Tại dự thảo tờ trình sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 09 quy định hồ sơ, trình tự, thủ tục, phương pháp xác định, phê duyệt khung giá phát điện cũng như khung giá nhập khẩu điện, Bộ Công Thương đã đề xuất một loạt nội dung mới.

Đề xuất hai phương án khung giá, bỏ cách tính theo miền?

Cụ thể, đối với nhà máy điện mặt trời, dự thảo thông tư quy định rõ về nhà máy điện mặt trời nổi nhằm làm căn cứ cho địa phương triển khai thực hiện. Loại hình này không bao gồm nhà máy điện mặt trời có các tấm quang điện được lắp đặt trên các mặt kênh thủy lợi. 

Về khung giá phát điện đối với loại hình nhà máy điện mặt trời, bộ đưa ra hai phương án gồm phân vùng kinh tế - xã hội tại quy hoạch tổng thể quốc gia từng thời kỳ và tính theo địa bàn các tỉnh, thành phố. 

Đối với nhà máy điện gió trên đất liền, nhà máy điện gió gần bờ được xác định căn cứ theo phân vùng kinh tế - xã hội tại quy hoạch tổng thể quốc gia từng thời kỳ. 

Theo Bộ Công Thương, do đặc điểm của năng lượng tái tạo như điện mặt trời, điện gió phụ thuộc vào bức xạ và tốc độ gió, các yếu tố này đều có sự khác biệt rất lớn theo địa điểm các địa phương. 

Vì vậy, bộ khẳng định đề xuất xác định khung giá theo tỉnh hoặc theo vùng kinh tế - xã hội để đảm bảo tính chính xác nhằm phản ánh đúng chi phí đầu tư để thu hút nhà đầu tư cho loại hình này.

Cần phương pháp tính giá phù hợp và cơ chế giá ổn định, minh bạch

Ông Nguyễn Hữu Khoa, Thường trực Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam, cho rằng với hệ số PVout đã được công bố, cơ chế tính giá điện theo đề xuất của Bộ Công Thương sẽ phù hợp hơn cách tính theo giá ba miền, do mức độ bức xạ mặt trời của mỗi địa phương là khác nhau.

Thực tế, nhìn vào hệ số PVout của 34 tỉnh, thành cũng thấy 4 nhóm rõ rệt. Đó là nhóm bức xạ thấp (<1.000kWh/kWp/năm); bức xạ trung bình (kWh/kWp/năm 1.000 đến dưới 1.250); bức xạ cao (1.250 đến dưới 1.450kWh/kWp/năm) và bức xạ rất cao (>1.450 kWh/kWp/năm).

Vì vậy, việc xây dựng biểu giá mua điện mặt trời theo nguyên tắc bức xạ cao thì giá mua thấp để đảm bảo lợi ích của Nhà nước, nhà đầu tư và người dân.

Ông Phan Đăng An, Tổng giám đốc Vũ Phong Energy Group, cũng cho rằng việc điều chỉnh phương pháp trên là phù hợp. Bởi điều kiện phát triển điện mặt trời giữa các khu vực có sự khác biệt khá rõ về bức xạ, hạ tầng lưới điện, khả năng giải tỏa công suất, chi phí đầu tư và nhu cầu phụ tải. 

Tuy nhiên, theo ông An, thách thức đặt ra không hoàn toàn ở việc thay đổi cách phân vùng, mà ở khả năng dự báo của dự án trong giai đoạn chuyển tiếp. Bởi một dự án có thời gian đầu tư, vận hành tương đối dài, nên nhà đầu tư cần quy định chuyển tiếp rõ ràng. 

Trong đó, phương pháp tính giá cần minh bạch và có tính ổn định tương đối trong dài hạn để huy động được vốn. Đối với các thông số đầu vào có thể được cập nhật theo biến động của công nghệ, chi phí vốn và thị trường.

Đồng thời, cơ chế giá cũng cần được triển khai đồng bộ với quy hoạch, khả năng đấu nối và giải tỏa công suất. Có nguyên tắc chuyển tiếp rõ ràng để giảm rủi ro chính sách đối với các dự án đã được chuẩn bị đầu tư. 

"Cơ chế chỉ thực sự hấp dẫn khi đánh giá được tương đối rõ doanh thu, rủi ro và khả năng hoàn vốn, thì mới thu hút được nguồn vốn tư nhân cho phát triển hạ tầng năng lượng" - ông An nói. 

'Đầu tư trăm triệu, bán điện 844 đồng/kWh' khiến người dân chỉ lắp điện mặt trời đủ dùng

Cùng với những yếu tố về thủ tục thì yếu tố quan trọng khiến cho nhiều người dân lắp đặt điện mặt trời mái nhà chưa lựa chọn bán lên lưới là do giá điện mua vào ở mức thấp, hiện ở mức bình quân 844,8 đồng/kWh.