CTS: Việt Nam sẽ thiếu hụt hơn 13 tỷ kWh điện vào năm 2023

CTS: Việt Nam sẽ thiếu hụt hơn 13 tỷ kWh điện vào năm 2023

AiVIF - CTS: Việt Nam sẽ thiếu hụt hơn 13 tỷ kWh điện vào năm 2023

Báo cáo “Triển vọng ngành điện quý 3/2022” do CTCP Chứng khoán Ngân hàng Công thương Việt Nam (HOSE: CTS) công bố dự báo sản lượng điện trên toàn hệ thống sẽ thiếu hụt khoảng 13.3 tỷ kWh trong năm 2023, và 27.7 tỷ kWh đến năm 2025.

Cụ thể, theo thống kê từ CTS, tổng sản lượng điện toàn cầu đã tăng 6.2% vào năm 2021 - tương tự mức tăng mạnh trở lại vào năm 2010 hậu khủng hoảng tài chính (6.4%). CTS dự báo nhu cầu điện tiêu thụ cho tăng trưởng kinh tế Việt Nam vẫn sẽ đạt ở mức cao. Trong vòng 5 năm tới, tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện đạt 8.5%/năm, tập trung vào lĩnh vực sản xuất công nghiệp và xây dựng.

Nhu cầu tiêu thụ điện tăng mạnh dẫn đến thiếu hụt

Theo CTS, sản lượng điện sản xuất toàn hệ thống hàng năm tăng với CAGR (tỷ lệ tăng trưởng hằng năm kép) đạt 6.8% giai đoạn từ năm 2019-2021, gần 260 triệu kWh vào năm 2021. Trong hơn 5 năm qua, cơ cấu phụ tải gần như không thay đổi, với công nghiệp vẫn chiếm tỷ trọng chủ yếu trong cơ cấu phụ tải của Việt Nam. Trong đó, lĩnh vực sản xuất công nghiệp và xây dựng luôn chiếm tỷ trọng cao nhất, gần 96% tổng sản lượng điện tiêu thụ toàn hệ thống.

CTS dự báo nhu cầu điện tiếp tục tăng cao trong những năm tới trong bối cảnh Việt Nam liên tục thu hút dòng vốn FDI chảy vào lĩnh vực sản xuất công nghiệp và xây dựng.

Hội nghị Tiết kiệm năng lượng toàn quốc năm 2022 tại TP Đà Nẵng ngày 14/07 do Bộ Công Thương tổ chức dự báo 5 năm tới, nhu cầu điện năng vẫn tăng trưởng ở mức khoảng 8.5%/năm. Theo CTS, dựa trên báo cáo cập nhật cân đối cung cầu điện giai đoạn 2021-2025 của EVN, sản lượng điện thiếu hụt trên toàn hệ thống sẽ vào khoảng 13.3 tỷ kWh trong năm 2023 và 27.7 tỷ kWh đến năm 2025.

Trong đó, tỷ lệ dự phòng công suất toàn quốc đến năm 2025 (không tính năng lượng tái tạo) chỉ khoảng 18%. Cụ thể, tỷ lệ dự phòng hệ thống điện miền Nam sẽ giảm mạnh từ năm 2023 và không đủ điện vào năm 2025. Còn ở miền Bắc, tỷ lệ dự phòng năm 2025 chỉ còn 10%.

Do vậy, Việt Nam vẫn phải nhập khẩu khí LNG và tăng phụ tải nhiệt điện để đáp ứng nhu cầu sản xuất công nghiệp phát triển kinh tế.

Thủy văn thuận lợi, nhiệt điện khả quan trong dài hạn, điện khí còn nhiều khó khăn

Trung tâm Khí tượng Quốc gia Việt Nam dự báo trạng thái La Nina sẽ tiếp tục duy trì từ nay đến hết năm 2022 với xác suất khoảng 80-90%. Khả năng còn kéo dài sang các tháng đầu năm 2023 với xác xuất khoảng 60-65%. Theo CTS, điều này sẽ kéo sản lượng thủy điện sản xuất và cung ứng trên toàn hệ thống tăng 25-26% và đạt khoảng 125 triệu kWh vào năm 2023.

Về nhiệt điện, CTS dự báo Việt Nam về cơ bản tiếp tục nhập khẩu than, bởi nhu cầu than ngày càng tăng cao, đến năm 2035 từ 94-127 triệu tấn/năm. Cùng với đó, Việt Nam phải nhập khẩu than nhiều nhất khoảng 80 triệu tấn vào năm 2030. Trong khi đó, tiềm năng tài nguyên than là có hạn.

CTS mạnh dạn đặt dự báo khả quan cho hoạt động kinh doanh của các doanh nghiệp điện than về dài hạn khi nhu cầu về nhiệt điện than và khí vẫn tăng cao. Tuy nhiên, sẽ không có nhiên liệu giá rẻ, mà chỉ có giá thị trường; giá than và khí đốt được mua bán với chu kỳ dài, có cam kết bao tiêu chỉ thấp hơn so với giá thị trường giao ngay (spot). Giá khí đốt thị trường châu Á vào năm 2030 dự báo không vượt quá 9.7 USD/triệu BTU.

Về điện khí, CTS nhận định Việt Nam vẫn phải tiếp tục nhập khẩu khí thiên nhiên LNG để phục vụ các nhà máy điện khí mới. Nguyên nhân vì chi phí đầu tư cao, để có giá khí sau tái hóa khí và giá điện ở mức hợp lý, các hợp đồng cung cấp khí phải có khối lượng lớn (cho cả cụm trung tâm nhiệt điện) và dài hạn cần quy hoạch các trung tâm nhiệt điện LNG lớn, liên kết chuỗi giá trị LNG (khí, điện, cảng biển) để đạt được lợi thế theo quy mô, ngoài ra còn để tăng khối lượng, giảm giá thành và ổn định trong vận hành và tiêu thụ.

Hơn nữa, sản lượng khí tại các mỏ đang suy giảm. Hiện, hệ thống điện có 15 nhà máy điện khí với tổng công suất khoảng 8,000MW đang được vận hành, trong khi những năm trở lại đây không có nhà máy điện khí mới nào được đưa thêm vào hoạt động toàn hệ thống. Đồng thời, các chính sách pháp lý phát triển đầu tư chưa cụ thể, như chưa có khung biểu giá điện khí; bảo lãnh của Chính phủ cho các khoản vay; bảo lãnh tỷ giá và chuyển đổi ngoại tê; bảo lãnh các khoản thanh toán của bên mua điện đối với phát triển điện khí chưa hài hòa giữa các loại hình doanh nghiệp.

Và cuối cùng, công tác giải phóng mặt bằng đối với các dự án vẫn luôn gặp khó khăn.

Điện tái tạo khởi sắc?

CTS kỳ vọng những tín hiệu khởi sắc từ các dự án điện năng lượng tái tạo (NLTT), trong khi Chính Phủ Việt Nam tập trung đẩy mạnh chiến lược phát triển năng lượng sạch, giảm thiểu khí thải carbon. Theo dự thảo Quy hoạch Điện 8 (QHĐ8), quy mô điện mặt trời và điện gió tương ứng vào năm 2030 gần 19,500MW và 28,480MW, năm 2050 lên tới 168,900MW và 153,550MW. Điều này chứng tỏ sự chuyển dịch sang NLTT) mạnh mẽ của Việt Nam. NLTT chiếm tỷ lệ 48.8% ở năm 2020, sẽ tăng đến 66.2% vào năm 2050.

Tuy nhiên, vẫn tồn tại nhiều khó khăn. Đầu tiên, điện mặt trời chưa chủ động được công suất phát điện. Có nghịch lý là các nhà máy điện mặt trời sau khi đi vào hoạt động lại luôn phải cắt giảm sản lượng điện, cao nhất cũng chỉ hoạt động 60% công suất. Nguyên nhân chính là do sự đầu tư nóng, ồ ạt nhà máy điện mặt trời tập trung tại các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, Đắk Lắk khiến lưới điện truyền tải tại khu vực này liên tục chịu áp lực lớn.

Đặc điểm của loại hình nghịch lý điện mặt trời là phụ thuộc hoàn toàn vào thời tiết và chỉ hoạt động vào giờ có bức xạ mặt trời cao. Vì vậy, khi thời tiết thuận lợi, tất cả nhà máy điện mặt trời cùng phát đồng loạt gây quá tải các đường dây, trạm biến áp liên quan. Điều này khác hoàn toàn với thủy điện, khi các nhà máy có thể chủ động được công suất phát điện.

Thứ 2, điện gió ngoài khơi đòi hỏi thời gian phát triển rất dài. Quá trình đầu tư phát triển trang trại điện gió ngoài khơi có thể kéo dài từ 7-11 năm (bao gồm các giai đoạn phát triển dự án, chuẩn bị thi công, thi công, chạy thử).

Thứ 3, giá thành điện mặt trời và điện gió cho thấy giá thành sản xuất giảm rất nhanh trong một thập kỷ qua. Giá thành điện mặt trời dự kiến có xu hướng giảm, còn 5-6 cent/kWh vào khoảng 2030 và thấp hơn nữa sau đó. Giá thành điện gió hiện tương đương chu trình hỗn hợp, nhưng cũng sẽ giảm tới mức như điện than vào khoảng năm 2030 và sau đó thấp hơn.

Hồng Đức