Giá bán mới cho dự án điện gió theo Quyết định 39/2018/QĐ-TTg ban hành ngày 10/9/2018 có thể lần lượt thu hút nhiều nhà đầu tư hơn.
Với sự phát triển ngày càng cao, nhu cầu về điện tiêu dùng và sản xuất ngày càng tăng; đặc biệt tại Việt Nam thời gian gần đây. Chưa kể, khi các nguồn sản xuất điện truyền thống như nhiệt điện, khí điện, thủy điện, hạt nhân… bộc lộ nhiều rủi ro và ảnh hưởng cao đến môi trường, những nguồn năng lượng thay thế trở thành tất yếu.
Điện gió lên ngôi nhờ chính sách mới
Trong đó, gây nhiều chú ý từ cuối năm 2019, đầu năm 2020 là nguồn năng lượng gió khi nhiều dự án được xúc tiến đầu tư dưới sự hỗ trợ từ quy định mới. Chi tiết, giá bán mới cho dự án điện gió theo Quyết định 39/2018/QĐ-TTg ban hành ngày 10/9/2018 có thể lần lượt thu hút nhiều nhà đầu tư hơn. Giá bán hiện là 0,085 USD/ kWh cho các dự án trên bờ và 0,095 USD / kWh cho các dự án ngoài khơi, trong khi cơ chế giá cũ chỉ trả 0,078 USD / kWh.
Trong báo cáo mới đây, SSI Research cho rằng giá cũ không đủ hấp dẫn dựa trên tổng chi phí LCOE là 0,07 USD/ kWh (LCOE – chi phí sản xuất năng lượng quy đổi – bao gồm tổng chi phí phát sinh trong quá trình vận hành). Ngoài ra, chi phí tuabin gió đã giảm, giúp giảm mức vốn đầu tư cần thiết, đây cũng là một điểm hấp dẫn.
Dừng cấp phép dự án điện mặt trời từ cuối năm 2019
Ngược lại, ngành điện mặt trời sau cú bùng nổ giai đoạn đầu năm qua đến nay đang chờ cơ chế giá mới. Đáng chú ý, Bộ Công Thương (MOIT) cũng đã công bố Quyết định 9608 /BCT ban hành ngày 16/12/2019 dừng cấp phép các dự án năng lượng mặt trời mới.
Ngoài ra, tình trạng thừa cung ở Ninh Thuận/Bình Thuận, cũng như quá tải đường dây truyền tải điện, có thể hạn chế công suất của các đơn vị mới. Dựa trên đề xuất mới nhất từ Bộ Công thương, FIT (biểu giá điện hỗ trợ) cho điện mặt trời đề xuất ở mức 0,0709 USD/ kWh cho các dự án trên bờ và 0,0769 USD/ kWh cho các dự án ngoài khơi. Các mức này thấp hơn nhiều so với FIT ban đầu là 0,0935 USD (Quyết định 11/QĐ-TTg ban hành ngày 11/4/2017).
Theo EVN, các đường dây truyền tải điện trong nước đã quá tải đáng kể vào tháng 6/2019 khi công suất điện mặt trời tăng đột biến từ tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận (tăng khoảng 5.000 MW, trong đó hơn 2.000 MW từ Bình Thuận và Ninh Thuận).
Ghi nhận bởi SSI Research, hệ số tải là 260-360% đối với các đường dây 110kV từ Tháp Chàm – Hậu Sanh – Tuy Phong – Phan Ri; hệ số tải là 140% đối với các đường dây 110 kV từ Phan Rí – Sông Bình – Đại Ninh (Theo Thông tư 25/2016 / TT_BCT ngày 30/11/2016, mức hệ số tải thông thường là dưới 90% và mức cảnh báo là trên 90%). Do khoảng cách giữa các nhà máy điện mặt trời (Ninh Thuận/Bình Thuận) và các điểm có nhu cầu cao ở xa, yêu cầu cần có đường dây 220kV & 500kV. Trung bình một dự án năng lượng mặt trời chỉ hoàn thành mất tầm 6 tháng trong khi các dự án đường dây 220kV và 500kV mất khoảng 3-5 năm.
Năm 2019: Sản lượng điện đạt 231,1 Kwh, giá điện tăng đáng kể lên 1.864 đồng/kWh
Về các nguồn điện chủ lực hiện nay tại nước ta: thủy điện, điện than và điện khí. Năm 2019, sản lượng từ các nhà máy thủy điện giảm do El Nino. Nguồn cung than cũng khan hiếm, ví dụ như nhà máy nhiệt điện than Vũng Áng vẫn đang đối mặt với tình trạng thiếu nguồn cung than trong 8 tháng 2019 mặc dù có hợp đồng dài hạn với Vinacomin (tuy nhiên sản lượng cam kết cung cấp chỉ đạt 70-80%).
Cuối cùng, nguồn cung khí đốt trong nước đồng thuận giảm, trong đó các mỏ khí Đông Nam Bộ (Nam Côn Sơn và Sư Tử Trắng) đã đã sụt giảm về sản lượng. Năm 2019, nguồn cung khí cho Đông Nam Bộ đã giảm từ 20 triệu m3/ ngày xuống 16,5 triệu m3/ ngày. Các nhà máy khí đốt phải chạy bằng dầu DO vào mùa cao điểm, như Nhơn Trạch 1 (108,11 triệu kwh) và Nhơn Trạch 2 (5,87 triệu kWh).
Tính chung, tổng sản lượng điện năm 2019 đạt 231,1 tỷ Kwh, tăng 8,85%, thấp hơn mức tăng trưởng năm 2018 là 10,36% (theo EVN). Công suất hệ thống đạt 54.880 MW, tăng 6.320MW so với năm 2018 (trong đó gần 5000MW là từ điện mặt trời).
Giá điện bán lẻ tăng 8,36% từ 1.720 đồng/kWh lên 1.864 đồng/kWh (tương đương 0,0804 USD), theo Quyết định 648/QĐ-BCT vào ngày 20/3/2019. Mức tăng giá này cao hơn năm 2018 là 6,08%.
Nguồn cung nhiên liệu vẫn chưa ổn định
Dự báo cho năm 2020, SSI Research cho rằng với nhiệt điện than, sản lượng và lợi nhuận không hẳn đồng biến với nhau do nguồn cung than khan hiếm và không ổn định, cùng với các vấn đề than hỗn hợp không phù hợp với kỹ thuật trong nước.
Vấn đề đặt ra, tăng nhập khẩu than để đảm bảo nguồn cung? Nếu sử dụng than Nam Phi (5500 kcal/kg) ở mức giá 53 USD/tấn; các khoản cần tính đến như (1) phí vận chuyển 15 USD/ tấn từ Vịnh Richards (Nam Phi) đến Ấn Độ và (2) phí vận chuyển tăng thêm ước tính 7,50 USD/tấn từ Ấn Độ đến Việt Nam. Tổng cộng, than nhập khẩu có giá khoảng 75,5 USD/tấn (1,75 triệu đồng/tấn so với than 5A Việt Nam là 1,85 triệu đồng/ tấn). Mức chênh lệch là khoảng 5,7% (tuy nhiên thực tế là các nhà máy nhiệt điện than hiện tại chủ yếu sử dụng than hỗn hợp từ TKV thay vì tự nhập khẩu).
Hiện tại, các nhà máy nhiệt điện than đã được cho phép tự nhập khẩu than và sẽ được hưởng lợi từ xu hướng giá thấp hơn nếu có loại than tương thích không gây ra các vấn đề phụ như nguy cơ gián đoạn sản xuất. Nhưng, vẫn tồn tại những vấn đề khác như nếu giá nhập khẩu cao hơn giá trong nước do Vinacomin & Đông Bắc cung cấp?
Trong trường hợp này, không có chính sách rõ ràng nào cho việc chuyển phần tăng giá qua hợp đồng PPA. Thứ hai, nếu thủ tục nhập khẩu kéo dài, đặc biệt là khi các nhà máy điện lần đầu phải tự nhập khẩu, điều này có thể gây hậu quả và ảnh hưởng đến quá trình hoạt động của nhà máy.
Tương tự thuỷ điện, sản lượng sản xuất dự báo tiếp tục giảm, ít nhất trong 6 tháng đầu năm 2020 do tiếp tục chịu ảnh hưởng bởi lượng mưa thấp trước El Nino.
Với điện khí, dự kiến nguồn cung khí mới trong quý 4/2020 từ bể Sao Vàng – Đại Nguyệt sẽ cung cấp sản lượng ổn định hơn cho khu vực Đông Nam Bộ. Tuy nhiên, chi phí nhiên liệu khí trong tương lai sẽ tăng lên khi các mỏ khí cũ có chi phí thấp dần cạn kiệt và phải sử dụng nguồn cung khí từ các mỏ mới.
