Nhu cầu tiêu thụ điện tăng cao nhờ dòng vốn FDI liên tục chảy vào công nghiệp và xây dựng, triển vọng nào cho ngành điện?

Năm 2021, tổng sản lượng điện toàn cầu tăng 6,2% trong đó, than vẫn là nguồn nguyên nhiên liệu chủ đạo của nguồn điện với tỷ trọng tăng lên 36%; xếp theo sau năng lượng gió và mặt trời đạt 10,2% tổng sản lượng điện toàn cầu 2021. Đây là lần đầu tiên năng lượng tái tạo vượt qua năng lượng hạt nhân để cung cấp nhiều hơn 2 con số về tỷ trọng. Ngoài ra, khí thiên nhiên trong sản xuất điện chiếm 22,9% về tỷ trọng 2021.

Việt Nam nằm trong top quốc gia có sản lượng tiêu thụ điện lớn trên thế giới, cụ thể quy mô sản lượng điện toàn cầu năm 2021 đạt 244 TWh, tương đương 1% tổng tiêu thụ điện thế giới. Điều này cho thấy tốc độ tăng trưởng sản xuất kinh doanh của Việt Nam được đẩy mạnh và phục hồi.

Nhu cầu tăng dự báo sản lượng điện có thể thiếu hụt gần 30 tỷ KWh vào năm 2025

Trong báo cáo cập nhật ngành điện mới đây, CTCP Chứng khoán Ngân hàng Công thương (CTS) dự báo nhu cầu tiêu thụ điện tăng mạnh dẫn đến nguy cơ thiếu điện giai đoạn 2023-2025.

Theo báo cáo cập nhật cân đối cung cầu điện giai đoạn 2021 – 2025 của EVN, sản lượng điện thiếu hụt có thể lên tới 27,7 tỷ kWh vào năm 2025.

CTS đánh giá lĩnh vực sản xuất công nghiệp và xây dựng luôn chiếm tỷ trọng cao nhất với gần 96% tổng sản lượng tiêu thụ điện toàn hệ thống. Trên cơ sở đó, đội ngũ phân tích dự báo nhu cầu điện sẽ tiếp tục tăng cao trong những năm tới trong bối cảnh Việt Nam liên tục thu hút dòng vốn FDI chảy vào lĩnh vực sản xuất công nghiệp và xây dựng.

Đồng thời, điều kiện thủy văn thuận lợi có thể sẽ kéo dài đến nửa đầu năm 2023, kéo theo sản lượng thủy điện sản xuất và cung ứng trên toàn hệ thống tăng 25-26% so với cùng kỳ, đạt 125 triệu kWh vào năm 2023.

Các chuyên gia CTS cũng nhấn mạnh một số doanh nghiệp thủy điện như CHP, S4A, TBC, SBA, VSH, SJD sẽ duy trì tích cực với ROE trung bình 17%-20%.

Nhiều doanh nghiệp hưởng lợi từ nhu cầu gia tăng về điện than và khí 

Báo cáo cũng đưa ra dự báo rằng Việt Nam về cơ bản sẽ tiếp tục nhập khẩu than trong khi nhu cầu than sẽ ngày càng tăng cao đến 2035 từ 94-127 triệu tấn/năm. Giá than và giá khí sẽ sớm trở lại mặt bằng ổn định khi xung đột địa chính trị được giải quyết.

Song song, nhiều doanh nghiệp điện than cũng được đặt kỳ vọng khả quan cho hoạt động kinh doanh về dài hạn khi nhu cầu về điện than và khí tăng cao cùng với sự linh hoạt trong vận hành và cơ chế đầu tư duy trì. Một số mã cổ phiếu được khuyến nghị nắm giữ dài hạn như POW, NT2, PGV, HND, QTP.

Bên cạnh nhiệt điện than, đội ngũ phân tích CTS cho rằng điện khí LNG cần được đầu tư tương xứng với tiềm năng thời gian tới. Hiện nay, Việt Nam đang phải tiếp tục nhập khẩu khí thiên nhiên LNG để phục vụ cho các nhà máy điện khí mới với 4 nguyên nhân chủ yếu:

Thứ nhất, chi phí đầu tư cao. Để có giá khí sau tái hóa khí và giá điện ở mức hợp lý, các hợp đồng cung cấp khí phải có khối lượng lớn (cho cả cụm trung tâm nhiệt điện) và dài hạn, tức là cần quy hoạch các trung tâm nhiệt điện LNG lớn, liên kết chuỗi giá trị LNG (khí, điện, cảng biển) để đạt được lợi thế theo quy mô, ngoài ra còn để tăng khối lượng, giảm giá thành và ổn định trong vận hành và tiêu thụ.

Thứ hai, biên lợi nhuận gộp trung bình hàng năm không cố định do giá khí bán cho các nhà máy điện được điều chỉnh biến động theo giá dầu thô thế giới.

Thứ ba, sản lượng khí tại các mỏ đang suy giảm khi hệ thống điện có 15 nhà máy điện khí với tổng công suất khoảng 8.000 MW đang được vận hành. Những năm trở lại đây, không có NMĐ khí mới nào được đưa thêm vào hoạt động.

Thứ tư, chính sách pháp lý phát triển đầu tư chưa cụ thể. Còn thiếu sót khung biểu giá điện khí LNG, tỷ lệ bao tiêu và đồng ý chuyên ngang giá khí sang giá điện. Bảo lãnh của Chính phủ chưa hài hòa giữa các loại hình doanh nghiệp. Đồng thời, công tác giải phóng mặt bằng vẫn luôn là điều khó khăn.

Sự dịch chuyển mạnh mẽ sang Năng lượng tái tạo chứa đựng nhiều thách thức

Bên cạnh đó, tại Dự thảo QHĐ8, quy mô điện mặt trời và điện gió tương ứng vào năm 2030 là gần 19.500 MW và 28.480 MW, năm 2050 lên tới 168.900 MW và 153.550 MW chứng tỏ sự chuyển dịch sang năng lượng tái tạo (NLTT) mạnh mẽ của Việt Nam.

Tuy vậy, CTCK này cho rằng điện mặt trời chưa chủ động được công suất phát điện. Nguyên nhân chính là do sự đầu tư nóng, ồ ạt nhà máy điện mặt trời tập trung tại các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, Đắk Lắk đã khiến cho lưới điện truyền tải tại khu vực này liên tục chịu áp lực lớn. Đặc điểm của loại hình nghịch lý điện mặt trời điện mặt trời là phụ thuộc hoàn toàn vào thời tiết và chỉ hoạt động vào giờ có bức xạ mặt trời cao.

Vì vậy, khi thời tiết thuận lợi, tất cả các nhà máy điện mặt trời cùng phát đồng loạt đã gây quá tải các đường dây, trạm biến áp liên quan. Điều này khác hoàn toàn với thủy điện, khi các NMTĐ có thể chủ động được công suất phát điện.

Mặt khác, giá thành điện mặt trời và điện gió cho thấy giá thành sản xuất giảm rất nhanh trong vòng một thập kỷ qua, kèm theo đó điện gió ngoài khơi đòi hỏi thời gian phát triển rất dài.

Cho đến nay, Bộ Công Thương đang trình cơ chế đàm phán thay thế bằng cơ chế đấu thầu cho điện gió. Do vậy, chưa có cơ chế giá điện cụ thể cho các dự án điện NTLL chuyển tiếp. Một thách thức khác cho NLTT trước những trở ngại về kỹ thuật vận hành hệ thống khi nguồn NLTT tích hợp ngày càng cao đòi hỏi tăng cơ cấu nguồn dự phòng linh hoạt như điện khí và lưu trữ.