Phát triển nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII - Nhận diện các thách thức và đề xuất giải pháp

Đề xuất một số ‘chính sách cấp bách’ phát triển nguồn điện gió và điện khí tại Việt Nam Tập thể các chuyên gia, nhà khoa học thuộc Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam vừa có văn bản tổng hợp, đánh giá, nhìn nhận và kiến nghị về “một số chính sách cấp bách cho phát triển các dự án điện gió và điện khí (sử dụng khí trong nước)/LNG (nhập khẩu) tại Việt Nam” gửi Ủy ban Thường vụ Quốc hội, Thủ tướng Chính phủ.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam năm 2023 - Hoạt động trong biến động khôn lường 2023 là năm thứ ba thực hiện Chiến lược phát triển kinh tế, xã hội (giai đoạn 2021 - 2030), nhưng lại là nửa năm đầu tiên bắt đầu triển khai Quy hoạch điện VIII và trở thành năm nhiều biến động ảnh hưởng lớn đến hoạt động sản xuất, kinh doanh của ngành điện - một ngành kinh tế hạ tầng quan trọng của đất nước. Bài viết dưới đây của Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam xin chia sẻ với bạn đọc một vài nét về những kết quả vượt thử thách trong sự biến động trong năm qua và gợi ý một số giải pháp nhằm tháo gỡ khó khăn cho EVN trong những năm sắp tới.

I. Chậm tiến độ nhiều năm các dự án nguồn điện từ Quy hoạch điện VII và Quy hoạch điện VII (điều chỉnh):

Thứ nhất, về nguồn nhiệt điện than:

Theo Quy hoạch điện VII (điều chỉnh), trong giai đoạn 2016 - 2030 sẽ có tổng công suất hơn 35.000 MW nhiệt điện than được đưa vào vận hành. Tính đến năm 2023 đã có 18 dự án điện than với tổng công suất xây mới 14.570 MW được vào vận hành.

Kiểm điểm cho thấy, có hàng chục dự án điện than chậm tiến độ, cũng như bị loại bỏ trong Quy hoạch điện VIII. Cụ thể:

Khu vực miền Bắc:

- Các dự án chậm bao gồm: Nhiệt điện Na Dương 2 (110 MW) đến cuối tháng 12/2023 mới ký được hợp đồng EPC, điều kiện tiên quyết cho khởi công; Nhiệt điện An Khánh Bắc Giang (650 MW) dự kiến đưa vào năm 2022 - 2023, nhưng lùi sang sớm nhất 2026; Nhiệt điện Nam Định 1 BOT (1.200 MW) dự kiến vào từ năm 2021 - 2022, nhưng đang ở tình trạng không đủ nguồn vốn.

- Các dự án bị loại bỏ: Nhiệt điện Cẩm Phả 3 (440 MW) và Nhiệt điện Quỳnh Lập 1 (1.200 MW) được Quy hoạch điện VIII chuyển sang nguồn điện LNG.

- Ngoài ra, các dự án đồng phát nhiệt điện Hải Hà từ 1 đến 4, Đức Giang, Formosa với tổng công suất gần 3.000 MW đều chưa triển khai, hoặc chậm.

Tổng công suất nhiệt điện than ở khu vực miền Bắc bị chậm trễ và loại bỏ tính đến năm 2023 là 4.200 MW (chưa kể các dự án điện đồng phát nhiệt - điện). Đây cũng là một trong các nguyên nhân quan trọng dẫn đến miền Bắc thiếu điện trong tháng 5 và tháng 6/2023, khi đồng thời xảy ra hiện tượng Elnino gây hạn hán, lưu lượng về các hồ thủy điện rất thấp.

Nếu các dự án bị chậm nêu trên có thể hoàn thành xây dựng, trong 7 năm (từ nay đến năm 2030) miền Bắc chỉ có thể thêm tối đa 3.160 MW nhiệt điện than (gồm Vũng Áng 2, Na Dương 2, An Khánh - Bắc Giang, Nam Định), trong khi theo nhu cầu được tính toán trong Quy hoạch điện VIII, miền Bắc từ năm 2026 - 2030 cần có thêm 10.800 MW nguồn mới. Quy hoạch điện VIII có bổ sung thêm các nguồn điện sử dụng LNG ở miền Bắc, nhưng còn nhiều khó khăn khi triển khai, sẽ được đánh giá ở mục sau.

Khu vực miền Trung:

- Dự án Nhiệt điện Quảng Trạch 1 (1.200 MW) dự kiến hoàn thành vào năm 2026 chậm 5 năm. Còn Nhiệt điện Quảng Trạch 2 (2027 - 2028) được chuyển sang sử dụng khí LNG.

- Dự án Nhiệt điện Quảng Trị BOT (1.200 MW) sau nhiều năm không triển khai, chủ đầu tư Thái Lan (EGATi) đã xin dừng không phát triển.

Khu vực miền Nam:

- Hai dự án nhiệt điện than chưa bố trí được vốn: Sông Hậu 2 BOT (2.000 MW) và Vĩnh Tân 3 BOT (1.980 MW).

- Nhiệt điện Long Phú 1 (1.200 MW) dự kiến đưa vào năm 2018 - 2019, bị dừng lại do nhà thầu Powermachine - Nga bị Mỹ cấm vận. Đến nay chưa rõ khi nào dự án tái khởi động lại.

Quy hoạch điện VIII đã loại bỏ một loạt dự án điện than ở miền Nam với khoảng 6.600 MW như: Long Phú 2 và 3, Long An 1 và 2, còn dự án Nhiệt điện Bạc Liêu chuyển sang LNG.

Thứ hai, về nguồn điện khí:

Tổng công suất nguồn tua bin khí đã được Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) dự kiến vào vận hành trong giai đoạn 2016 - 2030 là 20 dự án (26.640 MW). Về khí nội địa, có 10 dự án, với tổng công suất 8.740 MW. Tuy nhiên, hầu hết các dự án quan trọng chậm tiến độ. Điển hình là:

- Chuỗi khí - điện Lô B - Ô Môn (3.750 MW), mới có Ô Môn 1 vào từ năm 2009 (chạy dầu FO), cả chuỗi dự kiến có thể vào được đầu năm 2027, chậm 15 năm so với Quy hoạch điện VII và 12 năm so với Quy hoạch điện VII (điều chỉnh). Do EVN liên tiếp hai năm thua lỗ, gặp khó khăn về tài chính, chủ đầu tư của 2 dự án Ô Môn 3 và 4 đã được Chính phủ cho phép chuyển từ EVN sang PVN.

- Chuỗi khí - điện Cá Voi Xanh cấp khí cho các nhà máy ở khu vực Chu Lai (Quảng Nam) và Dung Quất (Quảng Ngãi), tổng công suất 3.750 MW. Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) đưa vào năm 2023 - 2024, nhưng đến nay chưa triển khai được bất kỳ khâu nào trong chuỗi nhiên liệu.

Nguyên nhân từ những vướng mắc nhiều thủ tục ở khâu thượng nguồn xuất phát từ các yêu cầu của nhà thầu Exxon Mobil (Hoa Kỳ), cũng có những vướng mắc nằm ngay tại địa điểm dự án như: Chưa thỏa thuận được hành lang tuyến ống khí từ Chu Lai sang Dung Quất; Cảng Kỳ Hà (Quảng Nam) chưa giao chủ đầu tư nâng cấp để có thể đưa tàu vào nhận và xuất condensate, sản phẩm phụ giá trị của khí đốt từ mỏ Cá Voi Xanh.

Về nguồn điện LNG nhập khẩu: Chuỗi dự án cảng - kho - nhà máy điện LNG Sơn Mỹ (4.500 MW) đã được Quy hoạch điện VII đưa vào năm 2018 - 2020, sau đó Điều chỉnh Quy hoạch điện VII lùi sang 2023 - 2026, các dự án nguồn điện Sơn Mỹ 1 và 2 đã phải đổi chủ đầu tư, nhưng đến nay PV GAS vẫn đang lập điều chỉnh F/S phần dự án cảng - kho LNG Sơn Mỹ. Vì vậy, cũng chưa có khâu nào được triển khai xây dựng.

II. Thách thức với các nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII:

1. Về nguồn điện than:

Theo cam kết giảm phát thải CO2 và tiến tới trung hòa carbon vào năm 2050 của Việt Nam, Quy hoạch điện VIII dự kiến đến năm 2030 chỉ phát triển đến 30.127 MW điện than, trong đó hiện nay đã có tới hơn 26.500 MW đang vận hành. Quy hoạch điện VIII chỉ cân đối nguồn điện than đến năm 2030 với 3 dự án đang xây dựng, bao gồm: Vũng Áng 2 (BOT), Quảng Trạch 1 (EVN) và Vân Phong 1 (BOT) - mỗi dự án quy mô 1200 MW. Sau năm 2030 sẽ không có điện than mới, đồng thời các nhà máy phải chuyển dần các sang đốt kèm sinh khối/amoniac từ năm 2035.

2. Về nguồn điện sử dụng nhiên liệu LNG nhập khẩu:

Các nguồn điện khí LNG đã phê duyệt trong Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) từ năm 2016 đến 2030 gồm 11 dự án, tổng công suất 17.900 MW. Hiện nay Quy hoạch điện VIII tăng thêm 4 dự án điện LNG với tổng công suất 6.000 MW ở khu vực miền Bắc để đảm bảo cân đối nguồn theo vùng miền, nhất là miền Bắc.

Trong tổng 22.400 MW điện LNG, đến nay mới chỉ có 2 dự án đang triển khai xây dựng ở miền Nam là Nhơn Trạch 3 và 4 (1.500 MW) và Hiệp Phước 1 (1.200 MW). Các dự án điện LNG là loại hình mới mà Việt Nam chưa có kinh nghiệm, cũng như các quy định pháp lý, có nhiều thách thức về nguồn cung và giá cả nhiên liệu biến động nhanh.

Mặc dù dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 do Tổng công ty Điện lực Dầu khí (PV Power) làm chủ đầu tư được triển khai từ năm 2017 và đến nay đã đạt trên 70% tổng tiến độ xây lắp, nhưng 2 năm trở lại đây gần như giẫm chân tại chỗ trong việc đàm phán giá điện và Hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN.

Với dự án điện LNG Bạc Liêu của Công ty Delta Offshore được cấp chủ trương đầu tư từ năm 2020, nhưng 3 năm nay vẫn chưa đàm phán được xong PPA, chưa vay được vốn cho đầu tư xây dựng…

Trong giai đoạn từ năm 2031 đến năm 2035 quy mô điện LNG cũng chỉ tăng thêm 3.000 MW, nhưng các dự án này cũng buộc phải bắt đầu đốt kèm hydro khoảng 10%. Sau năm 2035 sẽ không tăng thêm nguồn này và các nhà máy sẽ dần chuyển sang đốt kèm, tiến tới đốt hoàn toàn hydro/amoniac vào năm 2050.

3. Về các nguồn điện tái tạo:

Quy hoạch điện VIII đẩy mạnh phát triển nguồn năng lượng tái tạo (NLTT), nhất là điện gió, điện mặt trời. Quy mô nguồn điện gió từ khoảng 4200 MW hiện nay sẽ tăng lên 27.880 MW vào năm 2030 và 168.550 MW vào năm 2050. Theo đó, công suất điện gió năm 2030 gấp 6,75 lần hiện nay và năm 2050 gấp gần 41 lần hiện nay.

Với điện mặt trời (ĐMT), quy mô cũng lên đến 20.591 MW vào năm 2030 và 189.000 MW vào năm 2050. Vừa qua, do các dự án ĐMT phát triển quá “nóng” để kịp hưởng cơ chế FIT đã gây nghẽn mạch nhiều đường dây truyền tải, phải cắt giảm năng lượng; một số dự án sai phạm do chưa hoàn thành đủ các thủ tục đầu tư xây dựng… Nhiều dự án ĐMT đã được bổ sung trong Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) và chưa triển khai xây dựng, nhưng Chính phủ đã cho dừng lại để rà soát. Vì vậy, từ nay đến năm 2030 có chăng chỉ thêm khoảng 1.500 MW các dự án ĐMT này được đưa vào sau rà soát. Các loại hình ĐMT mái nhà tự sản tự tiêu được phép phát triển với mức tăng thêm 2.600 MW.

Về thủy điện, do tiềm năng không còn nhiều, dự kiến đến năm 2030 sẽ có tổng 29.346 MW thủy điện các loại, đến năm 2050 con số này là hơn 36.000 MW, chủ yếu tăng thêm do mở rộng các nhà máy hiện có và xây mới thủy điện nhỏ.

Thủy điện tích năng cũng được sẽ đưa vào hệ thống từ năm 2030 cùng các loại pin lưu trữ, các nguồn điện linh hoạt… Nhưng vẫn chưa có các cơ chế giá mua bán điện cho các loại nguồn này.

Trong dài hạn, tổng công suất các nguồn NLTT (gồm cả thủy điện) đến năm 2050 lên tới gần 400 GW, chiếm 69,8% tổng công suất nguồn điện, thể hiện tỷ trọng nguồn điện được duy trì và phát triển NLTT rất cao. Điện năng từ tổng các nguồn NLTT chiếm tới hơn 70% sản lượng điện.

III. Các bài học để thực hiện Quy hoạch điện VIII hiệu quả:

Kiểm điểm giai đoạn trên 10 năm phát triển nguồn điện vừa qua, có thể thấy các nguyên nhân chậm trễ, thậm chí không thể triển khai đầu tư xây dựng nhiều nguồn điện truyền thống; các nguồn NLTT cũng gặp nhiều rào cản trong phát triển giai đoạn tới đây như sau:

1. Khó khăn trong huy động nguồn vốn: Các dự án nguồn điện trên 1.000 MW đều cần vốn đầu tư hàng tỷ USD, hầu như chủ yếu dựa vào vay vốn nước ngoài. Thị trường vốn quốc tế hạn chế, nhất là trong 5 năm gần đây nhiều quốc gia dừng cho vay vốn các dự án điện than do bản thân họ cũng đang chuyển dịch năng lượng. Đầu tư các dự án NLTT có nhu cầu về vốn lớn, rủi ro cao do công suất và sản lượng phụ thuộc thời tiết cũng như năng lực của lưới truyền tải, khả năng thu hồi vốn chậm.

2. Khó khăn về nguồn cung nhiên liệu: Do khả năng than trong nước không cấp đủ, nhiều dự án gặp khó khăn để có nguồn than nhập khẩu ổn định; các nguồn khí nội địa cũng gặp nhiều vướng mắc khi triển khai dự án khai thác; nguồn LNG đang hạn chế khi nhiều nước chuyển từ nhiên liệu than sang khí. Mặt khác, giá nhiên liệu gần đây tăng cao do tác động từ xung đột quân sự Nga - Ucraina và Israel - Hamas.

3. Về các vướng mắc trong quy định pháp luật:

- Các cơ chế khuyến khích phát triển NLTT còn chưa có định hướng lâu dài, nhiều chính sách còn bất cập; thiếu các quy chuẩn, tiêu chuẩn áp dụng cho các công nghệ, cũng như các tiêu chuẩn quy định kỹ thuật vận hành trong điều kiện tỷ lệ NLTT tích hợp vào hệ thống điện ngày càng cao.

- Do là loại hình nguồn mới, Việt Nam chưa có các quy định cho triển khai khảo sát khu vực biển để triển khai đầu tư các dự án điện gió ngoài khơi, trong khi Quy hoạch không gian biến quốc gia chưa hoàn thành. Chúng ta chưa có dự án nào thuộc loại điện gió ngoài khơi. Khả năng đưa vào 6.000 MW loại hình này ở năm 2030 hầu như không khả thi khi chỉ còn thời gian 7 năm.

- Các dự án điện khí và LNG có vai trò rất quan trọng. Với tổng công suất các nguồn này là 37.330 MW ở năm 2030, trong đó có 29.300 MW là các nguồn cần xây dựng mới, chiếm tới gần 42% công suất tăng thêm từ năm 2021 đến năm 2030. Nhưng hiện nay chưa có khung giá điện cho loại hình LNG, cũng chưa có các quy định về quy trình mua LNG phù hợp với đặc thù nhiên liệu này và thông lệ quốc tế; về cước phí cảng kho, tồn trữ, vận chuyển và tái hóa LNG.

4. Thị trường điện chậm triển khai; giá bán điện chưa theo kịp biến động của giá cả các yếu tố đầu vào, gây tâm lý không yên tâm với nhà đầu tư nguồn điện mới.

5. Các khó khăn, vướng mắc về kỹ thuật: Việc phát triển không đồng bộ giữa các dự án NLTT với lưới điện truyền tải dẫn đến quá tải lưới điện; không huy động hết năng lực các nhà máy điện do thiếu các nguồn lưu trữ, linh hoạt.

IV. Đề xuất các giải pháp:

Để có thể thực hiện Quy hoạch điện VIII hiệu quả, cần thiết phải quan tâm các vấn đề sau:

Thứ nhất: Chính phủ cần thiết sớm ban hành Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII chi tiết đến năm 2025 và năm 2030 để triển khai. Theo đó, phân bổ quy mô các nguồn NLTT từ vùng tới các tỉnh; đảm bảo sớm phê duyệt chủ trương đầu tư và lựa chọn được chủ đầu tư các dự án quan trọng, cũng như các dự án NLTT, thực hiện đầu tư xây dựng nguồn và lưới điện đồng bộ.

Thứ hai: Giải pháp đối với các dự án ưu tiên, quan trọng quốc gia cần thiết có chế độ giám sát nghiêm ngặt, song song với việc tháo gỡ vướng mắc từ các cấp có thẩm quyền, không để tiếp tục tình trạng các dự án chậm nhiều năm.

Cụ thể, với Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn và Cá Voi Xanh là các nguồn điện khí nội địa, tăng cường an ninh và giảm phụ thuộc nhập khẩu, cần được ưu tiên tối đa.

Với các dự án điện LNG - loại nhiên liệu mới đối với Việt Nam, tổng quy mô đầu tư lên tới 20 tỷ USD từ nay đến năm 2030, cần có các cơ chế đặc biệt để các nhà đầu tư nhà nước và tư nhân có thể huy động được nguồn vốn, có các căn cứ thuyết phục được bên cho vay vốn về đảm bảo hiệu quả kinh tế dự án.

Trong thời gian chờ sửa đổi Luật Điện lực, nếu không có cơ chế đặc biệt, các dự án điện gió ngoài khơi và điện khí/LNG không triển khai được, trong khi sẽ không phát triển điện than mới, nguy cơ mất an ninh cung cấp điện rất cao.

Vì vậy, chúng tôi kiến nghị Bộ Công Thương trình cấp thẩm quyền (Quốc hội, Chính phủ) sớm ban hành một số cơ chế, chính sách đặc thù cho phát triển khẩn cấp cho 2 chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn (3.150 MW) và Cá Voi Xanh (3.750 MW); khoảng một nửa quy mô công suất điện gió ngoài khơi cần đưa vào (khoảng 3.000 trên tổng 6.000 MW), cũng như khoảng 3 đến 4 dự án điện LNG với tổng quy mô công suất khoảng 6.000 trên tổng 22.400 MW trong Quy hoạch điện VIII. Nhìn nhận các dự án này thuộc loại “quan trọng, ưu tiên, cấp bách” với an ninh năng lượng quốc gia, tháo gỡ vướng mắc, thúc đẩy để triển khai nhanh chóng. Các dự án trong quy mô trên được thực hiện với hình thức thí điểm, sau đó rút kinh nghiệm để chọn hình thức phù hợp cho các dự án tiếp theo.

Với điện gió ngoài khơi, cơ chế đặc thù có thể cho phép một số tập đoàn, tổng công ty nhà nước được giao khảo sát, điều tra đo đạc các vùng biển mà đã được khoanh vùng trong Dự thảo Quy hoạch không gian biển quốc gia, làm cơ sở cho lập F/S và thiết kế sơ bộ cho một vài dự án điện gió ngoài khơi. Có thể áp dụng hình thức đầu tư PPP (đối tác công tư), trong đó thành phần kinh tế nhà nước nắm phần chi phối tại các dự án tiềm năng.

Với các dự án điện khí/LNG được hưởng cơ chế cấp bách, cụ thể:

1. Cần có cơ chế đặc thù cho phép Bộ Công Thương giao EVN đàm phán Hợp đồng mua bán điện (PPA) với các chủ đầu tư sao cho đảm bảo huy động được vốn, mua được giá LNG theo giá kỳ hạn, ổn định.

2. Sản lượng điện hàng năm theo hợp đồng (Qc) có thể được duy trì “thời gian mở” khoảng 5 năm đầu tiên, với tỷ lệ 75 - 80% sản lượng trung bình nhiều năm của nhà máy điện chuẩn theo Thông tư 57/2014/TT-BCT.

3. Giá khí trong nước được chuyển ngang sang giá điện.

4. Đối với nhập khẩu LNG cho các dự án của PVN, cơ chế cho phép PV GAS áp dụng quy trình mua phù hợp với đặc thù và thông lệ kinh doanh quốc tế.

Thứ ba: Giải pháp đối với phát triển thị trường điện và ổn định - cân bằng hệ thống điện:

1. Cơ chế giá bán điện cần được điều chỉnh linh hoạt, minh bạch và nhanh chóng theo các yếu tố đầu vào… là yếu tố cốt lõi quyết định cho phát triển thị trường điện thực sự cạnh tranh, đồng thời là động lực cho các nhà đầu tư nguồn điện mới.

2. Cần triển khai thực sự thị trường điện bán buôn. Ngoài EVN và các tổng công ty thành viên (thực chất chỉ EVN là người mua duy nhất), cần đưa thêm các người mua mới tham gia thị trường. Ví dụ, Chính phủ ban hành sớm quy định về Hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA).

3. Bộ Công Thương cần sớm cho nghiên cứu ban hành cơ chế dịch vụ phụ trợ hệ thống điện với các nguồn lưu trữ, linh hoạt để huy động nguồn lực đầu tư các loại hình này, đảm bảo huy động hiệu quả các nguồn NLTT.

4. Nâng cao độ chính xác của công tác dự báo thời tiết; kết hợp phát triển các nguồn điện linh hoạt, hệ thống tích năng, pin lưu trữ; giải pháp tự động chuyển đổi điện năng dư thừa cho các nhu cầu khác - trạm sạc pin giao thông điện.

5. Cơ chế về công cụ tài chính đối với các loại phát thải trong ngành điện (như chứng chỉ xanh, thuế CO2) là cần thiết để khuyến khích nghiên cứu, áp dụng vào thực tế các loại công nghệ, nhiên liệu sạch, đồng thời tăng tính cạnh tranh công bằng giữa nguồn điện than với nguồn điện khí, vốn có giá nhiên liệu cao hơn, nhưng “sạch hơn” và các nguồn NLTT.

Thứ tư: Giải pháp tháo gỡ khó khăn, thúc đẩy phát triển NLTT. Các định hướng, chính sách cho nguồn điện này cần tạo môi trường đầu tư ổn định để phát triển. Trong đó:

1. Quốc hội cần sớm phê duyệt Quy hoạch không gian biển quốc gia, làm cơ sở pháp lý vững chắc cho phát triển điện gió ngoài khơi; cho phép điều chỉnh Luật Điện lực, tạo cơ chế chặt chẽ, nhưng thông thoáng để giải quyết vướng mắc với đầu tư các dự án năng lượng.

2. Bộ Công Thương phối hợp với các bộ, ngành liên quan xây dựng cơ chế đấu thầu để địa phương chọn chủ đầu tư các dự án điện NLTT (điện gió trên bờ, điện gió ngoài khơi, điện mặt trời, điện sinh khối, điện từ rác thải). Từ đó chọn được các nhà thầu có đủ năng lực về vốn - tài chính.

3. Các giải pháp nhằm hạn chế ảnh hưởng của các dự án NLTT biến đổi:

Thứ nhất: Tăng cường lưới điện truyền tải để giải tỏa năng lượng từ các nguồn NLTT. Trong đó, có cơ chế khuyến khích xã hội hóa đầu tư, quy định cụ thể về mô hình đầu tư tư nhân vào lưới điện truyền tải.

Thứ hai: Phát triển nguồn điện mặt trời tập trung và điện gió cần phân bố đều ở các vùng, miền để hạn chế việc truyền tải điện đi xa, trước mắt có chính sách ưu tiên hơn các dự án ở miền Bắc.

Thứ ba: Ngoài ưu tiên phát triển ĐMT mái nhà tự sản tự tiêu, cần tiếp tục mở rộng đối tượng ĐMT mái nhà quy mô nhỏ. Trong đó, quy định rõ về lượng điện tự tiêu thụ là chủ yếu (ví dụ 70 - 80% tự tiêu thụ). Còn về quy mô công suất tối đa với mỗi dự án sẽ tùy theo từng khu vực lưới trung áp nhằm tránh đầu tư quá mức lưới điện. Đồng thời có chính sách mua lại điện dư thừa từ ĐMT mái nhà với giá hợp lý, sau khi trừ các chi phí mà hệ thống điện phải tăng thêm để ổn định lưới, dự trữ, tăng linh hoạt và đảm bảo quán tính hệ thống.

Thứ tư: Khẩn trương thí điểm và có quy định về đầu tư loại hình pin tích trữ năng lượng.

Và cuối cùng là thực hiện quản lý phía nhu cầu và tối ưu hóa vận hành hệ thống phân phối với các nguồn năng lượng phân tán./.

NGUYỄN ANH TUẤN (A) - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM