Công trình khí GPP. (Ảnh: PV/Vietnam+)Việc giảm huy động nguồn điện khí không chỉ gây thiệt hại trực tiếp cho doanh nghiệp nhiệt điện khí mà còn làm giảm nguồn thu ngân sách nhà nước và địa phương cũng như ảnh hưởng tới việc khai thác dầu khí tại vùng nước sâu, xa bờ trong chiến lược bảo vệ chủ quyền biển đảo.
“Nút thắt” trong thực hiện nghĩa vụ bao tiêu khí với chủ mỏ
Theo Tổng Công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power), để có thể đạt được các thỏa thuận mua khí với phía chủ mỏ và các nhà đầu tư khai thác nguồn khí, Việt Nam phải chấp nhận nghĩa vụ bao tiêu trong các hợp đồng mua khí từ thượng nguồn và hạ nguồn nhằm có được các cam kết cấp khí ổn định cho vận hành các nhà máy điện (đang sử dụng tới 80% sản lượng khí), đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.
Vì vậy, khi xây dựng kế hoạch phát điện năm 2021, Bộ Công Thương đã chấp thuận nguyên tắc xây dựng sản lượng điện kế hoạch trên cơ sở đáp ứng nghĩa vụ bao tiêu của toàn khu vực Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ.
Nguyên tắc là thế, nhưng trên thực tế các doanh nghiệp nhiệt điện khí đang lâm vào cảnh bị “đem con bỏ chợ.”
Tại văn bản số 1166/ĐTĐL-TTĐ ngày 16/9/2020, Cục Điều tiết điện lực (ERAV) khẳng định: “Việc cho phép chuyển ngang các quy định liên quan đến hợp đồng cung cấp nhiên liệu sang hợp đồng mua bán điện không thuộc thẩm quyền của Bộ Công Thương.”
Còn tại văn bản số 1097/ĐTĐL-GP ngày 24/8/2021 về chuyển đổi Hợp đồng mua bán điện Nhà máy điện Cà Mau 1 và 2 (hộ tiêu thụ khí Tây Nam Bộ), ERAV khẳng định: “Hợp đồng mua bán khí là thỏa thuận kinh tế giữa các doanh nghiệp, Chính phủ không cam kết, không bảo lãnh; Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) tự đàm phán, ký kết và tự chịu trách nhiệm về các hợp đồng mua bán khí.”
[Giảm huy động khí: Những tác động tiêu cực cho nền kinh tế]
Với các hướng dẫn của ERAV, các nhà máy điện (bên mua khí) hiện không có cơ chế để đảm bảo thực hiện nghĩa vụ bao tiêu khí đối với chủ các mỏ khí.
Hơn thế nữa, cùng với nguyên nhân nguồn điện năng lượng tái tạo tăng đột biến vào cuối năm 2020, trong khi nhu cầu phụ tải toàn hệ thống sụt giảm do dịch COVID-19, các nhà máy điện khí đang được huy động rất thấp, thậm chí có nhà máy gần như không được huy động, đại diện PV Power cho biết.
Chồng chất khó khăn
Theo ông Nguyễn Duy Giang, Phó Tổng Giám đốc PV Power, tính đến hết tháng 8/2021, Nhà máy nhiệt điện Cà Mau 1 và 2 chỉ được huy động 3,495 tỷ kWh.
Với tình hình huy động sản lượng như hiện nay, dự kiến tổng sản lượng điện huy động năm 2021 với Cà Mau 1 và 2 là 4,53 tỷ kWh, bằng khoảng 65% so với công suất tính toán. Do đó lượng khí bao tiêu (khí Tây Nam Bộ) phát sinh dự kiến năm 2021 là hơn 400 triệu m3, tương ứng hơn 100 triệu USD.
Đây cũng là khó khăn với Nhà máy điện Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2 của PV Power. Theo đó, dự kiến đến hết năm 2021, Nhà máy Nhơn Trạch 1 chỉ phát được 448,83 triệu kWh, bằng 35% công suất tính toán; lượng khí bao tiêu phát sinh tương ứng hơn 85 triệu USD.
Với Nhơn Trạch 2, sản lượng điện cả năm được phát dự kiến khoảng 3,34 tỷ kWh, bằng 74% công suất tính toán; lượng khí bao tiêu phát sinh (khí Đông Nam Bộ) dự kiến gần 150 triệu m3, tương ứng khoảng 40 triệu USD.
Với việc các nhà máy điện khí của PV Power đều phát sinh nghĩa vụ bao tiêu khí như vậy, doanh thu và lợi nhuận sụt giảm kéo theo sụt giảm các khoản thuế nộp vào ngân sách nhà nước.
Trong công văn hỏa tốc gửi Bộ Công Thương kiến nghị chỉ đạo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tăng cường huy động nguồn điện từ Nhà máy điện Cà Mau 1 và 2, UBND tỉnh Cà Mau đã cảnh báo việc giảm huy động nguồn điện khí Cà Mau 1 và 2 đã làm giảm chỉ tiêu ngành công nghiệp, xây dựng 6 tháng đầu năm 2021 xuống 5,54% so với năm trước, GRDP của tỉnh chỉ đạt 45,82% kế hoạch.
Do vậy, dự kiến nộp ngân sách nhà nước tại địa phương của Nhiệt điện Cà Mau 1 và 2 chỉ tương đương 32% so với trung bình hằng năm, gây ảnh hưởng lớn đến tỷ lệ tăng trưởng của Cà Mau trong bối cảnh khó khăn do dịch bệnh COVID-19.
Người lao động dầu khí làm việc trên công trình biển. (Ảnh: PV/Vietnam+)Đặc biệt, việc giảm huy động nguồn điện khí còn ảnh hưởng đến hoạt động tìm kiếm, thăm dò khai thác dầu khí tại vùng nước sâu, xa bờ trong chiến lược bảo vệ chủ quyền biển đảo cũng như không thu hút đầu tư phát triển các dự án nhập khẩu khí thiên nhiên hóa lỏng LNG để đảm bảo nguồn năng lượng sơ cấp lâu dài cho hệ thống điện quốc gia theo tinh thần Nghị Quyết số 55/NQ-TW của Bộ Chính trị ngày 11/2/2020 về định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045.
Đâu là giải pháp?
Không chỉ các doanh nghiệp sản xuất điện khí giảm huy động sản lượng, mới đây hàng chục chủ đầu tư điện mặt trời tại khu vực Tây Nguyên cũng đã kiến nghị về việc cắt giảm công suất phát lên lưới.
Việc bắt buộc phải cắt giảm công suất phát lên lưới đã được nhiều chuyên gia cảnh báo trước đó khi điện mặt trời phát triển quá nóng thời gian qua đã phá vỡ quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 (Quy hoạch điện VII điều chỉnh).
Ngoài ra, với mức tiêu thụ điện toàn quốc, nhất là ở miền Nam giảm mạnh do giãn cách kéo dài vì dịch COVID-19 thì việc giảm công suất huy động từ các nguồn cho hệ thống điện quốc gia là khó tránh khỏi.
Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh được phê duyệt vào tháng 3/2016, đến năm 2020, tổng công suất nguồn điện mặt trời đạt khoảng 850 MW; năm 2025 khoảng 4.000 MW và khoảng 12.000 MW vào năm 2030.
Tuy nhiên, số liệu từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho thấy, đến hết tháng 4/2021, tổng công suất điện mặt trời đã đạt 17.000 MW, vượt 5.000 MW công suất so với quy hoạch đến năm 2030 và chiếm tỷ lệ gần 25% công suất đặt hệ thống.
Theo các chuyên gia, việc phá vỡ quy hoạch không chỉ gây lãng phí trong đầu tư mà còn tạo ra các thách thức lớn. Chuyên gia Vũ Đình Ánh cho biết, thực tế điện mặt trời chiếm tỷ lệ cao trong hệ thống và có những thời điểm được huy động tới hơn 50% công suất nên dẫn tới tình trạng phải ngừng, thay đổi công suất phát các tổ máy nhiệt điện nhiều lần, gây ảnh hưởng đến tuổi thọ, độ an toàn của các tổ máy, giảm hiệu suất cũng như phát sinh nhiều chi phí vận hành.
Trong khi đó, EVN cho rằng việc huy động năng lượng tái tạo với đa phần giá mua lên tới 9,35 cent/kWh không những không tối ưu hóa được chi phí sản xuất mà còn gây khó khăn cho vận hành hệ thống bởi tính không ổn định của năng lượng tái tạo so với các nguồn thủy điện, điện than hay điện khí.
Vì vậy, việc rà soát quy hoạch phát triển điện VIII về quy mô phát triển nguồn điện, cơ cấu nguồn điện so với dự báo nhu cầu điện từng thời kỳ là thực sự cấp bách để tránh tình trạng dự phòng nguồn điện không hợp lý cũng như giúp giảm thiệt hại cho các nhà đầu tư; trong đó, có các nhà đầu tư nhiệt điện khí - nguồn điện được đánh giá có hiệu suất cao, thân thiện với môi trường và phù hợp với xu thế phát triển của thế giới hiện nay.
Trong khi chờ Bộ Công Thương rà soát Quy hoạch phát triển điện, chuyên gia Nguyễn Tiến Thỏa cho rằng EVN cần kiến nghị Bộ Công thương có quy định cụ thể hơn về nguyên tắc, tiêu chí huy động các loại nguồn điện theo phương án phụ tải cao và thấp. Bên cạnh đó, EVN cũng cần công khai nguyên tắc và quy định huy động nguồn để tránh những hiểu lầm không cần thiết.
Ông Trần Viết Ngãi, Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam đề xuất tách A0 - đơn vị lập kế hoạch huy động công suất và theo dõi biểu đồ phụ tải khỏi quyền quản lý của EVN để tránh những "tranh cãi" xảy ra trong huy động công suất nguồn điện giữa EVN (bên mua điện) với các nhà đầu tư nguồn điện khác./.
