ, chưa kể phải trả nợ nước ngoài”, ông Thịnh cho hay.

Trước tình trạng trên, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) đã có văn bản 48/HHNL-VP gửi Thủ tướng Chính phủ với nhiều kiến nghị về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam, trọng tâm là việc thực hiện mua giá điện theo nhiều vùng.

“Cường độ bức xạ của Việt Nam thay đổi nhiều theo các vùng. Các tỉnh miền Bắc có bức xạ thấp nhất, bình quân khoảng 3,7 kWh/m2/ngày, trong khi các tỉnh phía Nam, khu vực Nam Trung bộ và Tây Nguyên có bức xạ bình quân lên đến 4,8 – 5,1 kWh/m2/ngày (gấp gần 1,4 lần).

 Điều này 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. Nhằm khắc phục hiện tượng này, Hiệp hội đề nghị thực hiện giá mua điện từ các dự án điện mặt trời nối lưới theo nhiều vùng (2 – 4 vùng) thay cho giá mua điện chung trong cả nước như hiện nay.” Văn bản của VEA nêu rõ.

Có nên áp dụng điện đồng giá?

Mới đây, theo Dự thảo Quyết định của Thủ tướng Chính phủ về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam, Bộ Công Thương kiến nghị Thủ tướng xem xét, phê duyệt Quyết định theo phương án 1 giá điện áp dụng trên toàn quốc thay cho phương án chia thành 2 vùng giá hay 4 vùng giá trước đó (theo cường độ bức xạ). 

Cụ thể, dự án điện mặt trời mặt đất có giá 1.620 đồng/kWh, tương đương 7,09 UScents/kWh. Giá mua với dự án điện mặt trời nổi là 1.758 đồng/kWh, tương đương 7,69 UScents/kWh. Dự án điện mặt trời mái nhà là 2.156 đồng/kWh, tương đương 9,35 UScents/kWh.

Kiến nghị này khiến nhà đầu tư lo ngại giảm lợi nhuận, kém cạnh tranh, nhận điều nhiều ý kiến phản hồi khác nhau từ các chuyên gia.

Đồng tình với phương án Bộ Công Thương đề xuất, ông Phạm Đức Sơn, Giám đốc kỹ thuật của Samtrix Solar phân tích, việc áp dụng giá điện theo dự thảo cần cẩn trọng, hài hòa, đảm bảo lợi ích cho nhà đầu tư, tránh tình trạng lãng phí, kém hiệu quả.

“Giá điện có giảm như dự thảo thì vẫn đảm bảo lợi nhuận cho nhà đầu tư. Miền Nam sinh ra điện mặt trời tốt hơn thì phải làm sao để khuyến khích khu vực này phát triển tốt. Tại khu vực miền Bắc, nếu nâng giá lên để khuyến khích đầu tư sẽ gây ra tình trạng kém hiệu quả, lãng phí đầu tư bởi suất đầu tư không thay đổi.” Ông Sơn chia sẻ.

Ở chiều ngược lại, ông Lê Anh Tùng- Chủ tịch Công ty CP Ecotech Việt Nam tính toán, theo dự thảo, mức giá cho điện mặt trời mặt đất chỉ ở mức 7,09 UScent/kWh giảm khoảng 32% với giá cũ khiến lợi nhuận của nhà đầu tư giảm theo. Với mức giá thấp vậy, nếu xảy ra tình trạng quá tải lưới điện, bị cắt giảm công suất, nhà đầu tư có thể dẫn tới phá sản.

“Với phương án 1 giá điện, nhà đầu tư sẽ lựa chọn vùng nào có tiềm năng nhất để đầu tư. Điều đó có nghĩa là đầu tư điện mặt trời sẽ dồn vào các tỉnh Tây Nguyên hiện đang quá tải lưới điện, không khuyến khích được đầu tư vào các tỉnh phía Bắc hay miền Trung. Như vậy, tình trạng quá tải lưới điện sẽ tiếp tục diễn ra”, ông Tùng nhấn mạnh.

Đồng tình với quan điểm trên, ông Trần Viết Ngãi, Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam chia sẻ thêm: “Giá mua điện mặt trời theo nhiều vùng đã được nhiều quốc gia áp dụng. Việc áp dụng giá mua điện theo nhiều vùng sẽ mang lại một số mặt hiệu quả như 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.”

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?

Dự kến thí điểm đấu thầu điện mặt trời vào năm sau?

Cần sớm thực hiện cơ chế đấu thầu các dự án điện mặt trời, thực hiện thí điểm trong năm 2020 để hoàn thiện và thực hiện rộng rãi từ năm 2021.

Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) vừa có báo cáo về Dự thảo cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời.

Theo đó, sau khi Bộ Công Thương báo cáo, Văn phòng Chính phủ báo cáo và các ý kiến tại cuộc họp, Thủ tướng Chính phủ đã kết luận: Sau khoảng 2 năm thực hiện Quyết định 11/2017/QĐ-TTg về khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam, đến nay đã đạt được một số kết quả tốt. 

Đó là đã thu hút đầu tư và đưa vào vận hành 84 dự án điện mặt trời với tổng công suất khoảng 4.500 MW, góp phần cung ứng, bổ sung nguồn điện sạch cho hệ thống điện Việt Nam.

Tuy nhiên, cơ chế này cũng đã bộc lộ một số nhược điểm như giá mua điện vẫn cao hơn giá bán lẻ điện, phát triển quá ồ ạt dẫn đến khó khăn trong giải tỏa công suất.

Đối với dự thảo này, Bộ Công Thương cần lưu ý: Xem xét phát triển điện mặt trời với cơ cấu hợp lý, phù hợp với việc phát triển lưới truyền tải, mức độ khuyến khích phù hợp đảm bảo hài hòa lợi ích Nhà nước, nhà đầu tư và người dân; cần khuyến khích điện mặt trời áp mái; không nên chia nhiều vùng, cần xem xét chia vùng phù hợp.

Cần sớm thực hiện cơ chế đấu thầu các dự án điện mặt trời, thực hiện thí điểm trong năm 2020 để hoàn thiện và thực hiện rộng rãi từ năm 2021, đảm bảo minh bạch, bám sát giá thị trường.

Bộ Công Thương phối hợp với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tập trung nghiên cứu đề xuất cơ chế tư nhân tham gia đầu tư hệ thống truyền tải.

Trả lời phóng viên tại phiên họp Chính phủ thường kỳ hôm 1/8, ông Đỗ Thắng Hải, Thứ trưởng Công Thương cho hay ngày 31/7 vừa qua, Bộ Công thương đã báo cáo thường trực Chính phủ về kịch bản giá điện mới trên cơ sở nghiên cứu, tham vấn ý kiến của các chuyên gia và tổ chức quốc tế. 

Tuy nhiên, trước góp ý của các thành viên Chính phủ, Bộ, ngành, Bộ Công Thương sẽ hoàn thiện lại kịch bản giá điện mặt trời mới theo hai vùng và trình lại Chính phủ vào ngày 15/9.

Theo ông Hải, giá điện mặt trời tới đây sẽ không còn chung một mức giá 9,35 cent/kWh (2.086 đồng/kWh) mà sẽ chia ra nhiều mức ra theo từng vùng bức xạ nhiệt. Việc để một giá điện mặt trời cho tất cả các vùng bức xạ như vừa qua là không còn phù hợp.

Trong các kịch bản đưa ra trước đây, Bộ Công Thương đề xuất 4 mức giá tương ứng cho 4 vùng bức xạ mặt trời. Tuy nhiên, sau đó Bộ Công thương đưa ra phương án 2 mức giá sau khi nhận góp ý từ các Bộ, ngành và thường trực Chính phủ. 

Dữ liệu của Bộ Công Thương cho biết, tổng công suất điện mặt trời theo đề xuất của các nhà đầu tư đã lên đến khoảng 25.000 MW, còn điện gió là 16.500 MW. Đến hết tháng 6, đã có 89 nhà máy điện mặt trời đưa vào vận hành với tổng công suất gần 4.500MW, trong đó tập trung chủ yếu tại Ninh Thuận và Bình Thuận.

Thực tế cho thấy, các dự án điện mặt trời đã đi vào hoạt động liên tiếp từ tháng 4/2019 trở lại đây đã giải quyết phần nào cho hoạt động cung cấp điện khi nắng nóng dâng cao trong tháng 6.

Ghi nhận của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0), công suất phát điện của các nhà máy điện mặt trời cao nhất trong ngày thường rơi vào tầm 14g và đạt 3.200 MW. Tuy nhiên, đỉnh công suất này lại không trùng với cao điểm sáng, từ 9-11g hàng ngày và sau 18g là không thể đóng góp được gì.

Dẫu vậy, câu chuyện đang được các nhà đầu tư lo lắng là lưới truyền tải không theo kịp sự có mặt của các dự án điện mặt trời, khiến nhiều dự án điện được yêu cầu giảm công suất phát, có thể tới 65%.

Đáng nói là, do mối lợi 9,35 UScent/kWh trong 20 năm, nhiều chủ đầu tư mặt trời đã chấp nhận bổ sung điều khoản phụ về sa thải phụ tải khi quá tải lưới khi ký hợp đồng mua bán điện.

Việc triển khai làm lưới nhanh để giải tỏa công suất điện mặt trời cũng được cho là không dễ khi giá đền bù đất làm cột điện đang được đẩy lên rất cao.

Đó là chưa kể, nếu các đường dây 100 kV này chưa có tên trong Quy hoạch Điện VII điều chỉnh hiện nay, thì việc xin bổ sung quy hoạch còn nhiều gian nan. Mặt khác, do các nhà máy điện mặt trời tập trung lớn tại Ninh Thuận, Bình Thuận là khu vực tiêu thụ điện thấp, cần phải truyền tải vào Nam hay ra Bắc, nên có thể phải cấp 220 kV hay 500 kV mới giải tỏa được trọn vẹn, do đó sẽ cần cả tiền và thời gian để triển khai.

Kịch bản mới cho điện mặt trời tại Việt Nam

Trước thực tế 89 nhà máy điện mặt trời (ĐMT) hòa lưới với tổng công suất trên 4.442 MW đang gây áp lực quá tải lên hệ thống truyền tảỉ cùng quy định về giá mua điện ưu đãi 9,35 cent (2.086 đồng)/kWh cho các dự án ĐMT đã hết hiệu lực từ ngày 30/6/2019, Bộ Công Thương và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết, cần đầu tư nâng cấp hệ thống truyền tải và khẩn trương xây dựng kịch bản giá mua điện mới. 

Cần đầu tư mới và nâng cấp hệ thống truyền tải

Xác định Việt Nam có lợi thế phát triển năng lượng tái tạo (điện gió, ĐMT), ngày 25/11/2015, Chính phủ đã ban hành Quyết định 2068/QĐ-TTg phê duyệt Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến 2050. Cùng đó là nhiều ưu đãi về đầu tư xây dựng nhà máy và giá bán điện đã thu hút sự quan tâm của nhà đầu tư cả trong và ngoài nước. Vì thế, tuy chỉ bắt đầu xây dựng nhà máy ĐMT từ năm 2015 nhưng đến hết tháng 6/2019, cả nước có 89 nhà máy hòa lưới phát điện với tổng công suất trên 4.442 MW. Nếu tính cả điện gió, tổng quy mô công suất đặt nguồn điện năng lượng tái tạo toàn quốc là 4.880 MW.

Đáng lưu ý, chỉ trong thời gian ngắn từ tháng 4 đến tháng 6/2019, có trên 4.000 MW ĐMT hòa lưới vận hành và tập trung mật độ lớn tại tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận, đã gây áp lực lớn lên khả năng giải tỏa công suất của lưới điện truyền tải khiến nhiều thời điểm các nhà máy điện cùng phát đồng loạt dẫn đến đường dây và trạm biến áp liên quan bị quá tải.

Để bảo đảm cung cấp điện liên tục cho phụ tải và vận hành an toàn lưới điện, tránh sự cố lan truyền xảy ra trên hệ thống, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) và EVN phải phân bổ công suất phát các nhà máy phù hợp với khả năng truyền tải tối đa của lưới điện, trong đó có những cụm nhà máy phải hạn chế sản lượng phát tới 32%-34%.

Trước thực tế này, ông Trần Đình Nhân – Tổng giám đốc EVN – cho biết, Tập đoàn đã làm việc với các chủ đầu tư và các địa phương để đẩy nhanh công tác giải phóng mặt bằng cho các dự án truyền tải điện nhằm giải tỏa công suất các nhà máy điện tái tạo (trong đó có điện mặt trời) đang vận hành. Trước mắt, một số công trình trọng điểm đang được EVN đẩy mạnh đầu tư như: đường dây 110 KV Ninh Phước – Tuy Phong – Phan Rí mạch 2; trạm biến áp (TBA) 220 KV Phan Rí và đấu nối TBA 220 KV Hàm Tân, TBA 220 Cam Ranh, nâng công suất TBA 220 KV Tháp Chàm lên 2×250 MVA. Về dài hạn, theo EVN, sẽ tiếp tục đầu tư xây dựng các công trình lưới điện truyền tải mới.

Sớm hoàn thiện kịch bản giá mua điện mới

Cùng với những chính sách khuyến khích đầu tư, Chính phủ đã ban hành Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án ĐMT tại Việt Nam, trong đó quy định giá ưu tiên mua điện là 9,35 cent (2.086 đồng)/kWh cho các dự án ĐMT. Tuy nhiên, quy định này đã hết hiệu lực từ ngày 30/6/2019. Liên quan đến kịch bản giá mua điện mặt trời thay thế, tại cuộc họp báo Chính phủ thường kỳ tháng 7/2019, Thứ trưởng Bộ Công Thương Đỗ Thắng Hải cho biết, thực hiện sự chỉ đạo của Chính phủ, Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công Thương đã chỉ đạo các cơ quan thuộc Bộ và EVN phối hợp với các chuyên gia và các nhà khoa học, các địa phương để đề xuất một kịch bản tổng thể cho điện mặt trời, trong đó có giá mua điện cho thời điểm sau ngày 30/6/2019.

Ngày 31/7, Bộ Công Thương đã báo cáo đến Thường trực Chính phủ kịch bản giá mua ĐMT mới theo hướng không áp dụng một giá đồng nhất mà có sự phân chia thang, bậc giá thành theo vùng trên cơ sở mức bức xạ mặt trời và có tính toán đến các yếu tố thực địa xây dựng, như: ĐMT áp mái, dự án ĐMT xây dựng trên mặt đất, trên mặt nước sẽ phải có giá mua điện khác nhau.

Thường trực Chính phủ đã chỉ đạo và hiện Bộ Công Thương cùng với các đơn vị liên quan đang khẩn trương chỉnh sửa, hoàn thiện kịch bản giá mua điện mặt trời với thời hạn ngày 15/9/2019 sẽ trình Chính phủ, Thường trực Chính phủ để xin ý kiến hoàn thiện và đưa vào áp dụng trong thời gian tới.