Giá điện gió nhập khẩu từ Lào (sau năm 2025) và thách thức triển khai các nguồn điện Việt Nam

Giá điện ‘hai 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.

Đối với thủy điện, Thủ tướng Chính phủ có văn bản đồng ý ngày 23/2/2019 mức giá trần là 6,95 Cent/kWh cho giai đoạn vận hành trước ngày 31/12/2025, EPTC đề xuất áp dụng giữ nguyên giá cho giai đoạn vận hành sau ngày 31/12/2025; còn với điện gió, mức giá đề xuất mới là 5,51 Cent/kWh (khoảng hơn 1.377 đồng), giảm từ 6,95 Cent/kWh hiện nay (giảm hơn 20%).

Trong khi đó, giá điện của các nhà máy thủy điện có công suất trên 30 MW trong nước (đã phát điện) đang được EVN mua với giá khoảng từ 1.050 - 1.300 đồng/kWh, thấp hơn giá đề xuất cho nhập khẩu điện từ Lào (sau năm 2025). Còn giá điện của các nhà máy điện gió chuyển tiếp là 6,4 Cent/kWh, cao hơn giá điện đề xuất cho nhập khẩu điện gió từ Lào.

Trong các nhà máy điện gió chuyển tiếp, một số nhà máy đã phát điện (24), một số các nhà máy hiện tại đang xây dựng dở dang và một số nhà máy chưa thực hiện khởi công xây dựng, có khả năng đưa vào vận hành sau năm 2025.

Về cách tính toán giá điện của EPTC:

Căn cứ để tính toán giá điện của EPTC là dựa trên một báo cáo của Cơ quan Năng lượng Tái tạo Quốc tế (IRENA) vào năm 2022. Trong báo cáo này nêu suất đầu tư đối với loại hình nhà máy thủy điện giai đoạn từ 2010 đến 2022 bình quân tăng khoảng 8,73%/năm và loại hình nhà máy điện gió giảm 3,46%/năm.

Thực tế đầu tư cho thủy điện và điện gió tại Việt Nam diễn ra từ năm 2020 đến nay không trùng với dự báo của IRENA.

Tổng mức đầu tư dự án điện sẽ bao gồm 2 phần (thiết bị máy móc và phần xây lắp).

Phần thiết bị máy móc, công nghệ cho thủy điện và điện gió sẽ giảm. Tuy nhiên, các chi phí phần xây dựng của cả hai nguồn điện này sẽ giảm rất ít, thậm chí có thể tăng.

Theo chúng tôi, phần chi phí thiết bị thủy điện và điện gió tính theo MW đều sẽ giảm đi, nhưng thiết bị điện gió có thể giảm với tỷ lệ cao hơn thủy điện.

Với các dự án điện, cần quan tâm đến giá điện quy dẫn (LCOE), chứ không phải suất đầu tư. Đối với điện gió, hiện các nhà sản xuất có xu hướng sử dụng các tua bin có công suất lớn hơn, qua đó sẽ giảm suất đầu tư (do cùng công suất sẽ sử dụng số tua bin ít hơn). Tuy nhiên, sản lượng không tăng tương ứng với công suất tăng thêm, dẫn đến tốc độ giảm suất đầu tư và giá điện quy dẫn là không tương xứng. (Giá điện quy dẫn - LCOE có xu hướng giảm chậm hơn rất nhiều so với chi phí đầu tư).

Đối với các dự án thủy điện sẽ xây dựng, chi phí xây dựng sẽ tăng trong tương lai do các dự án có cột nước cao đấu nối dễ và thuận lợi về thi công đã được xây dựng từ những năm trước, hiện nay chỉ còn lại những dự án cột nước thấp, đấu nối gặp khó khăn và khó thi công.

Còn đối với các nhà máy điện gió, phần chi phí xây dựng cũng tăng lên do các vị trí có tiềm năng gió tốt (tốc độ cao), vị trí thuận lợi cho việc vận tải và đấu nối đã được thực hiện trong đợt đầu tư 5 năm qua (các dự án điện gió thuận lợi ở miền Trung, miền Nam đã thi công). Các dự án còn lại ở miền Trung, miền Nam, miền Bắc đa số có tốc độ gió thấp và trên núi cao, nên việc triển khai xây dựng sẽ khó khăn hơn, chi phí tăng cao.

Vì vậy, tổng mức đầu tư chỉ dựa trên báo cáo từ năm 2010 đến 2022 của IRENA và nội suy cho giai đoạn sau 2026 là không sát thực tế (sự tăng giảm không theo tuyến tính).

Giá điện được tính toán phụ thuộc vào rất nhiều yếu tố và căn cứ trên cơ sở về tỷ suất sinh lời nội tại của dự án (IRR), chứ không phải trên cơ sở tổng mức đầu tư. Có rất nhiều yếu tố khác ảnh hưởng đến giá điện như chi phí vận hành (chi phí O&M của điện gió lớn hơn thủy điện). Vì vậy, EPTC đề xuất giá điện chỉ trên cơ sở tổng mức đầu tư là chưa chính xác.

Theo chúng tôi, cần tham khảo xu hướng về giá điện tại khu vực Đông Nam Á (Philippin, Malaysia, Thái Lan):

- Giá điện gió trúng thầu ở Philippine tháng 7/2023 là 5,8 Peso (tương đương 10 Cent/kWh), thời gian đưa vào hoạt động là 2025 - 2026. (Nguồn: https://solarquarter.com/2023/06/19/erc-releases-final-gear-prices-for-round-2-green-energy-auction-in-the-philippines/).

- Giá điện gió trúng thầu ở Thái Lan là 3,1 Bath (tương đương 8,6 Cent/kWh), thời gian đưa vào hoạt động là 2025 - 2026. (Nguồn https://www.wfw.com/articles/thailands-5-gw-renewable-ppa-fit-scheme-2022-2030/).

Theo báo cáo ASEAN Renewables: Opportunities and Challenges phát hành tháng 3/2023 cung cấp số liệu về giá điện gió trên bờ ở khu vực Asean như sau:

- Indonesia: Giá điện gió từ 70 USD - 101 USD/MWh (7 - 10 Cent/kWh).

- Malaysia: Không có điện gió trên bờ.

- Philippine: 111 - 149 USD/MWh (11.1 - 14.9 Cent/kWh).

- Singapore: Không có điện gió.

- Thái Lan: 94 USD/MWh (9.4 Cent/kWh).

Như vậy, giá mua điện gió trên bờ tham khảo trong khu vực Đông Nam Á cao hơn giá do EPTC đề xuất khá xa.

Bảng so sánh giá mua điện gió trên bờ ASEAN:

Thách thức với nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII:

Các nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII và tiến độ đến nay, có thể thấy như sau:

1. Điện than: Dự kiến trước 2030 là 3.600 MW, với giá dự kiến 8 - 9 Cent/kWh.

2. Điện LNG: Có nhiều thách thức về nguồn cung LNG, giá cả biến động nhanh. Việc đàm phán giá điện và Hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN 2 năm trở lại đây gần như giẫm chân tại chỗ. (Ví dụ, dự án Nhơn Trạch 3 và 4 sắp vận hành phát điện, nhưng hiện vẫn chưa đàm phán được PPA và các hợp đồng khí dài hạn). Với giá nhiên liệu như hiện nay và dự báo trong thời gian tới, giá điện dự kiến sẽ lớn hơn 8 Cent/kWh.

3. Điện mặt trời: Hiện chưa cho triển khai xây dựng mới điện mặt trời mặt đất, chỉ có điện mái nhà tự dùng được xây dựng.

4. Điện gió ngoài khơi: Hiện chưa có chính sách, vì vậy, việc triển khai 6.000 MW theo quy hoạch trước năm 2030 là bất khả thi.

5. Điện gió trên bờ: Mục tiêu đặt ra là tới năm 2030 phải có thêm 16 GW công suất, nhưng hiện tại kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII chưa xong, cũng như chưa có các hướng dẫn về việc lựa chọn nhà đầu tư, tính toán và đàm phán giá điện.

Giả định có áp dụng giá trần các dự án chuyển tiếp (6,4 Cent/kWh) đối với các dự án điện gió phía Bắc, thì cũng rất khó triển khai (do tiềm năng gió ở phía Bắc rất thấp).

6. Điện gió nhập khẩu của Lào: Hiện Quy hoạch điện VIII có đề cập tới nhập khẩu điện từ Lào là 5.000 MW và có thể lên tới 8.000 MW. Tuy nhiên, hiện tại (ngoài dự án Monsoon - 600 MW) chưa có dự án điện gió nào có chủ trương nhập khẩu điện, cũng như ký PPA.

Do tính chất các đường dây truyền tải phục vụ nhập khẩu điện từ Lào đều khá dài, do đó, các dự án hiện đang đề xuất với EVN khó có thể phát điện trước 31/12/2025.

Các dự án nhập khẩu từ Lào có ưu điểm là công tác giải phóng mặt bằng nhanh và không tốn tài nguyên của Việt Nam - đây là một giải pháp tốt cho việc đáp ứng nguồn điện của chúng ta trong những năm tới.

Một trong những yếu tố rất quan trọng là thu hút nguồn vốn để đầu tư nguồn điện trong các năm tới. Trong bối cảnh giá điện gió của Philippine là 10 Cent/kWh, của Thái Lan là 8,6 Cent/kWh, việc EPTC đề xuất giá trần là 5,51 Cent/kWh sẽ không thể thu hút được nguồn vốn từ các nhà đầu tư và các tổ chức tín dụng tại nước bạn Lào.

Cho đến nay giá mua điện đó được đặt ra cho điện gió nhập khẩu từ Lào. Chúng tôi hiểu, giá đầu ra của EVN thấp, nên buộc EPTC đặt ra giá mua càng thấp càng tốt. Nhưng nếu để ở mức mức giá quá thấp (như đề xuất nêu trên), sẽ cản trở các nhà đầu tư điện gió ở Việt Nam, dẫn đến việc thực hiện mục tiêu đạt công suất điện gió vào năm 2030 theo Quy hoạch điện VIII sẽ không khả thi./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM