RSS Feed for Giá điện 2 thành phần - Xu thế tất yếu trong chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam | Tạp chí Năng lượng Việt Nam Thứ năm 18/04/2024 21:01
TRANG TTĐT CỦA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Giá điện 2 thành phần - Xu thế tất yếu trong chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam

 - Việc áp dụng giá điện hai thành phần (theo công suất và điện năng tiêu thụ) được đánh giá là mang lại nhiều lợi ích cho nhà đầu tư, cũng như người tiêu dùng điện. Vì vậy, Bộ Công Thương đã giao EVN nghiên cứu giá điện hai thành phần để tiến tới thay thế cho giá điện một thành phần (tiền điện chỉ trả theo điện năng tiêu thụ) đang thực hiện. Để làm rõ thêm nội dung này, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam có bài viết tổng hợp, phân tích dưới đây. Rất mong nhận được sự chia sẻ của các chuyên gia, nhà quản lý và bạn đọc.
Giá điện ‘hai thành phần’ - Tăng vai trò hỗ trợ của điện than cho năng lượng tái tạo Giá điện ‘hai thành phần’ - Tăng vai trò hỗ trợ của điện than cho năng lượng tái tạo

Bắt đầu từ ngày 1/1/2024 các nhà máy nhiệt điện chạy than của Trung Quốc được trả tiền (kể cả khi không phát điện, nhưng trực máy sẵn sàng). Đó là cải cách quan trọng, đánh giá đúng vai trò của nguồn điện chủ động trong bối cảnh nguồn năng lượng tái tạo ngày càng tăng. Chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam cập nhật một số nội dung của chính sách mới này dưới đây để chúng ta cùng tham khảo.

Giá bán điện hai thành phần:

Trên thế giới, việc tính giá điện hai thành phần đã được nhiều nước thực hiện gồm giá công suất (tính theo kW) và giá điện năng (tính theo kWh), phần lớn áp dụng cho các khách hàng sử dụng điện cho mục đích sản xuất, kinh doanh và có một số nơi áp dụng cho cả điện sinh hoạt. Việc áp dụng giá điện hai thành phần sẽ đưa ra tín hiệu đúng cho cả bên sản xuất điện và bên tiêu thụ điện để nâng cao hiệu quả kinh tế từ việc phân bổ, cũng như sử dụng nguồn lực hợp lý.

Giá điện một thành phần (chỉ tính phần điện năng) hiện đang được áp dụng tại nước ta có ưu điểm là đơn giản, nhưng không phản ánh đúng chi phí người tiêu dùng gây ra cho hệ thống. Việc áp dụng thêm giá công suất, bên cạnh việc tính lượng điện năng tiêu thụ, cũng sẽ góp phần khuyến khích khách hàng sử dụng điện hiệu quả, từ đó nâng cao hệ số phụ tải điện, tiết kiệm được tiền điện, giúp giảm việc đầu tư công suất nguồn và mở rộng lưới điện. Đặc biệt, đối với những khách hàng đăng ký công suất lớn hơn so với nhu cầu sử dụng thực tế, ngành điện sẽ thu hồi được cả chi phí đầu tư.

Trong bối cảnh các công ty điện lực đã áp dụng công tơ điện tử, đặc biệt là khách hàng sử dụng điện cho mục đích sản xuất, kinh doanh, thì việc triển khai giá bán điện theo công suất và điện năng là cần thiết nhằm đảm bảo giá điện phản ánh đúng, đủ chi phí. Xuất phát từ quan điểm này, cơ chế giá điện hai thành phần được xem như biện pháp quản lý nhu cầu phụ tải tự nhiên.

Thực tế, hiện nay, các tổng công ty điện lực đã triển khai áp dụng công tơ điện tử có khả năng đo công suất và điện năng đối với hầu hết các khách hàng sử dụng điện cho mục đích sản xuất, kinh doanh (những khách hàng thuộc đối tượng áp dụng giá điện theo thời gian sử dụng điện trong ngày - TOU). Cùng với đó, việc triển khai giá bán điện theo công suất và điện năng là cần thiết nhằm đảm bảo giá điện tạo tín hiệu phản ánh đúng, đủ chi phí (về mặt công suất) tới khách hàng sử dụng điện. Theo đó, khách hàng có cùng sản lượng điện sử dụng theo tháng (tính bằng kWh) nhưng có hệ số phụ tải (load factor) thấp thì phải trả nhiều hơn hơn khách hàng có hệ số phụ tải cao. Việc áp dụng giá điện theo 2 thành phần kết hợp với quy định giá điện TOU hiện hành sẽ góp phần cân bằng biểu đồ phụ tải của hệ thống và giảm bớt nhu cầu đầu tư nguồn, lưới điện để đáp ứng công suất sử dụng điện trong giờ cao điểm.

Giá mua điện hai thành phần - cú hích cho phát triển điện khí LNG và thủy điện tích năng:

Đặc biệt trong bối cảnh nguồn điện năng lượng tái tạo (NLTT) ngày càng tăng cao và chiếm tỷ lệ quan trọng trong cơ cấu nguồn toàn hệ thống, nhưng hoạt động không ổn định (như điện mặt trời khi không có nắng, hay điện gió khi không có gió) thì các nguồn điện truyền thống như thủy điện, nhiệt điện than, hay khí phải đóng thêm vai trò dự phòng để bù đắp cho sự không ổn định của điện NLTT.

Tính đến cuối năm 2023, quy mô hệ thống điện Việt Nam đạt khoảng 80.555 MW về tổng công suất nguồn, tăng thêm khoảng 2.800 MW so với năm 2022. Trong đó, tổng công suất các nguồn điện NLTT là 21.664 MW, chiếm tỷ trọng 26,9% toàn hệ thống.

Giá điện ‘hai thành phần’ - Xu thế tất yếu trong chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam
Quy mô phát triển hệ thống điện 2018-2023. (Nguồn: EVN).

Trung Quốc - nước láng giềng của chúng ta đã bắt đầu thực hiện giá điện hai thành phần từ ngày 1/1/2024 nhằm tăng vai trò hỗ trợ của điện than cho năng lượng tái tạo, đó là các nhà máy nhiệt điện than được trả tiền công suất khi không phát điện (nhưng công nhân vận hành vẫn trực máy sẵn sàng khi có nhu cầu đưa các tổ máy vào vận hành theo yêu cầu điều độ của hệ thống điện). Đây là cải cách quan trọng, đánh giá đúng vai trò của nguồn điện chủ động trong bối cảnh nguồn năng lượng tái tạo ngày càng tăng. Lý do được đưa ra là hiện tại các nhà máy điện than bán điện lên lưới theo cơ chế một giá - tức là nếu không đưa lên lưới kWh nào thì nhà đầu tư sẽ không nhận được doanh thu.

Chi phí vận hành điện than bao gồm các chi phí cố định (như khấu hao, chi phí nhân công, chi phí sửa chữa, chi phí tài chính) và các chi phí biến đổi (như chi phí mua than, vật tư). Do quá trình chuyển dịch năng lượng, điện than đã phải nhường cho điện NLTT phát và luôn phải trực sẵn để bù đắp cho sự không ổn định của điện NLTT [1].

Theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030 với tổng công suất các nhà máy điện phục vụ nhu cầu trong nước là 150.489 MW. Trong đó, nguồn điện khí hóa lỏng (LNG) là 22.400 MW, chiếm tỷ lệ 14,9% so với tổng công suất toàn hệ thống với năng lực sản xuất điện năng dự kiến là 83 tỷ kWh/năm. Như vậy, kể cả nguồn nhiệt điện khí trong nước và LNG thì đến năm 2030 sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 24,8% tổng công suất nguồn điện, chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện (trong đó nhiệt điện khí trong nước là 14.930 MW, chiếm 9,9% và nhiệt điện LNG là 22.400 MW chiếm 14,9%). Đối với thủy điện tích năng, đến năm 2030 sẽ phát triển các nhà máy với quy mô công suất khoảng 2.400 MW. Trong khi đó, nhiệt điện than, thủy điện, điện gió trên bờ, ngoài khơi lần lượt chỉ chiếm tỷ trọng là 20%, 19,5% và 18,5%.

Đối với điện khí LNG:

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 điều tất yếu - nguồn điện không bị ảnh hưởng bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió, mặt trời. Ngoài ra, lợi thế của điện khí là tính sẵn sàng cao, công suất lớn, với dải điều chỉnh rộng, giảm thiểu phát thải khí nhà kính CO2, đặc biệt giảm thiểu khí gây ô nhiễm SOx, NOx so với các nhà máy điện chạy than và dầu, thời gian đáp ứng nhanh khi nguồn NLTT không hoạt động.

Tuy nhiên, điểm nghẽn lớn nhất hiện nay trong việc triển khai các dự án điện LNG đó là giá bán điện ở mức nào là hợp lý và tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) là bao nhiêu? Hiện tại Bộ Công Thương vẫn chưa thể ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG thì việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) từ phía Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và bao tiêu sản lượng khí hàng năm cũng khiến nhà đầu tư lo lắng đến hiệu quả của dự án. Điều này thể hiện cụ thể qua hai dự án điện LNG: Dự án Nhơn Trạch 3 và 4 do Tổng công ty Điện lực Dầu khí (PVPower) làm chủ đầu tư (được triển khai từ năm 2017, đã hoàn thành 72% tổng tiến độ) và LNG Bạc Liêu do Cty Delta Offshore (IPP nước ngoài được cấp chứng nhận đầu tư từ đầu năm 2020, nhưng chưa khởi công), đến nay vẫn vướng mắc hai lý do trên.

Đối với các dự án điện LNG, số giờ sử dụng công suất lắp máy nếu đạt được 6.000 giờ/năm và với giá bán điện cho EVN hợp lý thì mới đem lại hiệu quả cho nhà đầu tư.

Cũng theo Quy hoạch điện VIII, với 22.400 MW điện LNG và sản điện lượng hàng năm là 83,5 tỷ kWh, như vậy số giờ sử dụng công suất lắp máy tương đương là 3.728 giờ. Số giờ sử dụng công suất lắp máy thấp như vậy sẽ kéo dài thời gian thu hồi vốn đầu tư. Điều này sẽ không khuyến khích được các nhà đầu tư tham gia vào thị trường phát triển các dự án điện LNG. Bởi với khoảng 3.700 giờ sử dụng công suất lắp máy nhưng vẫn phải sử dụng bộ máy nhân viên vận hành thường xuyên, túc trực ca sản xuất 24/24 giờ trong cả năm để sẵn sàng đưa các tổ máy vào vận hành khi Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia yêu cầu, nhằm bù đắp cho sự không ổn định của điện NLTT. Nhưng nếu thực hiện giá điện hai thành phần, phần công suất không được huy động vẫn được EVN trả tiền, chủ đầu tư sẽ bù đắp được phần chi phí nuôi bộ máy quản lý, vận hành, điều này sẽ giảm một phần áp lực tài chính khi đầu tư vào điện LNG.

Đối với thủy điện tích năng:

Phát triển thủy điện tích năng (TĐTN) không làm tăng thêm sản lượng điện năng cho hệ thống mà còn tiêu thụ điện (vào thấp điểm). Nhiệm vụ chính của TĐTN là phủ đỉnh biểu đồ phụ tải, góp phần làm giảm sự chênh lệch (làm phẳng) biểu đồ phụ tải bằng việc huy động công suất bơm nước ở giờ thấp điểm và phát điện ở giờ cao điểm nhằm bù đắp cho sự không ổn định của điện NLTT. Các nước phát triển, TĐTN nhiều nhất hiện nay là Trung Quốc, Ấn Độ, châu Âu, Úc, Nam Đông Á và Mỹ. Lưu trữ bằng TĐTN trên thế giới hiện chiếm hơn 95% tất cả các dạng lưu trữ năng lượng hiện nay.

Kết quả nghiên cứu, đánh giá tiềm năng TĐTN của nước ta cho thấy có 9 địa điểm có thể xây dựng, khai thác TĐTN với tổng công suất 12.500 MW. Công trình TĐTN Bác Ái công suất 1.200 MW là nhà máy TĐTN đầu tiên đã được khởi công xây dựng đầu năm 2020 và dự kiến hoàn thành vào năm 2028. Theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030 sẽ có 2.400 MW công suất từ TĐTN. Về lý thuyết, số giờ hoạt động của nhà máy thủy điện tích năng tương đương khoảng 4.000 giờ/năm, trong đó thời gian bơm nước là 2.200 giờ và thời gian phát điện khoảng 1.800 giờ/năm (với khả năng bơm để tích nước khoảng 7 giờ và phát điện trong vòng 5 giờ một ngày).

Tuy nhiên, đến nay mặc dù đang triển khai xây dựng TĐTN Bác Ái, nhưng vẫn chưa có quy định về giá điện cho giờ cao điểm, thấp điểm (do Bộ Công Thương ban hành), cho nên chưa thu hút được các nhà đầu tư vào lĩnh vực này. Nếu thực hiện giá điện hai thành phần, cũng giống như việc đầu tư điện LNG, khi đầu tư vào các dự án TĐTN mà được bên mua điện trả thêm tiền phần công suất thì chắc chắn sẽ mang lại lợi ích cho nhà đầu tư trong lĩnh vực này.

Lời kết:

Việc Bộ Công Thương yêu cầu EVN nghiên cứu xây dựng cơ chế giá bán điện hai thành phần (gồm giá công suất, giá điện năng) để áp dụng cho khách hàng sử dụng điện là bước đi đúng cho cả bên sản xuất điện và bên tiêu thụ điện nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế từ việc phân bổ, cũng như sử dụng nguồn lực hợp lý, giúp cân bằng biểu đồ phụ tải của hệ thống và giảm bớt nhu cầu đầu tư nguồn, lưới điện. Giá điện hai thành phần sẽ đem lại sự công bằng cho người sử dụng điện (khách hàng sử dụng điện cho mục đích sản xuất, kinh doanh), thúc đẩy khách hàng sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả.

Với xu thế phát triển NLTT ngày càng tăng và chiếm tỷ lệ quan trọng trong cơ cấu nguồn điện toàn hệ thống, hy vọng rằng khi áp dụng giá điện hai thành phần, ngoài việc các khách hàng sử dụng điện (khách hàng sử dụng điện cho mục đích sản xuất, kinh doanh) sẽ cơ cấu lại nhu cầu sử dụng điện hợp lý, tạo sức hút các nhà đầu tư tham gia phát triển điện LNG, thủy điện tích năng, đem lại lợi ích cho nền kinh tế./.

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


Tài liệu tham khảo:

1. Đào Nhật Đình. Giá điện ‘hai thành phần’ - Tăng vai trò hỗ trợ của điện than cho năng lượng tái tạo. NangluongVietNam online 06:30 | 28/12/2023.

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

Có thể bạn quan tâm

Các bài mới đăng

Các bài đã đăng

[Xem thêm]
Phiên bản di động