Nhằm khuyến khích phát triển điện mặt trời, Bộ Công thương đang trình Chính phủ với đề nghị giữ giá điện mặt trời áp mái 9,35 cent/kWh như hiện tại đến hết năm 2021.
| EVN kỳ vọng công suất điện mặt trời áp mái trên cả nước sẽ đạt 500 MW đến hết 31/12 và đạt 2.000 MW đến hết 2021. |
Tập đoàn Điện lực Việt Nam [EVN] cho biết, thời gian qua, điện mặt trời áp mái bùng nổ với tổng công suất lưới lên mức 200MW.
Nguyên nhân là sau khi được gỡ vướng về cơ chế tài chính, Bộ Công thương bãi bỏ quy định bù trừ sản lượng, áp dụng cơ chế 2 chiều; trong đó, quy định nhà đầu tư có quyền đầu tư điện từ lưới điện và bán lại toàn bộ lượng sản xuất được cho EVN.
Trước 30/6, giá 9,35 cent/kWh được tính chung cho cả điện mặt trời áp mái và lắp đặt tại các trang trại, nhà máy. Bộ Công thương đang trình Chính phủ để đưa ra mức giá cho điện mặt trời áp mái với dự kiến giữ mức như hiện tại đến hết năm 2021.
Lý do đề xuất áp dụng một giá 9,35 cent cho các dự án điện mặt trời mái nhà trong 3 năm tới, cơ quan này cho rằng, các dự án đầu tư hình thức này mất ít thời gian thi công, không cần phát triển hệ thống truyền tải, tiết kiệm đất. 3 năm qua, đã có 4.000 khách hàng lắp điện mặt trời áp mái, tổng công suất 45 MW.
EVN kỳ vọng công suất điện mặt trời áp mái trên cả nước sẽ đạt 500 MW đến hết 31/12 và đạt 2.000 MW đến hết 2021. Cơ cấu nguồn điện của Việt Nam hết năm 2018 là 49.000 MW, điện mặt trời áp mái mới chỉ chiếm tỷ lệ khá nhỏ trong cơ cấu nguồn điện. Trong khi nhiều địa phương tại Việt Nam có tiềm năng trong lĩnh vực này.
Đơn cử, TP Hồ Chí Minh ước tính có thể lắp đặt điện mặt trời áp mái với công suất khoảng 6.000 MW, ở Đà Nẵng là 1.000 MW....
Theo EVN, chi phí cho truyền tải, phân phối chiếm 30% trong cơ cấu giá thành điện. Vì vậy, điện mặt trời áp mái sản xuất và sử dụng tại chỗ sẽ giảm được chi phí truyền tải, tăng hiệu suất sử dụng.
Thông tin mới nhất từ Tổng công ty Điện lực miền Nam [EVNSPC] cho biết, tính đến hết tháng 7/2019, EVNEPC đã mua lại hơn 7,5 triệu kWh từ điện mặt trời áp mái của khách hàng.
Cụ thể, có 4.817 khách hàng đã được EVNSPC lắp đặt công tơ 2 chiều, bao gồm 2.840 công tơ 1 pha và 1.977 công tơ 3 pha. Tổng công suất điện mặt trời áp mái của khách hàng đạt 109.229 kWp, vượt 113% kế hoạch mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam giao EVNSPC [95.000 kWp].
Ngoài ra, EVNSPC cũng đang tiếp tục lắp đặt điện mặt trời áp mái tại các mái nhà văn phòng của các đơn vị trực thuộc.
Năm 2023, miền Nam thiếu hụt 12 tỉ kWh điện
Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam, hiện việc tạo ra điện từ nhiệt điện, thủy điện đang được khai thác gần như tối đa khiến nguồn nguyên liệu phải nhập khẩu dẫn tới thiếu điện vào những năm tới, đặc biệt là khu vực miền Nam.
Nhân viên công ty điện mặt trời kiểm tra hệ thống điện tại nhà dân ở quận Phú Nhuận, TP.HCM - Ảnh: LÊ PHAN
Thông tin trên được ông Nguyễn Quốc Dũng, trưởng ban kinh doanh Tập đoàn Điện lực Việt Nam - cho biết trong chương trình thúc đẩy phát triển điện mặt trời áp mái tại Việt Nam do Bộ Công thương tổ chức sáng 25-7.
Cụ thể, giai đoạn năm 2019-2020, hệ thống thủy điện đã khai thác hết công suất và không thể xây thêm. Phía điện lực phải huy động nguồn nhiệt điện chạy dầu với sản lượng khoảng 1,7 tỉ kWh vào năm 2019 và 5,2 tỉ kWh vào năm 2020.
Giai đoạn từ năm 2021 đến năm 2025, khả năng thiếu điện tại miền Nam tăng cao với mức thiếu hụt tăng từ 3,7tỉ kWh [năm 2021] lên gần 10 tỉ kWh [năm 2022], năm 2023 thiếu khoảng 12 tỉ kWh.
Để tận dụng tiềm năng bức xạ tại khu vực miền Trung và miền Nam, Cục Điện lực và năng lượng tái tạo thuộc Bộ Công thương khuyến khích phát triển điện mặt trời áp mái để "cứu" nguồn điện thiếu hụt vào những năm tới.
Phía Bộ Công thương và Tập đoàn Điện lực Việt Nam sẽ hỗ trợ khoảng 50.000 đến 70.000 khách hàng lắp đặt điện mặt trời bằng nguồn viện trợ của Chính phủ Đức thông qua Ngân hàng Tái thiết của nước này.
Trong 2 năm tới, giá mua lại điện của người dân vẫn duy trì ở mức 9,35 cent, tương đương 2.134 đồng/KWh.
Mục tiêu Bộ Công thương đặt ra trong giai đoạn từ năm 2019 đến năm 2025 sẽ có 100.000 khách hàng lắp đặt điện mặt trời áp mái. Đến năm 2030, điện mặt trời chiếm tỉ trọng 48% trong cơ cấu các nguồn điện.
Hiện tại, theo thống kê cả nước đã có 9.314 khách hàng lắp đặt điện mặt trời áp mái với tổng công suất đạt 186.37 MWp.
Tuổi trẻ
Với chính sách một vùng giá, giá điện mặt trời có thể giảm hơn 30%, khiến các nhà đầu tư lo gặp nhiều khó khăn.
Với chính sách một vùng giá, giá điện mặt trời có thể giảm hơn 30%, khiến các nhà đầu tư lo gặp nhiều khó khăn.
Trong dự thảo quyết định cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời áp dụng sau ngày 30/6, Bộ Công Thương kiến nghị Thủ tướng xem xét, phê duyệt phương án một giá điện cho tất cả các vùng, thay vì chia 2 hoặc 4 vùng như các đề xuất trước. Cơ quan này dự báo tổng công suất bổ sung quy hoạch các dự án điện mặt trời vào hệ thống điện là 6.300 MW vào năm 2023.
Theo phương án mới đưa ra, giá mua điện của dự án mặt trời mặt đất là 1.620 đồng mỗi kWh [khoảng 7,09 cent]; điện mặt trời nổi là 1.758 đồng một kWh [7,69 cent] và điện mặt trời mái nhà 2.156 đồng [9,35 cent một kWh]. Các mức giá này kéo dài đến hết năm 2021.
So với giá điện mặt trời 9,35 cent được áp dụng trước ngày 30/6, giá mới giảm hơn 500 đồng mỗi kWh, khoảng 32%. Mức giảm này theo ông Lê Thanh Tùng - Chủ tịch Công ty cổ phần Ecotech Việt Nam, sẽ khó khăn cho các nhà đầu tư điện mặt trời. Theo ông, mức giá điện mặt trời [giá FIT] được nhà chức trách đưa ra với kỳ vọng suất đầu tư mỗi kWh điện mặt trời giảm nhiều so với trước, song thực tế không hẳn vậy. Những đợt giảm giá thiết bị dự án điện mặt trời vừa qua do Trung Quốc xả hàng tồn nên bán giá thấp để "đẩy" hàng đi, sau đó mặt bằng giá đã trở lại như trước.
"Suất đầu tư vẫn tương tự với giá trước đây, nhưng giá bán ra lại giảm 32% thì toàn bộ sẽ "ăn" vào lợi nhuận đầu tư, trong khi các chi phí đều tăng", ông nói.
Tuy nhiên điều ông Tùng cũng như nhiều nhà đầu tư điện mặt trời lo lắng, là vay vốn các dự án năng lượng ngày càng khó khăn, điều kiện thắt chặt hơn, lãi vay cao nên hiệu quả dự án giảm đi nhiều so với trước.
Nhà đầu tư kêu 'rủi ro lớn' nếu giá điện mặt trời giảm sâu
Ông Tùng cũng nhắc lại, giữa năm, các nhà máy điện mặt trời khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận chỉ được phát lên hệ thống 50-60% công suất khiến chủ đầu tư thiệt hại tài chính. Dự án bị cắt giảm công suất phát lên lưới cực kỳ nguy hiểm nếu doanh nghiệp tới thời điểm trả nợ ngân hàng. "Ở thời điểm đó chúng tôi phải liên tục làm việc với ngân hàng vì họ lo doanh nghiệp không trả được nợ. Nếu giá FIT giảm, lại tập trung vào một số vùng nhất định, tình cảnh quá tải lưới tái diễn là rủi ro cực lớn cho nhà đầu tư", ông nói thêm.
Một nhà đầu tư điện mặt trời tại Bình Thuận lại có băn khoăn khác. Việc chỉ có một giá cho tất cả vùng, theo ông, sẽ lại tái diễn cảnh quá tải lưới điện khi các dự án "bùng nổ" tại vùng bức xạ tốt. "Giá mua mỗi kWh điện mặt trời mặt đất giảm hơn 500 đồng so với trước, lại cào bằng cho tất cả các vùng bức xạ thì không hấp dẫn nhà đầu tư, nhất là khu vực miền Bắc, Trung", nhà đầu tư này nói.
Ông Tùng cũng cho rằng, nếu một giá điện mặt trời cho các vùng bức xạ thì chắc chắn nhà đầu tư sẽ chọn khu vực nào có tiềm năng về nắng lớn nhất, như 6 tỉnh Tây Nguyên, và câu chuyện quá tải lưới sẽ lặp lại mà không khuyến khích được đầu tư vào các tỉnh phía Bắc, miền Trung.
Dù đưa ra kiến nghị phương án giá điện một vùng nhưng chính trong báo cáo gửi Thủ tướng, Bộ Công Thương lại phân tích khá kỹ và nêu nhiều ưu điểm phương án giá 4 vùng.
Theo cơ quan này, phương án giá tương ứng với 4 vùng bức xạ sẽ cho phép các dự án ở những khu vực cường độ bức xạ thấp và trung bình đạt được hiệu quả như nơi có cường độ bức xạ cao. Vì thế, phương án giá 4 vùng sẽ khuyến khích để thu hút nhà đầu tư phát triển điện mặt trời và giảm nguy cơ quá tải lưới truyền tải do dự án được phân bổ đều giữa các vùng, cũng như giảm tranh chấp quá mức về đất đai.
"Mức giá đề xuất 7,09 cent một kWh thực tế vẫn tốt với dự án điện ở vùng bức xạ cao", một lãnh đạo Cục Điện lực & Năng lượng tái tạo nói và cho rằng khắc phục hiệu quả vận hành điện mặt trời nhà đầu tư phải tính tới đầu tư thêm pin dự trữ. Song, ông Lê Thanh Tùng nhìn nhận, câu chuyện pin dự trữ không dễ triển khai khi cân đối chi phí đang là vấn đề không nhỏ với chủ đầu tư nếu giá FIT giảm sâu 30% theo đề xuất hiện tại. "Với các điều kiện đưa ra chắc chắn chúng tôi sẽ phải tính lại bài toán đầu tư", ông nói thêm.
Quan điểm không nên áp một giá chung cho điện mặt trời được ông Trần Viết Ngãi – Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng ủng hộ. Ông Ngãi cho rằng, cường độ bức xạ của Việt Nam thay đổi nhiều theo các vùng, 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 gấp 1,4 lần, 4,8-5,1kwh/m2/ngày.
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.
"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 tích hợp nguồn điện mặt trời với các loại hình nhà máy điện khác để có hiệu quả cao nhất", ông Ngãi góp ý.
Ngoài mức giá giảm sâu, hơn 32%, các nhà đầu tư còn cho rằng, thời hạn duy trì giá chỉ 2 năm là quá ngắn. "Giá đã giảm, mốc thời gian áp dụng ngắn sẽ là sức ép lớn cho nhà đầu tư trong đàm phán với nhà thầu, cung cấp thiết bị", chủ đầu tư dự án điện mặt trời tại Long An nói, và cho rằng thời gian áp dụng nên ổn định trong 2,5-3 năm, không nên thay đổi liên tục.
[Theo VnExpress]