Nhà máy điện mặt Trời Sao Mai Solar PV1 với công suất 104 MWp tại xã An Hảo, huyện Tịnh Biên, tỉnh An Giang. Ảnh: Công Mạo/TTXVN
Theo văn bản này, Bộ Công Thương kiến nghị, báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét, phê duyệt Quyết định về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời tại Việt Nam theo phương án 1 giá điện áp dụng trên toàn quốc, với ngưỡng tổng công suất bổ sung quy hoạch phát triển các dự án điện mặt trời mới đến năm 2023 là 6.300MW. Như vậy, đề xuất này đã thay đổi so với phương án áp giá 4 vùng Bộ Công Thương đề xuất trước đó vài tháng.
Nguy cơ thiếu hụt điện cao
Theo tính toán cung cầu điện đến 2025 và 2030, giả thiết từ Bộ Công Thương đưa ra: tiến độ phát triển các nguồn điện cập nhật đến thời điểm hiện tại, một số nguồn điện quan trọng ảnh hưởng trực tiếp đến đảm bảo cung cấp điện cho giai đoạn tới, đang có nguy cơ trễ tiến độ do gặp một số vướng mắc, làm tăng nguy cơ xảy ra tình trạng thiếu điện. Cụ thể đó là các dự án đang thi công như Thái Bình 2, Long Phú 1, Sông Hậu 1. Các dự án điện khí chuẩn bị đầu tư như Dung Quất 1, 2, 3; Miền Trung 1, 2 và Ô Môn 3, 4.
Theo kết quả tính toán từ Bộ Công Thương, trong giai đoạn 2020-2025, với 2 kịch bản (tần suất nước 50% và 75%), các tính toán cập nhật cho thấy, trường hợp tần suất nước bình thường (50%) đã xuất hiện khả năng thiếu hụt điện năng trong hệ thống điện với sản lượng khoảng 264 triệu kWh năm 2020 và gần 1,8 tỷ kWh năm 2023.
Các nhà máy nhiệt điện trên toàn quốc vận hành với số giờ Tmax trên 6.500h/năm trong giai đoạn từ 2020-2024, tiềm ẩn nguy cơ sự cố.
Với kịch bản tần suất nước 75%, do khô hạn nên sản lượng thủy điện của kịch bản này so với kịch bản tần suất nước 50% thấp hơn khoảng 15 tỷ kWh/năm. Vì vậy, thiếu hụt điện năng sẽ xảy ra các năm từ 2019-2025, tập trung ở các năm tư 2020-2023 với sản lượng thiếu hụt từ 1,5 – 5 tỷ kWh , các năm còn lại thiếu hụt từ 100 – 500 triệu kWh. Khu vực có nguy cơ thiếu điện tập trung tại miền Nam.
Ở giai đoạn tiếp theo 2026-2030, miền Bắc sẽ có xu hướng không tự cân đối được cung cầu điện, và phải nhận điện từ miền Trung thông qua lưới điện truyền tải liên miền Trung – Bắc. Do hệ thống điện miền Nam và Trung có tiềm năng về điện gió và điện mặt trời nên việc đưa vào phát triển khối lượng lớn các nguồn điện gió và mặt trời trong giai đoạn 2021-2023 để giảm nguy cơ thiếu điện cho miền Nam trong giai đoạn này làm cho xu hướng truyền tải liên miền bị đảo ngược. Trong bối cảnh đó, phía Bộ Công Thương đề xuất xem xét bổ sung nguồn điện LNG (công suất khoảng 2.250MW) tại miền Bắc.
Bộ Công Thương nhận định, để đảm bảo nguồn cung cấp điện trong giai đoạn 2020-2025 tại miền Nam, huy động phát triển nguồn điện mặt trời và điện gió với ưu thế là các nguồn điện có thể đầu tư lắp đặt nhanh chóng là giải pháp hiệu quả để bù đắp lượng điện năng thiếu hụt tại miền Nam.
Cụ thể giai đoạn 2021-2023 sẽ cần bổ sung khoảng 6,3GW điện mặt trời và 1,2GW điện gió so với khối lượng đã được bổ sung quy hoạch. Với kịch bản chậm trễ thêm các dự án nhiệt điện Thái Bình 2 và Long Phú 1, cần bổ sung thêm 8GW điện mặt trời và 2,2GW điện gió.
Chính sách giá cố định cho điện mặt trời
Đội ngũ cán bộ – kỹ thuật viên đang vận hành, theo dõi hoạt động của Nhà máy điện mặt trời Cư Jút, Đắk Nông. Ảnh: Ngọc Minh/TTXVN
Bộ Công Thương cho hay, để huy động nguồn điện mặt trời nhanh chóng, bù đắp khả năng thiếu hụt điện năng tại miền Nam, cần tiếp tục có cơ chế khuyến khích về giá điện cố định (FIT) đến hết năm 2021 để thúc đẩy các dự án đã có trong quy hoạch triển khai đầu tư (khoảng 4.800MW) và một phần các dự án đã đăng ký hoàn tất các yêu cầu về quy hoạch, đấu nối, triển khai thi công (khoảng 17.000MW). Đồng thời thúc đẩy các giải pháp về tích trữ năng lượng hệ thống: bổ sung nguồn hệ thống lưu trữ ngay từ các năm 2022-2023 tại miền Nam; cần sớm đưa vào vận hành thủy điện tích năng Bác Ái theo đúng tiến độ.
Tiếp thu chỉ đạo tại cuộc họp thường trực Chính phủ hồi cuối tháng 7/2019, Bộ Công Thương đã nghiên cứu, bổ sung phương án áp dụng 1 mức giá điện mặt trời trên toàn quốc với việc lấy giá mua điện mặt trời tương đương với giá của vùng III của phương án 4 vùng Bộ đưa ra tháng 5/2019.
Bộ Công Thương đã nêu ra ưu-nhược điểm của phương án chia giá điện theo 4 vùng và 1 vùng duy nhất.
Theo Bộ này, giá điện chia theo 1 vùng như Bộ kiến nghị đơn giản và không cần hỗ trợ cao hơn tại các vùng có bức xạ thấp. Tuy nhiên, phương án này sẽ kém khuyến khích hơn đối với các dự án tại khu vực miền Bắc – Trung để góp phần giải quyết nguy cơ thiếu điện. Cùng với đó, do 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. Do các dự án tập trung tại một vùng nên khả năng vận hành hệ thống điều độ, đền bù giải phóng mặt bằng cũng khó khăn hơn...
Với phương án 4 vùng, Bộ Công Thương cho rằng, có thể hạn chế những khó khăn trên song trong ngắn hạn, phương án này có thể làm tăng chi phí sản xuất điện và làm sức ép tăng giá điện bán lẻ nhiều hơn.
Do vậy, Bộ này đã báo cáo Thủ tướng Chính phủ, xem xét, phê duyệt theo phương án 1 giá điện áp dụng trên toàn quốc. Cụ thể, giá mua điện của các dự án mặt trời mặt đất là 1.620 đồng/kWh (tương đương 7,09 cent); điện mặt trời nổi là 1.758 đồng/kWh (tương đương 7,69 cent). Còn giá mua của điện mặt trời mái nhà là 2.156 đồng/kWh ( tương đương 9,35 cent).
Như vậy, giá điện mặt trời áp dụng cho các nhà máy điện mặt trời nối lưới vận hành sau tháng 6/2019 sẽ giảm mạnh, từ mức hơn 2.086 đồng/kWh (khoảng 9,35 cent/kwh) giảm xuống còn 1.620 đồng/kWh.
Chỉ có phương án giá điện áp dụng với các dự án điện mặt trời mái nhà vẫn giữ nguyên. Theo đó, dự thảo vẫn đề xuất tiếp tục cho áp dụng giá điện 9,35 cent/kWh cho các dự án điện mặt trời mái nhà trên cả nước đến hết năm 2021.
Văn bản của Bộ Công Thương cũng kiến nghị Chính phủ giao UBND các tỉnh, thành phố trực thuộc trung ương tích cực, chủ động phối hợp với các bộ, ngành và Bộ Công Thương để giải quyết các vướng mắc trong đầu tư, xây dựng, giải phóng mặt bằng nhằm đảm bảo đúng tiến độ các công trình nguồn, lưới điện.
Đồng thời, Bộ này cũng kiến nghị, giao Ủy ban Quản lý vốn nhà nước và Tập đoàn Điện lực Việt Nam đẩy nhanh tiến độ các dự án đầu tư hệ thống lưới điện và có đầu tư hệ thống lưu trữ.
Trước đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã kiến nghị Thủ tướng Chính phủ và Bộ Công Thương tiếp tục khuyến khích phát triển các dự án điện năng lượng tái tạo theo cơ chế giá FIT để có thể đưa vào vận hành thêm khoảng 12.700MW điện mặt trời và gần 7.2000MW điện gió trong giai đoạn đến năm 2023 (ưu tiên phát triển các dự án đã có quy hoạch và không bị ràng buộc lưới điện truyền tải).
Đối với các dự án điện mặt trời mái nhà, EVN kiến nghị, duy trì cơ chế giá điện 9,35cent/kWh như hiện nay để khuyến khích đầu tư tối thiểu thêm 2.000MW. Đặc biệt, sớm hoàn thiện và ban hành các qui định, cơ chế chính sách để thực hiện phát triển các dự án điện mặt trời, điện gió theo hình thức đấu thầu nhằm tăng cường tính minh bạch và giảm giá mua điện từ các dự án.
Theo báo cáo từ EVN, trong 8 tháng qua, phần năng lượng tái tạo đã phát lên lưới 2,8 tỷ kWh, đạt hơn 106% dự kiến cả năm 2019. Nhờ yếu tố thuận lợi, điện mặt trời đã hỗ trợ tích cực cho hệ thống.
Trong các tháng đầu năm 2019, nguồn mặt trời đã bổ sung tốt cho cung cấp điện. Công suất tối đa ghi nhận 3.519MW, sản lượng phát 25 - 26 triệu kWh, tương đương 1 nhà máy điện than 1.200MW như Vĩnh Tân 1, 2, Duyên Hải 1...