Việc giảm công suất huy động từ các nguồn cho hệ thống điện quốc gia là khó tránh khỏi. Tuy nhiên, câu hỏi đặt ra là cân đối giữa các nguồn huy động như thế nào, để đảm bảo sự công bằng, minh bạch, hiệu quả trong điều tiết các nguồn điện?

Những tác động tiêu cực

Thực tế trong bối cảnh phụ tải thấp hiện nay, các nhà máy điện khí không được ưu tiên huy động với lượng huy động rất thấp, thậm chí có nhà máy gần như không được huy động. Điều này không chỉ gây thiệt hại trực tiếp cho doanh nghiệp nhiệt điện khí mà còn làm giảm nguồn thu ngân sách nhà nước và địa phương cũng như ảnh hưởng tới việc khai thác dầu khí tại vùng nước sâu, xa bờ trong chiến lược bảo vệ chủ quyền biển đảo.

Đơn cử, Nhà máy nhiệt điện Cà Mau 1 và 2 trong 8 tháng đầu năm nay chỉ được huy động 3,495 tỷ kWh. Với tình hình huy động sản lượng như hiện nay, dự kiến tổng sản lượng điện huy động năm 2021 với Cà Mau 1 và 2 là 4,53 tỷ kWh, bằng khoảng 65% so với công suất tính toán. Kéo theo dự kiến nộp ngân sách nhà nước tại địa phương của Nhà máy nhiệt điện Cà Mau 1 và 2 chỉ tương đương 32% so với trung bình hằng năm, gây ảnh hưởng lớn đến tỷ lệ tăng trưởng của Cà Mau trong bối cảnh khó khăn do dịch bệnh Covid-19.

Trước tình hình đó, trong công văn hỏa tốc gửi Bộ Công Thương, kiến nghị chỉ đạo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tăng cường huy động nguồn điện từ Nhà máy nhiệt điện Cà Mau 1 và 2, UBND tỉnh Cà Mau đã cảnh báo việc giảm huy động nguồn điện khí Cà Mau 1 và 2 đã làm giảm chỉ tiêu ngành công nghiệp, xây dựng 6 tháng đầu năm 2021 xuống 5,54% so với năm trước, GRDP của tỉnh chỉ đạt 45,82% kế hoạch.

Không riêng Cà Mau, nhiều địa phương khác cũng trực tiếp bị ảnh hưởng nguồn thu ngân sách cùng với đà giảm sâu huy động nguồn điện khí như hiện nay. Trong trường hợp sản lượng khí không tăng huy động, với tổng sản lượng khí năm 2021 dự kiến khai thác được khoảng 7,9 tỷ m3 (thấp hơn rất nhiều so với kế hoạch khai thác khí được Chính phủ giao là 9,7 tỷ m3 và khả năng khai thác của mỏ), thì của ngân sách Nhà nước thất thu của năm 2021vào khoảng 8.420 tỷ đồng

Năm 2022, với dự báo việc huy động khí cho điện tiếp tục giảm mạnh, khi đó lượng khí khai thác dự kiến khoảng 6,52 tỷ m3/năm (thấp hơn so với khả năng khai thác của mỏ là 9,1 tỷ m3), phần thu của Nhà nước sẽ tiếp tục chịu ảnh hưởng rất lớn khoảng 15.470 tỷ đồng.

Trong đó bao gồm phần giảm thu từ doanh thu bán khí và condensate trong các dự án thượng nguồn ước tính giảm khoảng 113 triệu USD (tương đương khoảng 2.600 tỷ đồng); doanh thu cước phí vận chuyển, chênh lệch giá bán khí ước tính giảm khoảng 225 triệu USD (tương đương khoảng 5.180 tỷ đồng); phần thu thuế TNDN sẽ giảm khoảng hơn 1.450 tỷ đồng; đồng thời các khoản phát sinh nghĩa vụ khí trả trước với các chủ mỏ dự kiến khoảng 284 triệu USD (tương đương khoảng 6.240 tỷ đồng).

Bên cạnh đó, để có thể đạt được các thỏa thuận mua khí với phía chủ mỏ và các nhà đầu tư khai thác nguồn khí, Việt Nam phải chấp nhận nghĩa vụ bao tiêu trong các hợp đồng mua khí từ thượng nguồn và hạ nguồn nhằm có được các cam kết cấp khí ổn định cho vận hành các nhà máy điện. Trong tình hình huy động điện khí thấp, các nhà máy điện không thể thực hiện nghĩa vụ bao tiêu khí đối với chủ các mỏ khí, phát sinh nghĩa vụ “khí trả trước” của bên mua khí với các chủ mỏ khí với số tiền không nhỏ.

Trong trường hợp huy động khí tiếp tục thấp như 8 tháng đầu năm, dự kiến mức phạt khí trả trước trong năm 2021 lên tới khoảng 128 triệu USD, tương đương khoảng 2.950 tỷ đồng (bao gồm khu vực Đông Nam Bộ khoảng 68 triệu USD và khu vực Tây Nam Bộ khoảng 60 triệu USD). Thêm vào đó, với tình trạng hiện nay thì việc thu hồi lượng “Khí trả trước” sẽ rất khó khăn và có khả năng không thu hồi hết trong năm 2022 và các năm tiếp sau.

Sáng 29/9/2021, Tổng cục Thống kê tổ chức công bố tình hình kinh tế - xã hội, bà Nguyễn Thị Hương, Tổng cục trưởng Tổng cục Thống kê cho biết: "Do dịch Covid-19 ảnh hưởng nghiêm trọng tới mọi lĩnh vực của nền kinh tế, nhiều địa phương kinh tế trọng điểm phải thực hiện giãn cách xã hội kéo dài để phòng chống dịch bệnh". Trong khu vực công nghiệp và xây dựng, công nghiệp chế biến, chế tạo là động lực tăng trưởng của toàn nền kinh tế với tốc độ tăng 6,05%. Ngành sản xuất và phân phối điện tăng 5,24%. Ngược lại, khai khoáng giảm 7,17% do sản lượng dầu thô khai thác giảm 6% và khí đốt tự nhiên giảm 17,6%. Tình hình dịch bệnh và giãn cách xã hội cũng ảnh hưởng nặng nề đến tình hình hoạt động của doanh nghiệp.

Hiện nay, các nhà máy điện là khách hàng tiêu thụ khí chính, chiếm tới xấp xỉ 80% tổng sản lượng khí. Việc giảm huy động khí cho phát điện sẽ kéo theo việc giảm lượng khí tiêu thụ, giảm khai thác khí ngoài các mỏ dầu khí ngoài khơi, giảm nguồn thu của Nhà nước trong hoạt động khai thác dầu khí thượng nguồn; đồng thời ảnh hưởng đến công tác đầu tư đối với hoạt động tìm kiếm, thăm dò khai thác dầu khí trong nước nói chung và các đặc biệt tại vùng nước sâu, xa bờ, nhạy cảm nói riêng.

Đặc biệt, hiệu quả thấp của điện khí cũng sẽ tác động đến việc thu hút đầu tư phát triển các dự án nhập khẩu LNG phục vụ phát triển nhiệt điện khí sử dụng LNG. Điều này không phù hợp với Nghị Quyết số 55-NQ/TW của Bộ Chính trị ngày 11/02/2020 với định hướng “Ưu tiên đầu tư hạ tầng kỹ thuật phục vụ nhập khẩu và tiêu thụ LNG” đồng thời “Chú trọng phát triển nhanh nhiệt điện khí sử dụng LNG, đưa điện khí dần trở thành nguồn cung cấp điện năng quan trọng, hỗ trợ cho điều tiết hệ thống”.

Huy động các nguồn điện có công bằng?

Tình hình giảm huy động khí cho phát điện đang diễn ra với quy mô, tần suất ngày càng cao, trong khi đó, tỷ lệ huy động các nhà máy nhiệt điện than vẫn ở mức cao và các nguồn năng lượng tái tạo thời gian qua phát triển nhanh và nóng, bổ sung đáng kể vào nguồn cung, đang được huy động tối đa theo công suất khả dụng,… đã đặt ra câu hỏi về tính hợp lý trong việc điều tiết các nguồn điện.

Bởi vì, xét về khía cạnh bảo vệ môi trường, khí được xem là nguồn năng lượng sạch, ít phát thải khí nhà kính. Xét về giá, tất cả các dạng năng lượng tái tạo hiện nay đều có giá cao hơn khá nhiều so với giá nhiệt điện khí. Cụ thể, điện mặt trời vận hành trước 30/6/2019 có giá bán là 2.086 đồng/kWh (9,35 cent/kwh), điện mặt trời mái nhà từ 1/7/2019 có giá bán 1.943 đồng/kWh (8,38 cent/kWh), giá bán điện gió đất liền là 1.928 đồng/kWh (8,5 cent/kWh)... trong khi đó, giá bình quân của cụm các nhà máy điện Nhơn Trạch là 1.441 đồng/kWh, các nhà máy điện Cà Mau là 1.319 đồng/kWh, các nhà máy điện Phú Mỹ là 1.175 đồng/kWh.

Do đó, việc nguồn năng lượng tái tạo với giá cao được huy động tối đa theo công suất khả dụng cùng với việc cắt giảm huy động nhiệt điện khí đã đẩy giá thành điện lên cao trong khi giá điện thương phẩm bình quân không thay đổi áp dụng từ 20/03/2019 là 1.864 đồng/kWh. Thực trạng nêu trên đã đẩy giá mua điện vào tình thế “bấp bênh” khi có thể vượt giá bán bất cứ lúc nào.

Trong khi đó, xét về tính ổn định, năng lượng truyền thống có tính ổn định hơn so với nguồn năng lượng tái tạo. Trả lời phỏng vấn trên Báo Đầu tư online vào tháng 11/2020, ông Nguyễn Đức Ninh – Giám đốc Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) cho biết, năng lượng tái tạo có đặc điểm là nguồn năng lượng sơ cấp, khó có thể tích trữ như các nguồn phát truyền thống khác, gây ra không ít khó khăn trong công tác điều độ vận hành.

Để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện khi tỷ lệ xâm nhập của năng lượng tái tạo tăng nhanh và lớn như hiện nay, các nguồn điện truyền thống đã phải linh hoạt, thường xuyên được điều chỉnh công suất phát. Tuy nhiên, việc điều chỉnh linh hoạt các nguồn truyền thống có những giới hạn nhất định, phụ thuộc vào giới hạn kỹ thuật của tổ máy, yêu cầu kỹ thuật của hệ thống… Điều này về lâu dài sẽ ảnh hưởng đến việc vận hành ổn định, tin cậy của các nhà máy điện và hệ thống điện quốc gia.

Ông Ninh cũng chia sẻ thông tin, cơ chế cắt giảm nguồn năng lượng tái tạo (curtailmennt) đã được nhiều nước trên thế giới áp dụng khi tỷ lệ nguồn điện này đạt ở mức độ nhất định (trên dưới 20-30%). Việc xem xét thêm các cơ chế mới này rất quan trọng cho việc vận hành ổn định hệ thống điện Việt Nam trong thời gian tới, khi bối cảnh năng lượng tái tạo tiếp tục tăng cao.

Trong khi đó, ở nước ta, sự phát triển năng lượng tái tạo đang diễn ra một cách khá ồ ạt, phá vỡ quy hoạch. Số liệu từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho thấy, đến hết tháng 4/2021, tổng công suất điện mặt trời đã đạt 17.000 MW, vượt 5.000 MW công suất so với quy hoạch đến năm 2030 và chiếm tỷ lệ gần 25% công suất lắp đặt hệ thống. Trong khi, dự kiến đến cuối năm 2021, sẽ tiếp tục bùng nổ nguồn điện gió ở nước ta với khoảng 5.400 MW được bổ sung cho hệ thống.

Thực tế việc ưu tiên huy động tối đa theo công suất khả dụng điện giá cao từ nguồn năng lượng tái tạo, trong khi lại cắt giảm huy động nhiệt điện khí đã và đang đưa đến nguy cơ phá vỡ hoàn toàn hệ thống giá thành điện; không thể hiện yêu cầu giảm chi phí và tăng hiệu quả trong lựa chọn huy động từ các nguồn điện.

Điều này cũng không phù hợp với “Định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045” theo Nghị Quyết số 55-NQ/TW của Bộ Chính trị với mục tiêu chú trọng phát triển, đưa điện khí dần trở thành nguồn cung cấp điện năng quan trọng, hỗ trợ cho điều tiết hệ thống.

Hiện nay ở nước ta, việc điều tiết huy động công suất các nguồn điện được thực hiện bởi Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0). Với vai trò hàng đầu trong điều hành sản xuất và thị trường điện, A0 được so sánh như là "trái tim" của hệ thống điện, có nhiệm vụ đảm bảo hoạt động an toàn, ổn định hệ thống điện và đảm bảo công bằng, minh bạch cho tất cả các đơn vị tham gia thị trường điện.

Với vai trò đầu não vận hành, chi phối hệ thống điện Việt Nam của A0, ông Trần Viết Ngãi - Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam đề xuất tách A0 - đơn vị lập kế hoạch huy động công suất và theo dõi biểu đồ phụ tải khỏi quyền quản lý của EVN để tránh những "tranh cãi" xảy ra trong huy động công suất nguồn điện giữa EVN (bên mua điện) với các nhà đầu tư nguồn điện khác.

Thực tế cho thấy, bài toán điều tiết huy động các nguồn điện đang có dấu hiệu mất cân đối, thiếu công bằng, không phù hợp với thực tiễn và chiến lược phát triển năng lượng của đất nước, không chỉ tác động đến toàn bộ kinh tế - xã hội mà còn ảnh hưởng đến an ninh năng lượng quốc gia. Đây là điều bất cập cần được các cơ quan Nhà nước có thẩm quyền xem xét để kịp thời điều chỉnh cho phù hợp, đảm bảo lợi ích tổng thể cho đất nước và các đơn vị sản xuất, tiêu dùng điện.