Khí đốt vẫn là nguồn phát điện chính của châu Âu

Ngay cả khi không có gián đoạn vật lý nào về nguồn cung, phần “phí rủi ro” trong thị trường khí đốt cũng đủ khiến giá điện biến động mạnh.

Trong các giai đoạn căng thẳng địa chính trị gần đây, việc giá khí đốt tăng trên Title Transfer Facility (TTF) - trung tâm giao dịch khí đốt chuẩn của châu Âu - đã dẫn tới những đợt tăng vọt giá điện giao ngay tại Ý và Đức. Điều này phản ánh thực tế rằng khí đốt thường xuyên là nguồn xác lập giá biên trong các thị trường này, khiến các cú sốc giá khí đốt được truyền thẳng và khuếch đại sang giá điện. Ngược lại, ảnh hưởng này hạn chế hơn nhiều tại Pháp và khu vực Iberia.

Sự phân hóa giá không phải là hiện tượng tạm thời, mà phản ánh thiết kế cốt lõi của thị trường điện châu Âu, nơi cơ chế định giá theo chi phí biên quyết định giá. Hệ thống này đã được thiết lập vững chắc, hài hòa trên toàn Liên minh châu Âu và về cơ bản là hiệu quả: Các nguồn phát điện được huy động theo thứ tự chi phí biên tăng dần, và nguồn cuối cùng cần để đáp ứng nhu cầu sẽ quyết định giá thị trường.

Trong những tháng gần đây, cơ chế này thể hiện rất rõ theo thời gian thực. Giá khí đốt kỳ hạn tháng gần tại trung tâm khí TTF dao động từ khoảng 20-30 euro/MWh lên tới hơn 60-70 euro/MWh trong các giai đoạn căng thẳng địa chính trị. Điều này khiến giá điện giao ngay vượt 120-150 euro/MWh tại các thị trường như Ý và Đức, trong khi tại Pháp chỉ quanh mức 60-80 euro/MWh trong cùng thời gian.

Khí đốt không chiếm ưu thế về sản lượng, nhưng vẫn quyết định giá

Khí đốt hiện chiếm khoảng 18-20% tổng sản lượng điện của Liên minh châu Âu, giảm so với khoảng 25% trước cuộc khủng hoảng năng lượng năm 2022. Xét về khai thác điện, mức độ phụ thuộc vào khí đốt đã giảm; nhưng trong việc hình thành giá thì chưa.

Theo cơ chế “thứ tự ưu tiên”, các nguồn có chi phí biên thấp như điện hạt nhân, thủy điện, gió và mặt trời được huy động trước. Các nhà máy điện khí - có chi phí biên cao hơn do giá nhiên liệu và chi phí carbon - nằm ở cuối và chỉ được huy động khi nhu cầu vượt quá khả năng của các nguồn rẻ hơn hoặc khi cần đảm bảo tính linh hoạt của hệ thống.

Tại phần lớn thị trường EU, khí đốt thường chỉ xác lập giá biên trong vài trăm đến khoảng 1.500 giờ mỗi năm. Tuy nhiên, các khoảng thời gian này thường trùng với lúc nhu cầu cao hoặc sản lượng năng lượng tái tạo thấp - tức là những thời điểm giá điện cao nhất. Vì vậy, các nhà máy điện khí có ảnh hưởng lớn không tương xứng tới mức giá điện trung bình cả năm.

Mối liên hệ giữa giá khí đốt và giá điện

Mức độ liên kết giữa giá khí đốt và giá điện tại Ý và Đức cao hơn nhiều so với Pháp hay khu vực Iberia.

Năm 2024, giá điện bán buôn tại Pháp và Tây Ban Nha nhìn chung dao động trong khoảng 55-70 euro/MWh. Tại Đức và Hà Lan, giá cao hơn và biến động mạnh hơn, thường ở mức 75-95 euro/MWh. Trong khi đó, tại Ý, giá thường xuyên đạt 90-110 euro/MWh.

Những khác biệt này xuất hiện dù các thị trường có sự kết nối vật lý chặt chẽ. Nguyên nhân chủ yếu đến từ sự khác nhau về cơ cấu nguồn điện và quan trọng hơn là tần suất khí đốt đóng vai trò xác lập giá biên.

Khí đốt chỉ thiết lập giá tương đối ít tại Pháp, nơi điện hạt nhân chiếm ưu thế. Tại Tây Ban Nha và Bồ Đào Nha, nơi năng lượng tái tạo hiện chiếm hơn một nửa sản lượng điện hàng năm, vai trò của khí đốt cũng bị giới hạn trong những khoảng thời gian ngắn.

Ngược lại, khí đốt vẫn giữ vị trí trung tâm trong hệ thống tại Ý, nơi nó chiếm gần một nửa sản lượng điện và xác lập giá biên trong tỷ lệ thời gian lớn hơn nhiều. Tại Đức, dù công suất năng lượng tái tạo lớn, khí đốt và than đá vẫn đóng vai trò cân bằng hệ thống, đặc biệt khi sản lượng gió và mặt trời thấp.

Sự phụ thuộc mang tính cấu trúc vào khí đốt

Liên minh châu Âu đã giảm đáng kể sự phụ thuộc vào khí đốt đường ống từ Nga. Nga chỉ còn chiếm khoảng 12% lượng khí đốt nhập khẩu của EU vào năm 2025, so với 45% năm 2021. Phần lớn đã được thay thế bằng LNG, hiện chiếm khoảng 48% nhập khẩu khí đốt của EU.

Tuy nhiên, việc đa dạng hóa nguồn cung không làm giảm mức độ dễ bị ảnh hưởng trước biến động giá khí đốt. Giá khí đốt tại châu Âu hiện gắn chặt hơn với thị trường LNG toàn cầu, vốn chịu ảnh hưởng từ nhu cầu ở châu Á, rủi ro nguồn cung tại Trung Đông và các hạn chế về hạ tầng trên toàn cầu.

Việc chỉ tăng công suất năng lượng tái tạo cũng chưa thể giải quyết vấn đề. Tình trạng tắc nghẽn lưới điện đã bắt đầu hạn chế sản lượng tái tạo ở nhiều thị trường. IEEFA ước tính Ý phải cắt giảm 2-4 TWh điện tái tạo mỗi năm. Tại Đức, chi phí điều độ lại và cắt giảm công suất đã vượt 3 tỷ euro mỗi năm trong những năm gần đây, đạt đỉnh trên 4 tỷ euro vào năm 2022, theo cơ quan quản lý mạng lưới liên bang của nước này. Cả hai quốc gia vẫn phụ thuộc vào khí đốt cho nhu cầu đỉnh, cân bằng hệ thống và trong một số trường hợp là cả phụ tải trung bình.

Đây không phải là thất bại của thiết kế thị trường, mà xuất phát từ sự phụ thuộc mang tính cấu trúc vào khí đốt trong phát điện. Cơ chế “thứ tự ưu tiên” vận hành đúng như thiết kế và vẫn là cách hiệu quả nhất để điều phối nguồn điện cũng như phản ánh tình trạng thiếu hụt. Hệ thống này đã được hiểu rõ và hài hòa trên toàn châu Âu; việc thiết kế lại sẽ không giải quyết được vấn đề cốt lõi.

Dù các nhà máy điện khí chỉ xác lập giá trong một phần thời gian hạn chế mỗi năm, ảnh hưởng của chúng tới giá khiến biến động của thị trường khí đốt vẫn chi phối mức giá điện trung bình năm. Đây là điểm thường bị hiểu sai, kể cả trong các cuộc thảo luận chính trị.

Để giảm sự phụ thuộc này, cần mở rộng năng lượng tái tạo đồng thời xử lý các hạn chế của hệ thống thông qua nâng cấp lưới điện, tăng tính linh hoạt (quản lý nhu cầu, lưu trữ bằng pin và thủy điện tích năng) và giảm vai trò của khí đốt cả trong giờ cao điểm lẫn thấp điểm.

Cho đến khi điều đó xảy ra, giá điện châu Âu sẽ vẫn gắn chặt về mặt cấu trúc với khí đốt, đồng nghĩa với việc rủi ro địa chính trị và các cú sốc giá sẽ tiếp tục nằm ngay trong lõi của hệ thống năng lượng EU.