(Chinhphu.vn) – Thực trạng và những bất cập về giá thành điện đã được các nhà quản lý, chuyên gia kinh tế, năng lượng đề cập khách quan, toàn diện tại Tọa đàm “Giá thành điện – Thực trạng và giải pháp”.

Các chuyên gia, nhà quản lý tham dự Tọa đàm”Giá thành điện – Thực trạng và giải pháp” do Cổng Thông tin Điện tử Chính phủ tổ chức ngày 10/10- Ảnh:VGP

Chiều 10/10, Cổng Thông tin điện tử Chính phủ tổ chức Tọa đàm “Giá thành điện – Thực trạng và giải pháp” với sự tham dự của các nhà quản lý, đại biểu quốc hội, chuyên gia kinh tế, năng lượng.

Trong bối cảnh đất nước ta còn nhiều khó khăn và để bảo đảm sự hài hòa về mục tiêu kinh tế gắn liền với thực hiện các mục tiêu xã hội, thời gian qua, việc tính toán chi phí giá thành đối với điện vẫn chưa được đầy đủ, dẫn đến giá bán điện còn có sự méo mó, chưa được hạch toán đầy đủ giữa chi phí đầu vào và giá thành bán ra. Thực tế là giá điện bán ra còn thấp hơn so với giá thành sản xuất.

Nguồn điện giá rẻ giảm trong khi nguồn điện giá đắt tăng cao

Dưới góc độ quản lý nhà nước, ông Nguyễn Thế Hữu, Phó Cục trưởng Cục Điều tiết Điện lực (Bộ Công Thương) cho biết: Việc tính toán giá điện thực hiện theo Quyết định 05 ngày 26/3/2024 của Thủ tướng Chính phủ. Theo quy định này, Bộ Công Thương có trách nhiệm chủ trì, phối hợp cùng Bộ Tài chính và các đơn vị liên quan kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện của EVN căn cứ theo báo cáo chi phí sản xuất kinh doanh điện đã được kiểm toán và các báo cáo tài chính đã được các đơn vị kiểm toán độc lập kiểm toán.

Thực hiện quy định này, đoàn kiểm tra chi phí sản xuất kinh doanh điện năm 2023 của EVN được thành lập gồm đại diện các Bộ, ngành: Công Thương, Tài chính, LĐTBXH, Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại doanh nghiệp và các hiệp hội liên quan như như Hội Bảo vệ người tiêu dùng, VCCI… và các đoàn kiểm tra liên ngành gồm rất nhiều chuyên gia giàu kinh nghiệm trong lĩnh vực điện lực đã tham gia, kiểm tra thực tế tại EVN và các đơn vị thành viên, các tổng công ty điện lực, Tổng công ty truyền tải điện quốc gia… để bảo đảm kiểm tra khách quan, minh bạch.

Báo cáo của EVN và quá trình kiểm tra cho thấy, năm vừa qua, giá nhiên liệu đầu vào cho sản xuất điện gồm giá than, dầu, khí, tỷ giá ngoại tệ đều tăng cao do biến động của tình hình thế giới và ảnh hưởng của hiện tượng El Nino khiến cơ cấu nguồn điện biến động theo hướng bất lợi. Tức là nguồn cho điện giá rẻ như thủy điện giảm trong khi nguồn điện có giá đắt như điện than, điện dầu tăng cao.

“Cùng với đó, nhu cầu điện của Việt Nam tăng cao, xấp xỉ 10-11%. Ngoài các nguồn điện rẻ đã sử dụng hết, chúng ta tiếp tục sử dụng nguồn tăng thêm có giá cao hơn. Tất cả những yếu tố đó dẫn tới chi phí phát điện tăng cao”, Phó Cục trưởng Cục Điều tiết Điện lực chỉ rõ.

Trong bối cảnh này, theo đại diện Cục Điều tiết Điện lực, EVN cùng các đơn vị thành viên đã thực hiện một số giải pháp để tiết kiệm, tiết giảm, tối ưu hóa chi phí, như tiết kiệm 10-15% các chi phí định mức thường xuyên, tiết giảm 20-50% chi phí sửa chữa lớn.

EVN và các đơn vị thành viên cũng đã phát động tiết kiệm điện tại tất cả các cơ quan đơn vị trực thuộc, tuy nhiên, do cấu trúc giá thành tăng quá cao nên dẫn tới chi phí sản xuất điện của EVN tăng cao.

Những bất cập lớn nhất về giá điện

Đại biểu Quốc hội Phan Đức Hiếu, Ủy viên Thường trực Ủy ban Kinh tế của Quốc hội nêu vấn đề: Giả sử các bên sản xuất điện, phân phối, bán lẻ điện đã nỗ lực hết sức để tiết giảm chi phí nhằm có mức giá điện hợp lý nhất, nhưng giá bán điện vẫn thấp hơn giá thành sản xuất, giá thành phân phối thì rõ ràng đây là một bất cập.

Theo phân tích của ông Phan Đức Hiếu, bất cập thể hiện rõ ở một số điểm. Cụ thể đối với điện, chúng ta không chỉ nói về giá cả, giá thành mà cả vấn đề an ninh năng lượng, ổn định trong cung ứng điện rất quan trọng.

“Nếu như giá bán điện thấp hơn giá sản xuất và nhà sản xuất vẫn bán bằng chi phí sản xuất thì thiệt hại dồn lên nhà phân phối. Như vậy, không công bằng đối với nhà phân phối”, ông Hiếu thẳng thắn chỉ rõ

Theo vị Đại biểu Quốc hội này, trong nỗ lực của nhà phân phối nhằm giảm giá mua điện thì lại ảnh hưởng đến nhà sản xuất điện và về lâu dài, không thúc đẩy sản xuất điện, ảnh hưởng đến an ninh, ổn định cung ứng điện. Thực tiễn thời gian qua, có thời điểm, không ổn định nguồn cung điện thì thiệt hại chung cho nền kinh tế, cho người dân, doanh nghiệp.

“Về mặt lâu dài, câu chuyện này cần giải quyết một cách triệt để”, ông Phan Đức Hiếu nhấn mạnh

Chia sẻ về những bất cập này, dưới góc nhìn của một chuyên gia về giá, ông Nguyễn Tiến Thỏa, nguyên Cục trưởng Cục Quản lý giá cho rằng: Giá bán không bù đắp được chi phí thì gây ra nhiều hệ lụy.

Dẫn ra số liệu cụ thể, ông Nguyễn Tiến Thỏa cho biết: Qua số liệu kiểm tra liên ngành được công bố thì giá thành điện là 2.088 đồng/kWh và giá bán bình quân 1.953 đồng/kWh.

“Tức là giá thành điện đã cao hơn giá bán điện bình quân là 6,92%. Đây là tình trạng mua cao, bán thấp. Tức là đầu vào thì theo thị trường nhưng đầu ra thì chúng ta lại không quyết đủ theo các chi phí mà đã tính đúng, tính đủ, hợp lý, hợp lệ trong quá trình sản xuất kinh doanh điện”, chuyên gia Nguyễn Tiến Thỏa phân tích.

Thực tế này theo ông Thỏa gây ra rất nhiều hệ lụy cho sản xuất, kinh doanh điện, cho các ngành sử dụng điện và cho cả nền kinh tế.

Vị chuyên gia này cũng cho biết số liệu kiểm tra rất khách quan, minh bạch. Chúng ta phải nhìn thẳng vào sự thật để giải quyết những bất cập này.

Ông Nguyễn Tiến Thỏa nêu rõ: Nghị quyết số 55-NQ/TW của Bộ Chính trị đã yêu cầu áp dụng giá thị trường đối với mọi loại hình năng lượng, trong đó có giá điện. Vấn đề nữa là phải xóa bỏ mọi “rào cản” để bảo đảm cho giá điện minh bạch theo cơ chế thị trường.

Chính phủ đã có quy định căn cứ đầu vào thay đổi bao nhiêu trong khoảng 3 tháng thì EVN được phép điều chỉnh giá điện bao nhiêu %.

Về chủ trương điều hành, để giải quyết các bất cập, theo ông Thỏa phải bám vào các quy định của pháp luật hiện hành.

“Nguyên tắc tối thượng của điều hành giá điện là phải bảo đảm bù đắp chi phí sản xuất hợp lý, hợp lệ đã được tính đúng, tính đủ”, ông Nguyễn Tiến Thỏa nhấn mạnh.

Vị chuyên gia về giá này cũng cho rằng, nếu chúng ta làm được điều này thì không có hệ quả lỗ của ngành điện, không có việc lỗ để bao cấp cho nền kinh tế. Thu hút đầu tư để phát triển nguồn lưới điện cũng thuận lợi hơn.

Đảm bảo hài hòa lợi ích của các bên tham gia thị trường Điện

Theo ông Nguyễn Tiến Thỏa, Nhà nước điều tiết giá điện bằng các công cụ của thị trường. Đó là các loại thuế, các loại phí, các loại quỹ để điều tiết gián tiếp vào yếu tố hình thành giá điện để có một mức giá điện bảo đảm hài hòa được cái lợi ích của các bên tham gia thị trường điện, Nhà nước không can thiệp trực tiếp vào giá thành.

Ngoài việc bảo đảm tính đúng, tính đủ và Nhà nước điều tiết bằng các biện pháp gián tiếp, bằng công cụ thị trường thì giá điện cũng phải tách bạch phần chính sách an sinh xã hội, chính sách hỗ trợ đối với người nghèo ra khỏi chính sách giá điện và giải quyết bằng chính sách khác như hỗ trợ trực tiếp cho hộ nghèo thì bảo đảm giá điện sẽ minh bạch hơn.

“Những người thuộc diện chính sách xã hội vẫn được nhà nước quan tâm và chúng ta không bỏ rơi những đối tượng đó”, ông Thỏa chỉ rõ.

Phó Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương) Nguyễn Thế Hữu đồng tình với ý kiến cho rằng trong bất kỳ hoàn cảnh nào cũng phải đảm bảo hài hòa lợi ích nhà nước, người dân, doanh nghiệp và bảo đảm các vấn đề về an sinh xã hội khác, hỗ trợ người nghèo trong tiếp cận và sử dụng điện năng.

“Chính sách an sinh trong việc sử dụng điện đối với hộ nghèo và các hộ chính sách xã hội đã được áp dụng nhất quán trong nhiều năm nay chứ không phải vài năm trở lại đây mới nói”, ông Nguyễn Thế Hữu khẳng định.

Đại diện Cục Điều tiết Điện lực (Bộ Công Thương) cho biết các hộ nghèo, hộ chính sách xã hội được hỗ trợ tương đương 30 kWh điện hàng tháng từ ngân sách nhà nước. Nỗ lực chung của cả ngành điện cũng như cơ quan có liên quan đảm bảo an ninh nguồn điện cũng chính là giải pháp căn cơ nhất để đảm bảo an sinh xã hội.

Phải cải cách giá điện

Theo ông Nguyễn Tiến Thỏa, kim chỉ nam để thực hiện việc này phải tuân thủ quyết định của Bộ Chính trị và Quyết định số 05/2024/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ quy định về cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân.

Ông Thỏa phân tích, nếu chúng ta tuân thủ các quyết định này thì giải quyết được rất nhiều vấn đề vì đã cho chúng ta định hướng theo thị trường, tức là đầu vào cứ tăng khoảng ngần này trong 3 tháng thì được điều chỉnh.

Vị chuyên gia này cũng lưu ý, giá điện bám sát sự biến động của thị trường, không hoàn toàn thả nổi theo cơ chế thị trường. Đây chính là cơ chế tính giá theo thị trường mà Nhà nước cho phép điều chỉnh làm sao ở mức độ hợp lý.

“Nguyên tắc xuyên suốt là phải bảo đảm bù đắp chi phí sản xuất, tính đúng, tính đủ, hợp lý, hợp lo ngành điện. Riêng thực hiện những điều này sẽ giải quyết được rất nhiều vấn đề”, ông Thỏa nhấn mạnh

Về dài hạn, cần phải nhanh chóng sửa cơ chế chính sách giá điện trong Luật Điện lực với tầm nhìn dài hạn mới có thể xử lý được những yêu cầu đặt ra đối với một trong những vấn đề cốt lõi của ngành điện, đó chính là giá điện.

Đề cập thêm về vấn đề này,TS Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và tăng trưởng xanh cho rằng căn cứ pháp lý chúng ta đã có, các chỉ đạo cụ thể của Nhà nước đã có, vấn đề ở đây là chúng ta vẫn chưa sử dụng các công cụ đã có trong tay vì vậy không nên nghĩ đến những điều mới. Trước mắt, những gì đã có cần làm trước, các động thái như sửa Luật Điện lực và đưa ra những cơ chế, chính sách mới, Chính phủ đều đã làm.

Theo TS Hà Đăng Sơn, chúng ta đang nhìn thấy lộ trình cải cách toàn bộ ngành điện lực với định hướng theo mục tiêu Net Zero và phát triển bền vững của Việt Nam.

“Để làm được những việc này, đầu tiên là phải cải cách giá điện, trong trường hợp đó chúng ta mới có được những định chế, nền tảng cơ bản để chuyển đổi, chuyển dịch năng lượng theo hướng đưa nhiều hơn nguồn điện “sạch, xanh” trong cơ cấu sản xuất điện”, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và tăng trưởng xanh chỉ rõ.

(Theo baochinhphu.vn)

Lúc 13h ngày 7/9, bão Yagi đã ảnh hưởng trực tiếp đến đất liền các tỉnh Quảng Ninh – Hải Phòng. Bão mạnh cấp 11-12, giật cấp 13-14 đã gây gián đoạn cung cấp điện nhiều khách hàng tại 2 tỉnh, thành này. Ghi nhận ban đầu của Evn.com.vn.

Bão số 3 đang đổ bộ vào Quảng Ninh, Hải Phòng với sức gió rất mạnh

Thông tin từ Tổng công ty Điện lực miền Bắc, bão đã gây sự cố cho 76 đường dây trung áp và làm gián đoạn cung cấp điện cho hơn 238.000 khách hàng trên địa bàn Quảng Ninh. Ước khoảng 40% khách hàng trên địa bàn tỉnh bị mất điện. Các khu vực bị ảnh hưởng chủ yếu ở Móng Cái, Hải Hà, Bình Liêu, Tiên Yên, Ba Chẽ, Vân Đồn, Cô Tô, Hạ Long, Quảng Yên.

Công ty Điện lực Quảng Ninh đã huy động hơn 600 cán bộ nhân viên ứng trực tại các đơn vị để sẵn sàng khắc phục sự cố ngay sau khi cơn bão tan.

Còn tại thành phố Hải Phòng, bão đã gây mất điện diện rộng, tổng số khách hàng đang bị mất điện khoảng 400.000 khách hàng.

Tại Thái Bình, ảnh hưởng của bão cũng gây nhiều sự cố lưới điện trung áp, khiến khoảng 570.000 khách hàng bị mất điện.

Tại Thanh Hoá, đến 14h ngày 7/9 đang có mưa to. Số khách hàng mất điện là gần 12.000 khách hàng.

Các công ty Điện lực đã chuẩn bị đầy đủ nhân lực, vật tư, trang thiết bị để sau khi bão tan sẽ khẩn trương kiểm đếm, khắc phục sự cố, cấp điện trở lại cho khách hàng.

Công nhân Điện lực Ba Bể (PC Bắc Kạn) khắc phục sự cố lưới điện ngay trong đêm 6/9/2024 – Ảnh: ĐVCC.

Trước đó, tối 6/9, do ảnh hưởng của cơn bão số 3 (Yagi), thời tiết mưa giông và gió lớn trên địa bàn tỉnh Vĩnh Phúc khiến nhiều cây xanh gãy đổ và mái tôn bay vào đường dây gây ra sự cố 10 đường dây trung áp làm gián đoạn cung cấp điện trên diện rộng tại các huyện Tam Đảo, Tam Dương, Yên Lạc, Vĩnh Tường và TP. Vĩnh Yên. Với tinh thần nỗ lực cùng sự chuẩn bị ứng phó kỹ càng, đến hơn 22h đêm 6/9, Công ty Điện lực Vĩnh Phúc đã khắc phục xong sự cố, cung cấp điện trở lại cho toàn bộ khách hàng.

Cũng trong tối 6/9, trên địa bàn huyện Ba Bể, tỉnh Bắc Kạn, mưa lớn, gió lốc làm nhiều cây to bị gẫy, đổ và văng lên lưới điện gây sự cố mất điện trên địa bàn. Điện lực Ba Bể đã triển khai khắc phục sự cố ngay trong đêm, đến 3h sáng 7/9 sự cố đã được khắc phục xong và cấp điện trở lại cho khách hàng.

Còn tại Hải Phòng theo báo cáo nhanh cho biết, hiện mưa to và gió cấp 15 đã gây sự cố mất điện 6 đường dây 110 kV (hiện A1 chưa chi đóng lại) mất điện toàn bộ điện ở Cát Hải; mất điện trên 50 đường dây trung và khoảng hơn 300 nghìn khách hàng mất điện.

Ban Chỉ huy PCTT và TKCN Tổng công ty Điện lực miền Bắc và các đơn vị đã và đang ứng trực, theo dõi sát diễn biến của cơn bão số 3 để có phương án xử lý sự cố kịp thời, an toàn.

Theo: https://www.evn.com.vn/

Thủ tướng, Phó Thủ tướng yêu cầu Bộ Công Thương nghiên cứu cơ chế điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu được thí điểm bán điện dư lên lưới không quá 10% công suất.

Văn phòng Chính phủ vừa có văn bản gửi Bộ trưởng Bộ Công Thương, Bộ Tài chính, Bộ Tư pháp về việc xây dựng nghị định của Chính phủ quy định cơ chế, chính sách khuyến khích phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu.

Điện mặt trời mái nhà được bán lên lưới nhưng không quá 10% tổng công suất. Ảnh: Thạch Thảo

Để khuyến khích phát triển nguồn điện sạch, Thủ tướng, Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà yêu cầu 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.

Bộ Công Thương, Bộ Tài chính phải nghiên cứu các quy định giá mua trên tinh thần lợi ích hài hoà, rủi ro chia sẻ, Tập đoàn Điện lực Việt Nam chịu trách nhiệm mua sản lượng điện dư và bảo đảm an toàn vận hành hệ thống điện, bảo đảm sự hài hòa và khuyến khích phát triển cơ chế này.

Bộ Công Thương có nhiệm vụ phối hợp với các bộ, cơ quan liên quan, nghiên cứu các giải pháp, thiết kế điều kiện cần thiết để không xảy ra tiêu cực, tham nhũng, lãng phí nguồn lực xã hội.

Bộ Tư pháp được giao chủ trì, phối hợp với các cơ quan liên quan bảo đảm tính pháp lý của nghị định và các quy định hiện hành, trong đó có Quy hoạch điện VIII.

Lãnh đạo Chính phủ yêu cầu Bộ Công Thương tiếp thu và hoàn thiện dự thảo nghị định trước ngày 11/7, để xem xét, ký ban hành trước ngày 12/7 năm nay.

Trước đó, gửi Bộ Tư pháp thẩm định dự thảo Nghị định của Chính phủ quy định cơ chế, chính sách khuyến khích phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu, Bộ Công Thương cho rằng: Nguồn điện mặt trời là nguồn điện bất ổn định, hoạt động của loại hình này hoàn toàn phụ thuộc vào thời tiết, lúc có nắng thì có điện, lúc không có nắng thì không có điện, sự thay đổi này làm cho lưới điện bị nhiễu vì tần số không chuẩn. Chất lượng điện không đảm bảo có thể hư hại đến các thiết bị điện trong gia đình, công sở, điện cho sản xuất công nghiệp còn yêu cầu ngặt nghèo hơn.

Cơ sở hạ tầng lưới điện của Việt Nam vẫn còn hạn chế, chưa thể bằng các nước phát triển như Mỹ, Úc, EU… tuy nhiên so với các nước trong khu vực và đang phát triển, hạ tầng lưới điện Việt Nam đã có những cải tiến và đang từng bước hiện đại hóa. Vì thế tỷ trọng năng lượng tái tạo của chúng ta vào khoảng 33%, nếu tính cả thủy điện như một số nước thì tỷ lệ này khoảng 54%, đây là tỷ lệ quá cao đối với nước chưa phát triển, dễ mất an toàn, chi phí hệ thống tăng.

“Với tỷ lệ này, nhà nước có thể không khuyến khích phát triển điện mặt trời, trong đó có điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu để bảo đảm an ninh, an toàn, ổn định hệ thống điện.

Tuy nhiên Chính phủ đang tiếp tục khuyến khích người dân và doanh nghiệp lắp đặt điện mặt trời mái nhà tự sản, tự tiêu với mục đích tự dùng, giảm bớt gánh nặng chi phí tài chính, chứ không phải để kinh doanh (như ưu đãi trước đây)”, Bộ Công Thương nêu quan điểm.

Theo(vietnam.net)

Đó là nội dung mới nhất được Bộ Công Thương đưa ra trong dự thảo cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn (DPPA).

Lắp đặt điện mặt trời mái nhà tự dùng.

Bộ Công Thương vừa có báo cáo Phó thủ tướng Trần Hồng Hà về việc giải trình, tiếp thu ý kiến chỉ đạo liên quan đến việc xây dựng, ban hành nghị định quy định cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn (DPPA).

Mở rộng đối tượng mua bán trực tiếp

Đối với yêu cầu mở rộng phạm vi của dự thảo nghị định đối với nguồn điện sinh khối và điện rác, Bộ Công Thương cho hay đã bổ sung các nguồn này tham gia vào cơ chế DPPA.

Cụ thể, đơn vị phát điện năng lượng tái tạo là đơn vị điện lực sở hữu nhà máy điện từ năng lượng mặt trời, gió, thủy điện nhỏ, sinh khối, địa nhiệt, sóng biển, thủy triều, hải lưu, các dạng năng lượng tái tạo khác và hệ thống điện mặt trời mái nhà được cấp giấy phép hoạt động điện lực, hoặc được miễn trừ giấy phép đối với lĩnh vực phát điện theo quy định.

Đối với nguồn điện từ rác chưa được đưa vào cơ chế này, Bộ Công Thương cho hay hiện chưa có quy định rõ ràng về việc điện từ rác được coi là điện được sản xuất từ năng lượng tái tạo. Vì vậy, dự thảo nghị định quy định đơn vị phát điện năng lượng tái tạo gồm cả “các dạng năng lượng tái tạo khác”.

Trong trường hợp nguồn điện từ rác được các cơ quan có thẩm quyền chấp nhận là dạng năng lượng tái tạo, thì sẽ là đối tượng tham gia cơ chế DPPA theo quy định.

Tại dự thảo mới nhất được Bộ Công Thương trình Chính phủ vẫn tiếp tục đề xuất hai hình thức mua bán điện trực tiếp. Bao gồm mua bán qua đường dây riêng là hoạt động ký hợp đồng mua bán điện và giao nhận điện qua đường dây riêng giữa đơn vị phát điện năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn.

Hình thức thứ hai là mua bán điện trực tiếp qua lưới điện quốc gia, thông qua hợp đồng kỳ hạn giữa hai bên đơn vị phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng sử dụng điện lớn, hoặc đơn vị bán lẻ điện tại các mô hình khu, cụm được ủy quyền.

Hai hình thức mua bán trực tiếp

Khách hàng sử dụng điện lớn là các tổ chức, cá nhân mua điện để sử dụng, không bán lại cho tổ chức, cá nhân khác. Khách hàng này phải có sản lượng tiêu thụ bình quân từ 500.000 kWh/tháng trở lên (tính trung bình 12 tháng gần nhất), với khách hàng điện lớn mới hoặc có thời gian sử dụng điện dưới 12 tháng, sẽ tính theo sản lượng đăng ký từ 500.000 kWh/tháng trở lên.

Trước đó, tại cuộc họp về vấn đề này ngày 7-6, Phó thủ tướng Trần Hồng Hà yêu cầu Bộ Công Thương nghiên cứu kỹ hơn việc mở rộng phạm vi của dự thảo với các nguồn điện sinh khối, điện rác chứ không chỉ là điện gió và mặt trời.

Với các hình thức mua bán điện, ông Hà cho rằng cần khuyến khích việc mua bán điện trực tiếp qua đường dây riêng, và cần có quy định quản lý hình thức này để bảo đảm thực hiện tốt, có hiệu quả, tránh các hệ lụy, như cháy nổ, ảnh hưởng cảnh quan…

Cần xây dựng và công bố công khai về các chi phí (đảm bảo tính đúng, tính đủ) khi sử dụng dịch vụ hệ thống truyền tải của EVN (hoặc bên thứ 3), sử dụng hạ tầng, phí tổn thất để người mua, người bán cân nhắc lựa chọn.

Như vậy, với dự thảo mới được Bộ Công Thương đưa ra, các nguồn điện mặt trời mái nhà sẽ được tham gia mua bán trên thị trường cho các đối tượng có nhu cầu sử dụng điện là những khách hàng lớn.

Việc bổ sung đối tượng này nhằm đáp ứng yêu cầu thực tiễn khi dự thảo cơ chế phát triển điện mặt trời mái nhà tự sản tự tiêu mới quy định không cho mua bán điện và chỉ dừng lại việc khuyến khích các nguồn điện mặt trời tự dùng.

Theo:(https://tuoitre.vn/)

Ngày 02/6/2024, ông Lê Văn Trang – Chủ tịch HĐTV Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) chủ trì cuộc họp trực tuyến rà soát công tác triển khai của các đội xung kích EVNSPC hỗ trợ thi công Dự án đường dây 500kV mạch 3 Quảng Trạch – Phố Nối.

Lãnh đạo EVNSPC tổ chức họp khẩn, nối cầu trực tuyến với giám đốc 21 công ty điện lực và các đội xung kích ngoài công trường vào chiều ngày 02/6/2024

Tại cuộc họp, đại diện các đội xung kích và các công ty điện lực đã thông tin đến lãnh đạo EVNSPC về việc triển khai lực lượng tăng cường và tiến độ thi công tại các vị trí đã được phân công; báo cáo về các công cụ, dụng cụ và trang thiết bị phục vụ thi công của các đội xung kích.

Lãnh đạo EVNSPC nhận định hiện trường, khối lượng, vật tư thiết bị và giải pháp thi công của dự án 500kV mạch 3 Quảng Trạch – Phố Nối có nhiều sự khác biệt với địa hình đa dạng và đường đèo hiểm trở, do đó đòi hỏi các đội phải có ngay giải pháp thi công phù hợp với thực địa.

Lãnh đạo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và lãnh đạo EVNSPC trực tiếp kiểm tra hiện trường chuẩn bị các giải pháp thi công

Ông Lê Văn Trang – Chủ tịch HĐTV EVNSPC yêu cầu các đội xung kích bố trí, sắp xếp đội hình thi công phù hợp với tình hình thực tế; có giải pháp thi công hiệu quả và an toàn nhất; các ban và đơn vị liên quan nhanh chóng bổ sung các công cụ, dụng cụ, phương tiện và thiết bị phục vụ cho thi công.

Chủ tịch HĐTV EVNSPC cũng nêu rõ, đây là dự án trọng điểm nên tiến độ hoàn thành các hạng mục được tính bằng giờ, do đó các đội xung kích cần tận dụng “thời gian vàng” để nhanh chóng hoàn thành các phần việc được giao, qua đó đáp ứng yêu cầu về chuyên môn mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) giao phó. Bên cạnh đó, lãnh đạo EVNSPC và các công ty điện lực sẽ tổ chức các đoàn công tác đến các vị trí thi công mà EVNSPC đảm trách, nhằm theo sát tiến độ và kịp thời giải quyết các vấn đề phát sinh tại quá trình thi công.

Chủ tịch Lê Văn Trang nhấn mạnh: “Thi công đường dây 500kV là việc mới và việc khó. Tuy nhiên, đây cũng là cơ hội để mỗi người lao động trong EVNSPC được điều động dịp này phát huy tinh thần quyết tâm cao, tính năng động, sáng tạo và khả năng thích ứng với mọi điều kiện công việc”.

Lãnh đạo EVN và EVNSPC trực tiếp kiểm tra hiện trường chuẩn bị các giải pháp thi công

Trước đó, ngày 31/5/2024, ông Đặng Hoàng An – Chủ tịch HĐTV EVN và ông Lê Văn Trang – Chủ tịch HĐTV EVNSPC cùng đoàn công tác đã đến vị trí thi công VT22 (đoàn Quỳnh Lưu – Thanh Hóa) của Dự án đường dây 500kV mạch 3 Quảng Trạch – Phố Nối.

Tại đây, đoàn công tác đã thăm hỏi tình hình sức khoẻ, nơi sinh hoạt, nghỉ ngơi, ăn uống của anh em kỹ sư, công nhân các đội xung kích; đồng thời động viên anh em nỗ lực hoàn thành xuất sắc nhiệm vụ được giao, đặc biệt chú trọng công tác an toàn trong suốt quá trình làm việc.

Chủ tịch HĐTV EVN Đặng Hoàng An thăm hỏi, động viên các đội xung kích EVNSPC

Trong chuyến đi, Chủ tịch HĐTV EVN Đặng Hoàng An dặn dò anh em kỹ sư, công nhân tại hiện trường không ngại khó, không ngại mới, có thể vừa làm vừa học. Lãnh đạo tập đoàn tin tưởng đội ngũ kỹ sư, công nhân các đội xung kích sẽ hoàn thành xuất sắc nhiệm vụ được giao trên tinh thần “ra quân là thắng lợi”. Ông Đặng Hoàng An cũng chỉ đạo các đội xung kích tận dụng thời gian vào buổi chiều tối lắp thêm thiết bị đèn để tăng ca khi cần thiết; bảo đảm tuyệt đối an toàn lao động trong quá trình làm việc; sắp xếp tăng cường nhân lực hỗ trợ qua lại giữa các đội xung kích.

Đội xung kích Điện lực Đồng Nai triển khai thi công tại vị trí VT132 (huyện Nông Cống, Thanh Hóa)

Đến hiện trường nắm tình hình đội xung kích các đơn vị, ông Lê Văn Trang yêu cầu lãnh đạo các đơn vị tăng cường nhân lực cho mỗi đội lên 18 – 20 người; xem xét những vị trí nào đã đầy đủ vật tư thiết bị thì các đội xung kích có thể hỗ trợ nhau thi công, trong thời gian chờ vị trí của đội và chuẩn bị sẵn sàng công tác hậu cần khi có vật tư thiết bị đầy đủ sẽ thực hiện triển khai thi công ngay; bảo đảm điều kiện sinh hoạt, ăn ở trong suốt thời gian thực hiện nhiệm vụ; lưu ý đặc biệt trong công tác đảm bảo an toàn lao động, không làm ẩu, làm tắt. Về phía tổng công ty và các đơn vị sẽ phân công lãnh đạo đi cùng các kỹ sư, công nhân để theo sát tiến độ và kịp thời hỗ trợ khi cần thiết.

Theo:(https://vietnamnet.vn/)

 

Việc nhiều dự án tái tạo phải sau năm 2030 mới được bổ sung vào quy hoạch, khiến nhiều nhà đầu tư lo không kịp tham gia cơ chế mua bán điện trực tiếp.

Tại dự thảo Nghị định cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA), Bộ Công Thương xây dựng mô hình này theo hai phương án, gồm qua đường dây riêng và lưới quốc gia (tức qua EVN). Nguồn cung là các nhà máy năng lượng tái tạo (gió, mặt trời) công suất trên 10 MW nếu nối lưới hoặc không giới hạn công suất với trường hợp bán qua đường dây riêng.

Dự án nguồn điện phải phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia 2021-2030 (Quy hoạch điện VIII), hoặc quy hoạch điện lực tỉnh được cấp có thẩm quyền phê duyệt.

Góp ý vào dự thảo nghị định này, Hiệp hội Thương mại Mỹ (Amcham) cho biết các nguồn phát điện tái tạo nếu muốn tham gia cơ chế DPPA lúc này, họ cần xây nhà máy với quy mô lớn, nhưng theo Quy hoạch điện VIII thì sau 2030 mới có thể phát triển dự án như vậy. Bởi quy hoạch này chỉ khuyến khích phát triển điện mái nhà tự sản tự tiêu, công suất 2.600 MW đến 2030.

“Như vậy có thể dẫn đến bế tắc với các bên phát điện khi xây dựng nhà máy năng lượng mặt trời với quy mô lớn chưa nằm trong quy hoạch”, Amcham đánh giá, thêm rằng việc này sẽ hạn chế lựa chọn đầu tư của các bên tham gia.

Một phương án khác được tổ chức này nhắc tới là sáp nhập và mua lại các dự án đã được duyệt trong quy hoạch trước đây. Tuy nhiên, lựa chọn này phức tạp với nhiều yêu cầu thẩm định.

Amcham cho rằng nhà chức trách nên thảo luận, xem xét về khả năng sửa đổi Quy hoạch điện VIII, theo hướng cho phép duyệt quy hoạch bổ sung với các nhà máy điện mặt trời mới quy mô lớn thực hiện theo cơ chế DPPA. Cùng đó, họ kỳ vọng các tiêu chí, thủ tục sẽ được điều chỉnh phù hợp, công bằng và hiệu quả hơn khi duyệt các dự án đó.

Phản hồi, Bộ Công Thương cho biết cơ quan này sẽ xem xét trong quá trình xây dựng nghị định.

Thực tế, giới chuyên môn cho rằng khả năng bổ sung dự án năng lượng mặt trời mới vào quy hoạch trước năm 2030 có thể không cao. Bởi, việc này phải chờ sau khi nhà chức trách rà soát xong các dự án điện tái tạo, gồm điện mặt trời đã được cấp có thẩm quyền công nhận giai đoạn trước, nhưng chưa có trong quy hoạch.

Trước đó, tại cuộc họp triển khai kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII vào đầu tháng 4, Bộ trưởng Công Thương Nguyễn Hồng Diên cho hay việc phê duyệt các dự án năng lượng tái tạo phải căn cứ vào quy hoạch. Ông nói quan điểm sẽ không bổ sung các dự án theo đề nghị của địa phương nếu vượt hạn mức đã được phân bổ, hoặc không đáp ứng tiêu chí thẩm định dự án.

“Tiềm năng điện tái tạo của địa phương là có, nhưng nhu cầu của đất nước thì không”, ông nói, thêm rằng nếu duyệt không căn cứ vào nhu cầu sẽ dẫn tới lãng phí lớn sau này.

Cũng góp ý với Bộ Công Thương, Hội đồng kinh doanh Mỹ-ASEAN cho rằng, DPPA cần tạo độ mở và linh hoạt cho các bên tham gia, tránh đưa vào các yêu cầu kỹ thuật quá chi tiết gây ảnh hưởng đến tiến độ thực tế. Theo đó, họ đề xuất bên mua được tự thương thảo với hầu hết các điều khoản trong hợp đồng mua bán, thay vì theo hợp đồng mẫu.

Tại hội thảo tháng trước, bà Miro Nguyễn, đại diện Phòng Thương mại Mỹ (AmCham) đề nghị Việt Nam thực hiện DPPA theo cách mà toàn cầu đang áp dụng, là cho mua bán qua lưới quốc gia và trả phí cho EVN ở khâu truyền tải, phân phối. “Mô hình này mang lại sự ổn định, đơn giản về cấu trúc và quy mô để dự án tái tạo phát triển hiệu quả”, bà nhận định.

Còn đại diện Hiệp hội Doanh nghiệp châu Âu tại Việt Nam (EuroCham) nhìn nhận dự thảo nghị định đang thiếu định nghĩa mô hình không nối lưới và “không nên thúc ép các bên mua bán đầu tư thêm hệ thống – đường dây truyền tải”.

Cơ chế DPPA từng nhiều lần được các doanh nghiệp có vốn đầu tư nước ngoài đề nghị Việt Nam sớm thí điểm, bởi họ cho rằng chính sách này sẽ tác động tích cực vào cạnh tranh ngành năng lượng. Một số tập đoàn lớn như Samsung, Heineken, Nike muốn tham gia, bởi tổng lượng tiêu thụ điện bình quân 500.000-1.000.000 kWh mỗi tháng.

Khảo sát cuối năm ngoái của Bộ Công Thương cho thấy, khoảng 20 doanh nghiệp lớn muốn mua điện trực tiếp, tổng nhu cầu gần 1.000 MW. Cùng đó, có 24 dự án năng lượng tái tạo với công suất 1.773 MW muốn bán qua cơ chế DPPA và 17 đơn vị (2.836 MW) cân nhắc tham gia.

(Theo: vnexpress.net)

Đó là quan điểm mới nhất của Bộ Công thương liên quan đến năng lượng tái tạo trong cuộc họp mới đây.