Đổi mới ngành năng lượng Việt Nam

Điểm nhấn chính:

- Mức tăng trưởng phụ tải dự kiến khoảng 9.6% trong năm 2024 và có thể lên tới 13% vào các tháng cao điểm .

- Theo tính toán của World Bank cho thấy, nếu không có biện pháp phòng ngừa hiệu quả, những tác động của biến đổi khí hậu có thể làm giảm sản lượng điện của Việt Nam từ 12% đến 14.5% GDP mỗi năm vào năm 2050.

Tổng quan và xu hướng của ngành điện

Trong thập kỷ qua, ngành điện Việt Nam đã phát triển mạnh mẽ hệ thống điện và tạo ra mức tăng trưởng tiêu thụ vượt bậc nhờ vào điện than, điện khí và thủy điện đã đóng góp lớn vào sự phát triển kinh tế đất nước.

Trước đây khi chưa có Quy hoạch Điện VIII, các nhà máy thủy điện và nhiệt điện than được lắp đặt rộng rãi khắp Việt Nam. Để đón đầu xu hướng giảm phát thải ròng, nguồn năng lượng tái tạo đã lên ngôi và soán ngôi điện than và thủy điện.

Để đảm bảo nguồn cung điện ổn định cho thị trường, hệ thống điện cần có tính bền vững, độ tin cậy cao và giá cả hợp lý đến tay người tiêu dùng. Việt Nam đang đầu tư mạnh vào công nghệ phát điện và lưới điện, bao gồm việc xây dựng mới các trạm biến áp và đường dây 220kV, 500kV nhằm nâng cao hiệu suất truyền tải.

Thách thức lớn nhất mà ngành điện Việt Nam đang đối mặt là hệ thống tải điện chưa theo kịp tốc độ tăng trưởng phụ tải, dẫn đến tình trạng quá tải, đặc biệt ở những khu vực mất cân đối nguồn cung. Hiện nay, mức tăng trưởng phụ tải dự kiến khoảng 9.6% trong năm 2024 và có thể lên tới 13% vào các tháng cao điểm, gây áp lực lớn lên hệ thống truyền tải điện.

Sự mất cân đối này thể hiện rõ qua biến động công suất điện trong ngày. Buổi sáng, công suất tăng dần khi các hoạt động sinh hoạt và sản xuất bắt đầu. Đến trưa, nguồn điện mặt trời đạt đỉnh, giúp giảm tải cho nhiệt điện và thủy điện. Vào buổi chiều, nhu cầu điện tăng cao nhất trong ngày, đòi hỏi sự kết hợp từ nhiều nguồn phát để đáp ứng. Khi mặt trời lặn vào buổi tối, hệ thống phải dựa chủ yếu vào nhiệt điện và thủy điện để duy trì nguồn cung. Điều này cho thấy sự phụ thuộc vào nhiều nguồn năng lượng khác nhau và tầm quan trọng của việc tối ưu hóa hệ thống truyền tải để đáp ứng nhu cầu ngày càng cao.

Quy hoạch Điện VIII

PHP 8 được phê duyệt vào tháng 5 năm 2023, đã vạch ra một kế hoạch tham vọng đến năm 2030 và tầm nhìn đến năm 2050 tập trung vào đẩy mạnh gia tăng công suất thiết kế năng lượng tái tạo và khí LNG.

Nhóm doanh nghiệp phát triển năng lượng tái tạo sẽ được hưởng lợi trực tiếp từ việc tăng tỷ trọng nguồn điện gió và điện mặt trời trong cơ cấu năng lượng. Các công ty đã đầu tư mạnh vào các dự án điện gió và điện mặt trời, sẽ tiếp tục mở rộng thị phần. Đồng thời, bởi kế hoạch duy trì và phát triển tổng công suất thủy điện lên 29,346 MW vào năm 2030, các doanh nghiệp trong lĩnh vực nhiệt điện khí và LNG cũng sẽ có cơ hội lớn khi Quy hoạch Điện VIII đặt mục tiêu phát triển 14,930 MW nhiệt điện khí trong nước và 22,400 MW nhiệt điện LNG đến năm 2030.

Nhiệt điện than sẽ ngừng xây dựng thêm kể từ năm 2030: Công suất mảng này sẽ đạt đỉnh vào năm 2030 và sẽ dần loại bỏ và dần tiến về 0 trong giai đoạn 2030 – 2050. Năng lượng tái tạo sẽ tăng vọt, mục tiêu PDP 8 đặt mục tiêu 30.9 – 39.2% tổng công suất thiết kế vào năm 2030 và 67.5 – 71.5% tổng công suất thiết kế vào năm 2050.

Cơ chế giá điện feet-in-tariff dành cho năng lượng tái tạo

Các nước phương Tây đã tạo ra giá điện feet-in-tariff (FIT) nhằm khuyến khích phát triển các nguồn năng lượng tái tạo bởi một mức giá cố định và ổn định trong dài hạn. Thông thường, cơ chế giá điện FIT thường áp dụng cho các hợp đồng mua bán điện (PPA) có thời hạn từ 10 - 25 năm và cũng có thể được hiệu chỉnh định kỳ. Ba yếu tố cốt lõi khiến giá FIT được coi như yếu tố phát triển năng lượng tái tạo: (i) Đảm bảo năng lượng tái tạo được đấu nối vào lưới điện; (ii) Có thể triển khai một hợp đồng mua bán điện dài hạn tương tự như nhiệt điện khí và than; (iii) Xác định mức giá phù hợp cho nhà đầu tư.

Lấy ví dụ dễ hiểu, khi người dân lắp đặt hệ thống điện năng lượng mặt trời, họ có thể bán lại lượng điện mặt trời chưa dùng hết cho lưới điện theo giá FIT (cao hơn) và mua điện với mức giá điện lưới (thấp hơn). Điều đó làm cho giá FIT trở nên quan trọng và hình thành mindset tiết kiệm của người dân và giảm tải điện trên lưới điện tránh tình trạng quá tải điện.

Việt Nam đang thực hiện giá điện FIT ra sao?

Việt Nam bắt đầu áp dụng giá FIT cho điện gió từ năm 2011 với mức giá 7.8 USD cent/kWh, nhưng với tốc độ tăng trưởng GDP per capita với nhu cầu đầu tư, mức giá này chưa đủ hấp dẫn. Sau đó thay đổi quyết định số 37/2011/QĐ-TTg thành quyết định số 39/2018/QĐ-TTg được ban hành năm 2018 với mức giá FIT cho điện gió trên đất liền và điện gió ngoài khơi lần lượt là 8.5 USD cent/kWh và 9.8 USD cent/kWh. Sau đó, giá FIT được mở rộng ra áp dụng cho điện mặt trời vào năm 2019 - 2020.

Kể từ năm 2021 trở đi cho đến giờ, Việt Nam không còn áp dụng giá FIT cho điện gió và điện mặt trời khiến tốc độ nhà đầu tư giảm sút. Thay vào đó giá bán điện được xác định theo các hợp đồng PPA giữa nhà sản xuất với EVN. Tititada nhận thấy trong giai đoạn 2021 đến hiện tại, EVN đã phải chịu áp lực về dòng tiền khá lớn trong tình trạng thiếu nguồn cung ra ngoài thị trường nên đã phải mua điện từ các bên phát điện giá cao hơn và bán cho các người tiêu thụ cuối cùng với giá thấp hơn. Chính vì thế mà Việt Nam tạm thời dừng giá FIT vì giá này còn cao hơn giá bán điện trên thị trường cạnh tranh (CGM) gây áp lực lớn với EVN.

Nhưng cũng không thể phủ nhận Việt Nam đã một thời áp dụng giá FIT đã trở thành một trong những nước có tốc độ phát triển năng lượng tái tạo nhanh nhất khu vực. Tuy nhiên, việc thiếu chính sách mới đang làm chậm đà tăng trưởng của ngành. Để tiếp tục phát triển bền vững, Việt Nam cần sớm đưa ra các cơ chế giá điện hợp lý, vừa đảm bảo lợi ích cho nhà đầu tư, vừa đảm bảo sự ổn định của hệ thống điện quốc gia.

Chính sách thay thế cho cơ chế giá FIT

Chuyển sang cơ chế đấu thầu giá điện thay vì áp dụng mức giá cố định. Điều này giúp tăng tính cạnh tranh và tối ưu hóa chi phí sản xuất điện tái tạo.

Áp dụng cơ chế hợp đồng mua bán điện trực tiếp (DPPA) để doanh nghiệp có thể mua điện trực tiếp từ các nhà sản xuất thay vì thông qua EVN. Điều này giúp thúc đẩy thị trường năng lượng sạch.

Đầu tư nâng cấp hệ thống truyền tải điện nhằm giảm tình trạng quá tải, vốn là một trong những rào cản lớn nhất đối với điện tái tạo tại Việt Nam.

Tiềm năng của ngành

Theo EVN, nhu cầu tiêu thụ điện dự báo sẽ tăng trưởng ở mức 8.5%/năm từ 2024 đến 2028. Sự tăng trưởng này dựa trên nhu cầu gia tăng sản xuất kinh doanh trong nước sẽ đòi hỏi lượng điện năng để vận hành và duy trì; vốn đầu tư nước ngoài vào lĩnh vực công nghiệp chế biến sẽ kích cầu sử dụng năng lượng; sự gia tăng dân số và tốc độ nhanh chóng cũng góp phần gia tăng nhu cầu sử dụng điện.

Các dự án năng lượng đang được đầu tư xây dựng

Việt Nam dự kiến phát triển 11 dự án điện khí LNG với tổng công suất 17.900 MW theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh. Ngoài ra, PDP 8 dự kiến bổ sung thêm 3 dự án điện LNG với tổng công suất 4,500 MW tại khu vực miền Bắc để đảm bảo cân đối nguồn điện theo vùng miền. Hiện tại, các dự án như Hiệp Phước 1 (1,200 MW) và Nhơn Trạch 3 và 4 (1,500 MW) đang được triển khai xây dựng. Các cổ phiếu được hưởng lợi lớn sẽ là NT2, POW, PGV

Dự án nhà máy điện hạt nhân đầu tiên với tổng công suất 4 GW tại tỉnh Ninh Thuận, ban đầu được phê duyệt vào năm 2009 nhưng tạm hoãn vào năm 2016, hiện đang được tái khởi động với sự hợp tác của các đối tác quốc tế như Nga, Nhật Bản, Hàn Quốc, Pháp và Hoa Kỳ. Dự kiến sẽ hoàn thành vào cuối năm 2031. Các cổ phiếu có mảng kinh doanh tư vấn và nghiên cứu điện sẽ được hưởng lợi bao gồm TV1, TV2.

Mục tiêu tăng tổng công suất các nguồn năng lượng tái tạo (không tính thủy điện) đến năm 2030, công suất điện gió trên bờ dự kiến đạt 21,880 MW, điện mặt trời dự kiến tăng lên 30.4 GW. Tititada nhận thấy ngành năng lượng tái tạo rất khả quan và là động lực tăng giá cho các mã như PC1, REE, HDG, GEG.