Thủy điện nhỏ nhường giờ phát điện cao điểm cho điện mặt trời, chi phí điện năng tăng vọt

Dịch chuyển giờ phát điện cao điểm

Tại Quyết định số 478/QĐ-BCT ban hành ngày 9/2/2021, Bộ Công thương cho phép dịch chuyển giờ phát điện cao điểm đối với các nhà máy thủy điện nhỏ từ khung thời gian 9h30 đến 11h30 sang khung thời gian 6h00 đến 8h00 trong các ngày từ thứ Hai đến thứ Bảy.

Đối tượng áp dụng của quyết định này là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tổng công ty Điện lực miền Bắc, Tổng công ty Điện lực miền Trung, Tổng công ty Điện lực miền Nam cùng các tổ chức, cá nhân bán điện từ các nhà máy thủy điện nhỏ và đơn vị vận hành hệ thống điện và thị trường điện, các tổ chức, cá nhân khác có liên quan.

Nguyên tắc quy định tại Quyết định 478/QĐ-BCT là xuất phát từ nhu cầu cầu phụ tải của hệ thống điện tại từng khu vực, có xét đến các phụ tải đã tự dùng điện mặt trời áp mái để tính toán, xác định các nhà máy thủy điện nhỏ cần thiết phải dịch chuyển giờ phát điện cao điểm (không dịch chuyển giờ phát điện cao điểm đối với từng tổ máy).

Các nhà máy thủy điện nhỏ vẫn được hưởng 5 tiếng giờ cao điểm trong ngày.

Bộ Công thương cũng yêu cầu, việc dịch chuyển giờ phát điện cao điểm các nhà máy thủy điện nhỏ phải đảm bảo an ninh hệ thống điện quốc gia, đảm bảo vận hành hệ thống điện quốc gia an toàn, ổn định, tin cậy và hiệu quả, nhưng đồng thời, không làm phát sinh tăng chi phí khi mua điện từ các nhà máy thủy điện nhỏ so với trước thời điểm dịch chuyển giờ phát điện cao điểm, gây áp lực đến việc điều chỉnh giá bán lẻ điện.

Chia sẻ về vấn đề này, một chuyên gia trong ngành điện cho hay, khung giờ cao điểm áp dụng cho các thủy điện nhỏ hiện được quy định tại Thông tư 32/2014/TT-BCT (và Thông tư sửa đổi số 29/2019/TT-BCT) là phải phù hợp với quy định về biểu giá bán lẻ điện hiện hành, vì thế khung giờ này là 9h30-11h30 và từ 17h00 - 20h00 từ thứ Hai đến thứ Bảy theo quy định tại Thông tư số 16/2014/TT-BCT.

“Quy định hiện tại cho phép các bên đàm phán điều chỉnh thời gian áp dụng giá giờ cao điểm, nhưng chỉ là trong trường hợp quá tải đường dây truyền tải của nhà máy thủy điện nhỏ. Nếu cần điều chỉnh khung giờ cao điểm cho thủy điện nhỏ, thì Bộ Công thương cần sửa đổi, bổ sung các thông tư về cơ chế chi phí tránh được và lấy ý kiến các bên liên quan theo quy trình xây dựng văn bản quy phạm pháp luật, chứ không chỉ đơn thuần là ban hành một quyết định hành chính.

Hiện nay, EVN đang xúc tiến việc đàm phán lại hợp đồng mua bán điện theo Quyết định 478/QĐ-BCT, nhưng chỉ áp dụng với các nhà máy thủy điện nhỏ khu vực miền Trung và miền Nam.

Chi phí tăng

Theo tìm hiểu của Báo Đầu tư, đến nay, hệ thống điện Việt Nam đã có gần 4.000 MW thủy điện nhỏ được áp dụng hợp đồng mua bán điện theo diện chi phí tránh được. Quy định hiện tại cho áp giá bán điện theo chi phí tránh được cao hơn ở 2 khung thời gian cao điểm trong ngày là 9h30-11h30 và 17h-20h sẽ khuyến khích nhà máy thủy điện nhỏ tập trung phát công suất vào các khung giờ cao điểm này để tối đa doanh thu phát điện và phù hợp với nhu cầu của hệ thống điện trong giờ cao điểm.

Trong quá khứ, Bộ Công thương cũng từng cho phép tự đàm phán khung giờ áp dụng giá giờ cao điểm, nhưng do nhu cầu hệ thống nên đã phải điều chỉnh bắt buộc theo 2 khung giờ trên để đảm bảo nguồn cung cho hệ thống.

Dẫu vậy thì trong tình cảnh điện mặt trời bùng nổ như 2 năm qua, nên đã dẫn tới chuyện khung giờ cao điểm ban ngày của thủy điện nhỏ (9h30-11h30) cũng trùng với thời gian phát điện tốt nhất của điện mặt trời.

Hiện đã tăng khả năng hấp thụ nguồn năng lượng tái tạo khu vực miền Trung, miền Nam lên thêm khoảng hơn 1.000 MW do dịch giờ phát các nguồn thủy điện nhỏ từ 9h30 - 11h30 sang 6h00 - 8h00.

Hiện công suất của điện mặt trời các loại đã lên tới 17.000 MW trong tổng công suất khoảng 70.000 MW toàn hệ thống, tỷ trọng thâm nhập của điện mặt trời các loại trên hệ thống bình quân là khoảng 30-35% công suất phụ tải và có những thời gian thấp điểm như dịp Tết Nguyên đán vừa qua, tỷ trọng này đã tăng lên tới hơn 50%.

Cơ quan điều độ hệ thống điện quốc gia cũng cho hay, có những thời điểm trong khoảng từ 9h00-14h00, công suất cực đại năng lượng tái tạo phải tiết giảm lên tới 3.000 MW, với sản lượng điện bị cắt giảm khoảng 7 triệu kWh/ngày.

Trong bối cảnh chịu ảnh hưởng của dịch Covid-19 dẫn đến nhu cầu tiêu thụ điện có mức tăng trưởng thấp, việc cắt giảm điện mặt trời vào thời gian buổi trưa để đảm bảo an ninh hệ thống là cần thiết, nhưng cũng gây ra bức xúc, phản ứng rất mạnh mẽ từ các nhà đầu tư điện mặt trời vì không biết được sẽ kéo dài đến bao giờ và bởi bức tranh tài chính không được như kỳ vọng.

Từ thực tế này có thể thấy rõ, quyết định dịch giờ cao điểm sáng với thủy điện nhỏ tuy không làm thay đổi tổng số giờ cao điểm bán điện được hưởng giá cao trong ngày (5 giờ), nhưng khoảng trống có được khi các thủy điện nhỏ dịch ra khỏi khung 9h30-11h30 chắc chắn sẽ được bù đắp bởi nguồn điện mặt trời, bởi đây là thời gian nắng tốt như một giải pháp để giảm sự bức xúc của các nhà đầu tư tư nhân trong thời gian qua.

“Dịch chuyển giờ cao điểm về nguyên tắc không làm phát sinh tăng chi phí khi mua điện từ các nhà máy thủy điện nhỏ so với trước thời điểm dịch chuyển giờ, nhưng chắc chắn về tổng thể vẫn sẽ làm tăng chi phí sản xuất điện của toàn hệ thống”, là chia sẻ của nhiều chuyên gia với Báo Đầu tư.

Theo các phân tích này, khi thủy điện nhỏ áp dụng chi phí tránh được giữ nguyên giờ cao điểm như quy định của pháp luật thì thời gian từ 6h-8h sáng, hệ thống sẽ huy động các nguồn điện khác như than, khí có giá thấp hơn điện mặt trời lẫn giá mua điện giờ cao điểm của thủy điện nhỏ này để đảm bảo nhu cầu điện. Tuy nhiên, khi dịch giờ cao điểm của thủy điện nhỏ sang khung 6h-8h thì các nguồn điện giá rẻ hơn như than và khí sẽ phải giảm phát. Đồng thời ở khung giờ 9h30-11h30 cũng tăng lượng mua điện mặt trời lên mạnh so với khi còn thủy điện nhỏ cùng phát.

Như vậy, hệ thống cùng lúc phải tăng thêm chi phí sản xuất điện từ việc giảm nguồn có giá bán điện thấp để mua nguồn có giá cao, tăng lượng mua của nguồn điện mặt trời giá cao lẫn phải tăng thêm các chi phí dự phòng để ứng phó với sự thất thường của nguồn mặt trời, chưa kể phải bồi thường cho các nhà đầu tư điện đã có hợp đồng mua bán điện với cam kết về sản lượng điện (Qc).

Nghĩa là, chi phí của cả hệ thống sẽ tăng lên đáng kể, gây áp lực lên giá bán lẻ điện khiến cho nền kinh tế, các doanh nghiệp và người dân sử dụng điện sẽ có nguy cơ nhanh chóng phải chịu các chi phí trên.

Vận hành vẫn căng thẳng

Ở khía cạnh an ninh hệ thống, khi tăng huy động điện mặt trời lấp vào khoảng trống của thủy điện nhỏ để lại vào khung giờ cao điểm 9h30-11h30 cũng tiếp tục làm tăng tỷ trọng huy động nguồn điện không ổn định. Điều này đòi hỏi cho các nguồn dự phòng cũng phải tăng lên để ứng phó với các biến động bất định của điện mặt trời với thời tiết.

Như vậy, lo lắng bấy lâu của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia về việc tỷ trọng thâm nhập năng lượng tái tạo biến đổi ở mức cao gây khó khăn trong việc thực hiện nhiệm vụ trọng tâm là đảm bảo vận hành hệ thống an toàn, ổn định và kinh tế lại càng trở nên lớn hơn khi tỷ trọng điện mặt trời được huy động tăng nhờ lấp chỗ trống của thủy điện nhỏ liên quan.

Thực tế này cũng cho thấy, dù là ưu tiên năng lượng tái tạo, nhưng rất cần những tính toán logic, tối ưu hóa để hệ thống vận hành an toàn, ổn định với tiêu chí chi phí sản xuất cạnh tranh và thấp nhất bởi điện đang là đầu vào cho rất nhiều ngành kinh tế khác.