Mất điện diện rộng ở Trung Quốc và một góc nhìn cho hệ thống điện Việt Nam

Khủng hoảng mất điện năm 2021:

Trung Quốc có hệ thống điện đứng đầu thế giới, công suất lắp đặt đến tháng 5/2021 là 2.240 GW, gần gấp đôi tổng công suất đặt (1.226 GW) của Hoa Kỳ. Chiều dài đường dây truyền tải siêu cao áp UHV (800 kV và 1.000 kV, DC và AC), tính cả đường dây đang xây dựng, kéo dài 41.000 km từ Tây sang Đông, từ Bắc xuống Nam, kết nối 7 vùng điện lực Trung Quốc.

Khác với các nước phát triển, sản lượng điện của Trung Quốc vẫn tăng liên tục.

Nhưng “gã khổng lồ” nào cũng có điểm yếu. Trong vòng chưa đầy 12 tháng, điểm yếu đó đã hai lần bộc lộ. Lần đầu, điểm yếu bộc lộ qua một chuỗi cắt điện trong cao điểm mùa đông lạnh giá cuối tháng 12/2020 kéo sang đầu năm 2021 ở Hồ Nam, Giang Tây và Chiết Giang. Lần thứ hai vào cuối tháng 9/2021 từ các tỉnh miền Đông Bắc, xuống Quảng Đông và sang cả phía Tây là Vân Nam.

Ngày 23/9 hệ thống điện Đông Bắc bị giảm cả công suất nguồn thủy điện do thiếu nước, gần như mất nguồn năng lượng tái tạo vào lúc chiều tối, nên ba tỉnh Đông Bắc là Liêu Ninh, Cát Lâm và Hắc Long Giang buộc phải cắt điện khẩn cấp từ 16h30 đến 21h30. Liêu Ninh cắt 440 MW phụ tải, Cát Lâm cắt 360 MW và Hắc Long Giang cắt 200 MW để cứu hệ thống điện Đông Bắc, vì tần số đã tụt xuống thấp hơn 49,80 Hz.

Việc cắt điện khẩn cấp làm đảo lộn cuộc sống của người dân, gây tắc đường giao thông vì mất đèn tín hiệu, dân bị kẹt trong thang máy, làm thiệt hại cho sản xuất và thậm chí gây tai nạn trong sản xuất do điện mất đột ngột.

Khu vực Đông Bắc đã 20 năm không mất điện, nên mọi người chủ quan, không có các biện pháp đề phòng. Nhưng nếu không cắt điện, thì rã lưới điện Đông Bắc, hậu quả sẽ khôn lường.

Trong khi miền Đông Bắc bắt đầu vào mùa đông, thì ở Quảng Đông vẫn là mùa hè - một mùa hè nóng bức khiến cho nhu cầu chạy điều hòa nhiệt độ tăng cao. Cộng với phụ tải điện tăng mạnh do sản xuất của Quảng Đông tăng vọt. Phụ tải đỉnh hồi tháng giêng đến tháng ba chỉ là 100 GW, nhưng đến tháng 9 tăng lên đến 135 GW. Nguồn điện không những không tăng kịp, mà còn giảm vì giá khí tự nhiên và than tăng, đồng thời cũng khó mua hơn. Các công ty nhiệt điện cũng không có động lực để phát điện. Các tổ máy phát bù phủ đỉnh lại bị trục trặc.

Nguyên nhân khủng hoảng:

Đúng là phụ tải tăng bất ngờ thật. Nhưng làm sao một đất nước có công suất đặt 2.240 GW lại thiếu điện khi đỉnh phụ tải đạt 1.200 GW? - Tức phụ tải đỉnh chỉ bằng 53,6% so với công suất đặt hệ thống? Đa phần mọi người sẽ đổ lỗi cho thiếu than để sản xuất điện.

Nhưng nếu nhìn vào tổng sản lượng than trong đồ thị chúng ta thấy lượng than cung ứng vẫn không giảm so với năm 2019. Vậy, thiếu than chỉ là một phần nhỏ của nguyên nhân thiếu điện. Thậm chí, khó có thể hy vọng Trung Quốc sẽ tiêu thụ nhiều than hơn do lãnh đạo Trung Quốc đã cam kết đạt đỉnh phát thải CO2 vào năm 2030. Sự kiện thiếu điện xảy ra ở quốc gia này là do sự trùng hợp của nhiều nguyên nhân (bao gồm cả ngẫu nhiên và tất nhiên).

Theo cam kết, Trung Quốc đạt đỉnh phát thải CO2 vào năm 2030 và sau đó đạt trung hòa carbon vào năm 2060, các nguồn điện từ năng lượng tái tạo mặt trời và gió tăng rất nhanh.

Giả sử, nguồn cung nhiên liệu than không tăng so với 2019, thì phần nguồn năng lượng tái tạo (điện mặt trời và điện gió) với công suất đặt 550 GW lúc này phải đáp ứng được phần phụ tải tăng. Nhưng vì đó là nguồn không chủ động, nên lúc cao điểm vào chập tối coi như 260 GW nguồn điện mặt trời không tồn tại. Đã có đợt gió cũng chỉ thổi ở mức 10% so với bình thường - nghĩa là có những lúc 290 GW công suất điện gió cũng chỉ còn 29 GW (ngày 7/1/2021).

Vậy là 550 GW điện tái tạo thực chất chỉ có 29 GW là bền vững mọi thời điểm.

Thủy điện năm nay cũng không còn phát điện hết công suất như mùa mưa lũ năm 2020 khi mà nhóm Thủy điện Tam Hiệp đạt kỷ lục phát điện. Biến đổi khí hậu làm cho nước về hồ không đều, năm thì nhiều, năm thì ít. Do đó, công suất đặt của thủy điện chỉ có thể tin tưởng được một phần.

Như vậy, chỉ còn nhiệt điện và điện hạt nhân là có thể chủ động huy động đáp ứng phụ tải tăng. Một phần của nhiệt điện đang ở thời kỳ bảo dưỡng để chuẩn bị phát không nghỉ cho mùa đông khi nhu cầu cao. Một phần nữa không muốn chạy máy vì giá than quá cao, khiến cho giá thành điện cao hơn giá điện bán ra.

Thiếu than chỉ là một phần. Giá than mới là phần chính. Than chuẩn Shanxi 5.000 kcal hồi tháng 4 năm 2020 có giá 467 nhân dân tệ/tấn thì tháng 9/2021 vượt 1.000 tệ/tấn (tức quá gấp đôi). Giá khí tự nhiên cũng tăng vọt. Với giá nhiên liệu đó, càng phát điện càng lỗ. Nhiệt điện, do đó không đảm bảo 1.260 GW lắp đặt hoàn toàn khả dụng.

Điện hạt nhân của Trung Quốc có công suất lắp đặt 51 GW - là con số đáng nể ngay cả trong mắt cường quốc hạt nhân như Pháp. Tuy nhiên, con số đó quá nhỏ bé so với phụ tải đỉnh 1.200 GW.

Nhiều bài báo Trung Quốc đã lên tiếng về nhu cầu phải đảm bảo nguồn điện chủ động và tăng giá điện. Tỉnh Quảng Đông đã tăng giá điện công nghiệp bằng cách tăng giá giờ cao điểm và thấp điểm kể từ ngày 1/10/2021. Điện sinh hoạt giữ nguyên ở giá trung bình 0,542 nhân dân tệ/kWh (khoảng 1.950 VNĐ/kWh).

Trong khi nguyên nhân giá than tăng là nguyên nhân mới xảy ra, thì nguyên nhân mất cân đối do lượng điện năng lượng tái tạo quá cao đã gây thiếu điện cho Trung Quốc từ tháng 12/2020 và là nguyên nhân không bất ngờ - cho dù thời tiết luôn diễn biến bất ngờ. Mặc dù Trung Quốc đã có 36 GW thủy điện tích năng (công suất lớn hàng đầu thế giới) và hệ thống truyền tải siêu cao áp Đông - Tây xoay chiều và một chiều, nhưng vẫn chưa đủ để cân bằng 550 GW công suất năng lượng tái tạo.

Cải cách thị trường điện “Quản trụ trung gian, phóng khai lưỡng đầu”:

Ngay ngày 11 tháng 10 năm 2021 - tức là chỉ hai tuần sau khi khủng hoảng, Ủy ban Cải cách và Phát triển Quốc gia Trung Quốc đã có Thông báo số 1439 về Cải cách giá điện nối lưới cho sản xuất điện than theo hướng thị trường. Nội dung thông báo có những đổi mới mang tính đột phá.

“Theo yêu cầu chung của cải cách hệ thống điện là “Quản trụ trung gian, phóng khai lưỡng đầu” (Kiểm soát khâu giữa, giải phóng hai đầu), giải quyết có trật tự giá điện nối lưới của tất cả các nhà máy nhiệt điện than, mở rộng biên độ giao dịch giá cả thị trường điện, thúc đẩy sự tham gia của người sử dụng điện công nghiệp và thương mại (sau đây gọi là công thương) vào thị trường. Hủy bỏ giá bán điện trong danh mục công thương, duy trì giá điện ổn định cho người dân, nông nghiệp và các hoạt động phúc lợi công cộng, phát huy đầy đủ vai trò quyết định của thị trường trong phân bổ nguồn lực”.

“(1) Tự do hóa một cách có trật tự biểu giá nối lưới đối với tất cả các nhà máy điện than. Về nguyên tắc, toàn bộ sản lượng điện than sẽ tham gia thị trường điện và giá điện nối lưới sẽ được hình thành trong biên độ “giá cơ sở + biến động” thông qua giao dịch thị trường. Giá chuẩn hiện tại của sản xuất điện đốt than sẽ tiếp tục đóng vai trò là chuẩn cho việc hình thành giá của sản xuất điện năng lượng mới.

(2) Mở rộng biên độ dao động giá điện giao dịch thị trường. Biên độ dao động giá giao dịch của thị trường phát nhiệt điện điện than sẽ được mở rộng từ mức dao động tăng không quá 10% và giảm không quá 15% như hiện nay thành biên độ dao động không quá 20%. Giá điện giao ngay không bị giới hạn bởi biên độ nêu trên.

(3) Khuyến khích người dùng công thương tham gia thị trường. Tất cả các địa phương cần chỉ đạo thúc đẩy tất cả các hộ sử dụng công thương tham gia thị trường điện, mua điện theo giá thị trường và hủy bỏ giá bán điện trong danh mục công nghiệp và thương mại. Tất cả người dùng có điện áp 10 kV trở lên phải tham gia. Đối với các khách hàng sử dụng điện chưa mua điện trực tiếp từ thị trường điện, công ty lưới điện sẽ mua điện với tư cách đại lý. Giá đại lý thông báo cho người dùng trước ít nhất một tháng.

(4) Giữ ổn định giá điện sinh hoạt và nông nghiệp. Người dân (bao gồm trường học, tổ chức phúc lợi xã hội, trung tâm dịch vụ cộng đồng và những người sử dụng phúc lợi công cộng khác thực hiện giá điện sinh hoạt) và điện nông nghiệp được đảm bảo cung cấp bởi các công ty lưới điện và chính sách giá bán điện theo danh mục hiện hành được thực hiện. Các địa phương ưu tiên sử dụng các nguồn điện giá rẻ để đảm bảo tiêu dùng điện sinh hoạt và sản xuất nông nghiệp”.

Tiếp theo đó là những thông báo về cải cách thị trường truyền tải. Ủy ban Cải cách và Phát triển tại các tỉnh tiếp tục hướng dẫn thị trường bán điện trực tiếp trong tỉnh. Các hộ công thương phải chuyển sang sử dụng theo thời gian.

Kết quả của cải cách:

Từ tháng 1 đến tháng 4, các trung tâm mua bán điện trên cả nước Trung Quốc đã tổ chức và hoàn thành tổng lượng điện năng giao dịch thị trường là 1.756,89 tỷ kWh, tăng 7,8% so với cùng kỳ năm 2022, chiếm 62,5% tổng sản lượng điện tiêu thụ toàn xã hội.

Giá điện cho hộ sinh hoạt tiếp tục được duy trì chung cho cả nước ở mức 0,542 nhân dân tệ/kWh, nhưng do đồng nhân dân tệ yếu so với USD năm 2021, nên chỉ còn tương đương 1.789 đồng/kWh. Nhưng giá điện cho hộ công thương khác biệt rất lớn giữa các tỉnh. Mỗi tỉnh tự xác định ra giờ cao điểm, bình thường và thấp điểm phù hợp với tỉnh (vì Trung Quốc là nước trải trên nhiều múi giờ).

Bảng dưới đây là giá điện bán cho hộ công thương theo thời gian tại một số tỉnh ở Trung Quốc vào tháng 3/2023 - CNY/kWh (chưa bao gồm phí truyền tải, phân phối, phí công suất, phụ thu và trợ giá).

Bảng giá điện công thương tại một số tỉnh ở Trung Quốc vào tháng 3/2023 (chưa bao gồm phí truyền tải, phân phối, phí công suất, phụ thu và trợ giá):

Nguồn: Guolian Securities.

Nhờ những cải cách sâu rộng về thị trường, đến tháng 4/2023, hệ thống điện Trung Quốc tiếp tục phát triển tốt. Công suất đặt hệ thống tháng 4/2023 tăng trưởng mạnh so với tháng 5/2021. Dù không còn hỗ trợ của Chính phủ, điện gió và mặt trời vẫn phát triển rất nhanh. Trong bốn tháng đầu năm 2023, Trung Quốc bị mất 25,9% sản lượng thủy điện so với cùng kỳ năm trước, nhưng vẫn đảm bảo đủ điện cho khôi phục sau Covid.

Bảng công suất đặt các loại nguồn điện của Trung Quốc năm 2021 và 2023:

Nguồn: cec.org.cn.

Như ta thấy trong bảng, nhiệt điện vẫn là “đầu kéo” của hệ thống điện Trung Quốc. Với tất cả những thế mạnh của hệ thống điện lớn như trên, nhưng Trung Quốc vẫn chỉ cam kết Net Zero vào năm 2060.

KẾT LUẬN VÀ LIÊN TƯỞNG VỚI HỆ THỐNG ĐIỆN VIỆT NAM:

1. Cải cách của Trung Quốc chỉ là một trong số rất nhiều phương pháp cải cách thị trường điện trên thế giới.

2. Nhờ cải cách nhanh và trúng, hệ thống điện Trung Quốc đã phát triển tốt qua thời gian Covid và phục hồi sau Covid.

3. Cải cách không chỉ một lần mà là một quá trình, bước đầu tiên đã phải xác định hướng cho bước đi tiếp theo.

4. Dù điện năng lượng tái tạo tăng vọt, nhưng tăng trưởng nhiệt điện và điện hạt nhân (nguồn chủ động) của Trung Quốc vẫn duy trì tốt, tỷ lệ đủ mạnh, đảm bảo an toàn hệ thống.

5. Khác với hệ thống của Việt Nam, vào thời điểm cải cách, công suất đặt nguồn điện chủ động (nhiệt điện, hạt nhân và một phần thủy điện) của Trung Quốc vẫn có thể đáp ứng nhu cầu phụ tải cao nhất (phụ tải đỉnh). Thiếu điện chủ yếu do giá cả chưa hợp lý.

6. Khi tiến hành cải cách thị trường, dù là bằng cách này, hay cách khác, hệ thống điện của Việt Nam sẽ không thể có những thay đổi nhanh như của Trung Quốc, vì công suất đặt so với nhu cầu phụ tải cao nhất chưa đạt yêu cầu (dự phòng còn quá thấp, hoặc thiếu dự phòng). Việt Nam sẽ cần nhiều năm để có thay đổi tích cực.

Trước mắt, chúng ta có thể nghiên cứu áp dụng một phần của việc cải cách “Tự do hóa một cách có trật tự biểu giá nối lưới đối với các nhà máy điện than và mở rộng biên độ dao động giá điện trong giao dịch thị trường phát điện cạnh tranh” của Trung Quốc. Đồng thời, khẩn trương bổ sung điều chỉnh Luật Điện lực và các quy định liên quan để triển khai rộng hơn thị trường bán buôn, cho phép các doanh nghiệp thành phần ngoài EVN tham gia thị trường bán buôn điện cạnh tranh Việt Nam (VWEM).

7. Giống tình trạng của Việt Nam, biến đổi khí hậu làm cho nguồn nước thủy điện không ổn định, chỉ một phần công suất có thể chủ động phát điện./.

Theo: Năng lượng Việt Nam