Tuyến bài “Tương lai của ngành điện” phân tích những nút thắt đang tồn tại, nhằm thúc đẩy mạnh mẽ hơn nữa đầu tư cho nguồn điện mới cùng những thay đổi cần thiết về chính sách giá điện.
Sự dịch chuyển nhanh chóng về cơ cấu nguồn điện
Theo số liệu của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), tỷ trọng nguồn điện năm 2023 theo cơ cấu chủ sở hữu đã có sự khác biệt đáng kể so với nhiều năm trước.
Theo đó, EVN nắm 11% nguồn điện, 3 tổng công ty phát điện (các Genco) thuộc EVN nắm 26% nguồn điện. Hai doanh nghiệp nhà nước khác là Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) chiếm 8% và Tập đoàn Than khoáng sản Việt Nam (TKV) nắm 2%. Các nhà đầu tư BOT nắm 10% nguồn điện, còn nguồn nhập khẩu và nguồn khác chỉ chiếm 1%.
Đáng chú ý nhất, nguồn điện do khu vực tư nhân đầu tư đã chiếm tới 42% tổng công suất lắp đặt, chủ yếu là năng lượng tái tạo.
Đây là sự thay đổi chóng mặt! Trước năm 2012, sở hữu nguồn điện của tư nhân chỉ dưới 10%. Nếu tính từ 2003 về trước, DNNN gần như nắm toàn bộ nguồn điện.
Để đáp ứng đủ điện cho phát triển kinh tế – xã hội, ngoài các nhà máy điện hạch toán phụ thuộc EVN (điện năng sản xuất chiếm tỷ trọng 17% tổng sản lượng điện toàn hệ thống trong năm 2022), thì EVN phải mua thêm điện năng (83% tổng sản lượng điện năng hệ thống) theo các hợp đồng mua bán điện với các nhà máy điện khác của PVN, TKV, các nhà máy điện theo hình thức BOT, các tổng công ty phát điện (Genco1, Genco2, Genco3), các nhà máy điện năng lượng tái tạo và các nhà máy điện độc lập khác.
Nhìn cơ cấu nguồn điện trên, TS Nguyễn Đình Cung, nguyên Viện trưởng Viện Nghiên cứu quản lý kinh tế Trung ương cho rằng thị trường phát điện sẽ ngày càng cạnh tranh hơn. Bởi xét về nguồn, EVN và các đơn vị thành viên kiểm soát chưa đầy 40%; PVN và TKV nắm giữ 10%, còn lại là tư nhân.
Việc đầu tư phát triển ngành điện nói chung và phát triển nguồn điện nói riêng chắc chắn phải huy động ngày càng nhiều sự tham gia của các thành phần kinh tế, nhất là tư nhân. Vì vậy, tỷ trọng và vai trò của EVN trong phát điện sẽ ngày càng giảm.
Tuy nhiên, ông Cung cũng lưu ý, trong bối cảnh đó, việc giao EVN đảm bảo đủ nguồn điện cho nền kinh tế là bất khả thi!
Nguồn điện giá rẻ giảm xuống
Sự tham gia của các nguồn điện tái tạo như điện gió, mặt trời là điểm khác biệt đáng kể trong hệ thống điện Việt Nam từ 2020 đến nay. Tỷ trọng năng lượng tái tạo tăng lên, nhưng các nguồn có giá rẻ lại đang giảm xuống.
Cụ thể, nếu xét theo loại hình nguồn điện, tỷ trọng công suất loại hình thuỷ điện giá rẻ (nhất) cung cấp cho hệ thống đang giảm dần theo các năm do hầu như không có nguồn thuỷ điện lớn vào vận hành mới (từ tỷ trọng công suất 36,9% năm 2019, đến 2022 chỉ còn 28,5%).
Còn tính đến cuối năm 2022, tổng công suất các nguồn điện gió, điện mặt trời đã được công nhận vận hành thương mại (COD) là 20.165 MW, chiếm tỷ trọng tới 25,94% tổng công suất toàn hệ thống. Chỉ từ 2019-2021, nguồn điện tái tạo này mới phát triển bùng nổ.
Có điều, các nguồn điện này không chỉ đắt – do đang được hưởng cơ chế giá ưu đãi, cao hơn nhiều giá điện bình quân mà còn thiếu ổn định nên đóng góp cho hệ thống điện chưa thật hiệu quả, nhất là khi mà giờ cao điểm đang dịch chuyển từ trưa (trước đây) sang tối (như hiện nay).
Các nhà máy nhiệt điện than là 25.312 MW, chiếm tỷ trọng 32,6%; các nhà máy thủy điện bao gồm cả thủy điện nhỏ là 22.504 MW, chiếm tỷ trọng 28,9%; các nhà máy điện khí là 7.152 MW, chiếm tỷ trọng 9,2%.
Chông chênh thị trường điện
Số liệu của EVN cho thấy, năm 2022 có thêm 4 nhà máy điện mới tham gia thị trường điện với tổng công suất 2.889MW, lũy kế đến nay có 108 nhà máy điện tham gia trực tiếp trong thị trường điện với tổng công suất đặt 30.937MW, chiếm 38% tổng công suất đặt các nguồn điện toàn quốc.
Như vậy, tỷ trọng các nhà máy điện tham gia thị trường điện vẫn ở mức thấp do đa phần các nguồn mới vận hành là nguồn không phải đối tượng hoặc chưa tham gia thị trường điện (năng lượng tái tạo, BOT).
Đáng nói là, trong các năm gần đây, tỷ trọng nguồn điện trực tiếp tham gia thị trường điện ngày càng có xu hướng giảm do phần lớn nguồn điện mới đưa vào vận hành là các loại hình BOT và năng lượng tái tạo.
Theo đánh giá của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia (A0), việc tỷ trọng nguồn trực tiếp tham gia thị trường điện thấp có ảnh hưởng lớn đến mức độ cạnh tranh và hiệu quả vận hành thị trường điện. Khi thị phần ngày càng giảm, giá thị trường điện sẽ không phản ánh chính xác chi phí biên phát điện của hệ thống. Việc này gây khó khăn cho các bước phát triển thị trường điện tiếp theo.
Một đại diện của EVN cho hay: Theo cơ chế hiện nay, các nhà máy điện này được “đảm bảo” thanh toán khoảng 80-90% sản lượng theo giá hợp đồng mua bán điện, còn lại 10-20% sản lượng điều chỉnh theo giá thị trường. Trong khi đó, giá thị trường điện bình quân có xu hướng tăng qua các năm.
Đặc biệt, năm 2022, giá thị trường điện tăng 53,6% so với năm 2021 dẫn đến các nhà máy điện tham gia thị trường có thêm lợi nhuận gia tăng rất lớn (ngoài lợi nhuận theo quy định tại hợp đồng mua bán điện và giá điện đã được các bên thống nhất, được Bộ Công Thương phê duyệt). EVN phải gánh chịu phần chi phí tăng thêm này trong vai trò là người mua duy nhất.
PGS.TS Trương Duy Nghĩa, Chủ tịch Hội khoa học Nhiệt Việt Nam, đánh giá: Chỉ có các nhà máy thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí có thể tham gia thị trường phát điện cạnh tranh. Theo cơ chế thị trường, nhà máy điện nào có giá bán điện thấp sẽ được huy động phát điện nhiều, nhà máy điện có giá chào cao sẽ được huy động khi hệ thống có yêu cầu hoặc đưa vào diện phát điện dự phòng.
Thực tế có những bất cập khiến việc điều tiết theo cơ chế thị trường không thực hiện được.
Cụ thể, theo PGS Trương Duy Nghĩa, các nhà máy thủy điện tuy có giá thành sản xuất điện thấp nhất nhưng chỉ được phát công suất tối đa khi hồ đầy nước, hoặc khi cần xả nước (qua tuabin), nhiều trường hợp phải xả đáy (không qua tua bin) để xả lũ. Các trường hợp khác phải phát điện cầm chừng để dành nước. Thời gian vận hành công suất cực đại trong năm (trị số Tmax) của các nhà máy thủy điện ở Việt Nam chỉ khoảng 4.000 giờ/năm.
Tại các nhà máy điện đầu tư theo BOT (kể cả than và khí), giá điện và sản lượng điện đã được bảo lãnh nên gần như đứng ngoài thị trường phát điện cạnh tranh. Các nhà máy điện tái tạo và điện sinh khối cũng không được huy động theo cơ chế thị trường. Các nhà máy điện có giá thành cao như điện khí, đúng ra, nếu theo nguyên tắc thị trường không được huy động, nhưng để bảo đảm an ninh cung cấp điện, để đáp ứng yêu cầu phủ đỉnh và lưng đồ thị phụ tải, vẫn được huy động. Hiện nay theo Quy hoạch điện VIII, điện khí còn được huy động chạy đáy.
“Như vậy thị trường phát điện cạnh tranh chủ yếu là đối với nhiệt điện than. Những bất cập trên khiến việc phát điện cạnh tranh hoàn toàn không theo cơ chế thị trường”, ông Nghĩa nhận xét.
Những đổi thay về cơ cấu nguồn điện, chủ sở hữu các dự án nguồn điện, việc chưa hoàn thiện của thị trường điện như hiện nay đòi hỏi phải có những thay đổi căn bản về chính sách với ngành điện.
Đây là yêu cầu cấp bách để giảm thiểu nguy cơ thiếu điện năm 2024 và những năm tiếp theo sau khi “nếm trải” thời gian thiếu điện ở miền Bắc từ cuối tháng 5 đến ngày 22/6/2023.
Lãnh đạo Ban Kinh doanh của EVN cho biết: Nhu cầu sử dụng điện tiếp tục tăng cao, dự báo bình quân 9%/năm, tương ứng công suất tăng 4.000-4.500 MW/năm. Trong khi đó, nguồn điện dự kiến đưa vào vận hành năm 2024 chỉ là 1.950MW và năm 2025 là 3.770MW, tập trung chủ yếu tại khu vực miền Trung và miền Nam.
Công suất dự phòng của hệ thống điện miền Bắc thấp nhưng nhu cầu điện tăng trưởng tới 10%/năm; do vậy, miền Bắc có khả năng thiếu công suất đỉnh vào cao điểm nắng nóng tháng 6-7/2024 (thiếu từ 420-1.770MW).
Điều này đặt ra vấn đề phải tìm cách đẩy nhanh tiến độ đầu tư các dự án nguồn điện để bổ sung lượng điện thiếu hụt cho miền Bắc.
Bài 2: Ai gánh trọng trách đầu tư nguồn điện: Tư nhân hay doanh nghiệp Nhà nước?
