Theo Bộ Công Thương, việc tiếp tục cho phép triển khai các dự án điện mặt trời để tránh rủi ro pháp lý, khiếu kiện, đền bù cho các nhà đầu tư, gây lãng phí tài sản xã hội…

Nhiều dự án điện mặt trời đã triển khai trên thực tế ở các giai đoạn khác nhau, đã có phát sinh chi phí. Ảnh: H.C.Bộ Công Thương vừa có tờ trình Thủ tướng Phạm Minh Chính về quy hoạch phát triển điện quốc gia tới 2030, tầm nhìn 2045 (Quy hoạch điện VIII). Theo đó, Bộ này kiến nghị tiếp tục triển khai các dự án điện mặt trời đã được chấp thuận nhà đầu tư đến năm 2030 với tổng công suất 2.360 MW (giảm so với con số đã báo cáo do một số dự án các chủ đầu tư không thực hiện tiếp).

Giải thích nguyên nhân, Bộ cho biết nhiều dự án điện mặt trời (trừ các dự án không thực hiện tiếp) đều đã triển khai trên thực tế ở các giai đoạn khác nhau, đã có phát sinh chi phí khoảng 12.700 tỷ đồng.

Việc cho phép các dự án, hoặc phần dự án trên tiếp tục làm để tránh rủi ro pháp lý, khiếu kiện, đền bù cho các nhà đầu tư, gây lãng phí tài sản xã hội, tránh xảy ra mất trật tự an toàn xã hội, xuất hiện các điểm nóng tại khu vực đã giao đất dự án.

Do đó, Bộ Công Thương đề xuất về nguyên tắc cho phép tiếp tục triển khai các dự án điện mặt trời đã được chấp thuận nhà đầu tư đến năm 2030 với tổng công suất 2.360,42 MW (giảm so với con số đã báo cáo do một số dự án các chủ đầu tư không thực hiện tiếp).

Điều kiện được tiếp tục triển khai là các dự án đó phải tuyệt đối tuân thủ quy định của pháp luật về đầu tư, đất đai, xây dựng…

“Nếu trong các dự án nêu trên, phát hiện có vi phạm thì sẽ xử lý nghiêm theo quy định, thậm chí rút giấy phép đầu tư, đình chỉ dự án theo các quy định của pháp luật”, Bộ nêu rõ.

Việc cho làm tiếp các dự án điện mặt trời đã có nhà đầu tư đến năm 2030 để tránh rủi ro pháp lý và lãng phí tài sản xã hội. Ảnh: EVN.Đồng thời, các dự án này cũng chỉ được phép triển khai phù hợp với hạ tầng lưới điện khu vực và khả năng hấp thụ chung của hệ thống điện quốc gia (Bộ Công Thương và EVN sẽ tính toán, kiểm tra với từng dự án).

Thực hiện chỉ đạo của Thủ tướng, Bộ Công Thương cho biết đã có văn bản gửi Thanh tra Chính phủ đề nghị cung cấp thông tin về việc chấp hành pháp luật và vi phạm (nếu có) của các dự án điện mặt trời đã có trong quy hoạch được duyệt và xin ý kiến về đề xuất nêu trên.

Bộ sẽ nghiên cứu, tiếp thu ý kiến của Thanh tra Chính phủ, phối hợp với chính quyền địa phương, các cơ quan chức năng và EVN kiểm tra, rà soát từng dự án trong danh mục để xem xét, xử lý phù hợp.

Hồi tháng 7, Bộ Công Thương đã kiến nghị tiếp tục cho phép triển khai để đưa vào vận hành trong giai đoạn đến năm 2030, các dự án, hoặc phần dự án đã hoàn thành thi công với tổng công suất khoảng 452,62 MW và các dự án đã được quy hoạch, đã được chấp thuận nhà đầu tư với tổng công suất khoảng 1.975,8 MW nhưng chưa vận hành.

(Theo baomoi.com)

Công trình đường dây điện 220kV vượt biển Kiên Bình – Phú Quốc (dài nhất Đông Nam Á) có tổng mức đầu tư trên 2.221 tỷ đồng đã hoàn thành, đưa vào vận hành.

Sáng 14/10, tại phường An Thới, TP. Phú Quốc, tỉnh Kiên Giang, Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) tổ chức lễ đóng điện vận hành cấp điện áp 110kV giai đoạn 1, công trình đường dây 220kV vượt biển Kiên Bình – Phú Quốc.

Phát biểu tại buổi lễ, ông Nguyễn Phước Đức – Tổng Giám đốc EVNSPC cho biết, sau một năm triển khai công tác chuẩn bị đầu tư, công trình đường dây 220kV Kiên Bình – Phú Quốc được phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi vào tháng 1/2018, thiết kế kỹ thuật vào tháng 5/2018, thiết kế bản vẽ thi công vào tháng 10/2018 và khởi công vào tháng 3/2019.

Đây là dự án đường dây 220kV trên không vượt biển đầu tiên tại Việt Nam với quy mô 02 mạch; tổng chiều dài 80,4km, trong đó đoạn trên bờ dài 12,6km, đoạn trên biển dài 64,7km, đoạn trên đảo dài 3,1km; 169 vị trí cột, trong đó đoạn trên biển gồm 117 vị trí cột với thiết kế đặc biệt, lần đầu tại Việt Nam, các móng được thiết kế với hệ cọc bê tông li tâm dự ứng lực đúc sẵn chống nhiễm mặn. Công trình được xếp loại công trình năng lượng Cấp I – Nhóm B với tổng mức đầu tư là 2.221 tỷ đồng.

Phần trên biển có 117 vị trí cột, móng trụ được thiết kế với hệ cọc bê tông li tâm dự ứng lực, đúc sẵn chống nhiễm mặn, đóng tại chỗ, đường kính D700-800, liên kết với hệ đài móng bằng bê tông cốt thép, có diện tích khoảng 400m2/móng, chiều dài giữa các khoảng cột trung bình 560m, chiều cao cột 55-87m, đường dây đảm bảo tĩnh không hàng hải và trang bị hệ thống cảnh báo an toàn hàng không đầy đủ theo quy định.

Đồng bộ với công trình đường dây 220kV Kiên Bình – Phú Quốc giai đoạn 1, vận hành ở cấp điện áp 110kV còn có: Công trình Trạm biến áp 110kV Nam Phú Quốc, công suất thiết kế là 2 máy x 63MVA, giai đoạn đầu lắp 1 máy 63MVA và phần đường dây đấu nối 2 mạch, có 5 vị trí cột, đấu nối từ vị trí tiếp bờ của Đường dây 220kV Kiên Bình – Phú Quốc với Trạm biến áp 110kV Nam Phú Quốc.

Trước đó, tháng 2/2014, đánh dấu bước ngoặt của ngành điện Việt Nam, khi nguồn điện lưới Quốc gia được đưa ra cấp điện cho Đảo Ngọc Phú Quốc, bằng đường cáp ngầm xuyên biển 110kV Hà Tiên – Phú Quốc dài nhất Đông Nam Á, thay thế hoàn toàn nguồn điện diesel tại chỗ, tạo cú hích thúc đẩy thu hút đầu tư, phát triển du lịch và kinh tế biển…, theo đó nhu cầu phụ tải sử dụng điện trên đảo liên tục tăng nhanh với mức tăng trưởng bình quân trên 35%/năm.

Từ khi có lưới điện quốc gia, nhu cầu, tốc độ phụ tải trên đảo tăng nhanh đột biến, chỉ sau 2 năm vận hành, công suất phụ tải tăng hơn 2 lần so với trước đó và đạt 16MW; cộng với số liệu thống kê, khảo sát mức đăng ký nhu cầu phụ tải điện trên địa bàn, dự báo đến năm 2020 lên công suất yêu cầu khoảng 250MW, trong khi đó nguồn cấp điện toàn bộ “đảo ngọc” qua đường cáp ngầm xuyên biển 110kV độc đạo, chỉ đáp ứng tối đa 131MW.

Trước tình hình trên, năm 2016, EVNSPC đã báo cáo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và được Thủ tướng Chính phủ chấp thuận bổ sung Dự án lưới điện 220kV cấp điện cho đảo Phú Quốc vào quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia.

Đến tháng 1/2018, EVN phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi Công trình đường dây 220kV Kiên Bình – Phú Quốc. Tháng 3/2019, công trình được khởi công.

Quá trình triển khai thi công công trình gặp rất nhiều khó khăn do điều kiện thời tiết phức tạp khi thi công trên môi trường biển, thường xuyên mưa, bão, cùng với bùng phát đại dịch COVID-19 kéo dài, việc điều động máy móc, nhân lực thi công, vận chuyển vật tư, thiết bị gặp nhiều trở ngại, thêm việc giá cả nguyên nhiên liệu, xây dựng biến động, cộng với địa hình, địa chất, thổ nhưỡng phía đảo Phú Quốc rất phức tạp và công tác giải phóng mặt bằng phía 2 bờ Kiên Lương và Phú Quốc gặp rất nhiều khó khăn, tác động đến mục tiêu, tiến độ của công trình, dự án.

Được sự quan tâm, chỉ đạo sát sao của Bộ Công Thương, EVN, sự hỗ trợ nhiệt tình, trách nhiệm từ lãnh đạo UBND tỉnh Kiên Giang, TP. Phú Quốc, huyện Kiên Lương và các sở, ban ngành trong tỉnh; cùng sự quyết tâm, nỗ lực không biết mệt mỏi của các tập thể, cá nhân thuộc EVNSPC và các nhà thầu thi công, đơn vị giám sát… công trình đã hoàn thành sau hơn 3 năm khởi công.

Việc hoàn thành công trình đóng điện vận hành cấp điện áp 110kV đã kịp thời sang tải cho đường cáp ngầm 110kV hiện hữu hiện đang vận hành ở mức tải dần tăng cao, khi công suất phụ tải đỉnh có lúc tăng lên đến 103 MW, góp phần đảm bảo cung cấp điện ổn định, an toàn, liên tục với chất lượng và độ tin cậy cao cho thành phố đảo.

Giai đoạn tiếp theo, EVNSPC đã và đang triển khai các công trình đồng bộ cấp điện áp 22kV-110kV-220kV bao gồm: Dự án tái cấu trúc lưới điện Phú Quốc, hoàn thành phần còn lại của Đường dây 110kV Phú Quốc – Nam Phú Quốc, trạm ngắt 110kV Phú Quốc, Đường dây 110kV Phú Quốc – Bắc Phú Quốc, Trạm biến áp 110kV Bắc Phú Quốc theo đúng quy hoạch điện lực đã được phê duyệt.

(Theo baomoi.com)

Giá điện tăng, thời tiết khắc nghiệt khiến các hộ gia đình Mỹ tăng lắp đặt điện mặt trời áp mái để giảm phụ thuộc.

Cơ quan Thông tin năng lượng Mỹ (EIA) dự báo, khoảng 5,3 GW công suất điện mặt trời dân dụng sẽ được lắp đặt mới tại Mỹ trong năm nay. Đây là con số cao kỷ lục, gần bằng tổng công suất năng lượng mặt trời áp mái của nước này năm 2015.

Theo dữ liệu mới nhất từ công ty tư vấn Wood Mackenzie., công suất lắp đặt điện mặt trời áp mái trong quý II đã tăng 40%. Khoảng 180.000 ngôi nhà tại Mỹ đã tham gia.

EIA cho biết giá điện sinh hoạt tại Mỹ được dự báo tăng 7,5% trong năm nay, sau khi tăng 4,3% năm ngoái. Nguyên nhân khiến giá điện leo thang là giá khí đốt – nhiên liệu cho các nhà máy điện – tăng vọt.

John Berger, CEO của Sunnova – một trong những công ty lắp đặt điện mặt trời áp mái lớn nhất Mỹ, cho rằng hóa đơn tiền điện của các hộ gia đình Mỹ sẽ tiếp tục ở mức cao trong vài tháng tới. “Tình hình kinh doanh của chúng tôi tăng trưởng nhờ điều này”, ông nói.

Công nhân lắp điện mặt trời trên mái nhà tại California (Mỹ). Ảnh: Reuters
Các nhà điều hành và giới phân tích cũng chỉ ra các cơn bão, thời tiết nắng nóng và hoả hoạn trên khắp nước Mỹ làm lộ ra những lỗ hổng lớn về độ tin cậy của hệ thống lưới điện. Cơn bão tháng 9 vừa qua đã khiến 2,6 triệu khách hàng ở Florida bị mất điện.

Bên cạnh việc tiết kiệm năng lượng dư thừa để sử dụng sau đó, nhiều hộ gia đình còn đang nối các tấm pin mặt trời với pin dự phòng để bóng đèn hoạt động trong thời gian cúp điện. Nhóm nghiên cứu EnergySage cho biết hiện khoảng 20% công suất lắp đặt điện mặt trời áp mái có kèm bộ pin lưu trữ, tăng gần gấp đôi kể từ 2020.

Tại một ngôi nhà ở ngoại ô Houston, Kevin Lee cho biết đã lắp đặt các tấm pin mặt trời và pin Tesla Powerwall sau khi một cơn bão nghiêm trọng đánh sập phần lớn mạng lưới điện ở Texas tháng 2 năm ngoái.

“Tôi không muốn trải qua chuyện này một lần nữa. Lắp đặt hệ thống pin mặt trời thực sự giúp gia đình tôi cảm thấy an toàn khi bão đến”, ông nói.

Một nghiên cứu của Bộ Năng lượng Mỹ cho thấy họ có thể triển khai tới 200 GW năng lượng mặt trời áp mái vào giữa thế kỷ này, tăng so với khoảng 26 GW hiện nay. Trong đó, khoảng 10-20% tổng công suất năng lượng mặt trời đến từ điện mặt trời áp mái.

Mary Powell, CEO Sunrun, công ty lắp đặt năng lượng mặt trời áp mái lớn nhất Mỹ, cho biết họ đã dễ dàng vượt dự báo tăng trưởng 25% công suất lắp đặt dự kiến cho năm 2022. “Doanh thu của chúng tôi đã đạt mức cao kỷ lục trong vài tháng qua”, CEO Sunrun nói.

Nhưng ngay cả khi phát triển mạnh, điện mặt trời áp mái chỉ chiếm khoảng 1% tổng sản lượng điện ở Mỹ. Năng lượng điện mặt trời được cung cấp chủ yếu từ các trang trại điện có quy mô lớn. EIA dự kiến khoảng 21,5 GW công suất điện mặt trời quy mô lớn được lắp đặt trong năm nay. Trong đó, các bang miền Nam nhiều nắng như California, Florida, Texas là những khu vực tăng trưởng nhanh nhất.

Hiệp hội các ngành công nghiệp năng lượng mặt trời cho biết, chi phí đầu tư cho hệ thống điện mặt trời áp mái cho hộ gia đình khoảng 20.000 USD. Khách hàng có thể đi vay hoặc tận dụng ưu đã thuế của bang, liên bang. Đạo luật Giảm lạm phát vừa được thông qua đã nâng mức ưu đãi thuế liên bang cho việc lắp đặt mới hệ thống điện này lên 30%, tương đương mức giảm khoảng 6.000 USD.

Các hộ gia đình tại một số bang cũng có thể giảm chi phí bằng cách bán điện dư thừa cho các công ty điện. Tuy nhiên, chính sách này khiến các công ty điện lực phản ứng mạnh. Họ cho rằng điều này là không công bằng khi các hộ gia đình được trả tiền để sản xuất nhưng không phải chia sẻ chi phí vận hành và bảo trì lưới điện. Ngoài ra, các doanh nghiệp cũng lo ngại điện mặt trời áp mái có thể làm giảm nhu cầu mua điện từ họ.

Hồi tháng 4, Thống đốc bang Florida Ron DeSantis bác bỏ dự luật cho phép thu hồi chính sách buộc doanh nghiệp điện lực mua điện mặt trời dư thừa của hộ gia đình. Ông cho biết không muốn tăng sức ép chi phí cho người dân trong bối cảnh lạm phát.

CEO của Sunnova John Berger nói rằng các công ty điện đang tìm cách ngăn cản cạnh tranh trong lĩnh vực điện. “Người tiêu dùng không có sự lựa chọn, họ không được chọn nhà cung cấp. Giờ họ có thể làm điều đó và tôi nghĩ ngày càng nhiều người muốn quyền này”, Berger nói.

(Theo vnexpress.net)

TPO – Theo đề xuất của Bộ Công Thương, giá điện sinh hoạt được rút từ 6 bậc còn 5 bậc, mức giá điện ở bậc thấp nhất là 1.678 đồng và cao nhất 3.356 đồng/kWh.

Bộ Công Thương vừa có văn bản gửi 14 cơ quan thuộc Quốc hội cùng một loạt các bộ ngành và 63 địa phương lấy ý kiến về việc thay đổi biểu giá bán lẻ điện mới.

Sẽ xoá bù chéo trong giá điện

Tại Đề án phương án sửa đổi cơ cấu biểu giá điện bán lẻ, Bộ Công Thương cho biết, việc sửa đổi thực hiện theo chỉ đạo của Thủ tướng và ý kiến của đại biểu Quốc hội, các Bộ, ngành và cử tri cả nước.

Theo Bộ Công Thuơng, biểu giá điện bán lẻ được xây dựng từ năm 2014 và đến nay cơ cấu nguồn điện đã có sự thay đổi lớn với tỷ trọng rất cao của các nguồn năng lượng tái tạo, điện mặt trời và điện gió sẽ có nhiều thay đổi quan trọng.

Cụ thể, Đề án giữ nguyên cơ cấu 4 nhóm khách hàng dùng điện gồm sản xuất, sinh hoạt, kinh doanh và hành chính sự nghiệp và 5 khung giờ dùng điện cao điểm hiện tại. Cùng đó, việc bù chéo trong giá điện sẽ thay đổi mạnh, giảm bớt việc bù chéo giữa các hộ tiêu thụ điện có mức tiêu dùng khác nhau.

Đối với biểu giá bán lẻ điện sinh hoạt, theo phân tích của đơn vị tư vấn, phương án đồng giá (1 bậc) không áp dụng được trên thực tế nếu nhìn vào các mục tiêu định giá: chính sách xã hội, phản ánh chi phí cung ứng, sử dụng điện tiết kiệm hiệu quả.

Đề án đưa ra các phương án cải tiến cơ cấu biểu giá bán lẻ điện gồm 5 bậc:

Bậc 1: Áp dụng cho 100 kWh đầu tiên; giá điện mới là 1.753 đồng/kWh (giá đang áp dụng là 1.678-1.734 đồng/kWh).

Bậc 2: Từ 101-200 kWh; giá điện mới đề xuất là 2.014 đồng/kWh (giá đang áp dụng là 2.014 đồng/kWh ).

Bậc 3: Từ 201-400 kWh; giá điện mới đề xuất là 2.424 đồng/kWh (giá đang áp dụng là 2.536-2.834 đồng/kWh).

Bậc 4: Từ 401-700 kWh; giá điện mới đề xuất là 2.871 đồng/kWh (giá đang áp dụng là 2.927 đồng/kWh).

Bậc 5: Từ 701 kWh trở lên; giá điện mới đề xuất là 3.076 đồng/kWh (giá đang áp dụng là 2.927 đồng/kWh).

Phương án này giữ nguyên giá điện hiện hành cho bậc đầu từ 0-100 kWh nhằm đảm bảo ổn định giá điện cho các hộ nghèo, hộ chính sách xã hội có mức sử dụng điện thấp (chiếm 33,48% số hộ). Phần chênh lệch giảm doanh thu tiền điện được bù đắp từ hộ sử dụng điện từ 401-700 kWh và trên 700kWh.

Các bậc từ 101-200 kWh và 201-300 kWh cũng được giữ nguyên trong khi giá điện cho các bậc từ 401-700 kWh và từ 700 kWh trở lên được thiết kế nhằm bù trừ doanh thu cho các bậc thấp.

Theo Đề án, ưu điểm của phương án rút từ 6 bậc còn 5 bậc, nhược điểm là tiền điện các hộ sinh hoạt có mức sử dụng điện từ dưới 270 kWh/tháng tăng thêm bình quân khoảng 2,32% (mức tăng tối đa là 4,47%) so với tiền điện hiện hành. Các hộ có mức sử dụng từ 280 kWh đến 1.100 kWh có mức giảm tiền điện bình quân khoảng 2,47% (mức giảm tối đa là 4,82%). Các hộ có mức sử dụng từ 1.100 kWh trở lên có mức tăng tiền điện bình quân khoảng 3,87% (mức tăng tối đa là 4,63%).

Ngoài ra, số tiền ngân sách hỗ trợ cho hộ nghèo và hộ chính sách xã hội tăng 42 tỷ đồng/năm (tính theo số hộ nghèo, hộ chính sách xã hội năm 2020 là 1.546.540 hộ) do giá điện của bậc 1 được điều chỉnh tăng.

Biểu giá điện mới 5 bậc được Bộ Công Thương đưa ra lấy ý kiếnNgười dùng trên 700 kWh/tháng sẽ phải trả nhiều tiền hơn

Trên cơ sở phân tích ý kiến của tư vấn, Bộ Công Thương đề xuất 2 phương án biểu giá điện sinh hoạt 5 bậc và 4 bậc.

Phương án 1: Bộ Công Thương muốn giữ nguyên giá điện hiện hành cho bậc đầu từ 0-100 kWh nhằm đảm bảo ổn định giá điện cho các hộ nghèo, hộ chính sách xã hội có mức sử dụng điện thấp (chiếm 33,48% số hộ). Phần chênh lệch giảm doanh thu tiền điện được bù đắp từ hộ sử dụng điện từ 401-700 kWh và trên 700kWh.

Theo Bộ Công Thương, ưu điểm của phương án này là đơn giản, người dân dễ hiểu do giảm từ 6 bậc như cơ cấu biểu giá điện hiện nay xuống còn 5 bậc giá điện. Nhược điểm là tiền điện các hộ sinh hoạt có mức sử dụng điện cao từ 711 kWh/tháng trở lên (chiếm khoảng 2% số hộ) phải trả tăng thêm.

Với phương án 2, Bộ Công Thương đề xuất cải tiến cơ cấu biểu giá bán lẻ điện sinh hoạt theo hướng rút ngắn từ 6 bậc xuống 4 bậc:

+ Bậc 1: cho 100 kWh đầu tiên.

+ Bậc 2: cho kWh từ 101-300.

+ Bậc 4: cho kWh từ 301-700.

+ Bậc 5: cho kWh từ 701 trở lên.

Cụ thể, giữ nguyên giá điện hiện hành cho bậc đầu từ 0-100 kWh nhằm đảm bảo ổn định giá điện cho các hộ nghèo, hộ chính sách xã hội có mức sử dụng điện thấp (chiếm 33,48% số hộ), ngân sách nhà nước hỗ trợ cho các hộ nghèo, hộ chính sách xã hội không thay đổi. Phần chênh lệch giảm doanh thu tiền điện được bù đắp từ hộ sử dụng điện từ 100-200 kWh; 301-400 kWh và trên 700kWh. Giá điện cho các bậc từ 101-700 kWh và từ 700 kWh trở lên được thiết kế nhằm bù trừ doanh thu cho các bậc thấp.

Theo Bộ Công Thương, phương án 4 bậc sẽ làm tăng tiền điện phải trả đối với các hộ có mức sử dụng từ 119-232 kWh/tháng và các hộ có mức sử dụng trên 806 kWh/tháng. Tuy nhiên, theo đánh giá sơ bộ thì tác động tăng tiền điện đối với các hộ có mức sử dụng từ 119-232 kWh/tháng là không lớn với mức tiền điện tăng thêm chỉ tối đa chỉ 12.100 đồng/tháng/hộ, tương ứng mức tăng tiền điện là 3,25%.

Ngoài ra, Bộ Công Thương cho rằng phương án 4 bậc sẽ có tác dụng thấp hơn trong việc khuyến khích khách hàng sử dụng điện tiết kiệm, hiệu quả so với phương án 5 bậc.

(Theo tienphong.vn)

(PetroTimes) – Theo một báo cáo mới từ Hiệp hội Công nghiệp Năng lượng Mặt trời và Wood Mackenzie (Mỹ), thị trường năng lượng mặt trời của Mỹ sẽ tăng gần gấp ba lần trong vòng 5 năm tới, sau khi Tổng thống Mỹ Joe Biden ký Đạo luật Giảm lạm phát (Inflation Reduction Act), tài trợ cho khí hậu và năng lượng sạch lớn nhất trong lịch sử nước Mỹ.

Báo cáo, được công bố hôm thứ Năm, dự đoán cho đến năm 2027, thị trường năng lượng mặt trời của Mỹ tăng trưởng hơn 40% so với dự báo trước đó nhờ các hỗ trợ của Đạo luật Giảm lạm phát.

Michelle Davis, chuyên gia phân tích chính tại Wood Mackenzie, cho biết “Đạo luật Giảm lạm phát đã mang lại cho ngành năng lượng mặt trời sự đảm bảo chắc chắn lâu dài nhất mà nó từng có”.

“Các khoản tín dụng thuế đầu tư trong mười năm trái ngược hoàn toàn với các khoản mở rộng một, hai hoặc năm năm mà ngành công nghiệp này đã từng trải qua trong thập kỷ qua. Không phải là nói quá khi cho rằng IRA sẽ dẫn đến một kỷ nguyên mới cho ngành năng lượng mặt trời của Mỹ”.

Báo cáo đã chốt tổng số lượng lắp đặt năng lượng mặt trời trên các phân khúc thị trường đang tăng từ 129 gigawatt (GW) hiện nay lên 336 GW trong 5 năm tới.

Nhưng trong thời gian tới, báo cáo cho biết các vấn đề gây khó khăn cho ngành, bao gồm cả sự chậm trễ của chuỗi cung ứng, sẽ tiếp tục kìm hãm tăng trưởng.

Trong quý II năm 2022, ngành công nghiệp đã lắp đặt 4,6 GW năng lượng mặt trời mới, giảm 12% so với cùng kỳ năm ngoái, nhưng tăng 12% so với quý I/2022. Đối với ước tính cả năm, hiện đã tăng thêm 15,7 GW, đây sẽ là tổng số hàng năm thấp nhất kể từ năm 2019.

Báo cáo cho rằng phần lớn sự chậm trễ gần đây là do cuộc điều tra chống bán phá giá và thuế chống trợ cấp của Bộ Thương mại Mỹ đối với hàng nhập khẩu năng lượng mặt trời từ Campuchia, Malaysia, Thái Lan và Việt Nam. Vào tháng Sáu, Nhà Trắng đã tạm dừng các mức thuế năng lượng mặt trời mới trong hai năm, nhưng những tháng không chắc chắn đã làm đình trệ việc lắp đặt năng lượng mặt trời mới khi các nhà phát triển phải chờ đợi sự rõ ràng về các chính sách trong tương lai.

Báo cáo cho biết: “Trong toàn ngành công nghiệp năng lượng mặt trời, sản lượng quý II sẽ cao hơn nếu không phải do các hạn chế của chuỗi cung ứng và sự suy thoái toàn ngành từ tháng Ba đến tháng Sáu do bắt đầu cuộc điều tra chống gian lận”.

Năng lượng mặt trời ở quy mô tiện ích bị ảnh hưởng nhiều nhất, với lượng lắp đặt trong quý II giảm 25% so với năm ngoái. Tuy nhiên, công suất mới 2,7GW tăng 17% so với quý đầu tiên. Trong cả năm, Wood Mackenzie dự báo năng lượng mặt trời ở quy mô tiện ích sẽ là năm yếu nhất kể từ năm 2018.

Năng lượng sạch cung cấp nhiều việc làm hơn so với ngành nhiên liệu hóa thạch
Theo AP, một báo cáo gần đây của Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) cho biết, năng lượng sạch hiện cung cấp nhiều việc làm hơn so với ngành công nghiệp nhiên liệu hóa thạch, phản ánh sự thay đổi nhờ các nỗ lực đối phó với biến đổi khí hậu đang có trên thị trường việc làm toàn cầu.

Cơ quan Năng lượng Quốc tế cho biết việc làm được phục hồi sau đại dịch trong lĩnh vực năng lượng sạch đã được thúc đẩy bởi các công nghệ cắt giảm khí thải như sản xuất xe điện, vật liệu cách nhiệt cho tòa nhà, các dự án năng lượng mặt trời và trang trại gió. Năng lượng sạch, theo định nghĩa của IEA cũng bao gồm năng lượng hạt nhân, hiện được ước tính chiếm hơn một nửa trong số 65 triệu việc làm trong lĩnh vực năng lượng trên tất cả các khu vực ngoại trừ Nga và Trung Đông./.

(Theo PetroTimes)

(PCĐN) – Chiều ngày 07-9, lãnh đạo Sở Y tế đã tiếp nhận số tiền 3 tỷ đồng do Tổng công ty Điện lực miền Nam trao tặng và 200 triệu đồng do Công ty TNHH MTV Điện lực Đồng Nai (Công ty Điện lực Đồng Nai) hỗ trợ cho công tác phòng, chống dịch Covid-19 trên địa bàn tỉnh.

Ông Nguyễn Ngọc Thành – Chủ tịch kiêm Giám đốc Công ty Điện lực Đồng Nai (phải) trao tặng bảng biểu trưng số tiền 3 tỷ đồng cho lãnh đạo Sở Y tế Đồng Nai.

Tại buổi lễ, ông Nguyễn Ngọc Thành, Chủ tịch kiêm Giám đốc Công ty Điện lực Đồng Nai đã trao số tiền 3 tỷ đồng của Tổng công ty Điện lực miền Nam hỗ trợ ngành y tế Đồng Nai mua trang thiết bị điều trị bệnh nhân mắc Covid-19. Ngoài ra, Công ty Điện lực Đồng Nai trao 200 triệu đồng hỗ trợ lực lượng y tế tham gia phòng, chống dịch.

Tại buổi lễ tiếp nhận, TS-BS.Phan Huy Anh Vũ, Giám đốc Sở Y tế, trân trọng cảm ơn sự ủng hộ của Tổng công ty Điện lực miền Nam và Công ty Điện lực Đồng Nai đến công tác phòng chống dịch covid-19 trên địa bàn tỉnh.

Giám đốc Sở Y tế TS-BS.Phan Huy Anh Vũ cho biết, tình hình dịch bệnh hiện nay diễn biến phức tạp, vì vậy sự hỗ trợ kịp thời của các doanh nghiệp đã giúp cho ngành y tế có thêm kinh phí để mua trang thiết bị điều trị bệnh nhân mắc Covid -19 và phục vụ công tác phòng chống dịch bệnh.

Ông Trương Đình Quốc – Phó giám đốc Công ty Điện lực Đồng Nai (thứ 3 từ trái) trao tặng bảng biểu trưng số tiền 100 triệu đồng cho đại diện huyện Long Thành.

Cũng trong đợt này, Công ty Điện lực Đồng Nai đã hỗ trợ 1,3 tỷ đồng cho các địa phương trên địa bàn tỉnh trong công tác phòng chống dịch và hỗ trợ những người dân có hoàn cảnh khó khăn bị ảnh hưởng bởi dịch bệnh Covid-19. Số tiền này được đại diện các Điện lực trực thuộc trao tặng trực tiếp cho các địa phương.

Ông Cao Mạnh Hà – Giám đốc Điện lực Trảng Bom trao tặng bảng biểu trưng số tiền 150 triệu đồng cho đại diện huyện Trảng Bom.

Trước đó, ngày 6-7, Công ty Điện lực Đồng Nai đã ủng hộ 1 tỷ đồng cho quỹ phòng, chống dịch Covid-19 của tỉnh.

(Theo pcdongnai.vn)

Nhiều nước trên thế giới đang đối diện tình trạng hạn hán, thiếu điện trầm trọng. VN không nằm ngoài vòng xoáy đó khi nhu cầu tăng, song những vướng mắc về cơ chế khiến nhiều dự án điện tái tạo chưa thể vận hành hết công suất.

Thế giới “khát điện”, trong nước lo canh cánh

Trước tình trạng thiếu điện do hạn hán kéo dài, nhiệt độ có lúc vượt 40 độ C, từ giữa tháng 8, tỉnh Tứ Xuyên (Trung Quốc) đã yêu cầu tắt hết các tấm biển quảng cáo ngoài trời để tiết kiệm. Trước đó, từ tháng 5, các tàu điện ngầm ở thành phố Thành Đô (thủ phủ Tứ Xuyên) cũng được yêu cầu không giữ máy lạnh ở nhiệt độ quá thấp trên tàu điện lẫn nhà ga, ngoài ra, cường độ đèn chiếu sáng nơi công cộng phải giảm. Hiện nhiều nhà máy và doanh nghiệp ở địa phương này cũng đã bị cắt giảm điện, các hộ gia đình mất điện thường xuyên. Tình trạng này đang gây nhiều khó khăn cho Tứ Xuyên – vùng huyết mạch kinh tế của Trung Quốc. Chưa kể, Tứ Xuyên cũng đang cung cấp điện cho 2 vùng duyên hải Giang Tô và Chiết Giang. Theo Hãng tin Trung Quốc CNS, mực nước sông Dương Tử đã giảm hơn 51% so với mức trung bình trong 5 năm qua. Nắng nóng vào mùa hè không phải là điều bất thường ở Trung Quốc, tuy nhiên, thời tiết năm nay đặc biệt khắc nghiệt do hiện tượng nóng lên toàn cầu.

Việc chậm ban hành Quy hoạch điện 8 sẽ khiến áp lực thiếu điện càng tăngTương tự, chính phủ Anh yêu cầu người dân tắt bớt điều hòa và đèn do nắng nóng, dẫn đến nguy cơ mất điện diện rộng vào mùa đông này. EU cũng đang phát triển các kế hoạch ứng phó khủng hoảng năng lượng khi châu Âu trải qua tình trạng hạn hán khắc nghiệt, khiến mực nước tại các con sông đều thấp hơn so với mức bình thường. Mực nước sông Loire (Pháp) trong mùa hè năm nay đã giảm xuống thấp kỷ lục, khoảng 40 m3/s, thấp hơn 20 lần so với mức trung bình hằng năm. Hạn hán cũng ảnh hưởng trực tiếp đến các nhà máy điện hạt nhân khi nước sông là biện pháp làm mát chính của các lò phản ứng. Là nước phụ thuộc 70% vào năng lượng hạt nhân, Pháp đã phải đóng cửa một số nhà máy do không có đủ nước để làm mát, bị trục trặc và các vấn đề bảo trì. Điều này đã khiến sản lượng thủy điện của Pháp giảm gần 50%.

VN cần nhanh chóng tháo gỡ vướng mắc cơ chế để tránh nguy cơ thiếu điệnTrong nước, EVN và Bộ Công thương khẳng định năm nay không thiếu điện, tuy nhiên, nguy cơ cho những năm sau rất lớn. Đặc biệt, liên tục trong 2 năm qua, vào mùa hè, ngành điện phải cắt điện luân phiên vào khung giờ cao điểm, từ 500 – 2.000 MW. Thế nhưng, nhu cầu vẫn tăng liên tục.

Lãng phí nguồn năng lượng sạch

Chính vì lẽ đó, từ tháng 7 đến nay, EVN liên tục đưa ra cảnh báo tiêu thụ điện tăng mạnh và hệ thống điện vẫn đối mặt với nguy cơ “thừa mà thiếu” do nguồn dự phòng không có nhiều. Trong báo cáo gửi Bộ Công thương, EVN cho biết kế hoạch vận hành hệ thống điện và thị trường điện đã được Bộ phê duyệt trước đây, đến nay đã “không như dự kiến”. Dự kiến cả năm nay, nguồn điện huy động có thể thiếu hụt 1,1 – 1,2 tỉ kWh. Để tình trạng thiếu điện không trở thành điểm nghẽn trong phát triển kinh tế – xã hội, Thủ tướng Chính phủ yêu cầu quan trọng hàng đầu của ngành điện trong năm nay và các năm tiếp theo là phải đảm bảo cung ứng điện cho phát triển kinh tế – xã hội, tuyệt đối không để xảy ra thiếu điện.

Theo đánh giá của Bộ Công thương và EVN về kế hoạch cung cấp điện giai đoạn 2020 – 2025, trong 5 năm tới, nhu cầu điện năng vẫn tăng trưởng ở mức khoảng 8,5%/năm. Giai đoạn 2023 – 2025, miền Bắc hầu như không có công suất dự phòng và phải nhận hỗ trợ từ miền Trung trong cao điểm mùa khô. Tỷ lệ dự phòng hệ thống điện miền Nam sẽ giảm mạnh từ năm sau 2023 và không đủ điện vào năm 2025. Việc đảm bảo cung cấp điện trong giai đoạn này sẽ gặp nhiều khó khăn, thách thức, nhất là trong trường hợp xảy ra các hiện tượng thời tiết cực đoan. Trong khi đó, tỷ lệ dự phòng công suất toàn quốc đến năm 2025 (không xét năng lượng tái tạo) chỉ khoảng 18%. Đáng chú ý, theo báo cáo cập nhật cân đối cung cầu điện giai đoạn 2021 – 2025 của EVN, sản lượng điện thiếu hụt có thể lên tới 27,7 tỉ kWh vào năm 2025.

“Nếu đẩy nhanh cơ chế mua bán điện đối với các dự án điện mặt trời, khắc phục tối thiểu nạn quá tải của đường truyền điện nhằm lấy nguồn điện tái tạo đang bị lãng phí, không sử dụng hết công suất, nguy cơ thiếu điện trong những năm tới có thể khắc phục được”, TS Nguyễn Dáo – giảng viên Khoa Điện – Điện tử, Đại học Tôn Đức Thắng – nhận định. Trong năm qua, theo báo cáo của EVN, chính các nhà máy điện mặt trời của tập đoàn phải cắt giảm công suất đến 50% vì không tải lên được. “Việc đầu tư đường tải từ nam ra bắc khó khăn, thì những tổ hợp tải điện trong nội bộ các nhà máy, khu công nghiệp có đầu tư điện mặt trời mái nhà… nên được khuyến khích, phát huy hiệu quả. Ngay trong khu công nghiệp mua điện từ các dự án lân cận trong vùng nếu suôn sẻ đã giải được bài toán thiếu điện rồi”, TS Nguyễn Dáo nhấn mạnh.

Đẩy nhanh bấm nút Quy hoạch điện 8

Trao đổi với Thanh Niên, nhiều chủ đầu tư, chuyên gia đều cho rằng, ngành điện chậm ra cơ chế do chờ Quy hoạch điện 8 (QH8). Song QH8 đợi đến bao giờ lại chưa có câu trả lời. Ngày 11.8, tại Hội nghị Chính phủ với các doanh nghiệp, Bộ Công thương khá sốt ruột kiến nghị Thủ tướng sớm phê chuẩn QH8, phê duyệt cơ chế xác định giá bán điện gió, điện mặt trời đối với các dự án chuyển tiếp trên cơ sở tiến hành đàm phán giá điện, hợp đồng mua bán điện với EVN trong khung giá phát điện và hướng dẫn do Bộ Công thương ban hành.

Liên quan QH8, Thủ tướng Chính phủ đã chủ trì tới 5 cuộc họp, riêng Phó thủ tướng Lê Văn Thành cũng chủ trì gần 30 cuộc bàn về quy hoạch này nhưng khi trình lên thì dự thảo vẫn không đạt yêu cầu. QH8 được thực hiện từ tháng 8.2019, đến tháng 3.2021 Bộ Công thương có báo cáo Hội đồng thẩm định và trình Thủ tướng Chính phủ đề án. Tuy nhiên, bản dự thảo quy hoạch theo đánh giá của Chính phủ là vẫn còn một số tồn tại, bất cập cần tiếp tục được rà soát, hoàn thiện. Thực hiện chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ, Bộ tiếp tục rà soát, bổ sung, hoàn thiện dự thảo, gửi lấy ý kiến các bộ, cơ quan, các tập đoàn, tổng công ty trong lĩnh vực năng lượng. Đến ngày 8.10.2021, Bộ lại có Tờ trình 6277 trình Thủ tướng Chính phủ QH8. Thủ tướng lại tiếp tục yêu cầu Bộ rà soát, trên cơ sở cập nhật những cam kết của VN về giảm phát thải tại Hội nghị lần thứ 26 các bên tham gia Công ước khung của LHQ về biến đổi khí hậu (COP26). Đây là vấn đề mới đặt ra mà QH8 phải đóng góp quan trọng vào thực hiện cam kết này, cũng như yêu cầu đặt ra về phát triển nền kinh tế xanh, kinh tế tuần hoàn.

Khẳng định không nên chủ quan với nguy cơ thiếu điện, GS Trần Đình Long – Viện trưởng Viện Điện lực VN – nói tình hình nguồn nước tại các nhà máy thủy điện vẫn chưa có gì bảo đảm khi nạn hạn hán đe dọa toàn cầu, giá than cũng đắt đỏ, khó mua khi thị trường năng lượng thế giới biến động liên tục. Thế nên, nguy cơ thiếu điện sẽ xảy ra khi nào và những yếu tố khách quan nào sẽ tác động đến, chúng ta chưa định đoán hết được. Ông nhấn mạnh: “Nếu không nhanh chóng hoàn thành QH8 thì nguy cơ thiếu điện rất lớn. Bởi các kế hoạch, chiến lược đầu tư của nhà đầu tư trong và ngoài nước phụ thuộc rất lớn vào quy hoạch này. Theo ý kiến của Phó thủ tướng Lê Văn Thành thì QH8 có thể được ban hành trong tháng 8 này nhưng tình hình đến nay chắc sẽ hoãn tiếp sang tháng sau hoặc tháng sau nữa. Vấn đề là Bộ Công thương với vai trò chủ biên dự thảo nên ưu tiên cho việc này, chú trọng chỉ đạo của Chính phủ, đặc biệt rà soát lại quy hoạch về cân đối giữa nguồn và lưới, ngăn chặn tình trạng mất tính đồng bộ. VN vẫn chủ trương phát triển năng lượng sạch, liệu tình trạng lưới không chạy theo kịp phát triển của nguồn tiếp tục xảy ra không? Phải bảo đảm không tụt hậu thì cơ chế đề xuất thế nào? Theo tôi, QH8 cực kỳ quan trọng với nền kinh tế, song vô cùng thách thức cho ngành điện VN”.

“Chúng ta đã có chủ trương phát triển năng lượng tái tạo, chủ trương tiết kiệm và sử dụng năng lượng hiệu quả từ rất lâu. Thế nhưng, một cơ chế để cho doanh nghiệp tự dùng điện của mình để sản xuất lại chưa có. Có phải chúng ta đang xây dựng luật đi sau nhu cầu thực tế, nhu cầu phát triển cơ bản của nền kinh tế thị trường không?”

 

 

TS Nguyễn Dáo

 

(Theo dantri.com.vn)

Theo Ban Quản lý dự án Điện lực miền Nam, dự án Cải tạo, nâng cấp lưới điện trung hạ thế khu vực trung tâm thị xã, thành phố thuộc tỉnh Đồng Nai (dự án hạ ngầm lưới điện) hiện mới triển khai đạt khoảng 19%.

Robot thi công ngầm hóa lưới điện đoạn đường vào Khu ICD Tân Cảng – Long Bình (TP.Biên Hòa)
Cụ thể, công trình có tổng mức đầu tư hơn 93 tỷ đồng để thực hiện hạ ngầm hơn 18km đường dây trung áp, hơn 76km đường dây hạ áp và 48 trạm biến áp tại các đô thị trên địa bàn tỉnh. Tuy nhiên, thời điểm hiện tại mới triển khai hạ ngầm được khoảng 19% đường dây tại TP.Biên Hòa. Nhiều khu vực đang vướng mắc khâu thỏa thuận mặt bằng và xin phép thi công.

Chủ đầu tư kiến nghị UBND tỉnh và TP.Biên Hòa thống nhất cho thực hiện hạ ngầm các tuyến trung thế xây dựng mới, các tuyến cáp ngầm theo thiết kế được duyệt để đảm bảo mỹ quan đô thị cho tỉnh. Đồng thời, UBND TP.Biên Hòa ban giao mặt bằng các tuyến đề xuất thay thế cho tuyến mà Công ty Điện lực Đồng Nai đã đầu tư, nâng cấp để đảm bảo sử dụng hiệu quả nguồn vốn vay của chính phủ Đức.

(Theo Baomoi.com)

(Dân trí) – Bộ Công Thương vừa trình lại Đề án Quy hoạch điện 8 sau khi làm rõ nhiều nội dung theo yêu cầu của Chính phủ.
Tại tờ trình mới nhất, ngoài việc rà soát, làm rõ nhiều nội dung theo yêu cầu của Chính phủ, Bộ Công Thương cũng đã kiến nghị Thường trực Chính phủ thông qua một vấn đề “nóng”.

Thứ nhất là kiến nghị việc rà soát các dự án điện than, điện khí. Theo Bộ Công Thương, việc không đưa vào các dự án điện than, điện khí (14.120 MW nhiệt điện than, 1.500 MW nhiệt điện khí) đã được báo cáo rõ tại Văn bản số 412 (ngày 22/7/2022), phù hợp với đề nghị của các địa phương, kiến nghị của các chủ đầu tư. Do đó, Bộ Công Thương khẳng định, không có rủi ro về mặt pháp lý.

Ngoài ra, Bộ Công Thương cho biết, một số chi phí của các tập đoàn thuộc sở hữu Nhà nước đã bỏ ra để khảo sát, chuẩn bị đầu tư dự án, các tập đoàn có trách nhiệm xử lý theo quy định.

Thứ hai, về các dự án điện mặt trời, Bộ Công Thương đề nghị tiếp tục cho phép triển khai để đưa vào vận hành trong giai đoạn đến năm 2030 các dự án hoặc phần dự án đã được quy hoạch, đã được chấp thuận nhà đầu tư, nhưng chưa vận hành với tổng công suất khoảng 2.428,42 MW.

Việc đẩy lùi các dự án này ra sau năm 2030, theo Bộ Công Thương có thể gặp phải những vấn đề về an ninh trật tự xã hội, rủi ro về mặt pháp lý và kinh phí đền bù cho các nhà đầu tư.

Theo Bộ Công Thương, việc đẩy lùi một số dự án điện mặt trời ra sau năm 2030 có thể gặp phải những vấn đề về an ninh trật tự xã hội, rủi ro về mặt pháp lý và kinh phí đền bù cho các nhà đầu tư (Ảnh: Dương Phong).

Tuy nhiên, Bộ cũng cho rằng các dự án này cần phải tuyệt đối tuân thủ theo đúng các quy định pháp luật về đầu tư, xây dựng, bám sát khả năng hấp thụ của hệ thống điện quốc gia và khả năng giải tỏa công suất của lưới điện. Đồng thời, tuân thủ theo đúng cơ chế giá điện tại thời điểm đưa vào vận hành, tự chịu trách nhiệm về hiệu quả dự án theo cơ chế được duyệt.

Sau này, nếu các cơ quan thanh tra, kiểm tra phát hiện vi phạm thì sẽ bị xử lý nghiêm theo quy định của pháp luật. Trường hợp vi phạm nghiêm trọng thậm chí rút giấy phép đầu tư, đình chỉ dự án theo các quy định của pháp luật về đầu tư xây dựng.

Liên quan đến cơ chế đối với các dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp, Bộ Công Thương đề xuất và đề nghị Thủ tướng Chính phủ chấp thuận cơ chế nhà đầu tư các dự án chuyển tiếp tiến hành đàm phán giá điện, hợp đồng mua bán điện với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) trong khung giá phát điện và hướng dẫn do Bộ Công Thương ban hành.

Các dự án điện gió, điện mặt trời sẽ triển khai trong tương lai sẽ được áp dụng cơ chế đàm phán giá điện và hợp đồng mua bán điện tương tự như nêu ở trên, để đảm bảo tính đồng nhất của hành lang pháp lý với các dự án.

Còn các dự án đã được công nhận vận hành thương mại, Bộ Công Thương đề nghị Thủ tướng Chính phủ có văn bản chỉ đạo để có cơ sở hướng dẫn việc rà soát, xem xét lại Hợp đồng giữa EVN với các chủ đầu tư.

Đồng thời Bộ đề nghị Thủ tướng có quyết định bãi bỏ các Quyết định 13 về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời, Quyết định số 37 và Quyết định số 39 về cơ chế hỗ trợ phát triển điện gió.

Về Quyết định thí điểm cơ chế mua bán điện trực tiếp giữa đơn vị phát điện từ năng lượng tái tạo với khách hàng sử dụng điện lớn (DPPA), Bộ Công Thương kiến nghị Chính phủ chỉ đạo Văn phòng Chính phủ và Bộ Tư pháp rà soát, có ý kiến về thẩm quyền ban hành thí điểm cơ chế này để có cơ sở triển khai và thực hiện theo đúng quy định hiện hành.

Bộ Công Thương cũng kiến nghị Chính phủ xem xét thông qua cơ cấu nguồn đến năm 2030. Cụ thể, tổng công suất các nhà máy điện (đã tính thêm hơn 2.000 MW điện mặt trời đưa vào vận hành trước 2030) khoảng 120.995-148.358 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát).

(Theo dantri.com.vn)

TTO – Trong cuộc trả lời báo chí ngày 11-5 tại TP.HCM, Tập đoàn điện lực SP Group (Singapore) cam kết đầu tư 750 triệu SGD, tương đương 12.000 tỉ đồng, vào các giải pháp năng lượng bền vững tại Việt Nam cho đến năm 2025.

Công ty CJ Vina Agri hợp tác với SP Group lắp đặt và vận hành hệ thống năng lượng mặt trời áp mái – Ảnh: SP GROUP

Ông Stanley Huang – giám đốc điều hành Tập đoàn SP Group – khẳng định cam kết hỗ trợ Việt Nam đạt mức phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050.

“Việt Nam là một thị trường quan trọng đối với SP Group. Chúng tôi cảm thấy được khích lệ bởi định hướng rõ ràng của Chính phủ Việt Nam trong 10 – 20 năm tới”, ông Huang nói với báo giới.

Theo giám đốc điều hành của SP Group, tập đoàn dự định hỗ trợ nỗ lực của Việt Nam thông qua các giải pháp năng lượng bền vững tại các thành phố, quận, thị xã, cũng như khách hàng trong lĩnh vực thương mại và công nghiệp.

Cụ thể, SP Group đặt mục tiêu đạt 1,5 GW về quy mô tiện ích và các dự án năng lượng mặt trời áp mái tính đến năm 2025. Trong đó, các công ty con thuộc quyền sở hữu của SP Group cam kết phát triển danh mục năng lượng tái tạo tại Việt Nam đạt mức 1.000 MW vào năm 2025.

Thừa nhận còn một thời gian rất ngắn trước cột mốc trên, tức chỉ khoảng 2,5 năm, nhưng ông Huang khẳng định đây là mục tiêu hoàn toàn khả thi.

“Nói một cách nghiêm túc, chúng tôi nghĩ nhu cầu điện năng lượng mặt trời áp mái sẽ còn tăng, ít nhất tăng trưởng với cùng tốc độ của GDP, tức tối thiểu khoảng 6 – 7%/năm. Chính vì vậy, tôi cho rằng để đạt mục tiêu 1.000 MW vào năm 2025 hoàn toàn khả thi”, ông Huang nói.

Ông Brandon Chia – giám đốc khu vực Đông Nam Á và Úc, Giải pháp năng lượng bền vững, SP Group – cho biết 750 triệu SGD là con số ước tính ban đầu để phục vụ các mục tiêu trên của công ty cho đến năm 2025.

“Tuy nhiên sau năm 2025, tham vọng của chúng tôi có thể lớn hơn nữa và tăng trưởng cùng thị trường”, ông Chia nói, đồng thời lưu ý “con số đầu tư sau đó có thể tăng lên” vì SP muốn gắn bó với thị trường Việt Nam trong dài hạn.

Sử dụng năng lượng hiệu quả

Để hỗ trợ Việt Nam tốt hơn trong việc giảm phát thải ròng, ông Huang cho rằng hệ thống làm mát khu vực (district cooling) sẽ là giải pháp hiệu quả.

Hệ thống làm mát khu vực là hệ thống làm mát các cụm tòa nhà được kết nối bằng mạng đường ống với một hoặc nhiều nhà máy làm mát tầm trung. Theo SP Group, mô hình này đã giúp khu vực Marina Bay của Singapore tiết kiệm 30% năng lượng và giảm 20.000 tấn phát thải carbon mỗi năm, tương đương với việc giảm hoạt động của 18.000 ôtô.

SP Group đang tìm kiếm một dự án mang tính biểu tượng ở Việt Nam để làm bệ phóng cho dịch vụ công ty cung cấp.

“Nếu chúng tôi có mặt ở đây sớm hơn, chúng tôi có thể hợp tác với tòa nhà Landmark 81 để áp dụng hệ thống làm mát khu vực”, ông Huang nói.

Ngoài ra, vị giám đốc điều hành này khẳng định việc quản lý nhu cầu cũng quan trọng như quản lý nguồn cung trong mục tiêu giảm phát thải ròng.

“Chúng ta thường tập trung quản lý về nguồn cung, nhưng tôi cho rằng việc quản lý nhu cầu cũng rất quan trọng. Chúng ta phải làm sao khuyến khích áp dụng các giải pháp công nghệ để giảm lượng cầu, đồng thời gia tăng tính hiệu quả trong sử dụng năng lượng”, ông nói.

(Theo tuoitre.vn)