Xác định ngưỡng thâm nhập cho dự án điện mặt trời áp mái theo các vùng khí hậu tại Việt Nam

Theo dõi KTMT trên

Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam đã khơi thông dòng vốn đầu tư đổ vào các dự án. Bên cạnh các dự án lớn hàng trăm MW công suất thì các mô hình điện mặt trời áp mái cũng phát triển mạnh mẽ, đặc biệt là tại các tỉnh từ Nam Trung bộ trở vào. Do đặc điểm địa hình trải dài từ Bắc vào Nam có sự khác biệt về cường độ bức xạ, số giờ nắng mà hiệu quả của các dự án điện mặt trời nói chung và các mô hình điện mặt trời áp mái dùng cho các hộ gia đình nói riêng là rất khác nhau. Cùng một mức công suất đầu tư nhưng sản lượng điện năng sản xuất hàng năm của các dự án thay đổi theo vùng, miền và do đó hiệu quả mang lại của các dự án là rất khác nhau. Hay nói cách khác là ngưỡng thâm nhập của các dự án là khác nhau. Bài báo giới thiệu kết quả phân tích sự khác biệt về giá thành sản xuất làm căn cứ cho việc đánh hiệu quả của việc đầu tư một số mô đun điện mặt trời áp mái thông dụng hiện nay theo từng vùng bức xạ của Việt Nam.

1. Giới thiệu về mô đun điện mặt trời áp mái và các thông số cơ bản:

Mô đun điện mặt trời áp mái là dạng "Điện mặt trời hòa lưới không lưu trữ”. Hệ thống này hoạt động trên nguyên tắc kết hợp giữa điện năng do các tấm pin mặt trời sản xuất ra và điện lưới quốc gia. Hệ điện mặt trời hòa lưới không lưu trữ, không có hệ thống acquy để tích trữ điện năng mà năng lượng sản xuất ra cung cấp trực tiếp cho các nhu cầu sử dụng. Lượng điện năng còn thừa cung cấp lên lưới điện quốc gia. Khi hệ thống điện mặt trời không thể sản xuất đủ thì hộ tiêu dùng sử dụng điện từ lưới điện quốc gia. Mô hình mô phỏng một hệ thống điện mặt trời áp mái nối lưới không lưu trữ được trình bày ở hình 1.

Ưu điểm của điện mặt trời là nguồn năng lượng tự nhiên dồi dào, có khả năng tái tạo, tuổi thọ các tấm pin mặt trời cao, vận hành đơn giản, chi phí vận hành và bảo dưỡng thấp. Tuy nhiên, lượng điện năng sản xuất thay đổi giữa các vùng, miền do sự khác biệt về cường độ bức xạ và số ngày nắng. Lượng điện năng có thể sản xuất của một mô đun điện mặt trời được tính bằng công thức:

E = A*r*H*N*PR

Trong đó:

E: lượng điện năng sản xuất ra (kWh)

H: bức xạ mặt trời trung bình ngày (kWh/m2.ngày)

N: số ngày nắng trung bình trong năm (ngày)

A: tổng diện tích tấm pin mặt trời (m2)

r: hiệu suất các tấm pin mặt trời (%)

PR: hệ số suy giảm hiệu suất các tấm pin mặt trời theo thời gian.

Thông thường các mô đun điện mặt trời áp mái hiện nay có công suất từ 2 - 5kWp (6 - 7m2/1kWp), suất đầu tư từ 20 - 25 triệu đồng cho 1kWp cho các sản phẩm chất lượng và từ 25 - 27 triệu đồng cho các sản phẩm cao cấp có tiêu chuẩn và chất lượng vượt trội, bảo hành trên 25 năm (Vũ Phong Solar, 2020).

Cường độ bức xạ năng lượng mặt trời và số giờ nắng trung bình hàng năm thay đổi theo từng khu vực địa lý. Trong nghiên cứu này, chúng tôi chia thành các khu vực Tây Bắc, Đông Bắc, Bắc Trung Bộ, Nam Trung Bộ và Tây Nguyên và Nam Bộ. Số liệu về cường độ bức xạ mặt trời (BXMT) và số giờ năng trung bình của từng khu vực được thể hiện ở bảng 1.

Các mô đun điện mặt trời áp mái được các hộ tiêu thụ đầu tư để thay thế cho nhu cầu điện hàng tháng và có thể bán phần còn thừa lên lưới điện quốc gia. Như vậy, các tính toán hiệu quả kinh tế ở phần sau sẽ có liên quan đến biểu giá lẻ điện. Biểu giá được sử dụng là biểu giá bán lẻ điện sinh hoạt 6 bậc được ban hành tháng 3/2019 (bảng 2)

Từ biểu giá này chúng ta có thể tính giá mua điện trung bình mà mỗi hộ gia đình phải trả tương ứng với mỗi bậc thang giá bán lẻ như trong bảng 3.

2. Phân tích hiệu quả kinh tế kinh tế các dự án điện mặt trời áp mái theo từng khu vực địa lý

Để làm cơ sở cho quá trình phân tích đánh giá trước hết chúng ta tiến hành xác định giá thành 1 kWh điện năng mà các mô đun điện mặt trời sản xuất ra cho từng vùng địa lý. Các tính toán được thực hiện trên bộ số liệu của mô đun công suất 5 kWp. Trên cơ sở tham khảo giá của một số nhà cung cấp thiết bị (Vũ Phong Solar, 2020; Power Sun, 2020), chúng tôi sử dụng các số liệu sau cho tính toán:

- Suất đầu tư 25 triệu đồng/1kWp với diện tích tấm pin mặt trời 7 m2/Wp

- Tuổi thọ công trình 20 năm

- Chi phí vận hành & bảo dưỡng hệ thống bằng 2% chi phí đầu tư

- Hệ số chiết khấu dòng chi phí vận hành và bảo dưỡng i =10%

Hiệu suất trung bình hiện nay của các tấm pin mặt trời giao động từ 11% đến 15% và theo thời gian sử dụng hiệu suất này suy giảm trung bình khoảng 3%/năm (Nguyen Hai Long, 2016). Cùng một mức công suất lắp đặt 5 kWp - 35m2 thì lượng điện năng sản xuất ra hàng năm mà mỗi hệ thống sản xuất ra là khác nhau giữa các vùng. Với giả thiết hiệu suất của tấm pin mặt trời là 14% và hiệu suất này suy giảm với tốc độ 3%/năm, cường độ bức xạ là lấy mức trung bình của mỗi vùng; tuổi thọ của công trình là 20 năm thì tổng sản lượng điện năng sản xuất ra được thể hiện trong bảng 5.

Do cường độ bức xạ và số ngày nắng trung bình hàng năm là khác nhau nên lượng điện năng sản xuất được là khác nhau mặc dù quy mô đầu tư và chi phí vận hành giống nhau (5kWp) dẫn đến giá thành điện năng tính toán là khác nhau. Như vậy, giá thành sản xuất 1kWh điện năng sản xuất từ mô đun điện mặt trời ở các khu vực khác nhau cũng có sự chệnh lệch nhất định (bảng 6).

So sánh giữa các khu vực, hai vùng Tây Nguyên & vùng Nam Trung Bộ và Nam Bộ có giá thành thấp nhất. Cao nhất là vùng Đông Bắc với giá thành cao hơn 1,7 lần so với vùng Tây Nguyên & Nam Trung Bộ.

Do các dự án điện mặt trời áp mái được đầu tư nhằm thay thế cho việc sử dụng điện lưới quốc gia nên việc so sánh hiệu quả kinh tế phải xem xét ở khía cạnh giải pháp đầu tư có hiệu quả hơn phương án mua điện từ lưới điện.

Với kết quả tính toán về giá thành sản xuất của mô đun điện mặt trời ở trên cho thấy chỉ trừ vùng Đông Bắc, các vùng còn lại giá thành sản xuất đều thấp hơn mức giá bán lẻ 1678 đ/kWh của bậc thang từ 0 đến 50kWh. Điều này có nghĩa rằng việc đầu tư điện mặt trời áp mái luôn mang lại lợi ích cho các hộ tiêu thụ tại các vùng Tây Bắc, Bắc Trung Bộ, Tây Nguyên & Nam Trung Bộ và Nam Bộ bất kể mức tiêu thụ hàng tháng của họ.

Riêng đối với vùng Đông Bắc thì việc đầu tư cần phải căn cứ vào lượng tiêu thụ điện trong tháng của hộ sử dụng điện. Hàng tháng mô đun điện mặt trời cung cấp một sản lượng trung bình 317 kWh với giá thành 1922 đ/kWh tức là tương đương giá bán lẻ trung bình ở mức tiêu thụ 294 kWh/tháng. Tại mức này thì hóa đơn tiền điện hàng tháng vừa bù đắp đủ chi phí hộ tiêu thụ bỏ ra để đầu tư và vận hành hệ thống điện mặt trời. Trong trường hợp mô đun điện mặt trời không cung cấp đủ cho nhu cầu cho hộ tiêu thụ (mức tiêu thụ trên 317 kWh/tháng), phần điện còn thiếu phải mua từ lưới điện quốc gia. Nhưng nhờ điện mặt trời mà sản lượng điện mua sẽ giảm đi. Khi đó hiệu quả kinh tế so sánh là phần chi phí mà hộ tiêu thụ tiết kiệm do tránh được ở những mức giá bậc thang cao nhờ sử dụng điện mặt trời tự sản xuất.

Giả thiết hộ tiêu thụ sử dụng 500 kWh mỗi tháng. Hộ tiêu thụ phải thanh toán hóa đơn tiền điện đến bậc thang 6. Chi phí tiền điện phải trả nếu mua điện lưới là 1201500 đồng. Với sản lượng tháng của mô đun mặt trời 317 kWh thì hộ tiêu thụ phải mua thêm 183kWh và chỉ phải thanh toán 337762 đồng ở biểu giá bậc 3. Như vậy, tổng chi phí hàng tháng mà hộ tiêu thụ phải bỏ ra trong phương án đầu tư mô đun điện mặt trời là 610000 đ (Giá thành sản xuất 317 kWh) + 337762 đ (Tiền trả cho 183 kWh mua từ lưới) = 947762 đ. So với phương án không đầu tư mỗi tháng hộ tiêu thụ tiết kiệm 253738 đ.

Nếu nhu cầu tiêu thụ hàng tháng nhỏ mức sản lượng hòa vốn (mức tiêu thụ dưới 294 kWh/tháng). Phần còn thừa được bán lên lưới điện theo mức giá 9,35 US cents/kWh. Lúc đó hiệu quả kinh tế là sự so sánh giữa chi phí của hệ thống điện mặt trời mà hộ tiêu thụ phải bỏ ra với doanh thu tiền điện bán lên cho hệ thống. 

Giả thiết hộ tiêu thụ chỉ sử dụng 50 kWh với chi phí hóa đơn là 83900 đ mỗi tháng. Đây phải được xem là hộ tiêu thụ đầu tư mô đun điện mặt trời áp mái với mục tiêu chủ yếu là bán điện lên lưới. Lượng điện năng còn thừa bán lên cho hệ thống là 267 kWh. Giá bán 9,35 US cents/kWh = 2164 đ/kWh (tỉ giá US$ ngày 31/12/2019 là 23150 đ). Số tiền thu được hàng tháng gồm: 577788 đ từ bán điện thừa lên lưới + 83900 đ tiền điện không phải trả = 661688 đ. Lợi ích về tài chính mà hộ tiêu thụ có được hàng tháng chỉ là 51688 đ.

3. Kết luận

Bài báo trình bày một quan điểm, phương pháp phân tích đánh giá hiệu quả kinh tế của các dự án đầu tư điện mặt trời áp mái tại các hộ gia đình của Việt Nam. Đây không phải là các dự án đầu tư đơn thuần để bán điện lên lưới mà mục tiêu chính là cung cấp cho nhu cầu của hộ tiêu thụ nên hiệu quả kinh tế được so sánh là hiệu quả hơn hay không so với trường hợp mua điện từ hệ thống. Qua tính toán minh họa cho mô đun công suất 5 kWp cho thấy, với những vùng có cường độ bức xạ từ 4.5 kWh/m2/ngày và số ngày nắng trung bình trên 310 ngày/năm thì việc đầu tư các mô đun điện mặt trời áp mái kết hợp với nguồn điện từ lưới quốc gia luôn mang lại hiệu quả cho các hộ gia đình. Quy mô công suất đầu tư tùy thuộc vào nhu cầu của từng hộ. Tuy nhiên, với những vùng có cường độ bức xạ thấp hơn, số ngày nắng ít hơn, cần phải tính toán điểm hòa vốn để xác định quy mô. Đầu tư chỉ mang lại hiệu quả khi nhu cầu tiêu thụ lớn hơn mức hòa vốn, nếu thấp hơn thì đầu tư sẽ không hiệu quả.

TÀI LIỆU THAM KHẢO:

Hán Thị Ngân (2011), Đánh giá tiềm năng năng lượng mặt trời ở Việt Nam theo số liệu quan trắc khí tượng thủy văn. Luận văn Thạc sỹ khoa học môi trường, Đại học Quốc gia Hà Nội.

Nguyen Hai Long, Kathleen Matthews, Nguyen Thi Mai Dung (2016), Solar Energy: Perspectives in Vietnam -2016. Website: vsea.info.

Bộ Công Thương (2019), Quyết định số 648/QĐ-BCT ngày 20/3/2019 về điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân và quy định giá bán điện.

Phạm Hữu Tùng Lâm (2020), Ưu, nhược điểm của điện mặt trời áp mái mà bạn cần biết. https://solarmcgroup.com (21/2/2020).

Vũ Phong Solar (2020), Bảng giá điện mặt trời áp mái, hòa lưới năm 2020, tải từ website https://vuphong.vn/bang-gia-2020-dien-mat-troi-ap-mai-nha-hoa-luoi vào ngày 16/3/2020.

Power Sun (2020), Chi phí lắp đặt điện mặt trời áp mái, tải từ website https://powersun.vn/chi-phi-lap-dat-dien-mat-troi-ap-mai/ vào ngày 16/3/2020.

TS Trần Văn Bình - TS Nguyễn Hoàng Lan

(Viện Kinh tế và Quản lý - Đại học Bách khoa Hà Nội)

[Bài đăng trên Tạp chí Công Thương - Các kết quả nghiên cứu khoa học 

và ứng dụng công nghệ, Số 19, tháng 8 năm 2020]