Thị trường năng lượng Việt Nam: Những vấn đề cấp thiết

 Tiến tới chính sách giá khí thống nhất

Sau hơn 30 năm xây dựng và phát triển, ngành công nghiệp khí Việt Nam ngày càng khẳng định được vai trò quan trọng trong sự nghiệp công nghiệp hóa, hiện đại hóa và đảm bảo an ninh năng lượng của đất nước.

Hoạt động khai thác khí đã được tiến hành từ năm 1981 tại khu vực Tiền Hải (Thái Bình), nhưng với quy mô sản xuất và sản lượng khai thác khí rất nhỏ. Từ năm 1995, khi có nguồn khí từ Bể Cửu Long, tiếp theo là nguồn khí từ Bể Nam Côn Sơn và Bể Malay - Thổ Chu, ngành công nghiệp khí đã phát triển mạnh mẽ và thực sự năng động. Tính đến cuối năm 2012, tổng sản lượng khai thác khí cộng dồn khoảng 86,49 tỷ m3, trong đó năm 2010 là 9,33 tỷ m3, năm 2011 là 8,52 tỷ m3 và năm 2012 là 9,36 tỷ m3. 90% sản lượng khí khai thác được dành cho sản xuất điện, 10% còn lại cho các hộ tiêu thụ khác.

Khách hàng của ngành công nghiệp khí chủ yếu là các nhà máy sản xuất điện, các nhà máy sản xuất đạm, các dự án cần được ưu tiên cấp khí theo đề nghị của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), các hộ tiêu thụ công nghiệp sử dụng khí thấp áp, sản xuất khí nén…

Do phụ thuộc vào giá mua bán khí thượng nguồn, thời điểm đàm phán và theo nguyên tắc chuyển giá, do vậy, hiện nay giá khí bán cho các hộ tiêu thụ điện đang có nhiều mức giá khác nhau. Điều này đã gây ra những bất cập trong việc huy động các nguồn phát điện trong suốt thời gian qua.

Với chính sách huy động các nguồn phát điện sử dụng nguồn khí giá rẻ của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) như hiện nay, các nhà máy điện mới đầu tư phải mua khí với giá cao khó có thể cạnh tranh được trên thị trường điện. Trong khi đó, việc huy động điện tại các nhà máy này ở mức rất thấp, dẫn đến những lãng phí nguồn lực không đáng có (như chi phí đầu tư, chi phí vận hành...), cho dù các nhà máy điện mới có hiệu suất tốt hơn các nhà máy điện cũ. Những bất cập về chính sách giá như hiện nay đã ảnh hưởng đến việc sản xuất tại các nhà máy điện nói riêng, cũng như đối với hoạt động sản xuất, kinh doanh khí nói chung. Do vậy, cần phải có một chính sách giá khí mới cho các hộ tiêu thụ điện trong giai đoạn tới.

Theo định hướng phát triển ngành dầu khí, sẽ khuyến khích và đẩy nhanh công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí (đến năm 2020 có được trữ lượng của toàn bộ thềm lục địa và vùng đặc quyền kinh tế). Đẩy mạnh tìm kiếm, thăm dò, khai thác các mỏ khí mới để bù đắp vào lượng khí thiếu hụt do suy giảm các mỏ khí hiện tại. Trong giai đoạn 2011-2015, khai thác từ 31-34 triệu tấn quy dầu/năm, giai đoạn 2016-2025 khoảng 34-35 triệu tấn quy dầu/năm. Sẽ ưu tiên phát triển, khai thác và sử dụng khí thiên nhiên. Đa dạng hóa hình thức đầu tư, xây dựng nhà máy điện chạy khí. Khuyến khích các nhà đầu tư nước ngoài sử dụng công nghệ cao để khai thác các mỏ dầu, khí có trữ lượng giới hạn biên.

Trong thời gian tới, dưới sự điều hành của Chính phủ, Bộ Công Thương sẽ chỉ đạo triển khai mô hình phát triển ngành công nghiệp khí và cơ chế giá bán khí theo thị trường. Cụ thể, để từng bước thực hiện xóa bỏ độc quyền, bao cấp trong cả sản xuất và tiêu dùng năng lượng; phù hợp với cơ chế thị trường, Chính phủ đã có chủ trương về chính sách giá năng lượng. Trong đó, xây dựng mô hình phát triển ngành công nghiệp khí và cơ chế giá bán khí theo thị trường để có một chính sách giá khí thống nhất (cơ chế một giá khí khu vực - trộn giá các nguồn khí sẵn có và các nguồn khí mới, kể cả nguồn LNG nhập khẩu) để có thể chủ động điều tiết giá khí đầu vào trên cơ sở cân đối quyền lợi tổng thể của phía Việt Nam, nhằm hỗ trợ cho một số sản phẩm hoặc dự án mới.

Với mục tiêu đa dạng hóa nguồn năng lượng, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, Chính phủ chỉ đạo tích cực triển khai đầu tư xây dựng cơ sở hạ tầng nhập khẩu và chuỗi cung cấp khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) để cấp cho sản xuất điện và các hộ tiêu thụ (dự kiến đưa vào hoạt động sau năm 2020). Đồng thời, đẩy mạnh tìm kiếm, thăm dò, khai thác các mỏ khí ngoài bờ mới để bù đắp lượng khí thiếu hụt do suy giảm các mỏ hiện tại.

Phát triển cơ sở hạ tầng nguồn và lưới điện

Hiện nay, tham gia hoạt động điện lực trong ngành Điện Việt Nam gồm nhiều chủ thể thuộc nhiều thành phần kinh tế, hoạt động trong các lĩnh vực phát điện, truyền tải điện, phân phối điện, mua bán điện, tư vấn xây dựng điện.

Trong sản xuất điện, có sự tham gia của các tập đoàn kinh tế Nhà nước như EVN, PVN, Vinacomin, Tập đoàn Xây dựng Công nghiệp Việt Nam; các doanh nghiệp tư nhân, các nhà đầu tư nước ngoài theo hình thức BOT (Xây dựng - Vận hành - Chuyển giao) và IPP (nguồn điện độc lập).

Ngành điện hiện nay không còn giới hạn hoạt động ở phạm vi trong nước do đã có trao đổi mua bán điện với các nước trong khu vực như: Trung Quốc, Lào, Campuchia. Một số doanh nghiệp của Việt Nam đang đầu tư xây dựng một số dự án nguồn điện ở nước ngoài để sản xuất bán điện về Việt Nam. Xu hướng liên kết lưới điện, trao đổi điện năng qua biên giới sẽ tiếp tục mở rộng trong các năm tới.

Cuối năm 2013, tổng công suất đặt của hệ thống điện quốc gia đạt 30.473MW (công suất khả dụng 28.747MW), trong đó thủy điện chiếm 47,5%, nhiệt điện than chiếm 22,3%, tuabin khí chiếm 23,6%. Tổng điện thương phẩm đạt 115,06 tỷ kWh, tăng 9,1% so với năm 2012, cấp cho trên 20,6 triệu khách hàng sử dụng điện. Mạng lưới điện phủ khắp toàn quốc, bao gồm toàn bộ khu vực đô thị, tại nông thôn bán điện trực tiếp 7.472 xã (chiếm 81,52% số xã có điện trên cả nước) và trên 12,8 triệu hộ dân nông thôn (chiếm 84,5% số hộ dân nông thôn có điện). Tỷ lệ hộ sử dụng điện trong cả nước đạt 98,32%.

Lưới điện do các đơn vị truyền tải điện và phân phối điện thuộc EVN đầu tư và quản lý vận hành như sau: lưới điện truyền tải quốc gia do Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) quản lý đã phát triển đến 61/63 tỉnh, thành, các trạm biến áp 500-220kV đã được xây dựng và đưa vào vận hành ở 57/63 tỉnh, thành, đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội của địa phương và đời sống nhân dân, với khối lượng quản lý đến 31/12/2013 là: 20 trạm biến áp 500kV, 75 trạm biến áp 220kV, tổng dung lượng trạm 500kV và 220kV là 46.576 MVA và 17.527 km đường dây 110-500kV, với tổng tài sản trên 57.000 tỷ đồng. Tổng chiều dài đường dây 500-110kV là 27.130 km, tổng chiều dài đường dây trung thế là 134.230 km, đường dây hạ thế là 138.170 km, tổng dung lượng trạm biến áp trung thế (trạm trung gian) và các trạm hạ thế (trạm phân phối) gần 32.000 MVA.

Liên quan đến tình hình phát triển thị trường điện Việt Nam, Chính phủ đã phê duyệt lộ trình hình thành và phát triển các cấp độ thị trường điện lực tại Việt Nam. Theo đó, từ nay tới năm 2023, sẽ từng bước hình thành thị trường điện cạnh tranh (thực hiện theo 3 cấp độ), đa dạng hoá phương thức đầu tư và kinh doanh điện, sau năm 2023, sẽ thực hiện thị trường bán lẻ điện cạnh tranh hoàn chỉnh. Chính phủ cũng đã cho thực hiện giá bán điện theo cơ chế thị trường nhằm khuyến khích đầu tư phát triển ngành điện và khuyến khích sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả.

Từ ngày 1/7/2012, Thị trường Phát điện cạnh tranh chính thức được vận hành theo các nguyên tắc chung gồm:

Đơn vị truyền tải điện, đơn vị phân phối điện cung cấp dịch vụ truyền tải điện, phân phối điện.

Đơn vị điều độ hệ thống điện quốc gia, đơn vị điều hành giao dịch thị trường điện lực cung cấp dịch vụ điều độ hệ thống điện và điều hành giao dịch thị trường điện lực.

Các đối tượng tham gia thị trường điện phải trả phí, giá khi sử dụng các dịch vụ điều độ hệ thống điện, điều hành giao dịch thị trường điện lực, truyền tải điện, phân phối điện và các dịch vụ khác trong thị trường điện lực.

Cơ quan điều tiết điện lực thực hiện điều tiết hoạt động điện lực trong thị trường điện lực.

Đơn vị phát điện đáp ứng các điều kiện theo quy định được bán điện cho đơn vị mua buôn duy nhất thông qua hợp đồng song phương và trên thị trường điện giao ngay. Tỷ lệ điện năng mua bán qua hợp đồng song phương và trên thị trường điện giao ngay do Cơ quan điều tiết điện lực công bố hàng năm.

Đơn vị mua buôn điện duy nhất mua điện từ đơn vị phát điện qua hợp đồng song phương và trên thị trường điện giao ngay để bán buôn cho các tổng công ty điện lực thuộc Tập đoàn Điện lực Việt Nam.

Trong thời gian vận hành Thị trường phát điện cạnh tranh vừa qua, do hệ thống lưới điện truyền tải yếu, tình trạng nghẽn mạch xảy ra thường xuyên, nhất là tuyến 500kV Bắc - Nam, gây khó khăn trong việc vận hành an toàn hệ thống điện và khai thác hiệu quả các nhà máy điện trong mọi chế độ vận hành của thị trường điện; vẫn còn những nhà máy vi phạm mức nước giới hạn, vi phạm yêu cầu cấp nước cho hạ du; hạ tầng công nghệ thông tin chưa đáp ứng được yêu cầu vận hành thời gian thực trong môi trường thị trường điện. Nguyên nhân do các quy định vận hành hệ thống chưa được bổ sung, sửa đổi kịp thời và việc tuân thủ chưa nghiêm túc, chưa đầy đủ các quy định của chủ đầu tư các đơn vị phát điện.

Thị trường phát điện cạnh tranh sẽ tiếp tục vận hành đến hết năm 2014 và chuyển sang cấp độ Thị trường bán buôn điện cạnh tranh từ năm 2015.

Theo định hướng phát triển ngành điện, thời gian tới sẽ ưu tiên xây dựng các nhà máy thủy điện một cách hợp lý (khoảng 21.000MW năm 2020), phát triển các nhà máy nhiệt điện sử dụng than (năm 2020 khoảng 20.000MW) và khí thiên nhiên (năm 2020 khoảng 14.000-16.000MW). Khuyến khích phát triển nguồn năng lượng mới, tái tạo (khoảng 5% tổng điện sản xuất vào năm 2020 và 10% vào năm 2050); Phát triển ngành điện theo hướng đa dạng hóa sở hữu; Cổ phần hóa các nhà máy điện, các đơn vị phân phối điện; tách hoạt động công ích khỏi hoạt động sản xuất kinh doanh; Thực hiện trợ giá cho các hoạt động điện lực tại các vùng sâu, vùng xa; Từng bước hình thành và phát triển thị trường điện lực tại Việt Nam; Nghiên cứu phát triển nhà máy điện hạt nhân (khoảng 2% tổng điện sản xuất vào năm 2020 và 25-30% vào năm 2050).

Một trong những yếu tố quan trọng trong việc vận hành ổn định thị trường điện lực đó là phát triển cơ sở hạ tầng nguồn và lưới điện được phê duyệt tại Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020, có xét tới năm 2030, trong đó tập trung phát triển các trung tâm điện lực và hệ thông lưới điện 500-220kV phục vụ truyền tải điện và liên kết lưới điện với các nước trong khu vực. Qua 3 năm thực hiện, Bộ Công Thương đã cập nhật và điều chỉnh tốc độ tăng trưởng phụ tải sát với thực tế tăng trưởng phụ tải, qua đó đề xuất với Chính phủ điều chỉnh tiến độ, bổ sung các dự án nguồn điện khu vực phía Nam và một số dự án truyền tải 500kV quan trọng nhằm đảm bảo cung cấp điện.

Ngoài ra, Chính phủ đã xây dựng tiêu chuẩn cụ thể đối với các ngành sử dụng nhiều năng lượng; khuyến khích việc ứng dụng thiết bị, công nghệ mới tiết kiệm năng lượng.

Tiến tới hình thành thị trường than

Tới cuối năm 2013, than nguyên khai sản xuất đạt 42,6 triệu tấn, đạt 101% kế hoạch, bằng 96% so với 2012. Than sạch là 39,5 triệu tấn, bằng 101% kế hoạch và bằng 96% so với thực hiện năm 2012. Than tiêu thụ đạt 39,1 triệu tấn, bằng 100% kế hoạch và bằng mức thực hiện năm 2012 (trong đó xuất khẩu 12 triệu tấn, bằng 104% kế hoạch và bằng 83% so với năm 2012; tiêu thụ trong nước 27,1 triệu tấn, bằng 99% kế hoạch và bằng 110% so với năm 2012). Than tồn kho cuối năm dự kiến khoảng 8 triệu tấn; trong đó than sạch khoảng 6 triệu tấn, nguyên khai và bán thành phẩm 2 triệu tấn.

Theo định hướng phát triển ngành than, sẽ đẩy mạnh công tác thăm dò, đánh giá trữ lượng than trên mức -300m, và tìm kiếm sâu từ -400m đến -1100m tại vùng than Quảng Ninh; Phát triển ngành Than ổn định, bền vững, đáp ứng nhu cầu than cho nền kinh tế quốc dân (dự kiến đạt 55-58 triệu tấn năm 2020 và nâng lên khoảng 200 triệu tấn vào năm 2050); Xây dựng lộ trình cổ phần hóa các công ty sản xuất than, tiến tới hình thành thị trường than.

Để đảm bảo khả năng cung cấp than cho các hộ tiêu thụ trong nước (chủ yếu là nhà máy nhiệt điện than, còn lại là các hộ tiêu thụ khác), có xu hướng ngày càng tăng (đặc biệt là sau năm 2015), Chính phủ có chủ trương đối với chính sách xuất khẩu than theo hướng giảm dần khối lượng và chỉ xuất khẩu những chủng loại than mà trong nước không sử dụng hoặc chưa sử dụng hết.

Đồng thời, nhằm tăng tính cạnh tranh và sự minh bạch trong các khâu sản xuất kinh doanh than, điện, Chính phủ có chủ trương xóa bỏ trợ giá, bao cấp đối với giá than cho sản xuất điện. Thực hiện lộ trình điều chỉnh giá than theo cơ chế thị trường. Từ Quý IV/2012, giá bán than cho các hộ tiêu thụ trong nước (trừ giá bán than cho điện) đã được thực hiện theo giá thị trường và từ ngày 1/1/2014 giá than nội địa bán cho sản xuất điện đã được thực hiện theo giá thị trường. Ngành Than đã và đang đầu tư xây dựng cơ sở hạ tầng phục vụ công tác nhập khẩu than cho các nhà máy nhiệt điện khu vực phía Nam (dự án Cảng trung chuyển than khu vực đồng bằng sông Cửu Long, cảng nước sâu phục vụ vận chuyển, cung cấp than cho các trung tâm điện lực). Dự kiến tới năm 2017, Việt Nam sẽ bắt đầu phải nhập khẩu than để cấp cho các nhà máy nhiệt điện.

Ưu tiên phát triển năng lượng mới và tái tạo

Trong chiến lược phát triển ngành năng lượng Việt Nam, Chính phủ cũng đặc biệt quan tâm đến phát triển năng lượng mới và tái tạo, năng lượng sinh học, điện hạt nhân; khuyến khích đầu tư ra nước ngoài để tìm kiếm nguồn năng lượng; bảo đảm bình đẳng giữa các thành phần kinh tế tham gia đầu tư vào ngành năng lượng. Song song với đó, Chính phủ cũng khuyến khích các doanh nghiệp xây dựng các cơ sở thích hợp để sản xuất, lắp ráp các thiết bị về năng lượng mới; Hỗ trợ đầu tư, ưu đãi thuế cho các chương trình sử dụng năng lượng mới và tái tạo và thiết bị, công nghệ mới.

Hiện nay, Chính phủ đang thực hiện một số chính sách hỗ trợ cho phát triển năng lượng tái tạo như: Tăng tỷ lệ điện sản xuất từ nguồn năng lượng tái tạo là 3,5% năm 2010 lên 4,5% tổng điện năng sản xuất vào năm 2020 và lên 6% năm 2030. Đến năm 2020, tổng công suất lắp đặt điện gió phải đạt 1000MW; năm 2030 là 6200MW.

Do đó, Chính phủ đã có các quy định về cơ chế ưu đãi, trợ giá đối với các dự án đầu tư phát triển điện gió tại Việt Nam rất cụ thể. Về quy hoạch, Ủy ban nhân dân tỉnh, thành phố trực thuộc Trung ương, nơi có tiềm năng phát triển điện gió tổ chức lập quy hoạch phát triển điện gió cấp tỉnh trình Bộ trưởng Bộ Công Thương phê duyệt. Yêu cầu bên mua mua toàn bộ điện năng được sản xuất từ các nguồn điện gió trên cơ sở hợp đồng mua bán điện mẫu không đàm phán. UBND các tỉnh bố trí quỹ đất cho phát triển điện gió. Quy định giá điện đối với các dự án điện gió nối lưới là 7,8UScent/kWh (chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng; điều chỉnh theo tỉ giá tiền đồng/đô la Mỹ). Đồng thời, trợ giá cho những dự án điện gió không nối lưới.

Đối với các nhà máy điện nhỏ thì tính theo các chi phí tránh được của hệ thống điện Quốc gia, giá (01) kWh từ nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo phát lên lưới phân phối. Chi phí tránh được là chi phí sản xuất 1kWh của tổ máy phát có chi phí cao nhất trong hệ thống điện quốc gia; chi phí này có thể tránh được nếu bên mua mua 1kWh từ 1 nhà máy điện nhỏ sử dụng năng lượng tái tạo thay thế.

Để chiến lược phát triển ngành năng lượng Việt Nam được thực hiện có chất lượng và quy hoạch phát triển đúng hướng, đòi hỏi các cơ quan quản lý Nhà nước, các doanh nghiệp và các cá nhân nghiêm túc thực hiện, có sự nỗ lực phấn đấu, cải tổ mô hình của ngành và sự hỗ trợ của các tổ chức quốc tế và các địa phương. Ngoài ra, các đơn vị, tổ chức cần cập nhật định kỳ và kiến nghị bổ sung điều chỉnh để quy hoạch sát với yêu cầu thực tiễn.