Ngày 3/8, Nhóm công tác kiểm tra chi phí phát điện thuộc Nhóm nghiên cứu tài nguyên năng lượng toàn diện (văn phòng tại Bộ kinh tế, thương mại và công nghiệp Nhật Bản/METI) đã tóm tắt kết quả tạm tính chi phí phát điện của từng nguồn điện vào thời điểm năm 2020 và năm 2030.
Nhóm này đã tham khảo thảo luận chính sách năng lượng năm 2030 của Tiểu ban chính sách cơ bản, và tiến hành nghiên cứu từ cuối tháng 3 để tính ra chi phí 1 kWh khi xây dựng/vận hành cơ sở sản xuất điện mới trên vùng đất trống của 15 nguồn điện như: nhiệt điện than, nhiệt điện LNG, điện hạt nhân, điện gió (trên bờ/ngoài khơi), điện mặt trời (thương mại/dân dụng),v.v. Tại cuộc họp Nhóm trước đó vào tháng 7, giá trị gần đúng đã được chỉ ra. Tuy nhiên tới lần này giá liệt kê chi tiết (chi phí chính sách, chi phí xã hội, chi phí nhiên liệu, chi phí vận hành và bảo dưỡng, chi phí vốn) của từng nguồn điện được làm rõ.
Chi phí sản xuất điện hạt nhân ước tính vào thời điểm năm 2030 là hơn 11,7 yên/kWh, tăng 1,4 yên so với ước tính của năm 2015. Ngoài ra, các chi phí như xử lý sự cố Nhà máy điện hạt nhân Fukushima số 1 thuộc công ty điện lực Tokyo (TEPCO) tương lai dường như cũng sẽ tăng lên, vì vậy chi phí sản xuất có thể vượt mức 11,7 yên. Nguồn điện rẻ nhất là điện mặt trời thương mại 8,2 ~ 11,8 yên. Dự kiến trong tương lai chi phí sản xuất điện mặt trời sẽ thấp hơn điện hạt nhân. Chính sách ưu đãi mua năng lượng tái tạo với giá cao bao gồm cả phần gánh vác cho người dân sẽ dần trở nên không cần thiết. Chi phí sản xuất điện hạt nhân tăng so với ước tính thời điểm năm 2015 là bởi chi phí cho các biện pháp an toàn, chi phí bồi thường khi xảy ra sự cố tăng.
Do tỷ lệ nguồn điện biến động tự nhiên như điện mặt trời và điện gió tăng, nên tại cuộc họp Nhóm, ngoài đánh giá nguồn điện đơn lẻ, vấn đề “chi phí ổn định hệ thống” để ổn định toàn bộ hệ thống điện đã được thảo luận; phương pháp đánh giá “chi phí cận biên của từng nguồn điện” phân tích bao gồm cả chi phí để đưa một nguồn điện nào đó vào hệ thống cũng được thảo luận và trình bày. Ví dụ, đánh giá này cũng phản ánh chi phí do giảm hiệu suất nhiệt phát sinh của Nhiệt điện trong trường hợp bổ sung điện mặt trời vào hình thức kết hợp năng lượng (energy mix) hiện tại.
Đánh giá tác động của từng nguồn điện đến toàn bộ hệ thống điện cũng được OECD và các tổ chức khác sử dụng để hoạch định chính sách năng lượng ở các quốc gia. Về chi phí sản xuất điện năm 2030, trong kết quả tạm tính đã được tóm tắt lần này, “chi phí cận biên của từng nguồn điện” cũng được thêm vào làm giá trị tham khảo. Theo tài liệu này, so với giá trị cơ bản, điện hạt nhân sẽ tăng từ 11,7 yên lên 14,4 yên, điện gió trên bờ từ 14,7 yên lên 18,5 yên, điện mặt trời (thương mại) từ 11,2 yên lên 18,9 yên,v.v. Theo METI, điện gió và điện mặt trời có sản lượng biến động theo thời tiết, nên sẽ thêm chi phí kiểm soát công suất và đảm bảo sản xuất nhiệt điện dự phòng (backup). METI nhấn mạnh dù bổ sung nguồn điện nào cũng sẽ phát sinh chi phí cho toàn bộ hệ thống điện, “vấn đề tiếp theo là làm thế nào để kiểm soát và gánh vác được chi phí gia tăng”, cần tiếp tục tăng cường thảo luận với cái nhìn toàn cảnh về cung cầu năng lượng.
Tạm tính chi phí sản xuất điện chính năm 2030:
(Chi phí tương đương với 1 kWh, trong ngoặc là tạm tính của năm 2015, sau mũi tên là chi phí cận biên)
● Điện hạt nhân: trên 11,7 yên（trên 10,3 yên）⇒ 14,4 yên
● Điện mặt trời thương mại: 8,2～11,8 yên（12,7～15,6 yên）⇒ 18,9 yên
● Điện mặt trời dân dụng: 8,7～14,9 yên（12,5～16,4 yên）
● Điện gió trên bờ: 9,9～17,2 yên（13,6～21,5 yên）⇒ 18,5 yên
● Điện gió ngoài khơi: 26,1 yên（30,3～34,7 yên）
● Nhiệt điện LNG: 10,7～14,3 yên（13,4 yên）⇒ 11,2 yên
● Nhiệt điện than: 13,6～22,4 yên（12,9 yên）⇒ 13,9 yên
International Nuclear Energy Development of Japan (JINED)
