Lời giải nào cho bài toán thiếu điện?

Với thực trạng công suất dự phòng luôn thấp hơn nhu cầu tiêu thụ điện, Tập đoàn Điện lực VN (EVN) mới đây đưa ra dự báo nguy cơ thiếu điện tiếp tục kéo dài trong mùa cao điểm năm sau.

Thiếu điện bởi thiếu thị trường cạnh tranh?

Trong đợt thiếu điện, dẫn đến cắt điện luân phiên hàng loạt tại khu vực miền Bắc vào tháng 5 và 6 vừa qua, Ngân hàng Thế giới (WB) ước tính phí tổn kinh tế từ các đợt mất điện này khiến sản xuất gián đoạn, gây mất mát khoảng 1,4 tỉ USD, tương đương 0,3% GDP. Ngay sau đó, Chính phủ, Bộ Công thương đưa loạt chỉ đạo "không để thiếu điện".

NGUYÊN NGA

Thế nhưng, cuối tuần qua, tại Hội nghị tiết kiệm điện trong mùa nắng nóng, đại điện EVN cảnh báo nguy cơ thiếu điện tiếp tục diễn ra mùa hè năm sau vì nhu cầu tiếp tục tăng. Theo EVN, dự báo nhu cầu sử dụng điện tăng bình quân 9% mỗi năm, tương ứng công suất tăng 4.000 - 4.500 MW/năm.

Trong khi đó, nguồn điện dự kiến đưa vào vận hành năm 2024 chỉ là 1.950 MW và năm 2025 là 3.770 MW, tập trung chủ yếu tại khu vực miền Trung và miền Nam. Còn tại miền Bắc, nhu cầu tăng 10% mỗi năm, công suất dự phòng lại thấp, nên dự báo trong giai đoạn nắng nóng cao điểm (khoảng tháng 6 - 7.2024) có thể thiếu từ 420 - 1.770 MW điện.

Trong thực tế, hệ thống điện đã đối mặt với cuộc khủng hoảng về mất cân bằng trong cung - cầu điện vào đầu mùa hè năm nay, đặc biệt tại khu vực miền Bắc. Một số giải pháp EVN đưa ra trong thời gian tới ngoài đẩy nhanh đầu tư dự án nguồn và truyền tải, giảm tổn thất điện năng, thì tiết kiệm điện là quốc sách.

Theo tính toán của Ban Kinh doanh (thuộc EVN), tổng lượng điện tiết kiệm trong thời gian qua từ đơn vị hành chính đến hộ tiêu dùng có thể đạt mức 2% trên tổng nhu cầu, khoảng 5 tỉ kWh, tương đương sản lượng điện của một nhà máy nhiệt điện có công suất 1.200 MW. Bên cạnh đó, theo EVN, tỷ trọng nguồn điện năm 2023 theo cơ cấu chủ sở hữu đã có sự thay đổi nhiều so với các năm trước.

Đó là tổng nguồn điện EVN và các đơn vị thành viên nắm chỉ chiếm khoảng 37% (EVN 11%, Tổng công ty phát điện Genco1 là 10%, Genco2 là 6% và Genco3 10%); Tập đoàn Than khoáng sản VN nắm 2%; Tập đoàn Dầu khí VN 8%; các nhà đầu tư BOT nắm 10% nguồn điện; nguồn nhập khẩu và nguồn khác chỉ chiếm 1%. Còn lại 42% trên tổng công suất lắp đặt nguồn điện thuộc khu vực tư nhân đầu tư (chủ yếu năng lượng tái tạo). Như vậy, về nguồn, gia tăng mạnh sự tham gia của tư nhân, nhưng phát điện thì chỉ EVN đảm trách.

Chuyên gia năng lượng Đào Nhật Đình cho rằng nguy cơ thiếu điện vẫn còn rất cao. Nguồn chủ yếu là điện tái tạo do tư nhân nắm trong 10 năm qua đã tăng gấp 4 lần, nguồn điện thuộc doanh nghiệp nhà nước nắm giữ giảm mạnh. Tuy nguồn phát điện từ các doanh nghiệp nhà nước nắm dưới 50% (EVN và thành viên nắm khoảng 37%), nhưng về vai trò, trách nhiệm bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia, EVN vẫn là đơn vị chủ chốt được Chính phủ giao trọng trách để không thiếu điện. Tỷ lệ EVN nắm nguồn không cao, nhưng EVN vẫn là bên mua chủ yếu trong hệ thống truyền tải điện. Để đáp ứng đủ điện cho phát triển kinh tế xã hội, ngoài nguồn từ EVN và các đơn vị thành viên, tập đoàn phải mua thêm điện năng theo hợp đồng mua bán điện với các nhà máy khác, chiếm trên 80% tổng nguồn. EVN không phát hết nguồn mua thì cũng là đơn vị duy nhất mua các nguồn điện vào.

"Giá điện bán ra và giá mua vào nằm trong khung giá bình quân theo quyết định của Chính phủ. Thế nên, có một thực tế là giá điện tái tạo mua vào nay hết ưu đãi, khiến nhiều nhà đầu tư mới không còn mặn mà. Vậy làm sao thu hút các dự án điện khí, điện gió lớn để đảm bảo tăng nguồn theo Quy hoạch điện 8 được? Thiếu điện từ cơ chế đã cũ, ngành điện cần có thị trường điện cạnh tranh hơn, có thị trường bán lẻ điện mới phản ánh được giá thành mua vào, bán ra minh bạch rõ ràng hơn", chuyên gia này nêu quan điểm.

Xé rào cơ chế sẽ hết lo thiếu điện

Ông Đào Nhật Đình cho rằng vì giá điện mua vào và sản lượng điện đã được bảo lãnh bằng con số trong các hợp đồng mua bán điện, nên nhiều nhà máy điện gió, mặt trời, khí, than… đều "đứng ngoài" thị trường phát điện. Muốn phát triển nguồn điện, giảm thiểu nguy cơ thiếu điện, cần có sự tham gia của các thành phần kinh tế, nhất là tư nhân trong phát điện.

Cụ thể, phát triển nguồn thì không thể nhanh được, chỉ có năng lượng tái tạo có sẵn. Nếu cho phát lên lưới nhiều hơn sẽ giảm thiếu điện. Trong ngắn hạn, mở rộng chính sách cho phát triển điện mặt trời mái nhà khu vực phía bắc không chỉ dừng lại ở cơ chế "tự sản, tự dùng", mà cho cơ chế "bán sang nhà hàng xóm"; mở rộng cho các đơn vị kinh doanh dịch vụ sản xuất như doanh nghiệp trong khu công nghiệp, bệnh viện, khách sạn, bến xe, nhà hàng… phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà.

Bên cạnh đó, các nhà máy nhiệt điện nếu có kế hoạch duy tu, phải tập trung thực hiện trong mùa đông này, thay vì theo lịch rơi vào đúng mùa hè vừa qua như nhiệt điện Thái Bình 2, Vũng Áng 1… Thứ 3, đẩy mạnh hoàn thành đúng tiến độ theo chỉ đạo của Thủ tướng đối với mạch 3 đường dây 500 kV nối từ Quảng Trạch ra Phố Nối. Nếu đẩy mạnh cơ chế mở hơn, trong ngắn hạn, sẽ giảm được nguy cơ thiếu điện.

TS Trần Đình Bá, Hội Khoa học kinh tế VN, bổ sung: Trông chờ điện từ nhà máy nhiệt điện mới, thủy điện mở rộng… là cách làm mạo hiểm nếu không nói là lúng túng. Các nguồn điện này sẽ khó tăng theo quy hoạch lẫn chiến lược giảm phát thải của quốc gia. Trong khi thực tế, nhu cầu điện ban ngày lớn hơn ban đêm. Các nhà máy luyện kim, sản xuất tập trung vào ban ngày là chủ yếu, ban đêm điện chỉ dùng thắp sáng. Nhưng ta lại cứ o ép điện mặt trời, lại cắt điện luân phiên ban ngày nhiều hơn, bảo lưu quan điểm điện nền là thủy điện, điện than là sai lầm.

"Ngành điện cần có chính sách "xé rào" như ngành lúa gạo ngày trước, phải cởi trói, xóa bỏ độc quyền phát điện, làm điện... thì mới giải được bài toán thiếu điện. Chỉ cần cởi trói sau 3 năm, chúng ta thừa điện để dùng và xuất khẩu", TS Bá nói.

Một trong những ý kiến các chuyên gia đề cập khi nói về rào cản cơ chế ngành điện là giá mua điện chưa theo giá thị trường. Mới đây, trong góp ý của EVN về dự thảo quyết định cơ chế điều chỉnh giá bán lẻ điện bình quân, tập đoàn này đề nghị dự thảo hiệu chỉnh sửa đổi "chi phí khâu truyền tải điện" là chi phí "mua vào dịch vụ truyền tải điện", bổ sung chi phí "điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực".

Tại dự thảo, trong phương pháp lập giá bán điện bình quân của Bộ Công thương đưa ra có nhiều chi phí, trong đó có khoản lợi nhuận định mức của EVN để đảm bảo khả năng vận hành, cung ứng điện.

Theo ông Nguyễn Tiến Thỏa - Chủ tịch Hội Thẩm định giá VN, các chi phí để lập giá bán lẻ điện bình quân theo dự thảo là đầy đủ. Riêng đề nghị hiệu chỉnh của EVN là phù hợp với mô hình tổ chức mới khi tách Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) từ EVN về Bộ Công thương nhằm bảo đảm hạch toán các chi phí cũng như đảm bảo trách nhiệm giải trình và minh bạch của việc hình thành chi phí các khâu hình thành giá điện sau này.