Nhu cầu và giá than tăng mạnh

Thông tin trong buổi làm việc giữa lãnh đạo Tập đoàn điện lực VN (EVN) với Tập đoàn công nghiệp than – khoáng sản VN (TKV) mới đây cho thấy trong quý 2/2022, phía TKV đã cấp 4,93 triệu tấn than, tương đương 104,4% khối lượng hợp đồng, cao hơn quý 1 đến 1,27 triệu tấn và cơ bản đáp ứng được nhu cầu vận hành các nhà máy nhiệt điện. Dù vậy, tổng khối lượng than cấp trong quý 2 vẫn thấp hơn khối lượng than cam kết trong biên bản 2 bên đã ký kết (đạt 96,75%). Nguyên nhân chủ yếu là do trong nửa đầu tháng 4, lượng than cấp cho các nhà máy vẫn ở mức thấp, đặc biệt là than cấp cho nhà máy nhiệt điện Duyên Hải 1, Vĩnh Tân 2. Ngoài ra, trong tháng 6, các nhà máy nhiệt điện phía bắc có mức tồn kho cao, nên giảm nhận than từ TKV.

Nhà máy nhiệt điện Vĩnh Tân, Bình Thuận. Ảnh: ĐÀO NGỌC THẠCH

Theo EVN, về cơ bản khối lượng than cấp đã đáp ứng nhu cầu vận hành của các nhà máy, nhưng riêng Nhiệt điện Vĩnh Tân 2 còn thiếu khoảng 400.000 tấn. Hướng giải quyết là sẽ điều chỉnh giảm kế hoạch cấp cho các nhà máy phía bắc đang có nhu cầu giảm, để bổ sung cho Nhà máy Vĩnh Tân 2. Ngoài ra, EVN cũng đề nghị TKV thu xếp nguồn than để đảm bảo đủ nhiên liệu cho EVN phát điện trong năm nay. Dự kiến trong 5 tháng cuối năm, riêng các nhà máy nhiệt điện của EVN cần khoảng 8,84 triệu tấn. Cập nhật theo phương thức vận hành mới nhất (tháng 8) của Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia, do tình hình thủy văn thấp hơn so với dự kiến, nên tổng nhu cầu than của các nhà máy trong 5 tháng cuối năm có thể tăng lên khoảng 9 triệu tấn từ 8,84 triệu tấn. Về lâu dài, EVN cũng chỉ đạo Tổng công ty phát điện 3 (EVNGENCO 3) thực hiện việc chuẩn bị đủ than cho sản xuất điện của Nhà máy nhiệt điện Vĩnh Tân 2 theo đúng chỉ đạo của Thủ tướng tại Chỉ thị số 29 cũng như các quy định có liên quan.

Ngoài ra, theo Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia, kế hoạch dự kiến trong 6 tháng đầu năm 2023, nhu cầu sử dụng than tại các nhà máy nhiệt điện sẽ tiếp tục tăng nữa trong bối cảnh tình hình thủy văn các tháng cuối năm nay được dự báo không thuận lợi. Thế nên, ngoài việc phải cung ứng đủ than cho nhà máy điện vận hành trong những tháng cuối năm, ngành điện phải có kế hoạch trữ than để chạy điện trong năm tới, đặc biệt trong những tháng đầu năm, dịp Tết Nguyên đán…

Ngành điện vẫn còn phụ thuộc lớn từ điện than (trong ảnh: Nhà máy Nhiệt điện Uông Bí), Ảnh: NGỌC THẮNG

Đáng lưu ý, nhu cầu sử dụng than để chạy điện trong bối cảnh giá than nhập khẩu đang tăng mạnh, đẩy chi phí sản xuất điện tăng, dẫn đến nguy cơ tăng giá điện bán ra. Số liệu từ Tổng cục Hải quan cho thấy lượng than nhập khẩu từ đầu năm đến hết 15.7 giảm 2,9 triệu tấn so với cùng kỳ năm trước, tuy nhiên kim ngạch than nhập lại tăng rất mạnh. Cụ thể, đến hết ngày 15.7, kim ngạch nhập khẩu than ước đạt 4,7 tỉ USD, bình quân khoảng 5,8 triệu đồng/tấn, cao gần gấp 3 lần so với giá bình quân nhập khẩu than cùng kỳ năm ngoái chỉ 2,1 triệu đồng/tấn, với tổng kim ngạch 2,1 tỉ USD. Theo Tổng cục Hải quan, lượng xuất khẩu than giảm, trong khi đó, than nhập có chiều hướng gia tăng. Bên cạnh đó, tại buổi làm việc giữa 2 tập đoàn, phía TKV cũng bày tỏ một số khó khăn trong việc cung cấp than cho các nhà máy nhiệt điện phía nam do ngoài giá tăng, chi phí vận chuyển than hiện cũng tăng mạnh.

Cần giữ ổn định giá điện đến hết năm sau

EVN khẳng định dù chi phí sản xuất điện đã tăng mạnh nhưng ngành kiến nghị chưa tăng giá điện trong năm nay. Cụ thể, hiện giá bán lẻ điện bình quân, theo quy định là 1.864,44 đồng/ kWh, được áp dụng từ năm 2019 đến nay. Đây cũng là căn cứ để tính toán giá bán lẻ điện sinh hoạt cho từng đối tượng và mức độ sử dụng. Tuy nhiên, EVN cho biết giá bán lẻ điện bình quân năm nay đã cao hơn 2,74% so với mức trên, tức 1.915,59 đồng/kWh (chưa bao gồm khoản chênh lệch tỷ giá). Thường giá bán lẻ điện bình quân được xem xét, điều chỉnh khi các thông số đầu vào của các khâu (phát điện, truyền tải điện, phân phối – bán lẻ điện, điều hành – quản lý) tăng từ 3% trở lên. Trong bối cảnh nhiều nhà máy nhiệt điện nay chuyển sang dùng than pha trộn nhập khẩu hơn dùng than nội địa do trong nước không đủ nguồn cung mà giá than nhập khẩu như nói trên, đã tăng gần gấp 3 lần, cộng thêm giá dầu thô nhập cũng tăng hơn gấp 2 lần so với năm 2019, nguy cơ tăng giá điện rất lớn.

Dù Bộ Công thương và cả ngành điện đều hứa chưa tăng giá điện trong năm nay, nhưng PGS-TS Nguyễn Mạnh Quân, Viện trưởng Viện Nghiên cứu phát triển doanh nghiệp, đánh giá câu chuyện giá điện cho năm tới thì “chưa rõ sẽ thế nào” bởi ngành này vẫn còn phụ thuộc lớn từ điện than. Nhưng tăng giá điện không chỉ trong năm nay mà cả năm tới là không thể vì dự báo kinh tế còn rất nhiều khó khăn. “Giá cả, nhiên liệu, chi phí đầu vào cho các hoạt động sản xuất kinh doanh tăng mạnh trong nửa đầu năm đã “bào mòn” sức khỏe của doanh nghiệp trong nỗ lực phục hồi. Chính phủ đang cố gắng điều chỉnh, cân đong đo đếm để lạm phát trong tầm kiểm soát, kìm giá cả hàng hóa. Tuy nhiên, đến nay, hiệu quả chưa đạt như kỳ vọng. Thế nên, trong năm tới, nếu giá điện không gồng nổi giá than, giá dầu tăng, buộc phải tăng sẽ là cú bồi rất lớn cho doanh nghiệp. Vì vậy, ngay cả năm 2023, chúng ta cũng chưa thể điều chỉnh tăng giá điện được. Bất luận thế nào phải giữ ổn định giá điện để sản xuất kinh doanh “bình yên” phục hồi từ nay đến hết năm 2023”, ông Quân nhấn mạnh.

Gỡ vướng cho điện tái tạo

Để giữ ổn định giá điện từ nay đến hết năm 2023, PGS-TS Nguyễn Mạnh Quân đề xuất Chính phủ có thể điều chỉnh tăng bù giá cho than. Bên cạnh đó, nếu chi phí chở than từ phía bắc vào nam phục vụ cho các nhà máy nhiệt điện phía nam tăng quá cao, cần tăng tốc tận dụng nguồn điện mặt trời từ phía nam đang được phản ánh là thừa, không phát lên được lưới điện. “Hiện tại, thủy điện được dự báo có trục trặc vì thủy văn, chi phí sản xuất điện than tăng quá cao. Trong khi các cơ chế về giá để đưa điện gió, điện mặt trời chưa hoàn thành đấu nối trước cuối năm 2020 và cuối năm 2021 vẫn chưa có. Như vậy là quá lãng phí”, ông Quân phân tích và cho rằng các cơ chế về giá cho điện tái tạo cần sớm được đẩy nhanh tháo gỡ và thông qua.

Đại dịch Covid-19 là một trong những nguyên nhân chính gây chậm trễ việc này, nhưng đến nay, mọi thứ vẫn giậm chân tại chỗ là lãng phí đầu tư xã hội, lãng phí nguồn điện quốc gia. Bên cạnh đó, Bộ Công thương đã đề xuất việc mua bán điện các dự án điện gió, điện mặt trời chuyển tiếp theo cơ chế đàm phán, hợp đồng giữa chủ đầu tư và tổ chức sử dụng nhưng đến nay chưa thấy.

TS Nguyễn Quốc Việt, Phó viện trưởng Viện Kinh tế và chính sách, cũng cho rằng cần có cơ chế để các loại nguồn phát điện có tính linh hoạt hơn trong cơ chế thị trường tránh phụ thuộc quá nhiều vào một cơ chế liên bộ mang tính hành chính và xin – cho trong điều hành giá năng lượng nói chung và đầu vào cho các loại điện khác nhau. Theo ông Việt, nếu các công ty vận hành nhà máy nhiệt điện được chủ động hơn trong việc tìm kiếm và ký hợp đồng mua nguồn cung than khác nhau, giá đầu vào nhiệt điện sẽ giảm hơn và quản trị rủi ro cũng sẽ tốt hơn. Trước mắt, nhằm tránh thiếu hụt điện và giảm phụ thuộc vào thủy điện, nhiệt điện quá lớn, phải tận dụng hết mức nguồn điện tái tạo chưa được đấu nối. “Đến nay, các nhà đầu tư lĩnh vực năng lượng tái tạo vẫn đang “ngủ đông” để chờ cơ chế mới thay thế cơ chế giá ưu đãi (giá FIT) đã hết hiệu lực gần 2 năm với điện mặt trời và gần 1 năm với điện gió. Khoảng trống chính sách khiến nhà đầu tư, nhất là những nhà đầu tư chưa kịp đưa dự án vào hoạt động trước thời điểm giá FIT kết thúc đã bị rơi vào tình thế rất khó khăn. Thậm chí các dự án đã hoàn thành, kể cả đấu nối rồi nhưng do hạ tầng hệ thống điện truyền tải không đáp ứng được công suất, vẫn xảy ra thường xuyên tình trạng cắt giảm công suất trong ngày. Điều này gây lãng phí nguồn năng lượng lớn và khiến nhà đầu tư luôn đối diện tình trạng rủi ro vì không thể phát hết công suất như kế hoạch”.

PGS-TS Nguyễn Mạnh Quân cũng đề nghị nhanh chóng đẩy mạnh hoàn tất cơ chế để điện mặt trời, điện gió có cơ hội đưa vào sử dụng sớm, thay thế cho điện than.

Theo Thanh Niên