Biểu giá FIT-2: Cơ hội, thách thức phát triển điện mặt trời Việt Nam

Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 1]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 2]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 3]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 4]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 5]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 6]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 7]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 8]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 9]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 10]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 11]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 12]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 13]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 14]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 15]

I. Thời gian và quy mô các dự án được áp dụng FIT2

Theo Quyết định số 13/QĐ-TTg, thời gian áp dụng cơ chế FIT mới được tính từ ngày 1/7/2019 đến ngày 31/12/2020 đối với:

1/ Các dự án điện mặt trời (ĐMT) nối lưới 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 của dự án, hoặc một phần của dự án trong giai đoạn từ ngày 1/7/2019 đến ngày 31/12/2020.

2/ Các dự án ĐMT mái nhà có thời điểm vận hành phát điện và xác nhận chỉ số công tơ trong giai đoạn từ ngày 1/7/2019 đến ngày 31/12/2020.

3/ Cơ chế đối với các dự án ĐMT nối lưới nằm trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận được tính đến ngày 1/1/2021 và giá điện được giữ ở mức 9,35 US cent/ kWh. 

Như vậy, từ ngày có hiệu lực của Quyết định số 13/QĐ-TTg là 22/5/2020 đến ngày 1/1/2020 chỉ còn trên 7 tháng để triển khai các thủ tục đầu tư và xây dựng các dự án ĐMT. Đây có vẻ cũng là thời gian khả thi đối với các dự án ĐMT, nhưng các điều kiện khác cũng có những thách thức. Cụ thể:

Thứ nhất: Cơ chế này chỉ áp dụng với “dự án ĐMT nối lưới đã được cơ quan có thẩm quyền phê duyệt chủ trương đầu tư trước ngày 23/11/2019”.

Tính đến cuối tháng 11/2019, chúng ta đã có tổng công suất 10.300 MW được bổ sung vào quy hoạch điện các cấp, nếu trừ đi các nhà máy ĐMT đã vào vận hành trước ngày 30/6/2019, với tổng công suất khoảng 4.400 MW thì còn lại dưới 6.000 MW sẽ chạy đua với thời gian để kịp thời hạn. Trong tổng công suất các dự án ĐMT đã trình xin bổ sung quy hoạch là 25.000 MW (tính đến cuối tháng 6/2019) thì còn gần 15.000 MW sẽ phải chờ đến khi nào cơ chế đấu thầu được ban hành.

Thứ hai: Như đã có các tổng hợp nhận định trước đây, các dự án ĐMT tập trung mật độ cao tại các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, Khánh Hòa và khu vực Tây Nguyên đã gây quá tải và nghẽn mạch các đường dây truyền tải. Thiết nghĩ, từ nay đến cuối năm 2020 các trạm và đường dây truyền tải tại các khu vực này khó có thể vào kịp để giải tỏa thêm gần 6.000 MW nguồn ĐMT. Ngoài ra, còn khoảng 1.000 MW điện gió tại khu vực Nam Trung bộ (chủ yếu là Ninh Thuận, Bình Thuận) và 1.190 MW điện gió khu vực Tây Nguyên trong tổng 4.800 MW điện gió đã được bổ sung quy hoạch.

II. Mức giá mới (FIT-2) trong khuyến khích điện mặt trời

Theo Quyết định số 13/QĐ-TTg, giá mua điện mặt trời trên mặt đất là 7,09 US cent/kWh (tương đương 1.644 đồng). Còn giá điện mặt trời nổi trên mặt nước là 7,69 US cent (tương đương 1.783 đồng), điện mặt trời mái nhà là 8,38 US cent/kWh (tương đương 1.943 đồng). Các mức giá này đều thấp hơn giá mua điện 9,35 US cent/kWh trong Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ ban hành tháng 4 năm 2017.  

Trong các báo cáo đề xuất bổ sung dự án ĐMT vào quy hoạch, tổng hợp cho thấy, nhiều dự án ĐMT trình phương án kinh tế với giá thành sản suất điện từ 7 -:- 7,5 US cent/kWh (điểm hòa vốn). Đánh giá mức giá thành sản xuất điện từ các dự án ĐMT, các chuyên gia của năng lượng Việt Nam sử dụng phương pháp tính chi phí sản xuất mỗi kWh điện san bằng suốt đời dự án (Levelised Cost Of Electricity-LCOE), để tính toán với loại hình ĐMT.

Chi phí san bằng điện (LCOE), là chi phí hiện tại ròng trung bình của điện phát ra ở một nhà máy suốt cuộc sống kinh tế của nó. LCOE được tính bằng tỷ lệ giữa tất cả các chi phí được chiết khấu trong suốt vòng đời của một nhà máy phát điện chia cho khoản chiết khấu của sản lượng điện thực tế được phát ra. LCOE thể hiện chi phí trung bình trên mỗi đơn vị điện được tạo ra, được yêu cầu để thu hồi chi phí xây dựng và vận hành nhà máy điện trong vòng đời kinh tế của nó. 

Công thức tính LCOE như sau:

Trong đó:

- It : Chi phí đầu tư trong năm t.

- Mt : Chi phí vận hành và bảo dưỡng ở năm t.

- Ft : Chi phí nhiên liệu ở năm t.

- Et : Điện sản xuất ở năm t.

- r : Tỷ lệ chiết khấu.

- n : đời sống kinh tế của nhà máy.

Trong tính toán ở đây giả định:

1/ Chi phí đầu tư (It) của ĐMT được cho với 2 mức: Mức 1.000 USD/kW (AC) là mức giới hạn thấp của vốn đầu tư các dự án ĐMT hiện nay; mức 800 USD/ kW (AC) là mức dự báo giá đầu tư giảm trong thời gian tới.

2/ Tỷ lệ chiết khấu (r): 10%.

3/ Đời sống kinh tế của dự án (n): 25 năm.

4/ Chi phí vận hành và bảo dưỡng (Mt): cố định: 8,8 USD/MW(ac) [1].

5/ Hệ số công suất LF% được tính từ mức 17% (số giờ sử dụng công suất cực đại dưới 1500h/năm) đến mức LF22% (số giờ sử dụng công suất cực đại trên 1900h/năm).

Ngoài ra, tính toán cũng không xét tới các chi phí liên quan đến đấu nối vào lưới điện, sự suy giảm hiệu suất của các tấm pin và bộ chuyển đổi DC-AC trong vòng đời dự án và cả sự nghẽn mạch khi lưới truyền tải chưa nâng cấp theo kịp.

Kết quả tính LCOE của ĐMT được tóm tắt trong bảng sau:

Qua đó thấy rằng, với các điều kiện thuận lợi nhất về đấu nối, những dự án ĐMT với suất đầu tư ~1.000 USD/ kW, nằm ở vùng có bức xạ cao (vận hành ở chế độ LF ≥ 20% -:- 22% hay 1.752 -:- 1927 h/năm) mới có mức chi phí hoàn vốn là 6,79 -:- 6,17 US cent/kWh. Còn các dự án có LF ≤ 20% sẽ không hoàn được vốn. Hoặc muốn đảm bảo hoàn vốn và có lãi, dự án phải giảm mức đầu tư xuống mức xấp xỉ 800 USD/ kW.

Còn đối với ĐMT nổi trên mặt nước, giá FIT cao hơn khoảng 8.5%, nhưng theo thống kê hiện tại thì suất đầu tư của ĐMT nổi cao hơn ĐMT mặt đất khoảng 16%. Như vậy, cơ chế FIT mới cũng chưa thực sự hỗ trợ cho ĐMT nổi, trong khi loại hình này cũng có nhiều ưu điểm hơn ĐMT mặt đất về việc tránh chiếm dụng mặt đất, tận dụng được hạ tầng lưới của công trình thủy điện và vận hành điều hòa với nhà máy thủy điện…

Đây là một thách thức lớn đối với các dự án ĐMT trong điều kiện hiện nay, cả về thời gian được áp dụng giá khuyến khích và mức giá khuyến khích.

Tuy nhiên, các nhà đầu tư cũng cần hiểu rằng, nếu Chính phủ không có giải pháp lựa chọn để ưu tiên phát triển trước các dự án có điều kiện thuận lợi về mức độ bức xạ, về hạ tầng lưới, thì việc ồ ạt xây dựng các nguồn ĐMT sẽ lại gây các hậu quả về ùn tắc trong khâu phê duyệt, nảy sinh tiêu cực, hoặc dự án lại bị cắt giảm điện năng phát… như vừa qua, còn lãng phí thêm các nguồn lực xã hội. 

Xu thế chung được dự báo là chi phí đầu tư sẽ tiếp tục giảm, nhưng bài toán cần xét hiện nay là phải chọn các địa điểm có điều kiện phù hợp nhất, đồng thời khâu tiết kiệm giảm chi phí đầu tư là quan trọng để phát triển các dự án ĐMT có hiệu quả./.

HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHI NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

[1] Theo Cẩm nang Kỹ thuật Việt Nam, 2019 (Báo cáo phụ trợ của EOR19)