Ðầu thiếu, đầu thừa
Mùa hè năm 2021, khi những đợt nắng nóng gay gắt ập tới vào cuối tháng 5 và tháng 6, miền bắc đã chứng kiến thực tế cắt điện với tên gọi "tiết giảm điện". Nhìn nhận thực tế tiết giảm phụ tải ở miền bắc mùa hè năm 2021 là "tình huống cực đoan, nghiêm trọng", nhưng các chuyên gia am hiểu về kỹ thuật hệ thống điện cũng thừa nhận, "đó là việc phải thực hiện để bảo đảm vận hành an toàn cho hệ thống điện quốc gia" vốn phải chịu hàng loạt ràng buộc ở nhiều mặt kỹ thuật như ổn định điện áp, giới hạn truyền tải của đường dây…
Nguyên nhân sâu xa là bởi miền bắc đã không có thêm các nguồn điện mới tại chỗ đủ để bù đắp cho nhu cầu tăng trưởng đang rất cao ở khu vực này. Trong khi đó việc truyền tải điện từ miền trung và miền nam ra bắc lại bị giới hạn bởi công suất đường dây nên khi nhu cầu tăng cao trong mùa nắng nóng, chuyện quá tải, mất điện cục bộ tại một số khu vực đã diễn ra và tiết giảm là tất yếu.
Theo Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC), mặc dù về cơ bản hệ thống điện quốc gia vẫn bảo đảm cấp điện cho phụ tải miền bắc trong năm 2022 nhưng câu chuyện sẽ có các đợt nắng nóng vào mùa hè và sự phục hồi kinh tế sau đại dịch, tăng trưởng phụ tải điện của miền bắc hè năm 2022 có thể đạt tới 12-15%. Xét về số tuyệt đối là phụ tải đỉnh (Pmax) có thể đạt 16.500-16.950 MW (tăng khoảng 2.000 MW so mùa nắng nóng năm 2021).
Đáng nói, ở phía cung, sự bổ sung nguồn điện so năm 2021 tại miền bắc chỉ xấp xỉ khoảng 1.000 MW và năng lực truyền tải của đường dây 500 kV bắc trung vẫn giống như năm ngoái (giới hạn các mạch Hà Tĩnh-Đà Nẵng, Vũng Áng-Đà Nẵng, Hà Tĩnh-Nho Quan truyền tải tối đa khoảng 1.800 MW). Mặt khác, lượng công suất mua điện Trung Quốc cũng bị hạn chế, chỉ mua được Pmax khoảng 540 MW vào tháng 5, tháng 6/2022.
Do đó, dự báo trong các ngày nắng nóng cực đoan năm nay sẽ thiếu hụt công suất đỉnh vào các khung giờ cao điểm (trưa từ 12 giờ-15 giờ, tối từ 21 giờ-24 giờ).
Theo ông Võ Quang Lâm, Phó Tổng Giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), hiện công suất nguồn điện tại khu vực miền bắc khoảng 28.000 MW và không có sự gia tăng mạnh trong những năm qua. Năm 2021, công suất tiêu thụ điện ở miền bắc đã đạt 21.700 MW và với mức tăng trưởng cao như hiện nay, dự báo năm 2022, đỉnh công suất ở miền bắc sẽ đạt 24.000 MW.
Năm 2019, khi nhắc tới biện pháp kêu gọi các khách hàng lớn hợp tác tiết giảm điện vào giờ cao điểm, ông Thái Phụng Nê, người nhiều năm là phái viên của Thủ tướng Chính phủ về các công trình điện cho rằng, giải pháp này chỉ có thể thực hiện được một vài năm trước mắt, chứ không thể làm lâu dài. Nhưng thực tế tiết giảm điện ở miền bắc cho thấy, đây vẫn là giải pháp không thể bỏ qua.
Trong khi miền bắc lo thiếu điện thì miền nam đã xuất hiện tình trạng "thừa nguồn", đặc biệt là vào các ngày lễ và cuối tuần. Dịp Tết Nhâm Dần 2022, công suất phụ tải toàn quốc vào giờ thấp điểm trưa đã giảm có thời điểm chỉ còn khoảng 14.800 MW, giờ thấp điểm đêm chỉ đạt xấp xỉ 13.000 MW.
Nếu so với tổng công suất lắp đặt nguồn điện toàn hệ thống hiện đã ở mức khoảng 75.700 MW, trong đó có hơn 20.800 MW năng lượng tái tạo-chiếm tỷ lệ 27,5% (bao gồm 16.500 MW điện mặt trời và gần 4.000 MW điện gió) thì nhiều loại hình nguồn điện buộc phải giảm phát phù hợp với nhu cầu phụ tải.
Dẫu vậy, cũng không thể truyền tải từ nam ra bắc để cấp được bởi đường dây có giới hạn và ở miền nam thừa hiện nay là điện mặt trời đang phát vào ban ngày, trong khi miền bắc lại thiếu công suất vào cao điểm tối-là lúc mặt trời đi ngủ.
Bởi vậy, hệ thống đã phải chứng kiến cảnh thừa nguồn mà vẫn thiếu điện và lãng phí nguồn đầu tư của xã hội khi không khai thác được các đầu tư đã đổ vào ngành năng lượng.
Mất hút nguồn mới
Với thực tế công suất đặt của hệ thống đã khá lớn và tình hình thừa nguồn ở khu vực nam trung bộ và miền nam, cũng như giá điện vẫn bất động, câu chuyện đầu tư vào ngành điện đang trở thành sự thách thức lớn cho cả các bên liên quan.
Thống kê của Bộ Công thương cho hay, tới cuối năm 2021, các địa phương đã đề nghị bổ sung 550.000 MW điện các loại vào Dự thảo quy hoạch điện VIII. Trong số này có 129.000 MW điện gió ngoài khơi, 106.000 MW điện gió trên bờ, 140.000 MW điện khí LNG, 118.000 MW điện mặt trời quy mô trang trại…
Như vậy sẽ phải cân lên đặt xuống để loại bớt các đề nghị làm nhà máy điện này bởi với phương án cao tính toán thì tới năm 2030 nhu cầu cũng mới chỉ là 150.000 MW và năm 2045 là khoảng 426.000 MW. Dẫu vậy, ngay kể cả có khớp được các dự án điện vào quy hoạch, cũng không dễ dàng triển khai trên thực tế.
Hiện các dự án điện mặt trời chưa có giá vẫn đang chờ cơ chế mới sau khi cơ chế mua điện theo giá cố định (FIT) đã hết hiệu lực từ ngày 1/1/2021. Các dự án điện gió cũng tương tự khi cơ chế giá FIT cũ đã hết hiệu lực từ ngày 1/11/2021.
Bộ Công thương đang xây dựng cơ chế giá mua điện năng lượng tái tạo mới nhưng xem ra không dễ. Lý do là ngoài việc tỷ lệ hoàn vốn nội bộ (IRR) chỉ còn 12%, thấp hơn 30% so với trước đây thì việc đàm phán giá hay có được cam kết mua điện của EVN trong trường hợp đấu giá để trúng quyền bán điện là không hề dễ với thực tế đang thừa điện hiện nay.
Tại các nguồn điện lớn như điện khí LNG, câu chuyện còn khó khăn bội phần khi vướng hàng loạt cơ chế phải cần sửa Nghị định hay Luật mới có thể thực hiện được. Câu chuyện của dự án điện khí LNG Bạc Liêu hơn 4 tỷ USD là một thí dụ. Tuy được cấp phép đầu tư theo dạng Nhà máy điện độc lập (IPP) theo hình thức đầu tư của Luật Đầu tư theo phương thức đối tác công tư (PPP) với mục tiêu tham gia chào giá trên thị trường điện, nhưng dự án này đưa các yêu cầu như một dự án BOT với nhiều vấn đề cần có cam kết/bảo lãnh ở cấp Chính phủ. Bởi vậy, dù được cấp phép từ tháng 1/2020 nhưng tới nay các vấn đề pháp lý của dự án này vẫn không thể giải quyết bởi không bộ/ngành nào xử lý được những vấn đề vượt thẩm quyền của mình mà đều chờ ý kiến của Chính phủ.
Lẽ dĩ nhiên Dự án LNG Bạc Liêu tắc thì các dự án điện khí LNG khác cũng khó mà có lời giải bởi tình huống không có gì khác. Đó là chưa kể tới việc nguồn khí LNG hoàn toàn phụ thuộc nhập khẩu và đang có xu hướng trở nên bất định trước những biến động mới ở châu Âu, khiến giá bán tăng vọt, gấp 4-5 lần so trước đây.
Các dự án điện gió ngoài khơi, tuy cũng được xem là "rất triển vọng" nhưng việc thi công trên biển cũng cần những ràng buộc nhất định mà không phải địa phương hay bộ/ngành có thể xử lý được.
Thêm nữa, việc trông chờ vào điện nhập khẩu từ Trung Quốc hay Lào cũng đồng nghĩa với gia tăng sự lệ thuộc vào nhập khẩu trong cung cấp năng lượng nói chung và điện nói riêng.
Ở một khía cạnh khác, việc giữ nguyên giá điện trong khi các chi phí đầu tư biến động mạnh theo thị trường quốc tế chắc chắn sẽ càng làm khó yêu cầu cấp điện an toàn, ổn định. Báo cáo chi phí giá thành sản xuất điện năm 2020 vừa được Bộ Công thương công bố đầu tháng 3/2022 sau khi được kiểm toán và có sự rà soát của các cơ quan chức năng cho thấy, sản lượng điện thương phẩm thực hiện năm 2020 tăng 3,42% so năm 2019. Tuy nhiên, doanh thu bán điện năm này là 394.892,09 tỷ đồng lại giảm 1,68% so với năm 2019. Mặc dù có ảnh hưởng từ việc giảm giá điện do giảm tiền điện để hỗ trợ các khách hàng bởi dịch Covid-19 với tổng số tiền khoảng 12.300 tỷ đồng nhưng điều đó cũng cho thấy EVN sẽ không có nguồn lực để đầu tư các nguồn điện mới, thực hiện nhiệm vụ chính của mình là cấp điện.
Việc giá bán điện thấp hơn giá thành này đã làm cho thị trường điện méo mó và kém hiệu quả, đơn cử là cường độ thâm dụng năng lượng cao, từ việc đưa ra những tín hiệu không chính xác đến người tiêu dùng về chi phí thực của dịch vụ. Trước đó, giá bán lẻ điện năm 2017 đã bị đóng băng kể từ năm 2015 ở mức tương đương 7,6 UScent/kWh, trong khi tổng giá thành là 11,3 UScent/kWh năm 2017.
Thực tế, nhiều dự án điện được lên kế hoạch nhưng không về đích như dự tính trong Tổng sơ đồ điện VII điều chỉnh hay các dự án điện hiện nay không thể đàm phán xong hợp đồng mua bán điện cũng có lý do sâu xa từ hiệu quả kinh tế và giá điện đã không phản ánh đầy đủ các yếu tố của thị trường, khiến thời gian đàm phán, chuẩn bị thực hiện dự án bị kéo dài lê thê.
Từ năm 2011 đến hết năm 2017, ngành điện không thiếu điện để cung cấp cho phát triển kinh tế, nhưng đến năm 2018, ngành điện không còn dự phòng nữa hay hiện nay lại rơi vào tình trạng "thừa nguồn mà vẫn thiếu điện", rồi xa hơn không dễ triển khai các dự án lớn cũng cho thấy những thách thức không nhỏ trong việc bảo đảm điện cho nền kinh tế trong một tương lai không xa xôi.
Ông Võ Quang Lâm, Phó Tổng Giám đốc EVN:
"Nhu cầu tiêu thụ năm 2022 có thể chạm đỉnh 24.000 MW, nếu so với công suất nguồn hiện có là 28.000 MW, tưởng là đủ, nhưng thực tế sẽ không đủ. Bởi khi nhiệt độ tăng cao, các nhà máy nhiệt điện than không thể phát huy được toàn bộ công suất như thiết kế và thủy điện cũng không chạy được như thiết kế do thiếu nguồn nước. Dự kiến, miền bắc sẽ thiếu khoảng 2.000 MW công suất lắp đặt trong một số thời điểm cực đoan của năm nay".
