'Cơ hội mở' cho doanh nghiệp nhiệt điện

Thiếu điện, doanh nghiệp nhiệt điện hưởng lợi

Theo số liệu từ Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công Thương), tốc độ tăng trưởng sản lượng điện thương phẩm bình quân giai đoạn 2016-2018 là 10,21%/năm, nhu cầu công suất phụ tải lớn nhất toàn hệ thống (Pmax) tăng bình quân 10,82%/năm (cao hơn dự báo Quy hoạch điện VII điều chỉnh là 10,25%/năm).

6 tháng đầu năm 2019, sản lượng điện thương phẩm tăng trưởng gần 10% so cùng kỳ năm ngoái. Đáng chú ý, do ảnh hưởng của nắng nóng, công suất phụ tải trong tháng 4/2019 lên tới 35.700 MW tăng khoảng 5.000 MW, tương ứng tăng 16,2% so với cùng kỳ năm ngoái.

Đặc biệt, trong tháng 6/2019, có ngày cao điểm công suất lên đến trên 38.100 MW.

Cục Điều tiết điện lực cho hay để đáp ứng nhu cầu điện với tốc độ tăng trưởng bình quân 8,6%/năm theo phương án cơ sở trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh (theo đó sản lượng điện sản xuất cần bổ sung bình quân 26,5 tỷ kWh/năm), mỗi năm công suất nguồn điện cần bổ sung tối thiểu 4.500-5.000 MW nguồn nhiệt điện hoặc từ 14.000-16.000 MW nếu sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo (do hệ số công suất sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo thấp, chỉ từ 1.500-2.000h/năm).

"Tuy nhiên, do nhiều dự án nguồn điện lớn bị chậm tiến độ so với quy hoạch, đặc biệt các nguồn điện BOT, các dự án nhiệt điện than, chuỗi dự án khí Lô B và khí Cá Voi Xanh, nên hệ thống sẽ thiếu điện trong cả giai đoạn 2021-2025 (mặc dù đã phải huy động tối đa các nguồn điện, kể cả các nguồn điện chạy dầu)", Cục Điều tiết điện lực nhấn mạnh.

Theo ước tính của cơ quan này, sản lượng thiếu hụt năm 2021 khoảng 6,6 tỷ kWh, đến năm 2022 tăng lên khoảng 11,8 tỷ kWh, năm 2023 có thể lên đến 15 tỷ kWh (tương ứng khoảng 5% nhu cầu). Các năm 2024-2025 thiếu hụt giảm dần sau khi bổ sung nguồn điện từ các cụm Nhiệt điện khí lô B, Cá Voi xanh.

Nguy cơ thiếu điện trong trung hạn đang mở ra cơ hội cho các doanh nghiệp ngành điện nói chung và các doanh nghiệp nhiệt điện (điện than, điện khí) nói riêng.

Cụ thể, lâu nay Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn luôn ưu tiên mua điện từ các doanh nghiệp thủy điện do giá mua rẻ. Công suất phát điện của các doanh nghiệp nhiệt điện phụ thuộc lớn vào các doanh nghiệp thủy điện (thủy điện hiện chiếm tới trên 40% công suất phát điện toàn ngành).

Năm nào mưa nhiều (hiện tượng La Lina) thì công suất thủy điện cao, nhu cầu mua điện từ các doanh nghiệp nhiệt điện theo đó giảm đi. Ngược lại, năm nào mưa ít (hiện tượng El Nino) thì công suất thủy điện thấp, nhua cầu mua điện từ các doanh nghiệp nhiệt điện tăng lên.

Tuy nhiên, trong bối cảnh thiếu điện, EVN sẽ buộc phải huy động tối đa công suất các nguồn điện. Do thủy điện đã đạt giới hạn về công suất nên đối tượng hưởng lợi chính từ nguy cơ thiếu điện sẽ là các doanh nghiệp nhiệt điện. Các doanh nghiệp này theo đó cũng sẽ ít phụ thuộc hơn vào diễn biến thủy điện.

Chờ ổn định nguyên liệu đầu vào

Câu chuyện không hẳn suôn sẻ với các doanh nghiệp nhiệt điện.

6 tháng đầu năm 2019, mặc dù nguồn cung thủy điện yếu (do chịu ảnh hưởng của hiện tượng El Nino) nhưng các doanh nghiệp nhiệt điện lại không thể tận dụng cơ hội để gia tăng thu nhập cốt lõi, thậm chí sản lượng của một số nhà máy điện còn giảm.

Một trong những nguyên nhân được Công ty Chứng khoán Rồng Việt (VDSC) chỉ ra là do tình trạng thiếu nguồn cung than kéo dài từ quý IV/2018 đến quý II/2019. Bên cạnh đó, nguồn cung khí ở khu vực Đông Nam Bộ cũng giảm nhẹ trong 6 tháng đầu năm. Nguồn khí với giá rẻ từ các mỏ khí cũ suy giảm nên khu vực này phải mua khí từ các mỏ khí mới với mức giá cao hơn.

Báo cáo của Cục Điều tiết điện lực cũng nhấn mạnh vấn đề này.

Theo cơ quan quản lý, trong thời gian qua, nhu cầu than cho sản xuất điện đã liên tục tăng, từ 26,25 triệu tấn năm 2015 lên 44,37 triệu tấn năm 2018 (tăng 69%). Năm 2019, nhu cầu than cho sản xuất điện là 54,3 triệu tấn, trong đó nhu cầu than antraxit là 44,5 triệu tấn.

"Khả năng sản xuất than antraxit trong nước để cấp cho sản xuất điện của Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) và Tổng công ty Đông Bắc hiện nay chỉ khoảng 36 triệu tấn (bằng khoảng 80% nhu cầu) nên phải nhập khẩu và pha trộn than để đảm bảo nhu cầu tiêu thụ", Cục Điều tiết điện lực thông tin.

Tình hình cung cấp khí cũng không mấy khả quan khi khí cho phát điện đang được cấp từ các mỏ khí tại khu vực Đông Nam bộ và Tây Nam bộ và các nguồn khí này không đáp ứng đủ cho các nhà máy điện hiện hữu.

Trong các năm tới, tình hình được dự báo sẽ còn khó khăn hơn bởi nhu cầu than antraxit sẽ tiếp tục tăng cao khi một số nhà máy mới đi vào vận hành như: Hải Dương, Nam Định, Thái Bình 2, Bắc Giang, Công Thanh... Thêm vào đó, phương án đầu tư xây dựng cảng trung chuyển than vẫn chưa rõ; cụ thể, các nhà máy nhiệt điện Long Phú 1, Sông Hậu 1 dự kiến cấp than bằng cảng Gò Da theo phương án sang mạn tàu, còn nhiệt điện Long Phú 2, Sông Hậu 2 chưa rõ phương án vận chuyển than.

Cùng với đó, các mỏ khí tại khu vực Đông Nam Bộ và Tây Nam bộ đã bắt đầu suy giảm sản lượng nhưng hiện chưa có nguồn khí bổ sung nào đáng kể. Các dự án khí Lô B, Cá Voi Xanh đang bị chậm tiến độ so với dự kiến của Quy hoạch điện VII điều chỉnh.

Nếu các dự án khí như Lô B, Cá Voi Xanh tiếp tục chậm tiến độ, việc nhập khẩu khí cần phải được tăng cường. Theo một chuyên gia trong Ban nghiên cứu phát triển kinh tế tư nhân, Việt Nam cần tăng nhập khẩu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) từ Mỹ để cân bằng lại cán cân thương mại Mỹ - Việt. Điều này có lợi về nhiều mặt cho Việt Nam.

Tuy nhiên, nhập khẩu lượng khí lớn không phải vấn đề có thể thực hiện trong một sớm một chiều, bởi đi theo đó là hạ tầng vận chuyển, lưu trữ, xử lý và phân phối khí. Theo tính toán sơ bộ của PV GAS - công ty con của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), cần đến 4 tỷ USD để đầu tư hệ thống nhập khẩu khí giai đoạn 2018 - 2020 nhằm đảm bảo nguồn cung khí quốc gia.

Hiện PV GAS đang đầu tư 2 dự án nhập khẩu khí bao gồm: dự án cảng nhập và tái hóa khí LNG công suất 1 triệu tấn/năm tại Thị Vải (Kho LNG Thị Vải) với tổng mức đầu tư 285 triệu USD và dự án cảng nhập và tái hóa khí LNG công suất 3-6 triệu tấn/năm tại Sơn Mỹ (Kho LNG Sơn Mỹ) với tổng mức đầu tư 1,35 tỷ USD. Cả 2 dự án này đều dự kiến đưa vào hoạt động trong giai đoạn 2019 - 2020.

Hồi tháng 3/2019, T&T Group và đối tác là Công ty Gen X Energy (Mỹ) cũng đã có buổi làm việc với lãnh đạo tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu về kế hoạch dự kiến đầu tư dự án Trung tâm nhiệt điện khí hóa lỏng LNG, Bến chuyên dụng và kho khí hóa lỏng LNG - Cái Mép Hạ với tổng mức đầu tư lên đến gần 6 tỷ USD, phần nào cho thấy nhu cầu nhập khẩu LNG trong tương lai là rất lớn và là chỉ báo cho thấy các doanh nghiệp ngoài ngành dầu khí đang nhòm ngó đến "miếng bánh" nhập khẩu màu mỡ này.

Với các doanh nghiệp nhiệt điện và đặc biệt là điện khí, rủi ro thiếu nhiên liệu đầu vào có thể xảy ra cục bộ nhưng về trung dài hạn, sẽ có nguồn nhiên liệu nhập khẩu lấp đầy khoảng trống mà các mỏ khí trong nước để lại.