ĐIỆN MẶT TRỜI MÁI NHÀ CHO DOANH NGHIỆP: Xem xét nâng tỷ lệ mua điện mặt trời lên 15%

Chiều ngày 16/8, Liên đoàn Thương mại và Công nghiệp Việt Nam (VCCI) chỉ đạo Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp phối hợp với Tổng Công ty Điện lực TP.HCM và Viện Nghiên cứu Ứng dụng Năng lượng thông minh (iSEAR) tổ chức Diễn đàn: “Điện mặt trời mái nhà cho doanh nghiệp: Giải pháp chuyển dịch và tiết kiệm năng lượng”.

Tham dự Diễn đàn có ông Võ Tân Thành– Phó Chủ tịch VCCI; Ông Tạ Huy Hoàng – Trưởng văn phòng Đại diện Bộ Xây dựng tại phía Nam; Ông Phạm Thanh Trực – Phó Trưởng ban Ban quản lý các Khu chế xuất và công nghiệp TP.HCM (HEPZA); Ông Trần Ngọc Liêm – Giám đốc VCCI HCM; Ông Vũ Đức Giang – Chủ tịch Hiệp hội Dệt may Việt Nam; Ông Trần Thiên Long – Phó Chủ tịch Thường trực Liên Chi hội Bất động sản Công nghiệp Việt Nam; Trung tá Phạm Thy Bình – Phó Đội trưởng phòng cháy Phòng cảnh sát PCCC & CNCH Công an TP.HCM; Ông Nguyễn Quốc Việt – Phó Viện trưởng Viện Nghiên cứu Kinh tế và Chính sách (VEPR) – thuộc trường Đại học Quốc gia Hà Nội; TS. Cao Anh Tuấn – Chuyên gia về Năng lượng tái tạo; Ông Nguyễn Hữu Khoa – Đại diện Hiệp hội Năng lượng Việt Nam; TS. Trần Huỳnh Ngọc -Phó Giám đốc Trung tâm Đào tạo và Nghiên cứu phát triển – PECC2 (thuộc EVN); Ông Hoàng Đình Lân – Phó Ban Kinh doanh Tổng Công ty Điện lực miền Nam; Ông Lê Hồng Khanh – Phó Giám đốc Công ty Điện lực Bình Dương.

Về phía Ban tổ chức có sự tham dự của Nhà báo Phạm Hùng – Phó Tổng Biên tập Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp, Trưởng văn phòng phía Nam; Nhà báo Nguyễn Tiến Dũng – Phó Tổng Biên tập Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp; Ông Phan Công Tiến – Giám đốc Viện nghiên cứu Ứng dụng năng lượng thông minh.

Phát biểu tại Diễn đàn, TS. Cao Anh Tuấn cho biết, Nghị định 80/2024/NĐ-CP và dự thảo về Điện Mặt trời mái nhà (RTS) đang mở ra thời kỳ phát triển xanh cho đất nước thông qua cơ chế khuyến khích điện Mặt trời (ĐMT). Tuy nhiên, vẫn còn một số bất cập cần được làm rõ, cụ thể:

Một là, hiện nay trong Nghị định 80 quy định về cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và với các khách hàng lớn, cơ chế DPPA cho private lune được đề cập trong chương II, Điều 6, chỉ nêu yêu cầu từ phía khách hàng lớn có công suất tiêu thụ hằng tháng tối thiểu lớn hơn 200.000kWh/tháng, tuy nhiên cần làm rõ về yêu cầu, như: công suất tối thiểu nguồn phát (Generator – ĐVPĐNLTT) là bao nhiêu để được tham gia cơ chế private Line Wind/Solar/RTS; Có cho phép khách hàng lớn mua điện từ đơn vị điện năng lượng tái tạo (ĐVPĐNLTT) qua đường dây riêng, kết nối với lưới để nhận công suất bù đắp còn thiếu hay không? Nếu đã có bộ tiêu chí Zero Export vì sao không cho phát trên lưới? Vì từ vận hành, chỉ riêng công suất ĐMT qua private Line DPPA không thể đáp ứng đủ cho đồ thị phụ tải ban ngày (8h:00 -17h:00 hoặc cả ngày 24/24h; Công suất đơn vị phát điện năng lượng tái tạo (Private Line DPPA) có cần tuân thủ quy hoạch điện 2.600MW cho điện mặt trời áp mái không?

Hai là, Làm rõ cơ sở quy hoạch điện VIII về việc giới hạn 2.600MW cho điện mặt trời, cụ thể: Hiện nay trong Quy hoạch điện VIII không nói rõ cơ sở giới hạn 2.600MW phân bố cho điện mặt trời. Bên cạnh đó, cần làm rõ mức tổng công suất này áp dụng cho Solar Farm/DPPA RTS/RTS tự sản tự tiêu dựa trên cơ sở tính toán vận hành hệ thống điện hay kịch bản vận hành tương lai như thế nào?

Ba là, cần làm rõ chính sách ĐMT tự sản tự tiêu; công bố thông tin biểu đồ phụ tải điện quốc gia lên cổng thông tin điện tử để các bên tham gia vào giao dịch, mua bán điện có thể nắm rõ được thông tin và chính sách phù hợp với biểu đồ phụ tải.

Bốn là, hiện nay trong quy hoạch điện VIII, có một số nhà máy Nhiệt điện than đang có nguy cơ bị trượt tiến độ, không khả thi do chủ đầu tư tư nhân không thu xếp được vốn vì ngân hàng không hỗ trợ cho vay theo chính sách Netzero 2050, COP26. Do đó, có thể chuyển đổi sang quota công suất các nhà máy điện than trượt tiến độ, không khả thi sang ĐMT (đơn cử như Sông Hậu 2, Nam Định, v.v.).

“Một số vấn đề nữa cũng cần làm rõ và có hướng xử lý đối với điện gió trên bờ. Nếu có thể thì nên chuyển bớt phần quy hoạch điện gió sang ĐMT (do hiện tại điện gió có khoảng 4GW (2022), và đến năm 2030, quy hoạch thêm 18GW để có tổng 22GW”, TS. Cao Anh Tuấn cho biết.

Tuy nhiên, ông cho rằng, điện gió trên bờ, gần bờ có nhiều rủi ro trong quá trình thực hiện dự án có suất đầu tư cao với mức kinh phí khoảng 1-1.2 triệu USD/1MW, còn ĐMT thì chỉ là 0.5 triệu USD, trong khi giá bán điện gió cũng cao hơn khá nhiều từ 8-8.5cent trong khi ĐMT chỉ là 6.5 cent.

Bên cạnh đó, thì ĐMT không chiếm nhiều diện tích nếu áp mái. Chưa kể, công suất điện gió tăng thêm cho giai đoạn 2023-2030 là 18GW trong khi công suất tăng thêm đối với ĐMT chỉ là 2.6GW (tức là gấp tới 6.5-7 lần). Mặt khác, hiện nay, hàng loạt các dự án điện gió đang chững lại do giá đền bù đất cao (do áp dụng Luật đất đai mới kể từ 1/8/2024 áp dụng theo cơ chế thị trường…).

“Căn cứ từ những lập luận trên, đề nghị các cơ quan chức năng nghiên cứu, xem xét nâng tỉ lệ mua ĐMT lên 15% cho cả hai vùng miền Bắc – miền Nam, thay vì quy định như hiện nay. Có nghĩa là tương đương với lượng công suất điện ở thời điểm từ 12h -13h của nhà máy trong tổng số công suất ĐMT phát từ 8h sáng – 17h chiều”, TS. Cao Anh Tuấn đề nghị.

Bên cạnh đó, tăng mua ĐTM lên 1.300 VND/1kWh trung bình từ 8h -17h. Ngoài ra, với ĐMT tự sản tự tiêu, EVN có thể mua sản lượng thừa từ một nhà máy và cho một nhà máy ngay bên cạnh trong KCN mà không tốn chi phí truyền tải (dự kiến khoảng 263,87 VND/1kWh).