Cập nhật tình hình hoạt động của EVN [kỳ 3]: Vấn đề nhiên liệu than, khí cho sản xuất điện

Cập nhật tình hình hoạt động của EVN [kỳ 2]: Thách thức trong đầu tư các dự án trọng điểm Tiếp theo tổng quan hiện trạng hệ thống nguồn điện Việt Nam, trong kỳ này, Tạp chí Năng lượng Việt Nam tổng hợp thông tin về tình hình đầu tư xây dựng các dự án trọng điểm, nêu một số thách thức, vướng mắc chính trong đầu tư xây dựng hiện nay của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).

Cập nhật tình hình hoạt động của EVN [kỳ 1]: Hiện trạng hệ thống nguồn điện Việt Nam Qua đánh giá bối cảnh phát triển dự án theo Quy hoạch điện VIII của EVN được chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam cập nhật trong chuyên đề này cho thấy những thách thức trong đầu tư các dự án nguồn, lưới điện, vấn đề nhiên liệu, cung ứng điện trong bối cảnh tích hợp điện gió, mặt trời vào hệ thống với tỷ lệ cao. Do đó, EVN mong muốn cơ quan có thẩm quyền sớm xem xét, triển khai các nhóm giải pháp chính sách, nhằm giảm thiểu rủi ro trong hoạt động sản xuất, kinh doanh trong hiện tại, cũng như tương lai tới.

Nhiên liệu than:

Về lượng than nhập khẩu, 8 tháng đầu năm 2024 đạt 45,8 triệu tấn, vượt 33% so với cùng kỳ năm 2023. Trong đó khoảng 2/3 là than dành cho phát điện. Riêng, nguồn than bitum/sub-bitum nhập khẩu, các nhà máy nhiệt điện chủ động tổ chức mua than theo các quy định liên quan, đảm bảo khối lượng, chất lượng và đủ than cho sản xuất.

Còn với nguồn than sản xuất trong nước, thời gian qua, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã ký thỏa thuận hợp tác với Tập đoàn CN Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) và Tổng công ty Đông Bắc. Theo đó, TKV và Tổng công ty Đông Bắc sẽ chịu trách nhiệm cung cấp đủ than cho các nhà máy nhiệt điện của EVN kể từ năm 2024 và các năm tiếp theo trong suốt thời gian vận hành của nhà máy. Vì vậy, về cơ bản các nhà máy nhiệt điện than của EVN sẽ đảm bảo đủ than để vận hành theo nhu cầu của hệ thống.

Báo cáo của EVN cho thấy, điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống lũy kế 7 tháng đầu năm nay đạt 180,67 tỷ kWh, tăng 11,63% so với cùng kỳ 2023 (161,84 tỷ kWh). Tổng sản lượng nhiệt điện than sản xuất toàn hệ thống lũy kế đến 31/7/2024 là 96,63 tỷ kWh. Đối với các nhà máy nhiệt điện than của EVN, tổng sản lượng điện là 31,454 tỷ kWh.

Lũy kế 7 tháng đầu năm, tổng khối lượng than mà TKV và Tổng công ty Đông Bắc cấp cho các nhà máy nhiệt điện của EVN là 15,22 triệu tấn. Trong đó, TKV cấp 10,33 triệu tấn, đảm bảo nhu cầu huy động sản xuất điện và lưu kho thực tế của các nhà máy nhiệt điện.

Theo phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia, dự kiến trong các tháng cuối năm 2024 (từ tháng 8 đến tháng 12), tổng sản lượng điện các nhà máy nhiệt điện than trong nước là 30,338 tỷ kWh. Trong đó, tính riêng sản lượng các nhà máy nhiệt điện của EVN và các tổng công ty phát điện (EVNGENCO) 5 tháng cuối năm dự kiến là 11,840 tỷ kWh.

Trong thời gian qua, EVN và các đơn vị trực thuộc phối hợp chặt chẽ, cập nhật thường xuyên tình hình vận hành, cũng như thông báo kịp thời cho TKV, Tổng công ty Đông Bắc về nhu cầu, kế hoạch tiếp nhận than, điều chỉnh linh hoạt, kịp thời, phù hợp với thực tế huy động của hệ thống điện theo thời gian thực.

Hiện đã qua giai đoạn cao điểm mùa khô và đang trong mùa mưa, tuy nhiên, công tác vận hành các nhà máy nhiệt điện than vẫn đóng vai trò quan trọng để đảm bảo cung cấp điện. Do đó, trong thời gian tới, TKV sẽ cập nhật, hiệu chỉnh phương án cấp than (nếu cần thiết), đảm bảo sẵn sàng cho mọi tình huống; không để gián đoạn quá trình cấp than để đảm bảo an ninh cung cấp điện.

Sau cơn báo số 3 (bão Yagi), các mỏ than ở Quảng Ninh đã nỗ lực khắc phục để có thể khai thác trở lại. Tính đến ngày 16/9/2024, toàn bộ các mỏ than của TKV đã tiến hành khai thác than.

Nhiên liệu khí:

Các nhà máy điện tua bin khí ở Việt Nam hiện nay đang được cung cấp khí thiên nhiên từ 2 khu vực chính:

1. Khu vực Đông Nam bộ: Cung cấp khí cho các nhà máy điện Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 4, Phú Mỹ 3, Phú Mỹ 2.2, Bà Rịa, Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2 với tổng công suất là 5.705 MW, nhu cầu khí tiêu thụ khoảng 5,5÷6 tỷ m3 khí mỗi năm.

2. Khu vực Tây Nam bộ: Cung cấp khí cho các nhà máy điện Cà Mau 1 và Cà Mau 2 với tổng công suất 1.500 MW, nhu cầu khí tiêu thụ khoảng 1,5 tỷ m3 khí mỗi năm.

Trong các năm trước đây, việc cung ứng khí thiên nhiên cho phát điện được đảm bảo. Tuy nhiên, từ sau năm 2020, các mỏ khí thiên nhiên trong nước đang trong giai đoạn suy giảm mạnh, khả năng cung cấp khí khu vực Đông Nam bộ hiện nay bình quân khoảng 9,5 triệu m3/ngày, đáp ứng được khoảng 50% nhu cầu sản xuất điện của các nhà máy khu vực Đông Nam bộ.

Trong các tháng cao điểm mùa khô (tháng 4 đến tháng 7) năm 2024, để đảm bảo cung ứng điện, EVN đã phối hợp với Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) để cung cấp bổ sung khí hóa lỏng LNG cho vận hành các nhà máy điện Phú Mỹ 3, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 4.

Theo thông báo của PV GAS: Khả năng cấp khí thiên nhiên từ năm 2025 cho các nhà máy điện Đông Nam bộ tiếp tục suy giảm. Năm 2025 khả năng cấp khí khoảng 2,06 tỷ m3, tương đương với 5,3-6,8 triệu m3/ngày, thấp hơn năm 2024 khoảng 3 triệu m3/ngày. Do đó, sẽ cần tiếp tục bổ sung khí LNG để đáp ứng nhu cầu phát điện của các nhà máy, đảm bảo cung ứng điện cho hệ thống điện quốc gia.

Tuy nhiên, hạ tầng cấp khí LNG hiện nay mới chỉ có ở kho cảng Thị Vải, với năng lực khoảng 1 triệu tấn/năm, chỉ đủ đáp ứng cho Nhà máy điện LNG Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 vào vận hành trong 2024-2025; các nhà máy còn lại sẽ khó có khả năng cung cấp đủ khí để vận hành theo nhu cầu hệ thống, nếu không có các cơ chế để đẩy nhanh phát triển hạ tầng cung ứng khí LNG tại khu vực này.

Theo nghiên cứu, dự báo của Wood Mackenzie: Bên cạnh nhu cầu khí đốt được dự báo tăng lên, Việt Nam cũng đối mặt với rủi ro biến động giá. Bởi hiện tại Việt Nam chỉ đang hoàn toàn tiếp xúc với thị trường khí LNG mua và giao ngay, chưa ký bất kỳ hợp đồng mua bán LNG dài hạn nào.

“Thiếu hụt trong nguồn cung khí LNG theo hợp đồng, cùng với nguồn tài nguyên khí trong nước ngày càng cạn kiệt, làm tăng nguy cơ biến động giá ở Việt Nam, cũng như nguy cơ mất điện, hoặc phân phối khí đốt trong tương lai. Sự chênh lệch giữa giá điện sản xuất từ khí LNG, các hợp đồng mua bán điện, các dự án điện khí LNG chưa có nhiều tiến triển đã và đang trở thành những trở ngại đáng kể đối với việc ký kết hợp đồng LNG tại Việt Nam” - Wood Mackenzie lưu ý.

Còn theo nhìn nhận của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Hiện tại giá LNG về Việt Nam khoảng 10-12 USD/triệu BTU, cộng các chi phí (tồn trữ, tái hóa, vận chuyển), giá giao tới các nhà máy tăng thêm 2 USD, tương đương 12-14 USD. Mức này cao từ 1,2 đến 1,5 lần giá khí nội địa từ các mỏ khí hiện tại như: Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malai - Thổ chu dẫn tới tăng chi phí phát điện của các nhà máy và mua điện của EVN trong bối cảnh cân đối tài chính khó khăn.

Do chúng ta phải nhập khẩu LNG, nên hoàn toàn phụ thuộc vào sự biến động giá trên thị trường thế giới. Vì vậy, nên chăng khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG cũng cần được biến động uyển chuyển sát với giá thị trường.

Mặt khác, cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện sẽ làm cơ sở xác định hiệu quả dự án và để các tổ chức tín dụng có thể thu xếp vốn cho vay, nhưng lại đẩy rủi ro cho người mua điện khi mặt bằng giá LNG tăng lên cao hơn. Do đó, thị trường điện cần được xúc tiến nhanh để hoạt động đầy đủ, giá cả nhiên liệu phải phản ánh minh bạch trong giá điện, linh hoạt (lúc tăng và lúc giảm). Có như vậy mới đạt “lợi ích hài hòa, chia sẻ rủi ro” giữa các bên mua, bán điện và người dùng cuối.

Kỳ tới: Cung ứng điện tiềm ẩn rủi ro và đề xuất các nhóm giải pháp chính sách

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM