Mực nước chết
"Nếu tình trạng hạn hán diễn ra nghiêm trọng trên diện rộng, không có lũ hoặc lũ về ở mức thấp thì tình hình cung cấp điện có thể còn khó khăn trong thời gian tới", đó là thông điệp đáng quan ngại từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Mực nước ở các thủy điện đang ở mức báo động; nhiều hồ có mực nước thấp; có hồ đã về “mực nước chết” đến đầu tháng 5 này.
Thực tế, từ đầu 2023 đến nay, EVN liên tục có các văn bản báo cáo về “tình trạng nguy cấp về cung ứng điện” gửi Bộ Công Thương cảnh báo hệ thống điện miền Bắc sẽ gặp tình trạng không đáp ứng được phụ tải đỉnh trong các tháng 5, tháng 6 với công suất thiếu hụt lớn nhất ước tính lên tới khoảng 1.600-4.900 MW.
Năm 2022, thủy điện đã “gánh” cho hệ thống điện thoát cảnh thiếu hụt trong bối cảnh giá than tăng chóng mặt. Dẫu vậy, năm 2022 EVN vẫn lỗ hơn 26.200 tỷ đồng do phải huy động nhiều nguồn điện có giá cao.
Thủy điện là nguồn có giá rẻ nhất hiện nay với mức giá trung bình là 1.100-1.200 đồng/kWh. Trong khi đó, nguồn nhiệt điện đang có mức giá đắt đỏ do giá than tăng mạnh. Đến nay, dù hạ nhiệt đáng kể, giá mua điện từ các nhà máy nhiệt điện sử dụng than trong nước vẫn ở mức 2.100 đồng/kWh. Với nhà máy sử dụng than trộn (than trong nước trộn than nhập khẩu) thì mức giá mua điện khoảng 2.400 đồng/kWh, còn sử dụng giá than nhập có giá lên tới 4.000 đồng/kWh.
Điện gió, và nhiều dự án điện mặt trời phải mua với giá hơn 2.000 đồng/kWh.
Như vậy, trừ thủy điện và tuabin khí, giá điện mua vào đều cao hơn giá bán lẻ hiện nay (vừa tăng hôm 4/5 với mức giá hơn 1.900 đồng/kWh).
Khi nhìn những hồ thủy điện cạn gần trơ đáy và tài chính cạn kiệt của EVN, một chuyên gia đã bình luận “thủy điện thiếu nước thì rất gay go”.
Chậm trễ bổ sung nguồn điện mới, ổn định
Không phải đến bây giờ việc thiếu điện mới được nói đến. Từ 2019 đến nay, nhiều cảnh báo đã được đưa ra. Nhưng đại dịch Covid-19, sự bổ sung của nguồn điện mặt trời, điện gió, thủy điện dồi dào… đã giúp hệ thống điện được cung ứng đủ. Tình hình giờ đây lại rất khác, cộng dồn nhiều yếu tố bất lợi.
Báo cáo của Chính phủ vừa gửi Quốc hội cho thấy: Tại quy hoạch điện VII, trong khi các nguồn năng lượng tái tạo vượt mức 480% thì các nguồn nhiệt điện chỉ đạt gần 60%. Miền Bắc chậm tiến độ hơn 3.000 MW nguồn nhiệt điện. Miền Nam chậm tiến độ hơn 3.600MW nguồn nhiệt điện nhưng lại vượt gần 14.000MW nguồn điện mặt trời. Trong khi đó nguồn điện mặt trời có lượng điện năng thấp hơn 1/3 so với nguồn nhiệt điện, lại là nguồn biến đổi và phụ thuộc nhiều vào thời tiết nên việc đảm bảo cấp điện vẫn còn nhiều khó khăn.
"Việc chậm tiến độ các nguồn nhiệt điện ở cả hai miền sẽ gây nguy cơ thiếu điện và khó khăn trong vận hành do thiếu công suất nguồn dự phòng, đặc biệt tại Bắc Bộ trong giai đoạn đến năm 2025", báo cáo của Chính phủ cũng không quên lưu ý.
Nhiệt điện than chững lại và xu hướng giảm do phải thực hiện cam kết của Việt về “phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050”, theo cam kết trong Cop26. Nguồn điện khí do tư nhân và DNNN đầu tư cũng gặp đủ vướng mắc.
Đơn cử như dự án Nhà máy Điện khí tự nhiên hóa lỏng Bạc Liêu, do Công ty Delta Offshore Energy (“DOE”) làm chủ đầu tư tổng mức đầu tư khoảng 4 tỷ USD, công suất lên tới 3.200 MW. Dù được cấp phép đầu tư từ tháng 1/2020 nhưng sau hơn 3 năm dự án vẫn chưa thể khởi công. Một trong những lý do là việc đàm phán hợp đồng mua bán điện 9 lần vẫn chưa xong…
Các dự án điện khí do EVN đầu tư cũng giậm chân tại chỗ. Lý do là trình tự thủ tục chuẩn bị dự án của các dự án sử dụng nguồn vốn ODA cho vay lại rất phức tạp, làm các cơ quan nhà nước rất lúng túng trong việc xử lý, gây chậm tiến độ dự án. Dự án nhiệt điện khí Ô Môn III là ví dụ.
Các dự án điện gió, mặt trời cũng đang chững lại vì chưa có cơ chế chính sách sau khi giá ưu đãi (FiT) hết hạn.
Trong bối cảnh đó, xét một cách khách quan và công bằng, sự bùng nổ của điện gió, điện mặt trời vài năm gần đây đã hỗ trợ bổ sung thêm nguồn cung cho hệ thống khi nguồn điện than chậm tiến độ. Điều này góp phần giảm nguy cơ thiếu điện trong các năm 2018-2019.
Cụ thể, trong các năm 2019, 2020 và 2021 sản lượng điện phát từ nguồn điện gió, mặt trời đạt tương ứng là 5,242 tỷ kWh, 10,994 tỷ kWh và 29 tỷ kWh. Nhờ lượng điện này, EVN đã giảm việc đốt dầu chạy điện với giá cao gấp đôi. “Năm 2019 giảm khoảng 2,17 tỷ kWh và năm 2020 giảm 4,2 tỷ kWh, tiết kiệm khoảng 10.850-21.000 tỷ đồng cho việc sử dụng dầu để phát điện”, Chính phủ ghi nhận.
Điều này có nghĩa, nếu không có nguồn điện năng lượng tái tạo thì EVN sẽ lỗ nặng hơn.
Đáng tiếc là thời gian tới, việc đầu tư nguồn điện sẽ ngày càng khó khăn hơn.
Hiện nay, dù đã gần nửa năm 2023, Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2021-2030, tầm nhìn đến 2050 (quy hoạch điện VIII) vẫn chưa được ban hành, khiến các nhà đầu tư mất phương hướng trong việc đầu tư nguồn điện mới.
Tất cả những điều này đã khiến mục tiêu bổ sung nguồn mới cho hệ thống điện thêm gian khó, nhất là trong bối cảnh EVN đang lỗ nặng vì chi phí nhiên liệu tăng cao, còn đầu tư tư nhân chững lại.
Tìm kiếm cơ chế tài chính, phê duyệt quy hoạch điện VIII, ban hành cơ chế chính sách cho năng lượng tái tạo, đơn giản hóa thủ tục đầu tư… là việc cần làm sớm để hệ thống điện sớm được bổ sung nguồn điện mới.
Cần thúc đẩy thị trường điện
Giải pháp căn cơ và lâu dài hơn, đó là cần đẩy nhanh lộ trình thực hiện thị trường điện cạnh tranh, bao gồm thị trường bán buôn và bán lẻ điện cạnh tranh.
Thị trường điện tại Việt Nam chính thức vận hành giai đoạn thị trường phát điện cạnh tranh từ ngày 1/7/2012. Từ 1/1/2019 đến nay, thị trường điện tại Việt Nam đã chuyển sang giai đoạn vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh (VWEM), nhưng thị trường bán lẻ điện cạnh tranh (VREM) vẫn rất mông lung và xa vời.
Ngay cả với thị trường bán buôn điện cạnh tranh, số liệu của EVN cho thấy tỷ trọng các nhà máy điện trực tiếp tham gia thị trường điện thấp. Tính đến nay, chỉ có gần 39,4% công suất đặt trực tiếp tham gia thị trường điện. Con số này được thậm chí còn thấp hơn thời điểm thị trường điện bắt đầu vận hành từ 1/7/2012. EVN vẫn phải ký nhiều hợp đồng với điều khoản “bao tiêu”, gây áp lực lên biểu giá bán lẻ điện và giảm tính minh bạch, cạnh tranh trên thị trường điện.
Về bản chất, thị trường điện hiện nay vẫn chỉ có một người mua là EVN nên cũng bộc lộ nhiều hạn chế. Gần đây, tập đoàn này đã chủ động đề xuất Bộ Công Thương yêu cầu khách hàng đấu nối cấp điện áp 110kV trở lên (thường là các nhà máy sản xuất, các khu công nghiệp) phải trực tiếp mua điện trên thị trường điện. Nếu cơ chế này được chấp thuận, các khách hàng lớn này sẽ không cần phải mua lại điện từ EVN như hiện nay. Họ có thể mua điện với nhiều mức giá khác nhau trong ngày, ví dụ buổi tối giá rẻ họ có thể mua nhiều, còn buổi trưa giá cao họ có thể mua ít lại. Đây là một bước tiến để hướng tới thị trường bán lẻ điện cạnh tranh và không khó để thực hiện.
Cơ chế điều hành giá điện bán lẻ hiện nay cũng phải thay đổi, bởi đây là gốc rễ của những bất ổn trong ngành điện. Cơ chế giá điện thực hiện theo quy định tại Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg ngày 30/6/2017 của Thủ tướng nêu rõ: “Giá bán điện bình quân được xem xét điều chỉnh khi thông số đầu vào cơ bản trong khâu phát điện biến động”. Nhưng từ thời điểm Quyết định này có hiệu lực đến tháng 4/2023, giá bán lẻ điện bình quân mới có 2 lần điều chỉnh. Lần đầu ngày 01/12/2017 và lần thứ hai ngày 20/3/2019.
Sau 4 năm, kể từ tháng 3/2019, giá bán điện mới được điều chỉnh tăng 3% vào ngày 4/5.
Có thể thấy, mỗi lần điều chỉnh giá điện là những lần “cân lên đặt xuống”, trải qua nhiều quá trình, báo cáo Thủ tướng Chính phủ, Bộ ngành chấp thuận mới thực hiện được.
Chính vì thế, trước mắt, cần có cơ chế luật hóa điều chỉnh giá điện sao cho phù hợp với sự biến động của các yếu tố đầu vào. Điều này nhằm tránh trường hợp cộng dồn các khoản chi phí dẫn tới trường hợp giá điện tăng đột biến trong một lần điều chỉnh giá điện. Còn về lâu dài, việc thị trường hóa hoàn toàn khâu bán lẻ điện là căn cơ nhất, dù điều này cần nhiều thời gian.
Lương Bằng
.svg){kind=icon}
