Điện than và thuỷ điện: Hiện tại là chủ đạo, tương lai mất dần vị thế

Theo giới phân tích, điện than và thủy điện sẽ chiếm vai trò chủ đạo và hưởng lợi trong năm 2024 nhờ hiện tượng La Nina (tác động đến thủy điện) và giá nhiên liệu giảm (tác động đến điện than).

Tỷ lệ huy động cao

Công ty Chứng khoán Rồng Việt (VDSC) dự báo tiêu thụ điện năm 2024 sẽ tăng trưởng khả quan so với mức nền thấp của năm 2023. Trong đó, điện than và thủy điện sẽ tiếp tục đóng vai trò quan trọng trong hệ thống điện.

Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu năm 2024 dự kiến tăng trưởng từ 6,18 - 9,15% so với năm 2023, nhờ sự phục hồi của sản xuất công nghiệp và nhu cầu tiêu thụ điện dân cư tăng cao do tác động của hiện tượng El Nino trong nửa đầu năm. Trung tâm Dự báo Khí tượng Quốc gia dự báo hiện tượng La Nina có thể quay trở lại vào khoảng tháng 6-8/2024.

Theo phương án năm 2024, điện than sẽ được huy động cao (tăng 23% so với năm 2023) nhờ giá nhiên liệu giảm, trong khi hiện tại chưa có nguồn điện lớn mới đi vào vận hành. Ngược lại, nhóm điện khí dự kiến giảm 12% do lượng cấp khí cho phát điện suy giảm.

VDSC nhận định kết quả kinh doanh của nhóm nhiệt điện sẽ phụ thuộc vào sản lượng thực phát trong nửa đầu năm và nửa cuối năm sẽ có thêm doanh thu từ CFD. Nhóm thủy điện dự kiến tăng trưởng trong nửa cuối năm 2024 khi sản lượng phục hồi.

Trong 4 tháng đầu năm 2024, sản lượng tiêu thụ điện đạt 96,16 tỷ kWh (tăng 12,4% so với cùng kỳ), mức tăng trưởng cao so với các kịch bản tăng trưởng tiêu thụ điện năm 2024. Trong đó, nhiệt điện than được huy động nhiều nhất, đóng góp hơn 59% tổng sản lượng điện tiêu thụ tháng 4.

Các chuyên gia của Công ty Chứng khoán Vietcombank (VCBS) cũng đồng ý rằng nhiệt điện than và thủy điện sẽ hưởng lợi trong năm 2024. Trong bối cảnh EVN gặp khó khăn tài chính, thủy điện vẫn là nguồn điện được ưu tiên huy động do chi phí rẻ nhất hệ thống.

Công suất thủy điện dự kiến đạt 29.346 MW đến năm 2030 và hơn 36.000 MW đến năm 2050. Tuy nhiên, tổng công suất thủy điện đang vận hành đến năm 2023 đã đạt 22.872 MW (gồm khoảng 17.930 MW thủy điện vừa và lớn). Do đó, tiềm năng nguồn thủy điện vừa và lớn về cơ bản đã được khai thác gần hết, tiềm năng thủy điện trong tương lai chủ yếu đến từ mở rộng các nhà máy hiện có và xây mới thủy điện nhỏ. Trong giai đoạn 2021-2025, dự kiến có 3 nhà máy thủy điện lớn đi vào vận hành: Hòa Bình MR, Ialy MR và Trị An MR.

Với nhiệt điện than, VCBS cho rằng các nhà máy nhiệt điện tại miền Bắc sẽ có triển vọng tăng trưởng cao hơn trong nửa đầu năm do khu vực này có nguy cơ thiếu điện rất cao. Công suất lắp đặt tại miền Bắc không tăng trưởng trong khi nhu cầu phụ tải ngày càng gia tăng. Miền Bắc chủ yếu dựa vào thủy điện và nhiệt điện than, nhưng thủy điện thiếu ổn định và ảnh hưởng của El Nino trong nửa đầu năm 2024 sẽ giúp nhiệt điện than duy trì ở mức cao.

Tuy nhiên, nhiều dự án nhiệt điện than đang chậm tiến độ và bị loại khỏi Quy hoạch điện VIII. Nếu các dự án chậm tiến độ hoàn thành kịp đến năm 2030, miền Bắc chỉ có thêm tối đa 3.160 MW nhiệt điện than, trong khi nhu cầu cần thêm 10.800 MW nguồn mới theo Quy hoạch điện VIII.

Tại miền Trung, dự án Nhiệt điện Quảng Trạch 1 (1.200 MW) dự kiến hoàn thành vào năm 2026, chậm tiến độ 5 năm. Nhiệt điện Quảng Trạch 2 (2027 - 2028) chuyển sang sử dụng khí LNG.

Tại miền Nam, hai dự án nhiệt điện than là Sông Hậu 2 BOT (2.000 MW) và Vĩnh Tân 3 BOT (1.980 MW) chưa bố trí được vốn. Nhiệt điện Long Phú 1 (1.200 MW) dự kiến đưa vào năm 2018 - 2019, nhưng bị dừng do nhà thầu Powermachine - Nga bị Mỹ cấm vận.

Quy hoạch điện VIII đã loại bỏ nhiều dự án điện than ở miền Nam với khoảng 6.600 MW, như Long Phú 2 và 3, Long An 1 và 2, và dự án Nhiệt điện Bạc Liêu chuyển sang LNG.

Tăng cường phát triển điện khí và năng lượng tái tạo

VCBS cho biết, các mỏ khí chủ lực của Việt Nam đã và đang suy giảm sau quá trình dài khai thác, dẫn đến sản lượng khí cung cấp cho điện tại Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ giảm dần. Nguồn cung khí nội địa mới cho điện chỉ còn từ khí miền Trung (Cá Voi Xanh và Báo Vàng) và nguồn khí Lô B.

Tổng cung khí cho điện giai đoạn 2035 - 2045 sẽ duy trì khoảng 7,7 tỷ m³/năm. Trong phần trữ lượng nguồn khí nội địa chưa khai thác, trữ lượng từ các dự án này chiếm 30%, bằng với trữ lượng còn lại của các mỏ đang khai thác. Việc phát triển các dự án này là cần thiết và sẽ đem lại hiệu quả lớn cho nhà nước.

Trong khi nhu cầu khí trong nước tăng trong các lĩnh vực sản xuất điện, hóa chất, công nghiệp, giao thông vận tải, đô thị, tổng nhu cầu khí dự kiến lên tới khoảng 13 tỷ m³ vào năm 2020, hơn 22 tỷ m³ vào năm 2025 và trên 34 tỷ m³ vào năm 2030. Do sản lượng khai thác khí trong nước đang giảm dần, việc nhập khẩu khí LNG là tất yếu để đáp ứng nhu cầu khí trong nước.

VCBS dự báo giá LNG sẽ duy trì ở mức cao do nhu cầu khí đốt toàn cầu tăng và nguồn cung dự kiến thắt chặt trở lại vào năm 2024. Căng thẳng địa chính trị và hạn chế vận chuyển ngày càng gia tăng cũng có thể làm tăng căng thẳng thị trường và biến động giá LNG.

Về năng lượng tái tạo, theo Quy hoạch điện VIII, năng lượng tái tạo sẽ tiếp tục phát triển mạnh mẽ. VCBS cho biết tổng công suất năng lượng tái tạo (không tính thủy điện) sẽ đóng góp 63% tổng công suất thiết kế vào năm 2050. Trong giai đoạn 2021-2030, điện gió sẽ được đẩy mạnh cả trên bờ và ngoài khơi, sau năm 2030, điện mặt trời sẽ gia tăng công suất nhanh chóng.

Định hướng đẩy mạnh công suất điện gió phù hợp với xu hướng chung của thế giới. Việt Nam có tiềm năng kỹ thuật phát triển điện gió lên tới 821 GW, bao gồm 221 GW điện gió ngoài bờ và 600 GW điện gió ngoài khơi.

Về điện mặt trời, Việt Nam có tiềm năng lớn với tổng công suất lên tới 914 MW, tập trung chủ yếu tại khu vực Nam Bộ (248 GW) và Tây Nguyên (199 GW) nhờ số giờ nắng và tổng năng lượng bức xạ cao.