Ngành điện “khát” nước, thiếu than

Nguy cơ thiếu điện  trầm trọng từ 2020

Theo báo cáo của Cục Điện lực và năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương), việc các dự án điện lớn bị chậm tiến độ so với quy hoạch, đặc biệt các nguồn điện BOT, các dự án nhiệt điện than… khiến toàn hệ thống sẽ thiếu điện trong giai đoạn 2021-2025 mặc dù đã huy động tối đa các nguồn điện.

Trong đó, ước tính sản lượng điện thiếu hụt năm 2021 khoảng 6,6 tỷ kWh, đến năm 2022 tăng lên khoảng 11,8 tỷ kWh, năm 2023 có thể lên đến 15 tỷ kWh (tương ứng xấp xỉ 5% nhu cầu).

Tuy là sự bổ sung quý giá trong điều kiện khó khăn nhưng với tính chất bất định, phụ thuộc vào thời tiết, điện mặt trời không thể tháo gỡ khó khăn cho ngành điện. Ảnh:  P.V

Theo báo cáo quy hoạch điện VII điều chỉnh của Bộ Công Thương dự báo đến năm 2020, các phương án cơ sở sản lượng điện thương phẩm là 235 tỷ kWh và phương án cao là 245 tỷ kWh. Tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm trong giai đoạn 2016-2020 của các phương án tương ứng là 10,34%/năm và 11,26% năm.

Dự kiến trong giai đoạn 2019-2020, các nhà máy điện được đưa vào vận hành khoảng 6.900MW, trong đó: Nhiệt điện than là 2.488MW, các nhà máy thủy điện là 592MW, các dự án năng lượng tái tạo khoảng 3.800MW. Toàn bộ hệ thống này có thể đáp ứng nhu cầu điện toàn quốc.

Tuy nhiên theo đánh giá của Bộ Công Thương, lộ trình nêu trên chưa chắc đã khả thi, nguyên nhân do nguồn nhiệt điện chạy dầu cần phải huy động với sản lượng tương ứng 1,7 tỷ kWh vào năm 2019 và 5,2 tỷ kWh năm 2020.

Nếu không huy động đủ sản lượng nêu trên, giai đoạn 2021-2025 xảy ra tình trạng thiếu hụt nguồn cấp điện do hệ thống điện dự phòng chỉ còn 20 - 30% trong các năm 2015 - 2016, đến năm 2018 - 2019 hầu như không còn dự phòng

Bộ Công Thương cũng cho biết, việc thiếu điện tại miền Nam dự kiến sẽ tăng cao hơn so với các tính toán. Nguyên nhân là do tiến độ các dự án khí Lô B, Các Voi Xanh đều chậm hơn so với kế hoạch từ 9 tháng đến 1 năm.

Ngoài ra, các dự án nhiệt điện Kiên Giang 1 và 2 không đáp ứng tiến độ hoàn thành trong giai đoạn 2021 - 2025, thâm chí lùi sau năm 2030; dự án Ô Môn II lùi tiến độ đến năm 2025.

“Trường hợp dự án nhiệt điện Long Phú 1 không đáp ứng tiến độ hoàn thành năm 2023, tình trạng thiếu điện tại miền Nam trong các năm 2024 - 2025 sẽ trầm trọng hơn” - Bộ Công Thương đánh giá.

Điện mặt trời không “gánh” nổi

Ông Phương Hoàng Kim - Cục trưởng Cục Điện lực và năng lượng tái tạo cho biết, hiện vẫn chưa có nguồn điện thay thế khả thi trước tình trạng thiếu điện sắp tới. Về phát triển năng lượng tái tạo, theo ông Kim đánh giá, mặc dù trong thời gian vừa qua, điện Mặt trời phát triển mạnh nhưng với hệ thống hiện tại chưa thể đảm bảo nguồn cung ứng ổn định.

“Đây là nguồn điện đã bổ sung kịp thời cho hệ thống điện quốc gia, góp phần đảm bảo cung cấp điện trong 6 tháng đầu năm 2019. Tuy nhiên, với hiện trạng cơ sở hạ tầng hiện có, trong một số thời điểm, lưới điện 500-220-110kV thuộc các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, Khánh Hòa, Phú Yên, Đăk Nông, Đăk Lăk bị quá tải, ảnh hưởng đến việc vận hành hệ thống điện an toàn, ổn định” - ông Kim thông tin.

Ông Bùi Quốc Hùng - Phó Cục trưởng Cục Điện lực và năng lượng tái tạo cho biết thêm, với việc ngày càng có nhiều cơ chế về giá ưu đãi các dự án điện mặt trời, điện gió phát triển rất nhanh. Tuy nhiên, hiện nay, việc phát triển hệ thống lưới điện truyền tải mất rất nhiều thời gian không theo kịp tốc độ của các dự án điện năng lượng tái tạo.

“Để đầu tư 1 dự án điện mặt trời với công suất 50 - 100MW chỉ mất khoảng 6 tháng, nhưng việc đầu tư lưới điện truyền tải với đường dây 500kV phải mất 3 năm, đường dây 220kV mất 2 năm. Do vậy, việc phát triển lưới điện truyền tải không theo kịp tiến độ đầu tư các dự án điện mặt trời” - ông Hùng cho hay.

Tuy nhiên theo đánh giá của ông Võ Quang Lâm - Phó Tổng Giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), dù hệ thống lưới điện truyền tải theo kịp thì điện mặt trời cũng không phải biện pháp tối ưu “giải cứu” tình trạng thiếu điện trầm trọng những năm tới.

 “Hiện tại, tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống điện là 48.000MW, song mức độ khả dụng chỉ là 39.000MW. Với tốc độ tăng trưởng sử dụng điện trên 10%/năm, nghĩa là năm tới phải có thêm khoảng 4.000MW nữa, tương đương cần 43.000MW, không biết lấy đâu ra mà sẵn sàng” - ông Lâm nói.

“Nếu lấy tổng lượng điện thương phẩm của năm 2019 là 212 tỷ kWh chia cho 365 ngày thì mỗi ngày cần khoảng 750 triệu kWh. Trong khi đó, ngày cao điểm nhất gần đây là 21/8, công suất điện mặt trời đạt 27 triệu kWh.

Như vậy, lượng điện còn lại cần có sẵn sàng “bất kể ngày đêm” phải là  720 - 730 triệu kWh. Điện mặt trời quan trọng nhưng lúc cao điểm chỉ đáp ứng 27 triệu kWh/750 triệu kWh” - ông Lâm tính toán.

Theo ông Lâm, điện mặt trời chỉ đáp ứng được một phần nhỏ, lượng điện thiếu hụt còn lại phải bù vào bằng các nguồn điện truyền thống khác như điện than, điện khí, thủy điện. Tuy nhiên, hiện nay, Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) và Tổng công ty Đông Bắc khai thác than khó khăn, công suất không cải thiện trong khi giá lại tăng dẫn tới phải nhập khẩu than, khí.

“Nhập khẩu khí về phải hoá lỏng chứ không thể nhập khẩu khí tự nhiên, đi bằng tàu lại cần có cảng nước sâu. Có rất nhiều khó khăn, phải trông chờ vào đầu tư lớn, dài hạn thì chủ mỏ khí mới quyết định mở mỏ bởi mỏ khí cần đầu tư 5 - 7, thậm chí 10 năm mới có khí. Do vậy, cần phải tính toán quy hoạch sớm, chỗ nào làm được nhà máy khí, chỗ nào làm nhiệt điện than” - ông Lâm nói.

Theo các chuyên gia đánh giá, việc nguồn năng lượng truyền thống dần cạn kiệt, các hệ thống điện mặt trời, gió… chưa hoàn thiện, cần xem xét khả năng quay lại nghiên cứu đầu tư, phát triển điện hạt nhân.