Bài 9: TS Nguyễn Anh Tuấn: Giá bán điện cần phải có sự cân đối, hợp lý hơn

TS Nguyễn Anh Tuấn - nguyên Giám đốc Trung tâm Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương)

PV: Ông đánh giá thế nào về cơ cấu nguồn điện ở nước ta hiện nay? Theo ông, tại sao trong Quy hoạch điện VIII, điện khí lại được "giao chỉ tiêu" đạt công suất 37.330 MW, tương ứng với 24,8% tổng công suất nguồn điện, chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện?

TS Nguyễn Anh Tuấn: Cơ cấu nguồn điện của Việt Nam hiện nay (năm 2023) có thể nhìn nhận theo 2 chỉ số.

Thứ nhất là sản lượng điện phát 6 tháng đầu năm cho thấy nhiệt điện than vẫn chiếm tỷ lệ cao nhất là 49,5%, sau đó là thủy điện chiếm 22,1%; năng lượng tái tạo (NLTT) khác chiếm 14,5%; turbine khí hiện có tỷ lệ khá khiêm tốn 11,5%.

Thứ hai là công suất lắp đặt nguồn, hiện tại (cuối năm 2022) nhiệt điện than cũng chiếm tỷ lệ lớn nhất 32%, thủy điện chiếm 22%; NLTT khác (gió, mặt trời) khoảng 26%; turbine khí chiếm có hơn 9%.

Về cơ cấu nguồn điện quy hoạch, tổng công suất của điện khí vào năm 2030 là khoảng 37.330 MW, chiếm tỷ trọng lớn, là sự cần thiết cho quá trình chuyển dịch cơ cấu sang năng lượng xanh sạch, thay thế dần điện than.

Đây là con số đã được tính toán với các giả thiết mà chúng ta dự đoán cho đến thời điểm phê duyệt về chi phí công nghệ, giá nhiên liệu, có cân nhắc đến các ràng buộc cam kết quốc tế về giảm phát thải cũng như các chính sách khác hiện áp dụng.

Trong vận hành hệ thống điện, như chúng ta biết là cần phải có nguồn điện đảm bảo chạy nền và trong mọi điều kiện thay đổi của môi trường (thủy văn, thời tiết...). Hiện tại và cho đến tương lai gần - năm 2030 - điện than và điện khí đóng vai trò nền tảng cho cung cấp điện. Điện than không thể phát triển tiếp được, do vậy điện khí phải đóng vai trò này, ít nhất trong giai đoạn chuyển dịch đến năm 2035.

Mặc dù vậy, phát triển điện khí có rất nhiều khó khăn trước mắt. Và hiện cũng có nhiều ý kiến cho rằng để “về đích" đạt mục tiêu điện khí 37,330 MW vào năm 2030 là không hề dễ dàng.

PV: Mục tiêu cơ cấu nguồn điện là như vậy, còn phân phối, huy động (điều độ) giữa các nguồn điện thì như thế nào, thưa ông?

TS Nguyễn Anh Tuấn: Việc huy động các nguồn điện trong hệ thống điện là một bài toán và quy trình phức tạp, một mặt phải bảo đảm nhu cầu phụ tải thay đổi dự kiến trong thời gian tới, các yếu tố kỹ thuật và ổn định của hệ thống bao gồm nguồn và lưới điện, sự tối ưu chi phí hoạt động của các nguồn phát và tổn thất.

Ta có thể phân chia ra việc huy động nguồn cổ điển không có thị trường điện và huy động trong thị trường điện. Ngoài ra, việc phân phối huy động nguồn cũng phân ra gồm: kế hoạch huy động dài hạn (theo ngày), huy động theo cam kết thực (theo giờ) và điều độ theo thời gian thực (theo phút)...

Nguyên tắc điều độ (huy động nguồn) yêu cầu nguồn phát điện có thể phục vụ nhu cầu tăng tiếp theo với chi phí thấp nhất sẽ được điều động tiếp theo. Chi phí gia tăng được tính từ các phương trình sử dụng dữ liệu đường công suất nhiệt (heat rate) và chi phí nhiên liệu của một đơn vị và được cập nhật thường xuyên.

Trong đó các công nghệ khác nhau được đưa vào tính toán khác nhau: Các nguồn buộc phải phát, các nhà máy nhiệt điện dựa vào heat rate, giá nhiên liệu và chi phí O&M, các nhà máy theo hợp đồng mua bán điện, theo giá hợp đồng, NLTT sẽ theo giá điện, các nguồn dự phòng cần thiết và dự báo NLTT, điều kiện truyền tải của lưới điện...

Các hệ thống điện trên thế giới đều tuân thủ theo nguyên lý như vậy. Tuy nhiên thủ tục thực hiện điều độ có thể khác nhau. Còn việc thực hiện điều độ theo thị trường điện thì có thể khác biệt và mỗi thị trường điện có áp dụng các quy trình thủ tục khác nhau, phải tuân thủ quy định trình tự và thủ tục điều độ đã được thông qua.

Vấn đề nằm ở chỗ, khi có nhiều nguồn phát cùng công nghệ như NLTT tập trung cùng một khu vực với hạn chế về truyền tải công suất của đường dây đấu nối và có thể có nguồn phát từ nhiêu liệu hóa thạch khác, thì thứ tự ưu tiên phân bổ như thế nào? Theo quy định từng nước, nếu bắt buộc thì sẽ phải ưu tiên huy động NLTT hết và phải bảo đảm tính khả thi về mặt kỹ thuật (công suất phát tối thiểu) cho các nhà máy chạy than hoặc khí. Tuy nhiên, nếu vẫn cao hơn khả năng truyền tải của lưới điện, sẽ buộc phải phân bố giảm công suất các nhà máy NLTT theo quy định vận hành huy động nguồn: giảm tỷ lệ đều theo %, hoặc các nguyên tắc khác.

PV: Như trên đã đề cập, để hiện thực hóa mục tiêu điện khí trong Quy hoạch điện VIII hiện đang có những khó khăn gì? Và làm thế nào để “vượt khó", thưa ông?

TS Nguyễn Anh Tuấn: Hiện nay, có 13 dự án điện LNG (khí thiên nhiên hóa lỏng) đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trong "Danh mục các dự án quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện" tại Quyết định 500.

Gốc rễ khiến các dự án điện khí LNG hiện đang trì trệ chính là giá bán điện cho EVN (Tập đoàn Điện lực Việt Nam) theo tính toán đang cao hơn giá bán lẻ điện bình quân mà EVN bán ra cho nền kinh tế.

Hiện tại Bộ Công Thương vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện khí LNG nên việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) từ phía EVN và bao tiêu sản lượng khí hàng năm cũng khiến nhà đầu tư lo lắng về hiệu quả của dự án.

Hơn nữa trong Quy hoạch điện VIII, giá LNG (quy về năm 2020, không tính trượt giá) vận chuyển từ nước ngoài đến Việt Nam được dự báo là 10,6 USD/1 triệu BTU giai đoạn 2021-2045 và giá đến nhà máy điện trung bình là 11,8 USD/1 triệu BTU. Với mức giá này, giá điện sản xuất ra vào khoảng 9,2 UScent/kWh (tương đương khoảng 2,2 nghìn đồng/kWh).

Theo tính toán của các chuyên gia về lập quy hoạch điện, với một dự án 3.200 MW, khi giá LNG dao động ở mức 10-20-30-40 USD/1 triệu BTU, thì giá bán điện tương ứng sẽ là 9,03-15,5-22,07-28,6 UScent/kWh. Để phát triển khoảng 22.000 MW điện khí từ LNG thì nhu cầu nhập khẩu LNG hàng năm sẽ khoảng 15-17 triệu tấn.

Rào cản lớn nhất hiện nay của các nhà máy điện khí LNG vẫn là giá thành sản xuất điện cao, nhiên liệu đầu vào cho sản xuất điện phụ thuộc hoàn toàn vào nhập khẩu. Vì thế, các nhà máy cần được chạy ở phụ tải nền mới có thể có giá tốt và dễ chấp nhận hơn.

Tuy nhiên, hiện chưa có khung giá phát điện của các dự án điện khí LNG, nên cũng chưa biết nên đàm phán mức bao nhiêu là hợp lý, bởi nếu chỉ nhìn với mức giá LNG thế giới thời gian qua, có những lúc lên tới 30 USD/1 triệu BTU, thì giá mua điện từ nguồn điện khí LNG sẽ cao hơn rất nhiều so với giá bán lẻ điện mà EVN bán ra cho nền kinh tế.

Cũng chính vì thế mà các cơ quan giám sát tài chính của EVN khó có thể chấp nhận, nên EVN cũng chẳng thể quyết được việc mua bán khí. Ngoài ra, việc cam kết về chuyển đổi ngoại tệ, bảo đảm nghĩa vụ thanh toán cho EVN và bồi thường thiệt hại khi chấm dứt PPA, chuyển giá khi LNG sang giá bán điện, bao tiêu sản lượng điện... nhằm tới mục tiêu bảo đảm hiệu quả của dự án khi chưa có giá điện được xác định chính thức cũng là vấn đề cần được xem xét thấu đáo.

Để điện khí có thể “về đích" theo Quy hoạch điện VIII thì Nhà nước phải đưa ra khung giá điện để các bên đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán điện, từ đó các các bên quan tâm mới có thể lên kế hoạch để xây dựng nhà máy, tính toán bài toán kinh tế để đầu tư. Nếu không “chốt" được khung giá điện thì sẽ không ai bỏ tiền để đầu tư. Bên cạnh đó, việc bao tiêu sản lượng cũng cần phải được đàm phán, ký kết.

Đặc biệt, giá bán điện hiện tại cần phải có sự cân đối, hợp lý hơn so với cơ cấu, nguồn phát điện hiện tại. Biểu giá điện hiện tại của nước ta có phần “lạc hậu” so với quy hoạch, so với các quốc gia khác.

Cụ thể, biểu giá điện cần phải được tách bạch các khoản cấu thành biểu giá đó như: dịch vụ quản lý cấp điện, chi phí truyền tải, phân phối điện, công suất tiêu thụ… Hiện biểu giá điện bán đến các hộ tiêu thụ chủ yếu chỉ tính trên điện năng tiêu thụ. Như vậy là chưa hợp lý, có phần “cào bằng"...

PV: Trân trọng cảm ơn ông!

Bài 10: Phát triển điện khí Việt Nam dưới góc nhìn của các chuyên gia