Hậu tăng giá, điện vẫn căng thẳng

Rủi ro thiếu điện ngày nắng nóng do thiếu than

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vừa báo cáo Bộ Công thương về kế hoạch vận hành hệ thống điện năm 2023.

Ba tháng đầu năm vẫn đảm bảo cung ứng đủ điện cho phát triển kinh tế - xã hội đất nước. Tuy nhiên, EVN đang lo lắng rủi ro thiếu điện vào mùa nắng nóng đỉnh điểm ở miền Bắc, khi dự báo mùa hè năm nay khắc nghiệt, khô hạn diện rộng.

Một lãnh đạo Bộ Công thương cho PV Báo Giao thông biết: Hiện nay, cơ cấu chi phí mua điện từ các nhà máy nhiệt điện than chiếm tỷ trọng 47,9%, từ thủy điện chiếm 20,9%, từ nhiệt điện khí chiếm 12,7%, từ năng lượng tái tạo chiếm 17,1% và phần còn lại từ nhập khẩu và nhiệt điện dầu chiếm 1,4%.

“Cơ cấu nguồn điện phát từ nhiệt điện than chiếm tỷ trọng cao dẫn đến chi phí mua điện cao hơn so với thông số tính toán giá bán lẻ điện bình quân hiện hành”, vị này nêu.

Dù vậy, báo cáo của EVN cho thấy: Nhiều nhà máy nhiệt điện của EVN và Tổng công ty Phát điện (GENCO) chưa đạt định mức tồn kho than theo quy định.

Thực tế, trong báo cáo gửi Bộ Công thương mới đây, Sở Công thương tỉnh Quảng Ninh cũng nêu rõ: Sản lượng than đang sụt giảm khi một số mỏ than gặp khó khăn trong khai thác, khả năng huy động hạn chế.

Cụ thể, mỏ than Cao Sơn theo gia hạn giấy phép chỉ còn 723.000 tấn; dự kiến 3 tháng đầu năm sản lượng đạt 948.000/1,86 triệu tấn cùng kỳ, (bằng 50,9%).

Mỏ than Cọc Sáu vẫn đang xử lý bùn đất từ mùa mưa năm 2022, không khai thác được do không có diện tích mở rộng, hệ số bóc đất cao, giá thành vượt giá bán; dự kiến 3 tháng đầu năm sản lượng đạt 143 nghìn tấn/352 nghìn tấn so với cùng kỳ, (bằng 40,52%)…

EVN nhận định, trường hợp huy động cao trong mùa khô có thể không đủ than để vận hành, ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện.

“Khu vực miền Bắc tiềm ẩn rủi ro thiếu công suất đỉnh khi có sự cố xếp chồng trong các ngày nắng nóng, phụ tải tăng trưởng cao đột biến”, EVN cảnh báo và lưu ý: Trong giai đoạn từ nay đến tháng 6, hệ thống điện miền Bắc có khả năng gặp tình trạng không đáp ứng được phụ tải đỉnh với công suất thiếu hụt lớn nhất ước tính lên tới gần 3.900 MW.

Nguồn điện mới “đứng im”

Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII) là cơ sở pháp lý căn bản để xây dựng các dự án nguồn và lưới điện, đáp ứng nhu cầu về điện cho phát triển kinh tế - xã hội trong thời gian tới.

Bộ Công thương bắt tay vào xây dựng từ năm 2019 và chính thức trình Chính phủ dự thảo Quy hoạch vào cuối năm 2021. Thế nhưng, đến nay chưa được thông qua sau nhiều lần chỉnh sửa.

Đồng nghĩa với việc, nhiều dự án nguồn điện hay truyền tải chưa nằm trong các quy hoạch điện trước đó đành phải “nằm im”. Trong đó, bao gồm 50 dự án truyền tải điện cấp bách được EVN liệt kê từ giữa năm 2020.

Theo bản dự thảo Quy hoạch Điện VIII, hệ thống lưới điện truyền tải sẽ được đầu tư với khối lượng rất lớn. Cụ thể, trong giai đoạn 2021 - 2030, nhu cầu đầu tư mới và cải tạo vào khoảng 36.350km đường dây 500kV và 220kV và hơn 190.000MVA các trạm biến áp 500kV và 220kV. Tổng nhu cầu vốn đầu tư phát triển hệ thống lưới điện truyền tải giai đoạn này vào khoảng 335.000 tỷ đồng, tương ứng nhu cầu vốn đầu tư hơn 35.000 tỷ đồng/năm.

Hệ quả thấy rõ là, phát triển lưới điện vẫn chưa theo kịp nguồn điện khiến cho nhiều nguồn điện năng lượng tái tạo - NLTT (điện gió, mặt trời) phát triển bùng nổ thời gian qua bị cắt giảm mạnh.

Điều này cũng cho thấy những chỉ báo khó khăn trong việc huy động nguồn lực của nhà đầu tư trong và ngoài nước vào các dự án NLTT thời gian tới, khi dự thảo Quy hoạch điện VIII dành nhiều ưu tiên cho nguồn điện sạch.

Điện than hết thời, điện sạch còn bế tắc

Theo tài liệu của Báo Giao thông, 3 tháng đầu năm 2023, EVN huy động hơn 62 tỷ kWh các nguồn điện. Trong đó, nhiệt điện than chiếm tỷ trọng lớn nhất là 45,5%, tiếp đến là thủy điện với tỷ trọng 24,5%, NLTT là 16,8%; còn lại là nhiệt điện khí, điện nhập khẩu và các nguồn khác.

Giá mua điện bình quân trên thị trường điện các loại hình nguồn trong 3 tháng đầu năm 2023 là 1.844,9 đ/kWh. Nguồn thủy điện có giá thấp nhất khoảng 1.128 - 1.235,3 đồng/kWh; nguồn Tuabin khí có giá 1.428,8 - 1.887,3 đồng/kWh; nguồn điện than, ngưỡng 1.955,5 - 2.100,4 đồng/kWh; nguồn điện gió và mặt trời có giá mua lần lượt là 2.086,1 và 2.024,6 đồng/kWh.

Như vậy, mức giá này cao đáng kể so với mức giá trần của các loại nguồn điện, nhất là với nhiệt điện than (1.773,76 đồng/kWh). Đó là chưa kể, có những thời điểm, khi giá than nhập khẩu tăng mạnh, EVN phải mua điện từ các nhà máy sử dụng than nhập khẩu ở mức giá lên tới khoảng 3.000 - 4.000 đồng/kWh…

Điều này cho thấy, nhiệt điện than không còn là nguồn điện giá rẻ, nhất là trong bối cảnh chúng ta tiếp tục phụ thuộc vào than nhập khẩu, trong khi thế giới ngày càng hạn chế khai thác loại nhiên liệu này, còn Việt Nam ngày càng gặp khó khăn trong khai thác.

Trao đổi với PV Báo Giao thông, TS. Ngô Đức Lâm, nguyên Phó viện trưởng Viện Năng lượng, Bộ Công thương cho hay, hàng năm, giá điện than đều tăng từ 2 - 5% do giá than mỗi năm đều tăng.

Trong khi đó, công nghệ NLTT giúp giá giảm dần, giá điện từ NLTT hiện nay so với 5 năm trước đã giảm quá nửa.

Chưa kể đến việc, thời gian tới chúng ta phải nghĩ đến thị trường carbon. Tức là, phải tính thuế carbon vào giá 1kWh điện.

“Theo tính toán của tôi, mức thuế này vào khoảng 3 - 4 cent/kWh, khi đó, rõ ràng giá điện than có thể còn cao hơn cả giá điện tái tạo”, ông Lâm nói và nhấn mạnh, phát triển NLTT là con đường tất yếu Việt Nam phải đi theo. Đó cũng là định hướng ở Quy hoạch điện VIII.

Song hiện nay, sau thời kỳ bùng nổ, vẫn còn 84 dự án năng lượng tái tạo (công suất hơn 4.676MW) bị chậm tiến độ vận hành thương mại so với kế hoạch hưởng giá ưu đãi FIT chưa có lối thoát.

Trong đó, 34 dự án chuyển tiếp (28 dự án điện gió và 6 dự án điện mặt trời, với tổng công suất lần lượt là hơn 1.638MW và hơn 452MWac) tổng công suất gần 2.091MW đã hoàn thành thi công, thử nghiệm… nhưng phải “đắp chiếu”.

Bộ Công thương đã đưa ra mức giá trần cho các dự án này, nhưng các nhà đầu tư không mặn mà, do vẫn lỗ và còn thiếu hướng dẫn. EVN cũng đã đưa ra mức giá tạm thời (bằng 50% giá trần) trong thời gian chờ đàm phán, nhưng vẫn chỉ nhận lại sự thờ ơ.

“Mệt mỏi, sợ phát sinh vấn đề pháp lý…” là than thở của một số nhà đầu tư với Báo Giao thông, khi đến nay vẫn chưa có phương án nào tháo gỡ sau khi chờ đợi hơn 2 năm, lãng phí hàng chục nghìn tỷ đồng.

Góp ý cho Quy hoạch điện VIII, bà Melissa Bishop, Đại biện lâm thời, Đại sứ quán Mỹ tại Việt Nam cho rằng, ưu tiên hàng đầu của Việt Nam nên là phát triển đường dây truyền tải liên tỉnh (giải quyết bài toán cắt giảm mạnh công suất nguồn NLTT và huy động điện giữa các tỉnh - PV).

Đó cũng là góp ý của ông Keiju Mitsuhashi, Phó giám đốc Quốc gia, Ngân hàng Phát triển châu Á (ADB). Ông cho biết, ADB sẵn sàng xem xét tài trợ từ chính phủ và ngoài chính phủ để tăng cường hệ thống lưới điện truyền tải với các dịch vụ phụ trợ nhằm đảm bảo sự ổn định của lưới điện với nhiều NLTT hơn.

Ông Keiju Mitsuhashi cũng cho rằng, Việt Nam cần đẩy mạnh phát triển thị trường điện cạnh tranh, bởi quá trình chuyển đổi năng lượng nên được thực hiện với chi phí thấp nhất cho nền kinh tế và con người.

Đại diện ABD đánh giá, các chính sách giá bán điện mặt trời và gió của Việt Nam đã khuyến khích khối lượng đầu tư lớn từ khu vực tư nhân và cho phép thị trường điện mặt trời và gió phát triển rất nhanh, nhưng với một chi phí cao.

Do đó, vị này góp ý, cần xây dựng cơ chế đấu thầu/đấu giá với các dự án NLTT để giải quyết vấn đề giá và thí điểm hệ thống lưu trữ năng lượng bằng pin (BESS) để tránh ảnh hưởng vào sự đỏng đảnh của thời tiết.

Còn Đại diện Hiệp hội Thương mại Mỹ tại Việt Nam khuyến nghị, Quy hoạch điện VIII cần đảm bảo độ linh hoạt để cho phép một số dự án nhất định có thể tận dụng nguồn lực đã có để tăng quy mô công suất được phân bổ ban đầu nếu dự án đó có những thuận lợi về thời gian phát triển để đáp ứng các yêu cầu vào vận hành thương mại đến 2030 nếu các dự án khác bị chậm tiến độ...

Nỗi lo thiếu điện cận kề, EVN trình Chính phủ gấp