Bất lợi điện than, lợi thế điện khí

Trái ngược với bức tranh có những điểm bất lợi của điện than, điện khí được kỳ vọng sẽ tiếp tục tăng trưởng bởi nhu cầu phụ tải tăng cao và giá khí dự báo giảm.

Nhiệt điện than gặp bất lợi

Trong 10 tháng đầu năm 2022, sản lượng điện than giảm 14% so với cùng kỳ năm 2021, song vẫn chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu ngành điện với 38,2%, đạt 86,56 tỷ kWh. Điều này cho thấy tầm quan trọng của điện than trong ngành điện, ít nhất là cho đến năm 2030 - thời điểm tỷ trọng điện than bắt đầu giảm dần, từ 25,7% về còn 9,6% vào năm 2045, theo dự thảo Quy hoạch điện VIII.

Năm 2023, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) dự báo, sản lượng điện thương phẩm sẽ đạt 251,28 tỷ kWh, tăng khoảng 9 tỷ kWh so với năm 2022. Kế hoạch đặt ra cần phải bổ sung 4.200 MW nguồn điện để có thể đáp ứng mức tăng 9 tỷ kWh điện thương phẩm và công suất cực đại tăng trưởng khoảng 6%.

Tuy nhiên, trong tờ trình Thủ tướng Chính phủ về phê duyệt kế hoạch sản xuất - kinh doanh, đầu tư 5 năm (2021 - 2025), Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) cho biết, tổng nhu cầu than trong nước năm 2022 là hơn 108,4 triệu tấn, dự kiến sẽ tăng lên gần 115 triệu tấn vào năm 2025, đến năm 2030 đạt 137,3 triệu tấn và năm 2040 đạt 150,5 triệu tấn.

Năng lực sản xuất than của TKV nhiều khả năng chỉ đáp ứng được 40 - 45% trong 5 năm tới. Do đó, Tập đoàn sẽ phải nhập khẩu khoảng 70 - 75 triệu tấn than/năm đến năm 2025 để đảm bảo sản lượng cung ứng cho các hộ sản xuất công nghiệp trong nước, nhất là than cho sản xuất điện. Trung bình hàng năm, các nhà máy nhiệt điện của cả nước tiêu thụ khoảng 35 - 40 triệu tấn than.

EVN đánh giá, có nhiều thách thức trong việc cấp than cho điện trong năm 2023 do khả năng sản xuất than trong nước giảm, trong khi nhu cầu nhiên liệu của các nhà máy nhiệt điện ngày càng tăng. Mặt khác, mức than tồn kho thấp tại TKV và tại các nhà máy nhiệt điện là tình trạng đáng lo, có thể ảnh hưởng trực tiếp tới khả năng huy động phát điện của các nhà máy, đặc biệt trong 6 tháng đầu năm (nhu cầu ở mức cao so với nửa cuối năm).

Để đảm bảo nguồn than cho các nhà máy điện, năm 2023, TKV dự kiến cấp cho các nhà máy của EVN hoàn toàn là than pha trộn nhập khẩu.

Nhiệt điện than hiện giữ vị trí số 1 trong cơ cấu ngành điện, nhưng đang đứng trước nguy cơ thiếu than, phải nhập khẩu, trong khi giá than dự báo neo ở mức cao.

Việc sử dụng than trộn cho các nhà máy phát điện phần nào giúp tiết kiệm chi phí, song khó tránh khỏi ảnh hưởng đến dây chuyền sản xuất nếu việc việc pha trộn không đúng cách và đảm bảo về kỹ thuật. Thực tế, trong quá trình vận hành, không ít nhà máy nhận thấy, than trộn thường gây ra sự cố cho hoạt động của nhà máy, dẫn đến giảm tốc độ, tắc nghẽn lò hơi, phát thải quá mức...

Những yếu tố trên có thể khiến các nhà máy điện không hoạt động hết công suất và trở thành yếu tố bất lợi cho điện than trong giai đoạn tới. Cùng với đó, việc nhập khẩu 70 - 75 triệu tấn than mỗi năm trong bối cảnh giá than tăng cao như thời gian gần đây khiến thị trường phải xem xét lại tính “rẻ” của nguồn điện này so với các nguồn điện khác.

Trong cuộc họp báo Chính phủ chiều 3/1/2023, lãnh đạo Bộ Công thương cho hay, EVN đã đề nghị tăng giá điện và đề xuất phương án, lộ trình tăng giá, do các chi phí đầu vào sản xuất điện tăng vọt. Giá than nhập khẩu cung cấp cho các nhà máy bình quân 10 tháng đầu năm 2022 đã tăng hơn 150% so với cùng kỳ năm 2021.

Công ty Chứng khoán VNDIRECT đánh giá, trong bối cảnh giá than dự kiến tiếp tục neo cao, khó có thể tiếp tục kỳ vọng vào một sự phục hồi mạnh của nguồn điện này trong năm 2023, nhất là khi các nhà máy mới đi vào hoạt động, sử dụng 100% than nhập như Nghi Sơn II, Sông Hậu I. Tuy nhiên, các nhà máy sử dụng than nội địa và than trộn trong năm 2023 - 2024 sẽ chịu áp lực về giá thấp hơn các nhà máy sử dụng than nhập khẩu.

“Cùng với những nỗ lực toàn cầu trong việc giảm phát thải, chúng tôi nhận thấy, triển vọng của điện than đang mờ nhạt dần với khả năng tiếp cận vốn khó khăn hơn”, các chuyên gia VNDIRECT nhận định.

Cơ hội cho các nguồn điện khác

Trái ngược với những điểm bất lợi của điện than, điện khí được kỳ vọng sẽ tiếp tục tăng trưởng trong năm 2023 - 2024 do nhu cầu phụ tải tăng cao và giá khí dự báo giảm.

Hiện nay, giá khí đốt tương lai đang giảm mạnh do mức tiêu thụ nhiên liệu giảm và triển vọng yếu hơn. Tại Mỹ, giá khí đốt bán buôn cung cấp qua đường ống Henry Hub - giá tiêu chuẩn của thị trường khí đốt nước này, tính tới ngày 3/1/2023 giảm 50% so với cuối tháng 11/2022, xuống còn 3,68 USD/mBTU, bằng mức giá tháng 12/2021.

Theo VNDIRECT, giá khí giảm là yếu tố tích cực cho ngành điện khí, mức huy động điện kỳ vọng được cải thiện, tình hình đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) cho các dự án sắp tới sẽ thuận lợi.

Bên cạnh đó, giá khí nội địa đang được neo theo giá dầu FO và biến động sát với diễn biến giá dầu Brent. VNDIRECT dự báo, giá dầu Brent sẽ giảm dần, mức giá trung bình năm 2023 là 90 USD/thùng và năm 2024 là 80 USD/thùng, đây là yếu tố quan trọng để giảm bớt những áp lực cạnh tranh cho nguồn điện khí, giúp thu hẹp khoảng cách giữa giá bán điện khí và giá điện than.

Đối với năng lượng tái tạo, suốt thời gian qua, thị trường vẫn luôn chờ đợi những thông tin về chính sách giá mới sẽ thúc đẩy sự phát triển của nhóm này. Ngày 7/1/2023, Bộ Công thương đã có Quyết định số 21/QĐ-BCT về việc ban hành khung giá phát điện nhà máy điện mặt trời, điện gió chuyển tiếp. Giá trần của khung giá phát điện (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng) áp dụng cho nhà máy điện mặt trời mặt đất là 1.184,9 đồng/kWh, điện mặt trời nổi là 1.508,27 đồng/kWh, điện gió trong đất liền là 1.587,12 đồng/kWh và điện gió trên biển là 1.815,95 đồng/kWh.

Công ty Chứng khoán Rồng Việt tin rằng, mức cạnh tranh về giá và chi phí đầu tư vừa tạo áp lực nhưng cũng mang tính phân hóa về hiệu quả và năng lực của các doanh nghiệp trong ngành. Đặc biệt, dự thảo Quy hoạch Điện VIII gần đây tiếp tục định hướng phát triển nhóm năng lượng tái tạo trong lưới điện quốc gia, đặc biệt là giai đoạn 2035 - 2045.

Đối với thủy điện, theo dự báo của Cơ quan Quản lý Khí quyển và Đại dương Quốc gia Mỹ, trạng thái La Nina dự kiến yếu dần trong quý I/2023 và chuyển qua trung tính từ giữa năm. Ở Việt Nam, pha La Nina đã kéo dài từ quý IV/2021, giúp thủy điện được huy động với mức sản lượng cao nhờ giá bán thấp. Tuy nhiên, do thời tiết thay đổi, lợi thế thủy điện phần nào sẽ giảm bớt trong năm 2023.

Bên cạnh đó, EVN đang phải đối mặt với nhiều áp lực trong việc bảo đảm đủ nước để phục vụ đổ ải sản xuất vụ Đông Xuân 2022 - 2023 theo kế hoạch của Bộ Nông nghiệp và Phát triển nông thôn. Cụ thể, EVN sẽ xả khoảng 4,9 tỷ m3 nước từ các hồ chứa thủy điện trong 2 đợt với thời gian 12 ngày (từ ngày 6/1 đến 8/2/2023), trong khi thủy văn, mực nước trên sông Đà và sông tại các tỉnh phía Bắc giảm sút so với cùng kỳ năm trước. Đây cũng là một trong những thách thức đối với việc bảo đảm nguồn nước để phục vụ các tổ máy phát điện.

Với những bất lợi mà điện than và thủy điện có thể đối mặt sắp tới, điện khí và năng lượng tái tạo sẽ có cơ hội thể hiện lợi thế của mình đi cùng kỳ vọng các nguồn điện này được huy động ở mức cao hơn trong năm 2023.