|
Ngành điện nửa cuối 2024: Dự báo thủy điện phục hồi, nhiệt điện tiếp tục hưởng lợi
Theo dự báo của VCBS, nhu cầu tiêu thụ điện sẽ tiếp tục tăng trong nửa cuối năm. Với nhu cầu tăng cao và tình hình tài chính của EVN, thủy điện tiếp tục là nguồn được huy động mạnh, đồng thời có thể được hưởng lợi nhờ La Lina từ sau quý 2. Trong khí đó, điện than được dự báo tích cực nhờ tăng sản lượng huy động và giá than đang có xu hướng giảm.
Trong báo cáo “Ngành điện chuyển mình, tiến vào chu kỳ mới” của VCBS, nhu cầu tiêu thụ điện được dự báo tăng trong nửa cuối 2024, dẫn đến việc EVN sẽ tăng cường huy động công suất các nhà máy điện hiện hữu và phụ tải.
Sản lượng điện sản xuất trong năm 2024 được dự báo tăng trưởng ở mức 9% (đạt 306 tỷ kWh). Dù là mức tăng đáng kể do mức nền thấp 2023, nhưng mức tăng này vẫn thấp hơn kế hoạch của Bộ Công Thương (10.7%). Nguyên nhân do nhóm công nghiệp sản xuất tăng trưởng vẫn yếu; El Nino làm nhu cầu điện sinh hoạt gia tăng vào mùa nóng; nguồn khí cho nhóm nhiệt khí đang suy giảm; và nhu cầu than gia tăng dẫn đến phải tăng lượng than nhập khẩu.
Nguồn: VCBS
|
Thủy điện phục hồi trong nửa cuối năm nhưng không còn nhiều dư địa
Theo dự báo của Viện Nghiên cứu Quốc tế (IRI), La Nina có thể trở lại vào nửa sau năm 2024, với việc El Nino neo đỉnh trong quý 1 và chuyển pha trung tính vào quý 2. Sự xuất hiện của La Lina có thể giúp các nhà máy thủy điện hưởng lợi nhờ thủy văn tốt.
Nguồn: VCBS
|
VCBS cho rằng với bối cảnh EVN vẫn đang gặp khó khăn tài chính, thủy điện sẽ được ưu tiên huy động do có giá rẻ nhất hệ thống. Tuy nhiên, thủy điện chịu tác động mạnh bởi thời tiết và diễn biến sát sao theo biến động thủy văn.
Đáng chú ý, thủy điện được dự báo không còn nhiều tiềm năng phát triển. VCBS dự kiến công suất thủy điện đạt 29,346 MW đến năm 2030, và hơn 36,000 MW đến năm 2050. Hiện tại, tổng công suất nguồn thủy điện đến năm 2023 đã đạt gần 23 ngàn MW (gồm khoảng 18 ngàn MW thủy điện vừa và lớn). Tiềm năng nguồn thủy điện vừa và lớn như vậy về cơ bản đã được khai thác gần hết, chỉ còn dư địa cho thủy điện nhỏ xây mới, hoặc tăng trưởng nhờ mở rộng các nhà máy hiện hữu.
Trong giai đoạn từ 2021-2025, dự kiến sẽ có 3 nhà máy thủy điện lớn đi vào vận hành: Hòa Bình MR, Ialy MR và Trị An MR.
Điện than hưởng lợi, giá than kỳ vọng hạ nhiệt
Khu vực miền Bắc được dự báo có nguy cơ thiếu điện cao, do đó nhóm nhiệt điện tại phía Bắc có triển vọng tăng trưởng cao hơn trong nửa đầu năm 2024 - theo VCBS. Miền Bắc chủ yếu là thủy điện và nhiệt điện than. Khi thủy điện tỏ ra thiếu ổn định và chịu ảnh hưởng của EL Nino trong nửa đầu năm 2024, nhiệt điện than tiếp tục duy trì ở mức cao.
Bộ Công Thương đã lên kế hoạch để đảm bảo cung cấp đủ than cho sản xuất điện như khai thác tối đa nguồn than trong nước, đa dạng hóa nguồn nhập khẩu để đảm bảo đủ đầu vào cho nhà máy điện vận hành ổn định. VCBS dự báo nguồn cung than cho sản xuất điện năm 2024 sẽ đạt mức 74 triệu tấn than (tăng 20% so với năm trước). Tuy nhiên, nguồn cung than trong nước dự kiến đáp ứng là 48.2 triệu, còn lại phải nhập thêm hơn 26 triệu tấn.
Nguồn: VCBS
|
Dẫu vậy, giá than đang được kỳ vọng hạ nhiệt. VCBS cho biết nhu cầu than trên toàn thế giới được dự báo giảm từ năm 2024, với một phần từ tốc độ phát triển của năng lượng tái tạo (NLTT), xen lẫn các yếu tố ảnh hưởng trọng yếu như kinh tế Trung Quốc phục hồi, hay đà giảm tại Mỹ và EU.
Nhìn chung, sản lượng than toàn cầu được dự báo giảm từ năm 2024, phù hợp với nhu cầu than toàn cầu. Giá than được dự báo giảm, tạo điều kiện cho Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) giảm giá than trộn, giúp giá bán điện than cạnh tranh hơn. VCBS kỳ vọng giá than trộn 2024-2025 sẽ giảm theo đà giảm của thế giới, qua đó giảm áp lực chi phí đầu vào cho các nhà máy điện.
Mặt khác, trong dài hạn, điện than đang được tiến tới loại bỏ dần, với nhiều dự án chậm tiến độ hoặc nằm trong diện bị loại trong Quy hoạch điện 8 (QHĐ8).
Thống kê từ VCBS, miền Bắc có thêm khoảng 3,160 MW điện than nếu các dự án bị chậm tiến độ có thể hoàn thành kịp đến năm 2030. Trong khi đó, nhu cầu được tính toán theo QHĐ8 cần có thêm 10.8 ngàn MW mới để áp ứng.
Tại miền Trung: Dự án Nhiệt điện Quảng Trạch 1 (1,200 MW) dự kiến hoàn thành vào năm 2026, đang chậm tiến độ 5 năm. Còn Nhiệt điện Quảng Trạch 2 (2027-2028) được chuyển sang sử dụng khí LNG.
Ở miền Nam, 2 dự án nhiệt điện than chưa bố trí được vốn là Sông Hậu 2 BOT (2,000 MW) và Vĩnh Tân 3 BOT (1,980 MW). Nhiệt điện Long Phú 1 (1,200 MW) dự kiến đưa vào năm 2018-2019 hiện đã bị dừng lại do nhà thầu Powermachine - Nga bị Mỹ cấm vận.
Quy hoạch điện 8 cũng loại bỏ một loạt dự án điện than ở miền Nam với công suất khoảng 6.6 ngàn MW như Long Phú 2 và 3, Long An 1 và 2, còn dự án Nhiệt điện Bạc Liêu chuyển sang LNG.
Cung giảm, điện khí gặp khó
VCBS đánh giá các mỏ khí chủ lực hiện đang trong giai đoạn suy giảm sau quá trình dài khai thác, khiến sản lượng khí điện tại khu vực Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ giảm dần. Nguồn cung khí nội địa mới cho điện chỉ còn mỏ Cá Voi Xanh và Báo Vàng ở miền Trung, và nguồn khí Lô B.
Nguồn: VCBS
|
Tổng cung khí cho điện giai đoạn 2035-2045 sẽ chỉ còn duy trì khoảng 7.7 tỷ m3/năm, trong khi nhu cầu dự báo ngày càng tăng với các lĩnh vực điện, hóa chất, công nghiệp, vận tải… Tổng nhu cầu khí dự kiến theo quy hoạch ngành khí (nhu cầu cơ sở) lên tới khoảng 13 tỷ m3 vào năm 2020, hơn 22 tỷ m3 vào năm 2025 và trên 34 tỷ m3 vào năm 2030.
Trong khi đó, sản lượng khai thác khí trong nước đang ngày càng giảm dần. Do vậy, việc nhập khẩu khí LNG là tất yếu để đáp ứng nhu cầu khí trong nước. Ngoài ra, để bù đắp, các dự án khí nội địa cũng được đẩy mạnh khai thác. Dự kiến đến năm 2030, sẽ có khoảng 6,500 MW công suất nhiệt điện khí trong nước được triển khai, với 10 dự án, tổng công suất 8,740 MW.
Tuy nhiên, hầu hết dự án quan trọng lại bị chậm tiến độ. Như chuỗi khí - điện Lô B - Ô Môn (3,750 MW), hiện mới có Ô Môn 1 vận hành từ năm 2009 (chạy dầu FO). Cả chuỗi dự kiến có thể vào được đầu năm 2027, chậm 15 năm so với QHĐ7. Do EVN thua lỗ và gặp khó khăn về tài chính, chủ đầu tư của 2 dự án Ô Môn 3, 4 đã được Chính phủ cho phép chuyển từ EVN sang PVN.
Chuỗi khí - điện Cá Voi Xanh cấp khí cho các nhà máy ở khu vực Chu Lai (Quảng Nam) và Dung Quất (Quảng Ngãi), tổng công suất 3,750 MW đã được đưa vào QHĐ7 điều chỉnh vào năm 2023-2024, nhưng đến nay chưa triển khai được bất kỳ khâu nào do vướng mắc nhiều thủ tục ở khâu thượng nguồn.
Nguồn: VCBS
|
Dẫu vậy, trong dài hạn, điện khí từ LNG vẫn là nguồn được tập trung. QHĐ8 sẽ đẩy mạnh phát triển điện khí LNG đến năm 2030 với tổng công suất hơn 22.4 ngàn MW, trước khi chuyển dần sang nguồn điện hydro. Đến nay, mới có 2 dự án đang trong quá trình triển khai xây dựng ở miền Nam là Nhơn Trạch 3 và 4 (1,500 MW) và Hiệp Phước 1 (1,200 MW).
Xu hướng dịch chuyển năng lượng được đánh giá là phù hợp để tránh phụ thuộc vào nguồn khí LNG nhập khẩu, trong bối cảnh giá khí được dự báo tiếp tục duy trì ở mức cao.
Năm 2024, Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA) dự báo nhu cầu khí đốt toàn cầu sẽ tăng 2.5%, tương đương 100 tỷ m3, nhưng nguồn cung sẽ bị thắt chặt (dự kiến tăng 3.5% trong năm 2024, thấp hơn so với tốc độ tăng 8% giai đoạn từ 2016-2020), và công suất LNG mới chỉ được đưa vào sử dụng sau năm 2024. Bên cạnh đó, căng thẳng địa chính trị, hạn chế vận chuyển ngày càng gia tăng cũng có thể làm gia tăng căng thẳng thị trường và biến động giá LNG.
Châu An
FILI
|
