Ngày 14/7, Bộ Công thương cho biết đã tiếp thu ý kiến, tuân thủ chỉ đạo, điều hành của Chính phủ và ý kiến của các bộ, ngành trong chính sách phát triển điện mặt trời mái nhà.
Theo đó, để khuyến khích phát triển nguồn điện sạch, Bộ Công thương nghiên cứu thí điểm việc sản xuất điện dư không dùng hết thì được bán lên lưới điện quốc gia không quá 10% tổng công suất. Bên cạnh đó, trên cơ sở ý kiến của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Bộ Công thương đã đề xuất xây dựng cơ chế về xác định điện dư không dùng hết được bán lên lưới điện quốc gia theo 3 phương án:
Phương án 1: Điện mặt trời tự sản, tự tiêu sẽ bị khống chế công suất phát điện dư lên lưới điện quốc gia không quá 10% công suất lắp đặt, việc này có thể thực hiện bằng giải pháp lắp đặt bổ sung thiết bị điều khiển công suất phát (Limit export).
Phương án 2: Điện mặt trời tự sản, tự tiêu được thanh toán 10% sản lượng điện trên tổng sản lượng điện dư phát lên lưới điện quốc gia được ghi nhận bởi hệ thống đo đếm điện năng mua bán với khách hàng.
Phương án 3: Điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu được thanh toán 10% sản lượng trên tổng sản lượng điện khách hàng mua từ lưới điện quốc gia được ghi nhận bởi hệ thống đo đếm điện năng mua bán với khách hàng.
Cùng với việc đề xuất các phương án, Bộ Công thương cũng báo cáo, giải trình làm rõ việc đề xuất này để Chính phủ, Thủ tướng, Phó Thủ tướng nắm rõ các căn cứ của việc đề xuất. Cụ thể, theo Bộ Công thương, thực hiện phương án 1 sẽ bám sát ý kiến chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ, Phó Thủ tướng Chính phủ Trần Hồng Hà. Tuy nhiên, việc lắp đặt thêm thiết bị Limit export sẽ làm tăng chi phí đầu tư của người sử dụng điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu làm hạn chế khuyến khích đầu tư, đồng thời phát sinh thêm việc nghiệm thu, theo dõi, giám sát cài đặt, vận hành thiết bị này theo đúng quy định.
Đối với việc áp dụng phương án 2: Đơn giản trong thực hiện, tiết kiệm chi phí đầu tư của người sử dụng hơn phương án 1.
Đối với phương án 3: Đơn giản trong thực hiện, tiết kiệm chi phí đầu tư của người sử dụng như phương án 2. Tuy nhiên, phương án 3 có sản lượng điện dư được thanh toán nhiều hơn phương án 2.
Sau khi nghiên cứu kỹ lưỡng, để bảo đảm tính khuyến khích, đơn giản trong thực hiện, tiết kiệm chi phí đầu tư nhưng vẫn đảm bảo không xảy ra tiêu cực và lãng phí nguồn lực xã hội, Bộ Công thương đề xuất thực hiện theo phương án 2.
Đối với việc xác định giá mua bán điện dư, Bộ Công Thương cũng đề xuất 3 phương án thực hiện, cụ thể:
Phương án 1: Áp dụng bằng bình quân giá điện năng theo chi phí tránh được hàng năm do Bộ Công Thương ban hành. Theo Bộ Công Thương phương án này đơn giản, dễ thực hiện, phù hợp với hiện trạng của hệ thống đo đếm hiện nay mà không cần tốn thêm chi phí nâng cấp đảm bảo thanh toán theo thị trường điện, đặc biệt là những hộ tiêu thụ điện nhỏ; đúng với bản chất của việc bán điện dư, không cam kết công suất do vậy không khuyến khích trả chi phí công suất tránh được trong trường hợp này.
Đối với phương án 2: Lấy bằng giá biên thị trường điện (SMP) từng giờ (không bao gồm giá CAN) và trừ đi chi phí phân phối trên 01 kWh. Lý do phải loại trừ chi phí phân phối như sau: EVN đã đầu tư lưới phân phối để cấp điện cho khách hàng. Do vậy, EVN phải thu hồi để bù lại một phần chi phí phân phối không thu hồi được trong quá trình khách hàng sử dụng điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu mà không mua điện của EVN.
Bộ Công Thương cho rằng phương án này đảm bảo tính thị trường hơn phương án 1, có thể áp dụng cho cả bán điện dư trong cơ chế DPPA không sử dụng lưới điện quốc gia. Tuy nhiên, việc thực hiện theo phương án 2 sẽ rất phức tạp, khối lượng tính toán tăng lên rất nhiều lần so với phương án 1 vì phải tính toán từng chu kỳ giao dịch theo thị trường điện và sẽ phải tốn thêm nhiều chi phí để nâng cấp hệ thống đo đếm đáp ứng theo thị trường, đặc biệt là những hộ tiêu thụ điện nhỏ (chi phí trang bị hệ thống đo đếm tăng gấp 8 đến 10 lần hiện nay).
Đối với phương án 3: Hiện nay không có phương pháp nào phù hợp để xây dựng một giá mua điện dư, do đó không có đủ lý luận để lấy giá mua điện dư phát lên lưới điện quốc gia theo phương án 1 hay phương án 2. Để đơn giản trong thực hiện, đề xuất trước mắt tạm áp dụng giá mua điện dư phát lên lưới từ 600 đến 700 đồng/kWh. Giá này sẽ được xem xét, điều chỉnh (nếu có) hàng năm để đảm bảo khuyến khích phù hợp với từng thời kỳ phát triển của hệ thống điện quốc gia.
Sau khi xem xét đánh giá, Bộ Công Thương cho rằng: Với tính toán theo số liệu của năm 2023, cả 3 phương án đều cho kết quả tương đương nhau, xấp xỉ từ 600 đến 700 đồng/kWh.
"Phương án 3 có tính đơn giản, dễ thực hiện và tiết kiệm được chi phí đầu tư của EVN nên Bộ Công Thương đề xuất thực hiện theo phương án 3, với giá đề xuất là 671 đồng/kWh (theo EVN tính toán chi phí tránh được bình quân năm 2023)", Bộ Công Thương đề nghị.
Trước đó, theo tính toán của EVN, giá biên thị trường điện (SMP) bình quân năm 2023 là 1.091,9 đồng/kWh. Trong khi chi phí khâu phân phối năm 2023 là 263,87 đồng/kWh (theo báo cáo của EVN gửi Bộ Công Thương tại Văn bản số 2766/EVN-TCKT ngày 20/5/2024). Cùng với đó, giá điện năng theo chi phí tránh được năm 2023 cũng được ban hành tại Quyết định 1028QĐ-BCT ngày 27/4/2023 của Bộ Công Thương Theo đó, giá điện năng theo chi phí tránh được bình quân năm 2023 là 671 đồng/kWh.
