Chào cao để không phải huy động…
Theo EVN, việc tính toán kế hoạch vận hành các nhà máy điện tua-bin khí Đông Nam bộ năm 2021 căn cứ theo khả năng cấp khí do Tổng công ty Khí Việt Nam (PV Gas) công bố hồi tháng 11/2020. Theo đó, sản lượng khí cấp cho phát điện trung bình ở mức 19-20 triệu m3/ngày đêm.
Tuy nhiên, lượng khí Đông Nam bộ trung bình ngày cấp cho phát điện trong các tháng đầu năm 2021, vốn là cao điểm mùa khô, chỉ ở mức 15-17 triệu m3/ngày đêm. Chỉ từ tháng 7 tới nay, khả năng cấp khí Đông Nam bộ mới tăng lên theo khả năng cấp khí mà PV Gas đã công bố tại kế hoạch năm.
Dẫu vậy, cùng vào thời điểm này, do nhu cầu huy động của các nhà máy giảm, dẫn đến nhu cầu tiêu thụ khí giảm và không sử dụng hết khí theo khả năng cung cấp.
Vẫn theo EVN, việc vận hành và huy động các nhà máy tua-bin khí hoàn toàn phụ thuộc vào nhu cầu sử dụng điện, khả năng cung cấp nhiên liệu cho phát điện, giá nhiên liệu đầu vào và việc chào giá của các nhà máy điện trên thị trường điện.
Các nhà máy điện khí ở Trung tâm Điện lực Phú Mỹ, trừ 2 nhà máy BOT, trực tiếp tham gia thị trường điện, nên việc huy động và vận hành tùy thuộc vào chào giá của các nhà máy.
Cũng bởi hiện tại, giá nhiên liệu khí đầu vào của các nhà máy điện đều căn cứ theo giá dầu. Cụ thể là theo giá dầu MFO với nguồn khí Đông Nam bộ và phần khí PM3 thuộc quyền nhận của Petrovietnam và theo giá Brent với phần khí PM3 thuộc quyền nhận của Malaysia được Petrovietnam mua lại.
Việc Qc không tương đương nghĩa vụ bao tiêu nhiên liệu của các nhà máy điện Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2 đã và đang gây nên các khoản lỗ lớn cho đơn vị. Vì vậy, đề nghị Bộ Công thương xem xét chấp thuận nguyên tắc sản lượng điện hợp đồng năm không thấp hơn sản lượng điện năng tương ứng với lượng khí bao tiêu theo quy định của Hợp đồng mua bán khí. Trong trường hợp này, nhà máy điện sẽ có trách nhiệm và điều kiện để chào giá nhằm đảm bảo nghĩa vụ bao tiêu khí của mình.
Với thực tế giá dầu thế giới liên tục tăng từ đầu năm 2021 tới nay, trong đó giá dầu FO tăng 30%, giá Brent tăng 50%, dẫn đến giá biến đổi của các nhà máy tua-bin khí, trừ 2 nhà máy BOT là Phú Mỹ 2.2 và Phú Mỹ 3, hiện là cao nhất trong hệ thống điện, chỉ sau các nhà máy điện sử dụng nhiên liệu dầu và dịch vụ phụ trợ.
Với thực tế này, EVN cũng cho biết, thứ tự huy động của các nhà máy này là cuối cùng trong bảng xếp giá huy động.
Dẫu vậy, dù giá biến đổi các nhà máy tua-bin khí là cao, dẫn tới nhu cầu huy động thấp, nhưng để đảm bảo tiêu thụ tối thiểu 5,06 tỷ m3 khí Đông Nam bộ trong năm 2021 theo yêu cầu của Bộ Công thương, sản lượng của các nhà máy tua-bin khí này trong kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện năm đã được huy động tăng lên và EVN đã buộc phải chấp nhận sản lượng hợp đồng (Qc) cao tương ứng đối với các nhà máy điện này.
Cũng theo EVN, các nhà máy điện Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2 thường xuyên chào giá cao để không huy động, do đó không đảm bảo sản lượng hợp đồng đã cam kết, ảnh hưởng đến tiêu thụ khí theo yêu cầu của Bộ Công thương, ảnh hưởng đến chi phí mua điện của EVN.
Hay để không bị lỗ
Lý giải chuyện chào giá điện cao này, Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) cho hay, các nhà máy thuộc PV Power luôn thực hiện chào giá tuân thủ các quy định của thị trường điện, đảm bảo điều kiện kỹ thuật của tổ máy, tránh việc các tổ máy phải ngừng, khởi động trong thời gian ngắn nhiều lần, gây ảnh hưởng đến độ tin cậy, an toàn thiết bị của các nhà máy điện.
Về nguyên tắc, các nhà máy thuộc PV Power đã luôn cố gắng chào giá nhằm đảm bảo tối ưu hiệu quả phát điện, phù hợp với nhu cầu hệ thống, các đơn đều phải thực hiện chiến lược chào giá bám sát Qc, bám sát nhu cầu hệ thống, chi phí phát điện của đơn vị. Cụ thể, tăng cường phát khi giá điện năng thị trường đủ thu hồi chi phí nhiên liệu, đảm bảo tiêu thụ khối lượng khí tối đa; tiết giảm sản lượng phát khi giá thị trường quá thấp để giảm % lỗ chi phí nhiên liệu/lỗ chi phí sản xuất.
Vì vậy, trong tháng 7 và 8/2021, giá khi cấp cho Nhà máy điện Nhơn Trạch 1, Nhơn trạch 2 rất cao, khiến cho giá biến đổi của 2 nhà máy này cũng tăng cao lên đến khoảng 1.530 đồng/kWh (Nhơn Trạch 1) và 1.375 đồng/kWh (Nhơn Trạch 2), trong khi giá điện năng thị trường thấp, chỉ có 764 - 848 đồng/kWh.
Như vậy, nếu các nhà máy điện khí chào giá sàn toàn bộ sản lượng điện phát và để đảm bảo nghĩa vụ bao tiêu khí, thì với mỗi kWh phát lên lưới, các nhà máy sẽ lỗ ngay từ 680 - 760 đồng/kWh. Con số này cũng chưa kể khoản lỗ do chênh lệch chi phí cố định và giá công suất.
Điều này sẽ kéo theo Nhà máy điện Nhơn Trạch 1 sẽ lỗ khoảng 385 tỷ đồng trong 8 tháng đầu năm nếu chào giá sàn nhằm phát điện để đảm bảo thực hiện nghĩa vụ bao tiêu khí với sản lượng là 1,49 tỷ kWh, tương đương 298 triệu m3 khí.
Đối với Nhà máy Nhơn Trạch 2, nếu chào giá sàn để phát điện với Qc được phân bổ sẽ dẫn tới tình trạng khởi động tổ máy liên tục trong ngày, ảnh hưởng đến tình trạng kỹ thuật của tổ máy cũng như phát sinh các chi phí bảo dưỡng, sửa chữa.
Theo PV Power, Qc dự kiến năm 2021 của Nhơn Trạch 1 được tạm tính là 741 triệu kWh, bằng 30% sản lượng điện phát bình quân nhiều năm và tương đương 35% sản lượng điện phải phát để đảm bảo nghĩa vụ bao tiêu khí của nhà máy.
Còn với Nhơn Trạch 2, Qc dự kiến được tạm tính là 3,292 tỷ kWh, bằng 76% sản lượng điện phải phát để đảm bảo nghĩa vụ bao tiêu khí của nhà máy.
Cũng trong 6 tháng đầu năm 2021, sản lượng điện phát của Nhơn Trạch 1 và Nhơn Trạch 2 luôn cao hơn Qc dự kiến. Còn tháng 7 và 8/2021, sản lượng điện phát thấp hơn so với Qc được phân bổ bởi nhu cầu tiêu thụ điện của hệ thống giảm mạnh.
