Phân tích Doanh Nghiệp
Ngành điện năm 2025: Các điểm nghẽn chính sách dần được gỡ bỏ
Nguồn cung điện tiếp tục bị thắt chặt trong giai đoạn 2024-2025. Trong khi nhu cầu tiêu thụ điện vẫn tăng, nguồn cung điện tăng trưởng chậm lại trong một thời gian vắng bóng chính sách thu hút đầu tư giai đoạn 2022-2024.
VDSC nhận thấy các điểm nghẽn chính sách đang dần được gỡ bỏ để đáp ứng mục tiêu cung ứng điện giai đoạn 2026-2030. Dù vậy, vẫn còn một số thách thức đối với việc phát triển nguồn điện mới, đặc biệt là điện khí LNG và điện gió ngoài khơi.
Thực trạng: Nguồn cung điện bị thắt chặt giai đoạn 2024 – 2025, và rủi ro thiếu điện hiện hữu năm 2026
Ngành điện Việt Nam trong giai đoạn 2022 – 2024 đã gặp nhiều vướng mắc về chính sách dẫn tới việc tăng trưởng công suất bị trì trệ và nguồn cung mới hạn chế.
Năm 2024, công suất lắp đặt toàn hệ thống điện chỉ tăng trưởng chậm, chỉ gần 1.5 GW. Trong khi đó, nhu cầu phụ tải đã tăng trưởng 8% YoY lên mức 49GW trong năm 2024, và dự kiến tiếp tục tăng 11% YoY lên mức 54GW trong năm 2025. Điều này dẫn tới thách thức về khả năng cung ứng điện, đặc biệt trong giai đoạn từ 2026 trở đi.
Theo kế hoạch vận hành hệ thống điện năm 2025 của công ty vận hành hệ thống điện và thị trường điện Quốc gia (NSMO), tỷ lệ dự phòng giai đoạn cao điểm mùa khô dao động ở mức 3-4% trong giai đoạn tháng 3 – tháng 6 năm 2025, là mức rất thấp so với tiêu chuẩn (15%).
Các điểm nghẽn chính sách dần được gỡ bỏ: Cập nhật, bổ sung quy hoạch điện VIII và ban hành cơ chế giá mới để tiếp tục phát triển các nguồn điện và đảm bảo cung ứng điện
Để đảm bảo mục tiêu cung ứng điện từ giai đoạn 2026-2030, ngày 28/12, thủ tướng chính phủ đã ban hành Quyết định 1682/QĐ-TTg phê duyệt bổ sung cập nhật Quy hoạch điện 8. Theo đó, một số dự án thủy điện đã được điều chỉnh tiến độ thực hiện sớm hơn dự kiến, để đảm bảo yêu cầu cung ứng điện giai đoạn 2026-2030.
Cùng với đó, tháng 11/2024, công ty mua bán điện (EPTC) đã trình EVN khung giá phát điện mới đối với các dự án điện gió trên đất liền và điện gió gần bờ. Chúng tôi cho rằng việc ban hành bổ sung cơ chế giá cho các dự án năng lượng tái tạo là cần thiết, bên cạnh việc áp dụng cơ chế mua bán điện trực tiếp đối (DPPA) giữa khách hàng tiêu thụ điện lớn (trên 200,000 kWh/tháng) và doanh nghiệp sản xuất điện.
Tuy vậy, các thách thức vẫn tồn tại trong ngắn hạn đối với các chủ đầu tư dự án điện khí LNG
Hiện nay, điện khí LNG và điện gió ngoài khơi là hai nguồn điện có giá phát điện cao nhất hệ thống với mức 2,590 VNĐ/kWh (theo Quyết định 1260/QĐ-BCT, chưa bao gồm chi phí vận chuyển – lưu trữ – tái hóa khí) và 3,185 VNĐ/kWh (hoặc 13 US cent/kWh, theo ước tính riêng của chúng tôi) do chi phí đầu vào cao, và cao hơn cả giá bán lẻ điện bình quân của EPTC (2.103 VNĐ/kWh).
Việc phát triển điện khí LNG là cần thiết trong bối cảnh nguồn cung khí thiên nhiên khu vực Đông Nam Bộ ngày càng hiếm, tuy nhiên các nghị định cụ thể về tính giá điện hợp đồng (LNG) vẫn cần hoàn thiện thêm. Ngoài ra, trong giai đoạn đầu vận hành, các dự án điện khí LNG sẽ chưa hiệu quả về mặt tài chính, do việc giá điện khí LNG cao sẽ khiến cho đầu ra các dự án điện khí LNG gần như hoàn toàn phụ thuộc vào việc đàm phán hợp đồng với EPTC thông qua cơ chế sản lượng hợp đồng tối thiểu, vì phát điện thị trường sẽ không hiệu quả so với các nguồn điện còn lại có chi phí thấp hơn.
Đối với điện gió ngoài khơi, việc phát triển công suất cũng sẽ gặp thách thức. Các dự án trên sẽ cần nguồn lực lớn từ các tập đoàn nhà nước, điển hình là PVN và Genco3. Ngoài ra, đầu ra của các dự án điện gió ngoài khơi cũng là một vấn đề khi mà ở khía cạnh người mua là EPTC thì giá mua điện lại cao hơn giá bán điện. Do đó, chúng tôi cho rằng việc phát triển điện gió ngoài khơi trong nước sẽ gặp thách thức lớn vì vấn đề trên, cho tới khi chi phí đầu tư được tiết giảm và giá bán lẻ điện đạt gần mức 13 US cent/kWh.