Một số khuyến nghị ban đầu về khung giá điện LNG (năm 2024) của Việt Nam

Theo Quy hoạch điện VIII: Tổng quy mô công suất các dự án nhà máy điện khí được đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành đến năm 2030 là 30.524 MW (22 dự án). Trong đó, tổng công suất nhà máy điện sử dụng khí trong nước là 7.240 MW (9 dự án) và tổng công suất nhà máy điện sử dụng LNG là 22.524 MW (13 dự án). Tính riêng lượng công suất các nhà máy điện khí trong nước và điện LNG dự kiến xây mới từ nay đến năm 2030 là rất lớn (29.764 MW, chiếm tới 41,88% tổng lượng công suất cần xây mới trên toàn quốc). Từ nay đến năm 2030 yêu cầu cung cấp đủ nhu cầu điện trong nước, đáp ứng mục tiêu phát triển kinh tế, xã hội với mức tăng trưởng GDP bình quân khoảng 7%/năm trong giai đoạn 2021 - 2030. Trong đó, điện thương phẩm khoảng 505,2 tỷ kWh. Riêng điện năng sản xuất từ các nhà máy điện khí là 162,5 tỷ kWh, chiếm 32,16% điện năng toàn hệ thống (trong đó tổng công suất các nhà máy sử dụng khí trong nước đạt 14.930 MW và tổng công suất các nguồn điện LNG nhập khẩu tối đa đạt 22.524 MW).

Với cơ cấu nguồn điện như trên, cùng với định hướng đến năm 2050 không còn sử dụng than cho phát điện, vai trò chạy nền của các nhà máy điện khí trong hệ thống điện là tất yếu - nguồn điện duy nhất không bị ảnh hưởng đáng kể bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió, mặt trời.

Khi Bộ Công Thương chưa ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG, thì giữa chủ đầu tư dự án điện khí LNG và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn chưa có căn cứ để đàm phán ký kết Hợp đồng mua bán điện (PPA). Từ lý do này dẫn đến việc hầu hết các dự án điện khí vẫn đang trong quá trình chuẩn bị đầu tư và chưa có nhiều tiến triển, trong khi thời hạn đến năm 2030 chỉ còn 6,5 năm. Đặc biệt là 3 dự án điện khí LNG: Cà Ná, Nghi Sơn, Quỳnh Lập, với tổng công suất 4.500 MW vẫn chưa lựa chọn được nhà đầu tư. Với những khó khăn như vậy, có khả năng dẫn đến việc không thể xây dựng toàn bộ các nhà máy điện khí LNG đúng tiến độ để đưa vào vận hành như Quy hoạch điện VIII đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt và nguy cơ mất an ninh cung cấp điện cho giai đoạn 2026-2030 có thể xảy ra.

Một “nút thắt” được “tháo gỡ”...

Ngày 27/5/2024, Bộ Công Thương đã ban hành quyết định số 1260/QĐ-BCT phê duyệt khung giá phát điện nhà máy nhiệt điện tua bin khí chu trình hỗn hợp sử dụng khí hóa lỏng (LNG) năm 2024. Vậy là một “nút thắt” làm đau đầu các nhà đầu tư điện khí và EVN khi đàm phán Hợp đồng mua bán điện (PPA) đã được “tháo gỡ”.

Căn cứ theo quy định tại Điểm a, Khoản 2 của Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19 tháng 12 năm 2014, Quyết định 1260 nêu: Khung giá phát điện cho nhà máy nhiệt điện sử dụng LNG năm 2024 là từ 0 - 2.590,85 đồng/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng). Trong đó, mức giá trần là 2.590,85 đồng/kWh (tương đương 10,57 US cent/kWh - tỉ giá 24.520 đồng/USD).

Cũng theo Quyết định này, các thông số sử dụng tính toán mức giá trần này bao gồm:

- Công suất tinh 1.579.125 kW.

- Suất tiêu hao nhiệt tinh ở mức tải 85% (6.330,2 BTU/kWh).

- Giá LNG (không bao gồm thuế giá trị gia tăng, chi phí tồn trữ, tái hóa và phân phối khí sau tái hóa) là 12,9792 USD/triệu BTU.

- Tỷ giá 24.520 đồng/USD.

Căn cứ khung giá phát điện đã được phê duyệt, Bộ Công thương yêu cầu EVN và đơn vị phát điện sẽ đàm phán giá mua bán điện chính thức không vượt qua mức giá trần nêu trên.

... Nhưng giá điện sẽ tăng cao:

Rõ ràng, trần khung giá phát điện cho nhà máy nhiệt điện sử dụng LNG năm 2024 là 2.590,85 đồng/kWh (tương đương 10,57 US cent/kWh) là khá cao so với mức giá các nguồn điện lớn khác đang vận hành trong hệ thống điện nước ta. Hiện tại, ngoài nguồn điện chạy dầu, vốn quy mô nhỏ và chỉ huy động trong thời gian ngắn phủ biểu đồ công suất lúc cao điểm, hai loại nguồn điện gió, mặt trời (theo giá FIT) là có giá cao nhất trong các dạng nguồn điện đang vận hành.

Cụ thể, điện mặt trời với giá FIT1 là 9,35 US cent/kWh trong vòng 20 năm (QĐ11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017) và giá FIT2 là 7,09 US cent/kWh đối với điện mặt trời mặt đất, 8,38 US cent/kWh đối với các dự án điện mặt mái nhà và 7,69 US cent/kWh đối với điện mặt trời nổi (Quyết định 13/2020/QĐ-TTg).

Đến năm 2030, khi điện năng sản xuất từ các nhà máy điện khí dự kiến là 162,5 tỷ kWh, chiếm 32,16% điện năng toàn hệ thống và với giá như trên, giá bán điện sẽ tăng là không thể tránh khỏi.

Đề xuất đầu tư hệ thống lưu trữ điện năng để phát triển năng lượng tái tạo:

Vậy câu hỏi đặt ra là: Nên phát triển dạng nguồn điện nào vừa rẻ hơn điện khí LNG, nhưng ít tác động đến môi trường và nước ta sẵn có, không phải phụ thuộc vào nhập khẩu từ nước ngoài?

Nếu so với khung giá điện khí LNG vừa được Bộ Công Thương ban hành so với giá FIT điện gió, mặt trời hiện tại thì rõ ràng điện từ năng lượng tái tạo đang rẻ hơn. Và rất nhiều người băn khoăn, không hiểu tại sao chúng ta không tiếp tục phát triển điện gió, mặt trời (được thiên nhiên ưu đãi, không phải nhập khẩu, hay phụ thuộc vào nước ngoài như nhiên liệu LNG) để có giá điện rẻ hơn (vốn đầu tư cho việc lắp đặt điện gió, mặt trời đang giảm mạnh nhờ công nghệ ngày càng phát triển)? Vấn đề là ở tính không ổn định của năng lượng tái tạo.

Tính đến cuối năm 2023, quy mô hệ thống điện Việt Nam đạt khoảng 80.556 MW về tổng công suất nguồn, tăng thêm khoảng 2.800 MW so với năm 2022. Trong đó, tổng công suất các nguồn điện năng lượng tái tạo là 21.664 MW, chiếm tỷ trọng 26,9% toàn hệ thống (hình dưới đây).

Quy mô phát triển hệ thống điện 2018-2023. (Nguồn: EVN).

Theo thông báo của EVN (tháng 4/2024): Sản lượng điện năng lượng tái tạo lên tới 14,04 tỷ kWh, chiếm tới 15,1% sản lượng điện năng toàn hệ thống (trong đó điện mặt trời đạt 9,26 tỷ kWh, điện gió đạt 4,78 tỷ kWh). Mức sản lượng huy động nguồn điện năng lượng tái tạo chỉ đứng sau nhiệt điện than (do thủy điện đang hạn chế huy động để tích trữ nước dành cho đợt cao điểm nắng nóng trong mùa hè này).

Tuy nhiên, nhu cầu truyền tải công suất phát của điện gió, mặt trời lúc cao điểm làm gia tăng hiện tượng quá tải lưới điện cục bộ và tăng nhu cầu dịch chuyển đỉnh - đáy của các loại nguồn thủy điện, điện than, khí. Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia đã có nhiều nỗ lực, sáng kiến trong điều độ nguồn, lưới, nhưng hiện nay nhiều thời điểm đang buộc phải cắt giảm đáng kể nguồn điện năng lượng tái tạo, dẫn đến thiệt hại kinh tế của các nhà đầu tư và xã hội.

Mặt khác, việc chuyển hướng sang năng lượng sạch cũng gây ra nhiều thách thức cho EVN:

- Chi phí thực hiện chuyển dịch năng lượng lớn, gây áp lực lên giá điện.

- Hệ thống lưới điện của EVN chưa đáp ứng độ linh hoạt khi tích hợp các nguồn năng lượng tái tạo.

- Giá bán lẻ điện bình quân tại Việt Nam còn ở mức thấp so với chi phí đầu vào, vốn đã tăng và có xu hướng tăng trong khi chưa có cơ chế linh hoạt về giá bán lẻ.

Ngoài ra, để vận hành hệ thống điện an toàn và hiệu quả khi tỷ lệ điện năng từ năng lượng tái tạo chiếm 15% toàn hệ thống, trên thế giới đều sử dụng hệ thống lưu trữ điện năng. Hệ thống lưu trữ năng lượng (bao gồm thủy điện tích năng và pin lưu trữ). Pin lưu trữ và thủy điện tích năng sẽ làm nhiệm vụ phủ đỉnh trong hệ thống điện khi điện gió không có gió, điện mặt trời không có nắng.

Pin lưu trữ đang được phát triển với giá thành ngày càng hợp lý hơn, được bố trí phân tán gần các trung tâm nguồn điện gió, điện mặt trời, hoặc các trung tâm phụ tải. Theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030 dự kiến pin lưu trữ đạt công suất khoảng 300 MW. Nhưng ngay cả giá hợp lý, thì chi phí cho 1 kWh của pin lưu trữ vẫn đang cao hơn thủy điện tích năng.

Dự án thủy điện tích năng duy nhất là Bác Ái với công suất 1.200 MW đang thi công với kế hoạch đưa vào vận hành năm 2028, nhưng thực tế có khả năng chậm tiến độ 1 năm.

Theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030 sẽ có 2.400 MW từ 2 nguồn thủy điện tích năng được đưa vào vận hành. Tuy nhiên, đến thời điểm hiện tại vẫn chưa có chủ đầu tư dự án Thủy điện Tích năng Phước Hòa công suất 1.200 MW.

Lời kết:

Việc Bộ Công Thương ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG năm 2024 sẽ thúc đẩy nhanh quá trình đàm phán để ký kết Hợp đồng mua bán điện (PPA) giữa chủ đầu tư các dự án điện LNG với EVN. Khi đã có PPA, các chủ đầu tư các dự án điện LNG sẽ có cơ sở đẩy nhanh tiến độ thực hiện dự án.

Giá bán điện LNG mà Bộ Công Thương vừa phê duyệt là khá cao so với mặt bằng giá các loại nguồn điện đang vận hành. Nếu chủ đầu tư các dự án điện LNG vẫn mong muốn tỷ lệ bao tiêu điện năng (Qc) - tức là mong muốn EVN cam kết huy động sản lượng điện từ các nhà máy này từ ở mức 72-90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng, thì người sử dụng điện sẽ phải chi trả tiền điện cao hơn.

Để đảm bảo lợi ích hài hòa giữa chủ đầu tư các dự án điện khí LNG và EVN, tránh tình trạng tăng giá điện đột biến ảnh hưởng đến người tiêu thụ điện và cả nền kinh tế, Bộ Công Thương cần sớm ban hành quyết định cơ chế giá bán điện hai thành phần (giá công suất và giá điện năng), trước hết áp dụng cho khách hàng sử dụng điện. Bước tiếp theo là nghiên cứu áp dụng cơ chế này cho các nhà máy điện, như nhiều nước đã làm. Đây là những bước đi đúng cho cả bên sản xuất điện, cũng như bên tiêu thụ điện nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế từ việc phân bổ và sử dụng nguồn lực hợp lý, giúp cân bằng biểu đồ phụ tải của hệ thống, giảm bớt nhu cầu đầu tư nguồn, lưới điện.

Với xu thế phát triển năng lượng tái tạo ngày càng tăng và chiếm tỷ lệ quan trọng trong cơ cấu nguồn điện toàn hệ thống, ngoài việc phát triển hệ thống lưu trữ điện năng, khi áp dụng giá điện hai thành phần sẽ cơ cấu lại nhu cầu sử dụng điện, tạo thêm sức hút các nhà đầu tư tham gia phát triển điện LNG cả công nghệ chu trình hỗn hợp, chu trình đơn, động cơ đốt trong, cùng hệ thống lưu trữ điện năng, đem lại lợi ích cho nền kinh tế với giá thành điện năng hợp lý./.

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tài liệu tham khảo:

1. Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050.

2. Giá điện 2 thành phần - Xu thế tất yếu trong chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam. NangluongVietNam online 15:33 | 19/02/2024.

3. Bế tắc trong đàm phán giá mua bán điện khí LNG - Nhìn từ báo cáo của EVN gửi Chính phủ. NangluongVietNam online 09:58 | 19/04/2024.