Nguyên liệu đầu vào giá rẻ đang dần cạn kiệt

Theo đó, báo cáo của SSI cho biết, do huy động từ thủy điện và một phần từ nhóm điện mặt trời, sản lượng hợp đồng điện đối với các nhà máy nhiệt điện đang giảm. Ngoài ra, nhóm nhiệt điện cũng chịu tác động bất lợi do sản lượng hợp đồng thấp và giá than và khí đầu vào tăng.

Trong bối cảnh trên, chuyên gia từ SSI nhận định, hiện tại, nhóm công ty năng lượng truyền thống có thể gặp khó khăn trong việc đàm phán hoặc điều chỉnh hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam EVN.

"Chi phí đầu vào cho hệ thống điện tăng chủ yếu do giá bán cao từ nhóm năng lượng tái tạo, cộng thêm giá khí cũng tăng khiến EVN phải cố gắng kiểm soát chi phí", chuyên gia SSI nhận định.

Bên cạnh đó, cũng theo SSI, áp lực để EVN tăng giá điện bán lẻ còn có thể do chi phí đầu vào, nhóm năng lượng tái tạo và giá khí tăng. Nguyên nhân là do các mỏ khí giá rẻ dần cạn kiệt và các mỏ khí mới có giá cao hơn đi vào khai thác như Sao Vàng Đại Nguyệt sẽ làm giá khí tăng.

"Theo quan điểm của chúng tôi, khả năng EVN sẽ phải tăng giá điện bán lẻ để bù đắp một phần chi phí đầu vào tăng, mặc dù EVN chưa có quyết định chính thức cho năm 2021", nhóm nghiên cứu SSI Research nêu nhận định.

Về ngành điện, báo cáo cũng đã cập nhật một số điểm liên quan đến việc công suất năng lượng tái tạo tăng nhanh trong 2020 vừa qua, cụ thể là chi phí hàng năm của mảng này mà EVN áp dụng giá FIT cho các công ty con.

Cụ thể, giá bán trung bình (ASP) của nguồn điện truyền thống (thủy điện, khí đốt và nhiệt điện than) là khoảng 1.169 đồng/kwh. Nếu so sánh FIT với giá bán trung bình, SSI có hai kịch bản:

Thứ nhất, nếu sử dụng FIT hiện tại, khoản chi phí tăng thêm để sử dụng nguồn năng lượng tái tạo ước tính khoảng 12,7 nghìn tỷ đồng (tổng cộng 17,7 nghìn tỷ đồng bao gồm điện gió).

Thứ hai, nếu sử dụng FIT dự thảo (7 cents/kwh), khoản chi phí tăng thêm sẽ thấp hơn ở mức 7,8 nghìn tỷ đồng (tổng cộng 10,7 nghìn tỷ đồng bao gồm điện gió).

Hệ thống lưới điện có thể không "gánh" nổi

Theo đánh giá từ đại diện EVN, hiện tại, quá nhiều nguồn điện đang được đấu nối vào đường trục 500kV. Do đó, đường trục này không thực hiện được vai trò là "xương sống" hệ thống, qua đó, giá bán lẻ điện có thể chịu nhiều áp lực phải điều chỉnh.

Cụ thể, góp ý với dự thảo Quy hoạch phát triển Điện lực Quốc gia giai đoạn 2021-2030, tầm nhìn tới năm 2045 (Quy hoạch Điện VIII), đại diện EVN thể hiện sự lo lắng về lưới điện truyền tải khi Quy hoạch chưa xác định được quy mô đầu tư.

Cụ thể, theo nội dung Quy hoạch Điện VIII, các nguồn điện tiềm năng không bị vướng vào các thủ tục hành chính phức tạp đều được xem xét đưa vào. Điều này dấy lên lo ngại từ thực tế phát triển điện mặt trời "tràn lan" thời gian qua.

Do đó, với nội dung nói trên, mặc dù nhiều cơ quan chức năng đã phải liên tục cảnh báo nhưng vẫn không có gì chắc chắn về một bối cảnh điện mặt trời tiếp tục phát triển "ồ ạt".

Trong khi đó, thời gian đầu tư lưới điện phải mất nhiều năm do việc giải tỏa công suất ngày càng khó khăn bởi quỹ đất hẹp, thủ tục cũng không dễ dàng... Bên cạnh đó, EVN cũng đặt ra trường hợp các dự án nguồn "tiềm năng" không được triển khai nhưng các công trình lưới điện được thiết kế đồng bộ đã được đầu tư sẽ gây lãng phí và áp lực lên giá bán lẻ điện

Trước thực tế trên, đại diện EVN cho rằng, cần xem xét chỉ đấu thầu lưới điện đấu nối đi kèm các dự án nguồn (đấu thầu chung với các dự án nguồn). Ngoài ra, không đấu thầu các dự án lưới truyền tải có tính chất xương sống, liên kết trong hệ thống điện.

Đáng chú ý, EVN kiến nghị cần có cơ chế khuyến khích tư nhân tự đầu tư lưới đấu nối (tới điểm đấu nối) sâu vào trong các khu vực phụ tải lớn của hệ thống điện, không gây ảnh hưởng đến các đường trục truyền tải xương sống của hệ thống điện.

Theo đó, tùy theo nhu cầu điều tiết công suất phát của nhà máy, doanh nghiệp tư nhân tự thuê các dịch vụ phụ trợ sẵn có trong hệ thống điện, đầu tư hoặc thuê dịch vụ các nguồn tích trữ năng lượng để đáp ứng.

×