Siri artikel "Masa Depan Industri Elektrik" menganalisis kesesakan sedia ada, bertujuan untuk terus menggalakkan pelaburan dalam sumber kuasa baharu dan perubahan yang diperlukan pada dasar penetapan harga elektrik.
Perubahan pantas dalam struktur sumber kuasa
Menurut data daripada Vietnam Electricity Group (EVN), perkadaran sumber elektrik pada tahun 2023 mengikut struktur pemilikan telah berbeza dengan ketara berbanding tahun-tahun sebelumnya.
Sehubungan itu, EVN memegang 11% daripada bekalan elektrik, manakala tiga syarikat penjanaan kuasa (Gencos) di bawah EVN memegang 26%. Dua lagi perusahaan milik kerajaan, Kumpulan Minyak dan Gas Vietnam (PVN) dan Kumpulan Arang Batu dan Mineral Vietnam (TKV), masing-masing memegang 8% dan 2%. Pelabur BOT memegang 10% daripada bekalan elektrik, manakala import dan sumber lain hanya menyumbang 1%.
Terutamanya, sumber kuasa yang dilaburkan secara persendirian menyumbang 42% daripada jumlah kapasiti terpasang, terutamanya tenaga boleh diperbaharui.
Ini satu perubahan yang dramatik! Sebelum tahun 2012, pemilikan swasta terhadap sumber elektrik adalah kurang daripada 10%. Jika kita mempertimbangkan tempoh sebelum tahun 2003, perusahaan milik negara mengawal hampir semua sumber elektrik.
Bagi memenuhi permintaan elektrik untuk pembangunan sosioekonomi , selain loji janakuasa di bawah perakaunan EVN (pengeluaran elektrik menyumbang 17% daripada jumlah output elektrik keseluruhan sistem pada tahun 2022), EVN terpaksa membeli elektrik tambahan (83% daripada jumlah output elektrik sistem) melalui perjanjian pembelian kuasa dengan loji janakuasa lain seperti PVN, TKV, loji janakuasa BOT, syarikat penjanaan kuasa (Genco1, Genco2, Genco3), loji janakuasa tenaga boleh diperbaharui dan loji janakuasa bebas yang lain.
Melihat struktur penjanaan kuasa di atas, Dr. Nguyen Dinh Cung, bekas Pengarah Institut Pusat untuk Penyelidikan Pengurusan Ekonomi, percaya bahawa pasaran penjanaan elektrik akan menjadi semakin kompetitif. Ini kerana, dari segi sumber kuasa, EVN dan unit ahlinya mengawal kurang daripada 40%; PVN dan TKV memegang 10%, dan selebihnya dipegang oleh entiti swasta.
Melabur dalam pembangunan sektor elektrik secara amnya, dan penjanaan kuasa khususnya, pastinya memerlukan peningkatan penyertaan daripada pelbagai sektor ekonomi, terutamanya sektor swasta. Oleh itu, perkadaran dan peranan EVN dalam penjanaan kuasa akan berkurangan secara beransur-ansur.
Walau bagaimanapun, Encik Cung juga menyatakan bahawa, dalam konteks ini, adalah mustahil untuk mempercayakan EVN untuk memastikan bekalan elektrik yang mencukupi untuk ekonomi!
Harga elektrik murah semakin jatuh.
Kemasukan sumber tenaga boleh diperbaharui seperti tenaga angin dan solar telah menjadi perbezaan yang ketara dalam sistem kuasa Vietnam dari tahun 2020 hingga kini. Kadar tenaga boleh diperbaharui telah meningkat, tetapi bekalan sumber yang lebih murah semakin berkurangan.
Secara khususnya, apabila mempertimbangkan jenis sumber kuasa, kadar kapasiti kuasa hidro termurah (dan paling mahal) yang dibekalkan kepada sistem semakin berkurangan secara beransur-ansur sejak beberapa tahun kebelakangan ini disebabkan oleh hampir tiada loji kuasa hidro berskala besar baharu yang beroperasi (daripada 36.9% kapasiti pada tahun 2019 kepada hanya 28.5% pada tahun 2022).
Menjelang akhir tahun 2022, jumlah kapasiti sumber kuasa angin dan solar yang telah diperakui untuk operasi komersial (COD) ialah 20,165 MW, menyumbang 25.94% daripada jumlah kapasiti sistem. Sumber tenaga boleh diperbaharui ini hanya mengalami pertumbuhan yang pesat antara tahun 2019 dan 2021.
Walau bagaimanapun, sumber kuasa ini bukan sahaja mahal – disebabkan oleh mekanisme penetapan harga keutamaan, jauh lebih tinggi daripada harga elektrik purata – tetapi juga tidak stabil, justeru tidak menyumbang secara berkesan kepada sistem kuasa, terutamanya sekarang kerana waktu puncak beralih dari tengah hari (sebelum ini) ke petang.
Loji janakuasa arang batu menyumbang 25,312 MW, mewakili 32.6%; loji janakuasa hidroelektrik, termasuk loji hidroelektrik kecil, menyumbang 22,504 MW, mewakili 28.9%; dan loji janakuasa gas menyumbang 7,152 MW, mewakili 9.2%.
Pasaran elektrik yang tidak stabil
Menurut data EVN, pada tahun 2022, empat loji janakuasa baharu telah menyertai pasaran elektrik dengan jumlah kapasiti 2,889 MW. Setakat ini, terdapat 108 loji janakuasa yang terlibat secara langsung dalam pasaran elektrik dengan jumlah kapasiti terpasang sebanyak 30,937 MW, menyumbang 38% daripada jumlah kapasiti terpasang semua sumber kuasa di seluruh negara.
Oleh itu, kadar loji janakuasa yang mengambil bahagian dalam pasaran elektrik masih rendah kerana kebanyakan sumber yang baru ditauliahkan tidak layak atau belum mengambil bahagian dalam pasaran elektrik (tenaga boleh diperbaharui, BOT).
Terutamanya, dalam beberapa tahun kebelakangan ini, kadar sumber kuasa yang terlibat secara langsung dalam pasaran elektrik cenderung menurun, terutamanya kerana kebanyakan sumber kuasa baharu yang beroperasi adalah projek BOT dan sumber tenaga boleh diperbaharui.
Menurut Pusat Penghantaran Sistem Kuasa Kebangsaan (A0), kadar sumber kuasa yang rendah yang terlibat secara langsung dalam pasaran elektrik memberi kesan yang ketara kepada tahap persaingan dan kecekapan operasi pasaran elektrik. Memandangkan bahagian pasaran terus menurun, harga pasaran elektrik tidak akan mencerminkan kos marginal penjanaan elektrik dalam sistem dengan tepat. Ini menghalang perkembangan pasaran elektrik selanjutnya.
Seorang wakil dari EVN menyatakan: Di bawah mekanisme semasa, loji janakuasa ini "dijamin" pembayaran untuk kira-kira 80-90% daripada output mereka pada harga pembelian elektrik yang dikontrakkan, dengan baki 10-20% diselaraskan mengikut harga pasaran. Sementara itu, harga pasaran purata elektrik cenderung meningkat dari tahun ke tahun.
Khususnya, pada tahun 2022, harga pasaran elektrik meningkat sebanyak 53.6% berbanding tahun 2021, yang membawa kepada peningkatan keuntungan yang ketara bagi loji janakuasa yang mengambil bahagian dalam pasaran (sebagai tambahan kepada keuntungan yang ditetapkan dalam perjanjian pembelian kuasa dan harga elektrik yang dipersetujui oleh pihak-pihak dan diluluskan oleh Kementerian Perindustrian dan Perdagangan ). EVN terpaksa menanggung kos tambahan ini sebagai pembeli tunggal.
Profesor Madya Dr. Truong Duy Nghia, Pengerusi Persatuan Sains Terma Vietnam, menilai: Hanya loji kuasa hidro, loji kuasa terma arang batu dan loji kuasa terma gas boleh menyertai pasaran penjanaan elektrik yang kompetitif. Mengikut mekanisme pasaran, loji kuasa dengan harga jualan elektrik terendah akan digerakkan untuk menjana lebih banyak elektrik, manakala loji kuasa dengan harga bidaan yang lebih tinggi akan digerakkan apabila sistem memerlukannya atau dimasukkan ke dalam program penjanaan rizab.
Pada hakikatnya, terdapat kekurangan yang menghalang peraturan melalui mekanisme pasaran daripada dilaksanakan.
Secara khususnya, menurut Profesor Madya Truong Duy Nghia, walaupun loji kuasa hidro mempunyai kos pengeluaran elektrik terendah, ia hanya boleh menjana kuasa maksimum apabila takungan penuh atau apabila air perlu dilepaskan (melalui turbin). Dalam kebanyakan kes, ia perlu melepaskan air dari dasar (tanpa menggunakan turbin) untuk melepaskan air banjir. Dalam kes lain, ia perlu menjana elektrik secara berselang-seli untuk menjimatkan air. Masa operasi maksimum (nilai Tmax) loji kuasa hidro di Vietnam hanya kira-kira 4,000 jam/tahun.
Dalam loji janakuasa yang dibina di bawah model BOT (Bina-Kendalikan-Pemindahan) (termasuk arang batu dan gas), harga dan output elektrik dijamin, sekali gus meletakkannya di luar pasaran penjanaan elektrik yang kompetitif. Loji janakuasa tenaga boleh diperbaharui dan biojisim juga tidak tertakluk kepada mekanisme pasaran. Loji janakuasa kos tinggi, seperti loji janakuasa gas, idealnya tidak boleh digerakkan di bawah prinsip pasaran, tetapi untuk memastikan keselamatan bekalan elektrik dan memenuhi keperluan beban puncak dan pertengahan kitaran, ia masih digerakkan. Pada masa ini, menurut Pelan Pembangunan Kuasa VIII, loji janakuasa gas juga digunakan untuk operasi beban asas.
"Oleh itu, pasaran penjanaan elektrik yang kompetitif terutamanya adalah untuk loji janakuasa arang batu. Kekurangan ini bermakna penjanaan elektrik yang kompetitif langsung tidak mengikuti mekanisme pasaran," ulas Encik Nghia.
Perubahan dalam struktur penjanaan kuasa, pemilikan projek penjanaan kuasa dan keadaan pasaran elektrik semasa yang tidak lengkap memerlukan perubahan dasar asas untuk sektor elektrik.
Ini merupakan keperluan segera bagi meminimumkan risiko kekurangan bekalan elektrik pada tahun 2024 dan tahun-tahun berikutnya, susulan gangguan bekalan elektrik yang dialami di Utara dari akhir Mei hingga 22 Jun 2023.
Menurut Ketua Jabatan Perniagaan EVN: Permintaan elektrik terus meningkat dengan ketara, diunjurkan pada purata 9% setahun, bersamaan dengan peningkatan kapasiti sebanyak 4,000-4,500 MW setahun. Sementara itu, kapasiti penjanaan kuasa yang dijangka akan beroperasi pada tahun 2024 hanya 1,950 MW dan pada tahun 2025 ialah 3,770 MW, terutamanya tertumpu di wilayah Tengah dan Selatan.
Kapasiti rizab sistem kuasa Utara adalah rendah, tetapi permintaan elektrik meningkat pada kadar 10% setahun; oleh itu, Utara berkemungkinan mengalami kekurangan kuasa puncak semasa musim panas Jun-Julai 2024 (kekurangan 420-1,770 MW).
Ini menimbulkan isu mencari jalan untuk mempercepatkan pelaburan dalam projek penjanaan kuasa bagi menampung kekurangan elektrik di Utara.
Pelajaran 2: Siapakah yang bertanggungjawab melabur dalam penjanaan kuasa: Sektor swasta atau perusahaan milik negara?
[iklan_2]
Sumber
Komen (0)