Nhà máy Thủy điện Sơn La đầu tháng 6/2023 cạn nước. Ảnh: EVN
Đối với thiên nhiên, mọi khả năng đều có thể xảy ra, và việc sự cố một vài tổ máy hay một công trình mới vào chậm tiến độ là điều khó tránh khỏi. Vì vậy, vẫn trở về một quy tắc rất xưa cũ, đó là: Muốn đảm bảo ổn định cung cấp điện thì hệ thống phải có dự phòng. Nhưng để hệ thống điện có dự phòng thì đó không chỉ là bài toán của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Những nguyên nhân
Nguyên nhân xảy ra thiếu điện đầu tiên của năm 2023 phải kể đến là hiện tượng thuỷ văn bất thường của lưu vực các hồ thuỷ điện. Theo số liệu của EVN, tính đến ngày 06-06-2023, hầu hết các hồ thủy điện lớn miền Bắc đã về mức nước chết, gồm: Lai Châu, Sơn La, Tuyên Quang, Bản Chát, Hủa Na, Thác Bà. Hai hồ thủy điện Lai Châu và Sơn La đã phải chạy phát điện xuống dưới mực nước chết. Hồ thủy điện Hòa Bình có thể duy trì phát điện đến khoảng ngày 12-13/06. Tổng công suất không huy động được của các nguồn thủy điện miền Bắc ở mức 5.000 MW và có thể lên đến 7.000MW khi hồ thủy điện Hòa Bình về mực nước chết.
Công suất phát của Nhà máy Thuỷ điện Hoà Bình lệ thuộc rất nhiều vào độ biến thiên cột nước. Vào cuối mùa khô, thường là tháng 5, khi phía thượng lưu của mực nước chết và vào tháng 7, tháng 8 hàng năm, khi mực nước thượng lưu trong phạm vi quy định của Ban Phòng chống lụt bão Trung ương, đồng thời phía hạ lưu có mức nước tối đa, mỗi tổ máy của Thuỷ điện Hoà Bình chỉ có khả năng được phát khoảng 2/3 công sất thiết kế. Nhà máy Thuỷ điện Trị An và Thác Bà cũng có hiện tượng tương tự.
Đặc điểm trên đã tác động rất mạnh vào hệ thống điện khi lưu lượng nước về các hồ Hoà Bình và Thác Bà trong tháng 5 và tháng 6 đột ngột giảm thấp so với cùng kỳ nhiều năm.
Tại miền Bắc, tại các nhà máy thuỷ điện lớn, như: Sơn La, Lai Châu, Hoà Bình, Tuyên Quang, lưu lượng nước về 4 tháng đầu năm 2023 chỉ bằng khoảng 60-70% so với trung bình nhiều năm: Thuỷ điện Sơn La ngày 7-5-2023, ở mức 181m, cao hơn mực nước chết 6m và thấp hơn mực nước dâng bình thường 33m; Thuỷ điện Lai Châu cũng ở tình trạng thiếu nước khi mực nước trong hồ ở mức 267m và xấp xỉ ở mực nước chết.
Ảnh: EVN
Khả năng truyền tải điện từ miền Trung ra miền Bắc qua đường dây 500 kV Bắc – Nam đã luôn ở ngưỡng giới hạn cao (từ 2.500 MW đến 2.700 MW). Như vậy, tổng công suất khả dụng của hệ thống điện miền Bắc (bao gồm cả điện nhập khẩu) có thể huy động để đáp ứng nhu cầu phụ tải điện chỉ đạt mức 17.500-17.900MW (khoảng 59,2% công suất lắp đặt). Công suất này đã bao gồm công suất truyền tải từ miền Nam và miền Trung ra Bắc qua đường dây 500kV Nho Quan - Hà Tĩnh.
Trong khi đó, nhu cầu sử dụng điện ở khu vực miền Bắc lên mức 23.500-24.000 MW trong những ngày nắng nóng. Như vậy, hệ thống điện miền Bắc sẽ thiếu hụt khoảng 4.350 MW với sản lượng không đáp ứng được trung bình ngày khoảng là 30,9 triệu kWh (ngày cao nhất có thể lên tới 50,8 triệu kWh). Hệ thống điện miền Bắc đối mặt với nguy cơ thiếu công suất tại hầu hết các giờ trong ngày.
Hồ thủy điện Trị An lớn nhất miền Nam cũng rơi vào tình trạng tương tự. Chiều 7-5-2023, mực nước đo được ở hồ này chỉ là 50,5m, cận mực nước chết là mực nước thấp nhất trong hơn 12 năm qua.
Ở miền Trung, Hồ Đại Ninh, Hàm Thuận (lưu vực sông Lũy, La Ngà, bổ sung nước cho tỉnh Bình Thuận) hiện dung tích nước dùng còn 0,5% và 8,6% so với thiết kế, thấp hơn trung bình nhiều năm 12% - 23%; Thủy điện A Vương (Quảng Nam), một trong 3 thủy điện lớn trên thượng nguồn sông Vu Gia - Thu Bồn chi phối toàn bộ nguồn nước tưới và nước sinh hoạt của thành phố Đà Nẵng và một phần tỉnh Quảng Nam đang có mực nước thấp hơn 6 mét so với quy định tích nước cho mùa cạn.
Ảnh: EVN
Sự chậm trễ trong quy luật thời tiết đã tạo ra một cao điểm phụ tải do mùa nắng nóng ở miền Bắc trùng với cuối mùa khô ở miền Nam. Công suất và sản lượng tiêu thụ điện trên cả nước cũng tăng đột biến khi nắng nóng kỷ lục, sản lượng điện tiêu thụ lên tới 932 triệu kWh/ngày.
Để khắc phục sự thiếu hụt năng lượng, trong tháng 5-2023, hệ thống đã phải khai thác ở mức độ cao các nhà máy nhiệt điện, huy động vượt kế hoạch các nhà máy thuỷ điện có mực nước hồ cận mực nước chết, như các hồ: Đơn Dương, Đồng Nai 3, Yaly, Pleikông, Sê San 4, Hàm Thuận, Bản Vẽ...Do hệ thống không có công suất dự phòng về năng lượng nên đến đầu tháng 6-2023, các hồ thuỷ điện chính như: Lai Châu, Sơn La, Tuyên Quang, Bản Chát, Thác Bà, Trị An, Trung Sơn...đều lần lượt về mực nước chết, khả năng phát công suất giảm rõ rệt.
Tính đến ngày 06-06-2023, công suất khả dụng của thuỷ điện chỉ còn đạt 23,7% công suất thiết kế. Một số nhà máy nhiệt điện than do phải huy động 100% thiết bị để bù vào công suất thiếu hụt từ thuỷ điện nên đã xảy ra sự cố với tổng cộng khoảng 2.900MW. Hệ thống đã thiếu năng lượng, nay lại thiếu công suất một cách trầm trọng vào tất cả các giờ trong ngày. Kết quả, vào đầu tháng 6-2023, hầu như ngày nào cũng phải sa thải phụ tải. Nếu tiếp tục phát điện khi các hồ thuỷ điện ở dưới mực nước chế, đường điều tiết của các nhà máy thuỷ điện sẽ bị phá vỡ và sẽ mất không ít thời gian để phục hồi; để phục hồi mức nước các hồ thuỷ điện cần có thời gian, nên lịch sửa chữa các nhà máy nhiệt điện và tuabin khí sẽ bị đẩy lùi, ảnh hưởng không ít đến chế độ khai thác trong mùa khô 2024.
Sự kiện thiếu điện đang diễn ra là đều rất đáng tiếc đối với EVN. Có nhiều tình huống được đặt ra, như: Nếu không có sự cố các tổ máy nhiệt điện, nếu nhu cầu không tăng lên một cách đột ngột, nếu không xảy ra hiện tượng thuỷ văn bất thường v.v...và... v.v nhưng điều quan trọng nhất là nếu hệ thống có dự phòng, chắc chắn sẽ khắc phục được những hiện tượng ngẫu nhiên tiêu cực trên.
Đợt thiếu điện đang xảy ra là lời cảnh báo cho khả năng thiếu điện vào năm tới không chỉ vào cuối mùa khô mà còn cả vào giai đoạn lũ chính vụ, nếu hệ thống không được tăng cường năng lực dự phòng.
Trả quyền vận hành cho doanh nghiệp
Nhà máy Nhiệt điện Duyên Hải. Ảnh: Ngọc Hà
Nói điện là hàng hoá đặc biệt nên nhà nước phải quản lý trực tiếp cũng có đủ lý do thuyết phục. Tuy nhiên, năm 1986 khi cởi bỏ cái áo bao cấp của nhà nước, không còn sổ gạo, không còn tem phiếu, chẳng những không có chuyện gì xảy ra, mà cuộc sống còn tốt lên. Gạo thì ai cũng phải ăn, nhưng điện thì nhiều khu vực nông thôn đồng bằng Bắc Bộ gần đến năm 2000, sau 15 năm đổi mới, đầu tư lưới điện mới phủ được đến. Liệu những tư duy của người quản lý có quá lo lắng như việc bỏ bao cấp khi xưa. Loay hoay đối phó với dư luận về giá điện bao nhiêu và hình thức giá nào có vẻ như đang bàn ở cái ngọn của vấn đề và không bao giờ hết tranh cãi. Cơ chế nào để quan hệ cung cầu điện tiệm cận các quy luật khách quan của thị trường và đáp ứng nhu cầu.
Cung cầu chỉ đúng khi hình thành được thị trường. Làm thế nào để nguồn cung có thêm 5-7% hàng năm đáp ứng nhu cầu điện cho tăng trưởng GDP. Hiện, Công ty mẹ EVN quản lý một số nhà máy lớn như thuỷ điện: Hoà Bình, Sơn La, Ialy, Tuyên Quang, Trị An; Nhiệt điện Vĩnh Tân 4...
Các công ty con của EVN trong lĩnh vực phát điện, như: GENCO 1, 2, 3 và Nhiệt điện Thủ Đức, Phong điện Thuận Bình. Trong số này GENCO2, GENCO 3 đã cổ phần hoá, số còn lại là các công ty TNHH một thành viên. Ngoài các nhà máy thuộc Tập đoàn EVN, thì Tập đoàn Dầu khí (PVN), Tập đoàn Than khoáng sản (TKV), các nhà máy thuộc các thành phần kinh tế khác cũng tham gia sản xuất điện và khoảng 2% nhu cầu là từ nguồn nhập khẩu.
Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân. Ảnh: Ngọc Hà
Lượng điện tiêu thụ trung bình một ngày cả nước hiện nay đang ở mức khoảng 0,6 tỷ kWh tương đương 220 tỷ kWh/năm. Công suất phát điện tính ra là: 0,6 tỷ kWh/24h = 25 triệu kW (25.000 MW). Nhà máy Thuỷ điện Sơn La có công suất lắp đặt 2.400 MW, Thuỷ điện Hoà Bình 1.920 MW. Tuy nhiên, công suất phát điện thực tế chỉ có thể bình quân ở mức hơn 50% công suất lắp đặt. Hiện, Thuỷ điện Sơn La đang cung cấp khoảng 10,2 tỷ kWh/năm, Thuỷ điện Hoà Bình khoảng 8,2 tỷ kWh/năm. Trung tâm Nhiệt điện Phú Mỹ với công suất phát điện đã đưa vào sử dụng là 3.900 MW, cung cấp khoảng 17 tỷ kWh/năm. Nếu đầu tư nhà máy mới mỗi năm tăng sản lượng thêm 10 tỷ kWh, tức là chỉ 5%, thì đã phải đầu tư đều hàng năm thêm một nhà máy thuỷ điện có công suất tương đương Thuỷ điện Sơn La và Hoà Bình hoặc 2 năm phải có thêm một Trung tâm nhiệt điện Phú Mỹ.
Suất đầu tư theo giá hiện tại đối với thuỷ điện khoảng 25 tỷ đồng/MW lắp đặt, nếu theo công suất phát điện thực tế thì có thể lên tới 50 tỷ đồng/MW. Đầu tư nhiệt điện đòi hỏi hiện đại và yêu cầu cao về xử lí môi trường, thì suất đầu tư khoảng 2 triệu USD/MW. Nếu dùng chính nguồn vốn khấu hao để đầu tư phát điện, thì khấu hao toàn bộ hệ thống từ phát điện đến truyền tải, phân phối cũng chỉ đủ đầu tư một nhà máy phát điện.
Do đã có nguồn cung điện với chủ sở hữu khá phong phú hiện nay và tình trạng cung không đủ cầu thì đã đủ hình thành thị trường phát điện. Hiện GENCO 3 đã cổ phần hoá, các GENCO 1, 2 và các công ty khác cũng cần nhanh chóng chuyển thành công ty cổ phần. Các nhà máy của Công ty mẹ EVN cũng phải tách ra thành các công ty độc lập cùng với các nhà máy thuộc PVN và TKV cơ cấu thành các công ty cổ phần. Khi cổ phần hoá các nhà máy với các giá trị sổ sách khác nhau theo giá trị đồng tiền ở các thời kì sẽ được trả về giá trị hiện tại. Giá thành của các nhà máy sẽ không quá chênh lệch để có thể dẫn đến ép giá, cạnh tranh không sòng phẳng. Ngoài ra, do nguồn cung không đủ và căn cứ quy luật giá trị mà giá mua của các nhà máy vẫn có thể khác nhau dựa trên giá thành của từng loại hình phát điện. Một thị trường phát điện lành mạnh phải là một thị trường có khả năng phát triển.
Trạm biến áp không người trực 110kV Cam Lộ (Quảng Trị). Ảnh: Ngọc Hà.
EVN hiện có vốn chủ sở hữu 200 nghìn tỷ đồng, theo giá hiện nay nếu dành cả cho phát điện thì cũng chỉ đủ đầu tư được xấp xỉ 20% nhu cầu điện hiện tại. Hiện, EVN đang vay hơn 400 nghìn tỷ đồng. Nếu trả lãi chỉ với mức 6%/năm đã phải chi phí tài chính hơn 24 nghìn tỷ đồng/năm. Chi phí lãi vay thì hạch toán trong giá thành, nhưng trả nợ gốc thì phải từ nguồn khấu hao và lợi nhuận. Khoản vay hiện tại nếu tính phải trả trong 10 năm thì mỗi năm cần 40 nghìn tỷ đồng. Nếu không cân đối đủ để trả gốc theo tiến độ thì phải vay thêm các khoản vay mới. Vay nước ngoài có lãi suất khá thấp, nhưng vay không dễ. Vay trong nước thì nhà nước không thể yêu cầu các ngân hàng thương mại cho vay lãi suất thấp. Các dự án lớn phải mang ra Quốc hội phê duyệt không chỉ vì các vấn đề môi trường, xã hội mà còn liên quan đến vốn đầu tư.
Với mô hình các Công ty Điện lực 100% vốn là của các Tổng Công ty, các Tổng Công ty này lại là 100% vốn của EVN và EVN lại là 100% vốn nhà nước, thì người tiêu dùng luôn nhìn nhận ngành Điện là độc quyền. Các Tổng Công ty, Công ty của EVN hoàn toàn có thể chuyển thành công ty cổ phần. Khi chuyển thành công ty cổ phần và đặc biệt là công ty đại chúng thì tính minh bạch sẽ cao hơn. Khi đó, nhiều người sử dụng điện vừa là khách hàng nhưng vừa là chủ sở hữu mua cổ phần tại các công ty cung ứng điện. Việc cố duy trì mô hình cũ khi tư duy chỉ có nhà nước mới đảm bảo được hoạt động ổn định cung ứng điện và an sinh xã hội, cộng với việc cổ phần hoá vô cùng khó khăn trong quá trình phê duyệt nên quá trình cổ phần hoá không biết bao giờ kết thúc.
Lưới điện trung, cao thế qua địa bàn tỉnh Quảng Trị. Ảnh: Ngọc Hà
Giả sử EVN chuyển đổi thành công ty cổ phần đại chúng với vốn nhà nước trên 50%, các Tổng Công ty, các Công ty cũng theo tỉ lệ nắm giữ vốn như vậy. Theo quy định của Luật kế toán và Luật chứng khoán, ngoài báo cáo tài chính riêng phải có báo cáo tài chính hợp nhất và phải công bố đúng thời hạn quy định. Với nhiều tầng nấc báo cáo như vậy, thì khó thể đảm bảo thực hiện đúng quy định. Rõ ràng mô hình Tập đoàn hiện nay là khá cồng kềnh và không còn phù hợp với thực tế. Quản lý nhà nước nên trả các quyền vận hành doanh nghiệp về doanh nghiệp.
EVN nên chia thành 3 doanh nghiệp lớn về phát điện, truyền tải và phân phối. Các doanh nghiệp quan hệ với nhau và quan hệ với khách hàng theo cơ chế thị trường. Khi đó nhà nước quản lý bằng cơ chế chính sách để thúc đẩy khả năng đáp ứng nhu cầu năng lượng và giải quyết các chính sách hỗ trợ an sinh xã hội, chứ không can thiệp vào việc quyết định giá. Mô hình này cũng là phù hợp khi trong tương lai nhiều nhà máy phát điện không thuộc EVN và hệ thống điện có dự phòng không còn là bài toán nan giải.