Chi phí bình quân của điện là thước đo kinh tế kỹ thuật biểu thị mức giá bán điện quy dẫn không đổi trên mỗi đơn vị điện năng mà tại đó giá trị hiện tại thuần của toàn bộ dự án bằng 0, được xác định bằng tỷ số giữa giá trị hiện tại của tổng chi phí vòng đời nhà máy điện và tổng sản lượng điện năng được chiết khấu trong cùng thời kỳ. Chỉ số này phản ánh mức giá bán điện tối thiểu tính trên mỗi đơn vị điện năng mà nhà đầu tư cần đạt được để dự án hòa vốn tài chính và hoàn trả đầy đủ chi phí sử dụng vốn. Khái niệm này đóng vai trò nền tảng trong quy hoạch hệ thống điện lực, hoạch định chính sách năng lượng và so sánh hiệu quả kinh tế tương đối giữa các công nghệ phát điện khác nhau.
Bản chất và định nghĩa kinh tế
Chi phí bình quân của điện, thường được biết đến rộng rãi trong kinh tế học năng lượng qua thuật ngữ viết tắt tiếng Anh là LCOE (Levelized Cost of Electricity) hoặc chi phí điện quy dẫn, là một ứng dụng trực tiếp của phương pháp luận dòng tiền chiết khấu (discounted cash flow). Theo phân tích lý thuyết của Aldersey-Williams và Rubert (2019), chi phí bình quân của điện tương đương với mức giá bán điện thực tế không đổi mà tại đó giá trị hiện tại thuần (net present value, NPV) của toàn bộ dự án bằng 0. Khi giá bán điện trên thị trường vượt quá giá trị này, dự án mang lại lợi nhuận kinh tế thuần cho chủ đầu tư; ngược lại, nếu doanh thu thực tế thấp hơn giá trị quy dẫn, dự án sẽ không bù đắp được chi phí vốn và chi phí vận hành.
Bản chất cốt lõi của phương pháp quy dẫn là quy đổi toàn bộ các dòng tiền phát sinh ở các thời điểm khác nhau trong suốt vòng đời dự án—bao gồm vốn đầu tư xây dựng ban đầu, chi phí đại tu định kỳ, chi phí nhiên liệu biến đổi và chi phí tháo dỡ hoàn trả mặt bằng—về một mốc thời gian hiện tại duy nhất thông qua tỷ suất chiết khấu thích hợp. Đồng thời, các sản lượng điện năng tạo ra ở tương lai cũng được chiết khấu với cùng tỷ suất nhằm đảm bảo tính nhất quán về mặt giá trị thời gian của tiền tệ và rủi ro kinh doanh.
Công thức và phương pháp luận tính toán
Mô hình toán học tiêu chuẩn để xác định chi phí bình quân của điện được thiết lập dựa trên sự cân bằng giữa tổng chi phí vòng đời đã chiết khấu và tổng sản lượng điện năng đã chiết khấu:
Trong công thức toán học nêu trên, các đại lượng được định nghĩa và diễn giải chi tiết như sau:
- biểu thị chi phí đầu tư vốn ban đầu (capital expenditure, CAPEX) phát sinh tại năm , bao gồm chi phí khảo sát địa chất, đền bù giải phóng mặt bằng, mua sắm thiết bị công nghệ chính, xây lắp công trình phụ trợ và đấu nối vào hệ thống điện.
- biểu thị chi phí vận hành và bảo dưỡng (operations and maintenance, OPEX) thường niên tại năm , gồm chi phí nhân công quản lý, dịch vụ bảo trì định kỳ, phụ tùng thay thế và phí bảo hiểm kỹ thuật.
- biểu thị chi phí nhiên liệu tiêu hao tại năm đối với các nhà máy nhiệt điện sử dụng than đá, khí đốt tự nhiên hoặc sinh khối. Đối với các nguồn năng lượng tái tạo như điện mặt trời và điện gió, thành phần này bằng 0.
- biểu thị tổng sản lượng điện thương phẩm thực tế phát lên lưới điện tại năm , được đo lường bằng đơn vị megawatt giờ (MWh) hoặc kilowatt giờ (kWh).
- là tỷ suất chiết khấu thực tế (discount rate), thường được xác định tương đương với chi phí sử dụng vốn bình quân gia quyền (weighted average cost of capital, WACC) của dự án.
- là tổng thời gian khai thác kinh tế của nhà máy điện tính theo số năm.
Cơ cấu thành phần chi phí theo công nghệ
Mỗi công nghệ phát điện sở hữu một cấu trúc dòng tiền đặc trưng, dẫn đến sự khác biệt căn bản trong tỷ trọng đóng góp của từng thành phần vào chi phí bình quân:
| Hạng mục công nghệ | Tỷ trọng CAPEX | Tỷ trọng OPEX | Đặc điểm rủi ro nhiên liệu | Độ nhạy với tỷ suất chiết khấu |
|---|---|---|---|---|
| Điện mặt trời quang điện | Rất cao | Thấp | Hoàn toàn không có rủi ro nhiên liệu | Rất nhạy cảm với biến động của tỷ suất chiết khấu |
| Điện gió trên bờ | Cao | Trung bình | Không phụ thuộc vào biến động giá nhiên liệu | Nhạy cảm cao với chi phí sử dụng vốn WACC |
| Nhiệt điện than | Trung bình | Trung bình | Phụ thuộc lớn vào biến động giá than thế giới | Độ nhạy trung bình, chịu ảnh hưởng mạnh bởi giá nhiên liệu |
| Turbine khí chu trình hỗn hợp | Thấp | Thấp | Chi phí nhiên liệu khí chiếm tỷ trọng áp đảo | Ít nhạy cảm với CAPEX, phụ thuộc chủ yếu vào giá khí |
Đối với các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi như điện mặt trời và điện gió, gần như toàn bộ chi phí vòng đời tập trung vào giai đoạn xây dựng ban đầu. Do đó, chi phí bình quân của điện tái tạo chịu tác động quyết định bởi năng lực tiếp cận nguồn vốn lãi suất thấp và thời gian hoàn vốn thực tế. Ngược lại, đối với các nhà máy nhiệt điện truyền thống, chi phí nhiên liệu tích lũy qua nhiều thập kỷ chiếm phần lớn tổng chi phí, khiến chỉ số chi phí bình quân biến động mạnh theo thị trường năng lượng hóa thạch toàn cầu.
Phân tích ứng dụng và thực tiễn tại Việt Nam
Tại Việt Nam, phương pháp đánh giá chi phí bình quân của điện đóng vai trò trụ cột trong việc so sánh và định hướng cơ cấu nguồn điện quốc gia. Nghiên cứu của Nguyen, Abbott và Nguyen (2019) chỉ ra rằng đà sụt giảm mạnh mẽ của chi phí công nghệ năng lượng tái tạo trên thị trường quốc tế đã nhanh chóng cải thiện tính cạnh tranh kinh tế của điện mặt trời và điện gió tại Việt Nam so với các phương án xây dựng mới nhiệt điện than và khí đốt truyền thống.
Trong giai đoạn đầu phát triển nguồn điện mới, cơ chế giá mua điện cố định (feed-in tariff, FiT) được ban hành theo Quyết định 11/2017/QĐ-TTg và Quyết định 13/2020/QĐ-TTg đã tạo ra cú hích mạnh mẽ thúc đẩy hàng nghìn megawatt điện mặt trời hòa lưới. Tuy nhiên, theo đánh giá chuyên sâu của Le và cộng sự (2022), sự gia tăng quá nhanh của công suất phát điện tái tạo tập trung tại một số địa phương đã gây ra hiện tượng nghẽn mạch lưới điện truyền tải cục bộ, dẫn đến việc phải cắt giảm công suất phát (curtailment). Khi sản lượng điện phát ra thực tế bị cắt giảm, mẫu số của phương trình chi phí bình quân suy giảm đáng kể, khiến chi phí bình quân thực tế của từng kilowatt giờ điện được giao nhận tăng lên.
Nhằm định hình lộ trình chuyển dịch năng lượng bền vững và thích ứng với các cam kết phát thải ròng bằng 0, Thủ tướng Chính phủ (2023) đã ban hành Quyết định 500/QĐ-TTg phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII). Văn bản chính thức này đặt mục tiêu đến năm 2030 tỷ lệ điện năng sản xuất từ các nguồn năng lượng tái tạo đạt khoảng 30,9% đến 39,2% và định hướng đạt 67,5% đến 71,5% vào năm 2050. Việc hiện thực hóa các mục tiêu quy hoạch này đòi hỏi cơ quan điều hành phải chuyển đổi từ cơ chế giá hỗ trợ sang cơ chế đấu thầu cạnh tranh và định giá dựa trên chi phí bình quân thực tế kèm chi phí củng cố hạ tầng truyền tải.
Tích hợp hệ thống lưu trữ năng lượng
Do điện gió và điện mặt trời có tính chất phụ thuộc vào thời tiết và chu kỳ tự nhiên, việc tích hợp hệ thống lưu trữ năng lượng pin (battery energy storage systems, BESS) trở thành yêu cầu kỹ thuật tất yếu nhằm ổn định tần số và dịch chuyển phụ tải. Nghiên cứu của Lai và McCulloch (2017) đã mở rộng mô hình tính toán chi phí bình quân cho hệ thống kết hợp điện mặt trời quang điện và pin lưu trữ, qua đó xác lập phương pháp phản ánh chi phí suy hao dung lượng pin và tổn thất điện năng qua chu trình nạp xả hai chiều.
Khi bổ sung trạm lưu trữ pin vào tổ hợp phát điện, chi phí bình quân toàn hệ thống gia tăng thêm các thành phần tài chính đặc thù:
- Chi phí thay thế cell pin chu kỳ định kỳ do hiện tượng lão hóa hóa học và suy giảm dung lượng theo số lần sạc xả.
- Chi phí tổn hao năng lượng bắt nguồn từ hiệu suất nạp xả thực tế của hệ thống chuyển đổi điện năng và pin lưu trữ.
- Chi phí đầu tư hệ thống quản lý nhiệt và phòng cháy chữa cháy chuyên dụng cho các khối pin công suất lớn.
Giới hạn kinh tế và các khung đánh giá bổ trợ
Mặc dù được sử dụng rộng rãi, chỉ số chi phí bình quân của điện tồn tại những hạn chế cố hữu khi áp dụng cho hệ thống điện hiện đại có tỷ trọng thâm nhập cao của năng lượng tái tạo. Trong một công trình mang tính phê phán kinh tế học kinh điển, Joskow (2011) đã chứng minh rằng việc so sánh trực tiếp chi phí bình quân giữa nguồn phát điện gián đoạn không thể điều độ (như điện gió, điện mặt trời) và nguồn phát điện có thể điều độ linh hoạt (như turbine khí, thủy điện tích năng) là không phù hợp về mặt kinh tế học phúc lợi.
Các nguyên nhân chủ yếu khiến chỉ số quy dẫn tiêu chuẩn bị hạn chế bao gồm:
- Không phản ánh giá trị thời gian của điện năng: Giá trị kinh tế của một đơn vị điện năng sản xuất vào giờ cao điểm tiêu thụ cao hơn nhiều lần so với điện năng sản xuất vào thời điểm dư thừa phụ tải. Chỉ số chi phí bình quân ngầm định mọi đơn vị điện năng đều có giá trị ngang nhau bất kể thời điểm phát điện.
- Bỏ qua chi phí tích hợp hệ thống: Chi phí bình quân chỉ đo lường chi phí tại hàng rào nhà máy điện, hoàn toàn không tính đến chi phí đầu tư nâng cấp lưới điện truyền tải, chi phí duy trì nguồn điện dự phòng quay và chi phí dịch vụ phụ trợ hệ thống nhằm ứng phó với tính bất định của thời tiết.
- Không phản ánh rủi ro vị trí địa lý: Nguồn điện đặt gần tâm phụ tải tiêu thụ giúp tiết kiệm tổn thất truyền tải và chi phí đường dây, điều mà thước đo quy dẫn đơn thuần không thể hiện được.
Để khắc phục các thiếu sót này, các tổ chức năng lượng quốc tế đã phát triển các bộ công cụ đánh giá toàn diện hơn, tiêu biểu là chỉ số chi phí điện quy dẫn đã điều chỉnh theo giá trị (value-adjusted levelized cost of electricity, VALCOE). Khung phân tích mở rộng này kết hợp đồng thời cả chi phí sản xuất trực tiếp lẫn giá trị đóng góp về công suất, năng lượng và độ tin cậy của từng công nghệ vào lưới điện tổng thể.