Đánh giá tác động của biểu giá bán lẻ điện tới phát triển điện mặt trời mái nhà tại Việt Nam

eo, sẽ phân tích cụ thể 
hai biểu giá: giá điện bậc thang và giá 
điện cao thấp điểm tác động đến đầu tư 
điện mặt trời như thế nào 
3. PHÂN TÍCH TÁC ĐỘNG CỦA BIỂU 
GIÁ ĐẾN PHÁT TRIỂN ĐIỆN MẶT TRỜI 
MÁI NHÀ 
3.1. Biểu giá điện bậc thang 
Dựa vào đặc điểm khí tượng và bức xạ 
mặt trời đặc trưng ở 3 khu vực được lựa 
chọn là Hà Nội, Đà Nẵng và TP. Hồ Chí 
Minh (hình 2), sử dụng phần mềm 
PVSYST về ước tính sản lượng điện năng 
điển hình, tính được sản lượng điện năng 
theo 3 mức qui mô công suất ở 3 khu vực 
trên tổng hợp trong bảng 3. 
Hình 2. Bản đồ bức xạ mặt trời của Việt Nam [7] 
Với 3 mức qui mô công suất nghiên cứu, 
giả định triển khai các dự án điện mặt trời 
mái nhà ở Hà Nội, Đà Nẵng, TP. Hồ Chí 
Minh, các dự án được phân tích kinh tế 
tổng quát với các dữ liệu giả định như sau: 
 Giá bán điện theo [5] là 8,38 cent/kWh 
(tương đương 1.943 VN đồng/kWh 
QĐ13/2020/QĐ-TTg ngày 06/04/2020). 
 Tỷ lệ suy giảm điện năng hàng năm là 
0,7%/năm. 
 Sản lượng điện năng ước tính bằng 
phần mềm PVSYST, tổng hợp trong bảng 
3. 
 Chi phí vận hành bảo dưỡng O&M 2% 
doanh thu từ bán điện. 
 Chi phí dự phòng thay inverter 10% 
chi phí đầu tư, dự kiến trích quỹ thay thiết 
bị sau 10 năm. 
 Nguồn vốn chủ sở hữu (không xét đến 
vốn vay hoặc tài trợ). 
 Thời gian phân tích đầu tư là 20 năm. 
Chi phí sản xuất điện mặt trời áp mái 
được xác định theo công thức: 
CPsxđ = TC/Esx 
Trong đó: 
CPsxđ - chi phí sản xuất điện bình quân 
trên 1 kWh (giá thành sản xuất điện), đơn 
vị tính là đ/kWh và cent/kWh; 
TC - tổng chi phí bao gồm vốn đầu tư, chi 
phí vận hành bảo dưỡng O&M, chi phí dự 
phòng thay inverter; 
Esx - tổng sản lượng điện năng sản xuất 
được (kết quả lấy từ phần mềm PVSYST, 
dòng sản lượng có tính đến suy giảm điện 
năng hàng năm) 
Dòng tổng chi phí và dòng tổng sản lượng 
điện năng được qui đổi tương đương về 
Quần đảo 
Hoàng Sa 
Quần đảo 
Trường Sa Phú Quốc 
Côn Đảo 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
78 Số 25 
thời điểm hiện tại theo hệ số chiết khấu 
10%. 
Bảng 3. Sản lượng phát trung bình năm 
của điện mặt trời áp mái tại Hà Nội, Đà Nẵng, 
Thành phố Hồ Chí Minh 
Qui mô 
công 
suất 
Hà Nội Đà Nẵng TP. HCM 
MWh MWh MWh 
5kWp 5,73 7,33 7,39 
Qui mô 
công 
suất 
Hà Nội Đà Nẵng TP. HCM 
MWh MWh MWh 
10kWp 11,28 14,39 14,96 
15kWp 16,23 21,16 22,10 
Chi phí sản xuất điện mặt trời áp mái điển 
hình cho khu vực Hà Nội, Đà Nẵng, TP. 
Hồ Chí Minh được tổng kết trong bảng 4. 
Bảng 4. Tính toán chi phí phát điện của mặt trời áp mái tại 3 khu vực của Việt Nam 
Qui mô công suất 
Hà Nội Đà Nẵng TP. Hồ Chí Minh 
đ/kWh cent/kWh đ/kWh cent/kWh đ/kWh cent/kWh 
5 kWp 1.694 7,31 1.333 5,75 1.323 5,71 
10 kWp 1.721 7,42 1.358 5,85 1.307 5,64 
15 kWp 1.792 7,73 1.384 5,97 1.327 5,72 
So sánh với mức giá 8,38 cent/kWh theo 
[5] thì các dự án đều khả thi, tuy nhiên, 
TP. Hồ Chí Minh và Đà Nẵng có chi phí 
phát điện rẻ hơn rất nhiều. 
Theo đó, FIT là 1.943 đồng/kWh (tương 
đương 8,38 UScent/kWh) đối với hệ 
thống trên mái. Quyết định [5] cũng giao 
Bộ Công Thương xây dựng cơ chế đấu 
thầu đối với các dự án điện mặt trời, lộ 
trình thực hiện trước khi trình Thủ tướng 
Chính phủ phê duyệt và triển khai trên 
phạm vi toàn quốc. 
Phân tích lợi ích khi có và không lắp 
điện mặt trời mái nhà 
Như đã phân tích ở phần trên, biểu giá áp 
dụng cho hộ sinh hoạt là biểu giá điện bậc 
thang 6 mức hiện hành [2]. Theo biểu giá 
này thì từ kWh thứ 101 hộ tiêu thụ đã 
phải chi trả mức giá là 2.014 VNĐ/ kWh, 
và mức giá càng cao cho các bậc thang 
tiếp theo. Để hiểu rõ biểu giá này tác động 
đến quyết định đầu tư điện mặt trời mái 
nhà như thế nào, giả sử xét một hộ tiêu 
thụ điện dân dụng hàng tháng tiêu dùng 
1000 kWh, nếu không lắp điện mặt trời áp 
mái thì tiền điện hàng tháng của hộ tiêu 
thụ này áp giá bậc thang sinh hoạt theo 
[2] như sau: 
Bảng 5. Chi phí điện năng hàng tháng của hộ 
tiêu thụ 1000 kWh/ tháng 
Nhóm đối tượng 
khách hàng 
Giá điện 
(đ/kWh) 
Tiền điện 
(đ/tháng) 
Bậc 1: Cho kWh từ 
0 - 50 
1.678 83.900 
Bậc 2: Cho kWh từ 
51 - 100 
1.734 86.700 
Bậc 3: Cho kWh từ 
101 - 200 
2.014 201.400 
Bậc 4: Cho kWh từ 
201 - 300 
2.536 253.600 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 25 79 
Nhóm đối tượng 
khách hàng 
Giá điện 
(đ/kWh) 
Tiền điện 
(đ/tháng) 
Bậc 5: Cho kWh từ 
301 - 400 
2.834 283.400 
Bậc 6: Cho kWh từ 
401 trở lên 
2.927 1.756.200 
Tổng 2.665.200 
Chi phí đầu tư điện mặt trời mái nhà tạm 
tính (với suất vốn đầu tư 12 triệu 
VNĐ/kWp đối với mức công suất 15 kWp 
và đến 15 triệuVNĐ/kWp đối với mức 
công suất 5 kWp) được qui đổi đều theo 
năm với chiết khấu 10%, tuổi thọ thiết bị 
là 10 năm. 
Bảng 6. Chi phí đầu tư quy đổi hàng năm 
Mức công suất Chi đầu tư qui đổi năm 
(tr.đ/năm) 
5 kWp 4.643 
10 kWp 8.658 
15 kWp 11.181 
Như vậy, nếu lượng điện tiêu thụ của hộ 
gia đình lớn hơn lượng điện năng sản xuất 
từ hệ thống PV của họ thì hộ gia đình sẽ 
trả lượng chênh lệch đó theo giá điện bậc 
thang sinh hoạt qui định tại quyết định 
648/QĐ-BCT, ngược lại khi lượng điện 
sản xuất từ hệ thống PV của hộ gia đình 
lớn hơn lượng điện năng tiêu thụ của họ 
thì phần dư đó được phát lên lưới. Tập 
đoàn Điện lực Việt Nam hoặc đơn vị 
thành viên được ủy quyền thực hiện thanh 
toán lượng điện năng từ hệ thống điện mặt 
trời mái nhà phát lên lưới điện quốc gia 
theo giá mua điện quy định tại Biểu giá 
mua điện đối với hệ thống điện mặt trời 
mái nhà là 1.943 đồng/kWh (tương đương 
8,38 UScent/kWh) theo [5] về cơ chế thúc 
đẩy phát triển điện mặt trời sau ngày 30 
tháng 6 năm 2019. 
Tiết kiệm hàng tháng của các hộ gia đình 
lắp hệ thống PVsolar được ước tính bằng 
phần chi phí tiền điện giảm trừ và doanh 
thu từ bán điện hàng tháng. 
Lợi ích hàng năm sẽ tính bằng tổng tiết 
kiệm trong 12 tháng trừ đi phần chi phí 
đầu tư cho hệ thống PVsolar qui đổi đều 
hàng năm. 
Dưới đây là bảng tổng hợp theo các mức 
công suất lắp đặt và các ước tính sản 
lượng điện năng, lợi ích hàng năm của các 
hộ gia đình lắp hệ thống Pvsolar. 
Bảng 7. Lợi ích hàng năm của các mức công suất đầu tư điện mặt trời mái nhà 
 Ước tính sản 
lượng điện năng 
(kWh/tháng) 
Chênh lệch 
điện năng* 
(kWh) 
Chi phí tiền 
điện 1 tháng 
(tr. kWh) 
Tiết kiệm 
hàng tháng 
(tr.đ/tháng) 
Lợi ích năm 
(tr.đ/năm) 
Hà Nội 
5 kWp 477,50 522,50 1,27 1,39 12,13 
10 kWp 940,00 60,00 0,10 2,56 22,11 
15 kWp 1352,50 352,50 -0,68 3,35 29,02 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
80 Số 25 
 Ước tính sản 
lượng điện năng 
(kWh/tháng) 
Chênh lệch 
điện năng* 
(kWh) 
Chi phí tiền 
điện 1 tháng 
(tr. kWh) 
Tiết kiệm 
hàng tháng 
(tr.đ/tháng) 
Lợi ích năm 
(tr.đ/năm) 
Đà Nẵng 
5 kWp 610,83 389,17 0,88 1,79 16,79 
10 kWp 1199,17 199,17 -0,39 3,05 27,97 
15 kWp 1763,33 763,33 1,48 4,15 38,59 
TP HCM 
5 kWp 615,83 384,17 0,86 1,80 16,97 
10 kWp 1246,67 246,67 0,48 3,14 29,07 
15 kWp 1841,67 841,67 1,63 4,30 40,42 
(*Chênh lệch điện năng = Lượng điện tiêu thụ - lượng điện năng sản xuất bởi PV) 
Tính lợi ích/ chi phí của các trường hợp, 
ta có như sau: 
Bảng 8. Lợi ích/ chi phí của các mức công suất 
đầu tư điện mặt trời mái nhà 
Chỉ tiêu 
Chi phí 
(Tr.đ) 
Lợi ích 
(Tr.đ) 
Lợi ích / 
chi phí 
Hà Nội 
5 kWp 4,64 12,13 2,61 
10 kWp 8,66 22,11 2,55 
15 kWp 11,18 29,02 2,59 
Đà Nẵng 
5 kWp 4,64 16,79 3,62 
10 kWp 8,66 27,97 3,23 
15 kWp 11,18 38,59 3,45 
TP. Hồ Chí Minh 
5 kWp 4,64 16,97 3,65 
10 kWp 8,66 29,07 3,36 
15 kWp 11,18 40,42 3,62 
Trong hầu hết các trường hợp thì đầu tư 
vào mức công suát 5 kWp thì hiệu quả 
đầu tư vẫn cao nhất. Tuy đây là tính toán 
ban đầu nhưng với mức công suất 5 kWp 
thì một phần điện năng sản xuất sẽ bù cho 
phần điện năng giá bậc thang cao nên hiệu 
quả cao hơn các mức công suất còn lại. 
3.2. Biểu giá cao thấp điểm 
So sánh giá FIT được đề xuất cho điện 
mặt trời mái nhà so với biểu giá bán lẻ 
điện phổ biến cho các nhóm đối tượng 
tiêu dùng khác nhau theo [8] được trình 
bày trong biểu đồ hình 3. Điều này cho 
thấy rằng thời gian cao điểm ban ngày có 
thể được đáp ứng một phần nhờ năng 
lượng mặt trời trên mái nhà, do đó giảm 
nhu cầu cho EVN trong các giờ cao điểm, 
tức là từ 9 giờ 30 đến 11 giờ 30. 
Dựa trên phân tích về cơ cấu biểu giá của 
cả nước, nhu cầu năng lượng cao điểm 
vào ban ngày từ thứ Hai đến thứ Bảy có 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 25 81 
thể được giải quyết một phần bằng việc 
triển khai điện mặt trời mái nhà, tuy nhiên 
đối với Hà Nội nhu cầu phụ tải thực tế 
không có đỉnh tương tự như vậy. Theo số 
liệu tại trung tâm điều độ hệ thống điện 
của Tổng công ty Điện lực Hà Nội ngày 
23/6/2020 ta có đồ thị hình 4. 
Hình 3. Đồ thị mô phỏng công suất phát thời gian thực của điện mặt trời mái nhà 10 kWp 
có so sánh với thời kỳ cao điểm được quy định trong biểu giá bán lẻ điện [8] 
Hình 4: Đồ thị phụ tải ngày hè điển hình 
của toàn thành phố Hà Nội 
Nguồn: Trung tâm Điều độ Tổng công ty 
Điện lực Hà Nội 
Như vậy tại thời điểm từ 9h30 đến 11h30 
không phải là thời kỳ diễn ra nhu cầu phụ 
tải cao nhất. Do đó đối với nhu cầu phụ 
tải thành phố Hà Nội thì thời điểm cao 
điểm ngày từ 9h30 đến 11h30 là không 
hợp lý. 
Bên cạnh đó ghi chép thực tế đồ thị phát 
điện của điện mặt trời mái nhà công suất 
Công nghiệp 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
82 Số 25 
10 kWp tại Hà Nội trong một ngày 
(8/7/2020) ta thu được đồ thị hình 5. 
Hình 5: Đồ thị công suất phát của điện mặt trời 
mái nhà tại hộ dân ở ngoại thành Hà Nội 
Nguồn: Theo kết quả điều tra tại hộ dân 
ở ngoại thành Hà Nội 
Theo đồ thị phát của điện mặt trời thì thời 
kỳ phát điện nhiều nhất là từ 11h-14h30. 
So sánh với đồ thị phụ tải của điện lực thì 
trùng khớp với thời gian phụ tải cao nhất 
(12h00-15h00). Nếu có sự điều chỉnh quy 
định về thời gian cao điểm phù hợp biểu 
đồ phụ tải thực tế vùng miền thì không 
những điện mặt trời mái nhà phát huy 
hiệu quả cao hơn mà còn cắt giảm phụ tải 
đỉnh thực tế hàng ngày cho hệ thống điện. 
Trở lại với thí dụ xét ngày 8/7/2020, tổng 
sản lượng phát của hệ thống pin mặt trời 
10 kWp là 64 kWh, trong thời gian từ 
5h20 sáng đến 17h00. 
Để đánh giá hiệu quả ta xét 2 trường hợp: 
Thời gian cao điểm ngày như theo [2] là 
từ 9h30-11h30; 
Thời gian cao điểm dịch chuyển từ 
12h30-14h30 (dựa theo đồ thị phụ tải thực 
tế của Hà Nội). 
Xét trường hợp thời gian cao điểm từ 
9h30-11h30 tổng sản lượng phát xấp xỉ 
16 kWh, số tiền tiết kiệm được do không 
phải mua điện từ hệ thống là 
16 kWh×4.587 VNĐ/kWh = 73.392 VNĐ 
Xét trường hợp cao điểm 12h30-14h30 thì 
sản lượng phát xấp xỉ của hệ thống mặt 
trời là 18 kWh, số tiền tiết kiệm được của 
hộ gia đình do không phải mua điện từ hệ 
thống là 
18 kWh×4.587 VNĐ/kWh = 82.566 VNĐ 
Số tiền tiết kiệm trong 1 tháng được tính 
chi tiết ở bảng 9 và bảng 10 như sau: 
Bảng 9. Bảng tính số tiền tiết kiệm trường hợp 
1: Thời gian cao điểm 9:30-11:30 
 Trong 
1 
tháng 
Trong 1 
tháng 
vào giờ 
cao điểm 
(9:30-
11:30) 
Trong 1 
tháng 
thời 
gian 
bình 
thường 
Sản lượng 
phát (kWh) 
940 235 705 
Giá điện 
(đ/kWh) 
 4.587 2.666 
Chi phí tiết 
kiệm được 
(triệu VNĐ) 
2,96 1,08 1,88 
Bảng 10. Bảng tính số tiền tiết kiệm trường hợp 
2: Thời gian cao điểm 12:30-14:30 
 Trong 
1 
tháng 
Trong 1 
tháng 
vào giờ 
cao điểm 
(12:30 -
14:30) 
Trong 1 
tháng 
thời 
gian 
bình 
thường 
Sản lượng 
phát (kWh) 
940 264.375 675.625 
Giá điện 
(đ/kWh) 
 4.587 2.666 
Chi phí tiết 
kiệm được 
(triệu VNĐ) 
3,01 1,21 1,80 
Công suất (W) 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 25 83 
Việc dịch chuyển thời gian phụ tải đỉnh 
không những phù hợp với đồ thị phụ tải 
của hệ thống giúp cắt giảm phụ tải đỉnh 
mà còn giúp cho các nhà đầu tư tiết kiệm 
khoảng 60.000 VNĐ/tháng. Điều này sẽ 
giúp các nhà đầu tư có động lực hơn trong 
việc đầu tư vào điện mặt trời mái nhà. 
4. KẾT LUẬN 
Theo đồ thị phát của điện mặt trời, 
khoảng thời gian phát điện nhiều nhất 
trong ngày là từ 11h-14h30. So sánh với 
đồ thị phụ tải của công ty điện lực thì 
trùng với khoảng thời gian phụ tải cao 
nhất (12h-15h). Nếu có sự điều chỉnh quy 
định về thời gian cao điểm phù hợp với 
biểu đồ phụ tải thực tế của từng vùng 
miền thì không những điện mặt trời mái 
nhà phát huy hiệu quả cao hơn mà còn cắt 
giảm phụ tải đỉnh thực tế hàng ngày cho 
hệ thống điện. 
Việc dịch chuyển thời gian phụ tải đỉnh 
không những phù hợp với đồ thị phụ tải 
của hệ thống điện giúp cắt giảm phụ tải 
đỉnh mà còn giúp cho các nhà đầu tư tiết 
kiệm thêm tiền hàng tháng. Điều này sẽ 
giúp các nhà đầu tư có động lực hơn trong 
việc đầu tư vào điện mái nhà. 
TÀI LIỆU THAM KHẢO 
[1] The International Renewable Energy Agency IRENA’s report “Renewable Power Generation Costs 
in 2018”. 
[2] Bộ Công Thương. Quyết định số 648/QĐ-BCT ngày 20/3/2019. 
[3] www.evn.com.vn 
[4] Bộ Công Thương. Quyết định số 4495/QĐ-BCT ngày 30/11/2017. 
[5] Quyết định 13/2020/QĐ-TTg ngày 06/04/2020. 
[6] Vietnam Energy Update Report 2020, Sustainable Development Program, Centre for Media, and 
Development Initiatives (MDI), 9/2020. 
[7] Bản đồ bức xạ của Việt Nam, 2015 (Nguồn điện tử), Bộ Công Thương, truy cập ngày 7/4/2021 
[8] Worldbank: Báo cáo phát triển bền vững điện mặt trời tại Đà Nẵng và Thành phố Hồ Chí Minh 
năm 2020. 
Giới thiệu tác giả: 
Tác giả Trần Đình Long tốt nghiệp đại học ngành điện năm 1963; nhận bằng Tiến 
sĩ năm 1972 và Tiến sĩ khoa học năm 1978 ngành hệ thống điện tại Đại học Năng 
lượng Matscova (MEI) - Liên bang Nga. 
Lĩnh vực nghiên cứu: quy hoạch phát triển hệ thống điện, bảo vệ và điều khiển, độ 
tin cậy hệ thống điện, thị trường điện. 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
84 Số 25 
Tác giả Nguyễn Thị Như Vân tốt nghiệp đại học chuyên ngành kinh tế năng lượng 
tại Trường Đại học Bách khoa Hà Nội năm 2005, nhận bằng Thạc sĩ quản trị kinh 
doanh năm 2007. 
Lĩnh vực nghiên cứu: thị trường điện, mô phỏng hệ thống năng lượng, dự báo nhu 
cầu năng lượng. 
Tác giả Ngô Ánh Tuyết tốt nghiệp đại học năm 2004, nhận bằng Thạc sĩ năm 
2006 ngành kinh tế năng lượng tại Trường Đại học Bách khoa Hà Nội. 
Lĩnh vực nghiên cứu: kinh tế năng lượng, quản lý năng lượng và môi trường. 
Tác giả Nguyễn Thị Lê Na tốt nghiệp đại học và nhận bằng Thạc sĩ ngành kinh tế 
năng lượng tại Trường Đại học Bách khoa Hà Nội vào các năm 1999 và 2006. 
Lĩnh vực nghiên cứu: quản lý kinh doanh điện năng, quản lý năng lượng, năng 
lượng tái tạo. 
TẠP CHÍ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NĂNG LƯỢNG - TRƯỜNG ĐẠI HỌC ĐIỆN LỰC 
(ISSN: 1859 - 4557) 
Số 25 85