Xây dựng các kịch bản trước nguy cơ thiếu điện

Dự phòng có đủ?

Đợt nắng nóng vừa qua ở miền Bắc dẫn đến nhu cầu sử dụng điện tăng cao khiến hệ thống điện lập kỷ lục mới trong tiêu thụ. Số liệu từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho hay, công suất tiêu thụ điện toàn quốc vọt lên đỉnh mới 41.558 MW vào ngày 2/6/2021, cao hơn 3.200 MW so với mức đỉnh của năm 2020. 

Với công suất dự phòng hiện nay, nhiều khả năng đến năm 2025, Việt Nam có thể sẽ rơi vào tình trạng thiếu điện.

Báo cáo từ Bộ Công Thương cho biết, đến hết năm 2020, hệ thống điện Việt Nam có tổng công suất lắp đặt nguồn điện khoảng 69.000 MW; trong đó, nhiệt điện than, thủy điện mỗi loại chiếm khoảng 30% tổng công suất, điện mặt trời chiếm khoảng 24%, tuabin khí và điện chạy dầu chiếm khoảng 13%, điện gió - điện sinh khối và nhập khẩu khoảng 1%...

Năm 2020 công suất phụ tải cực đại của hệ thống điện khoảng 38.700 MW, tỷ lệ dự phòng là 79% nếu tính cả điện gió, mặt trời và 34% nếu không tính đến các nguồn điện này. Như vậy, trong năm 2021, khả năng cung ứng điện vẫn đảm bảo với tỷ lệ dự phòng tương đối cao.

Giải trình về dự thảo Quy hoạch Điện VIII, Bộ Công Thương cũng cho rằng, nếu có xét đến nguồn năng lượng tái tạo thì tỷ lệ dự phòng công suất toàn quốc và các miền tương đối ổn; trong đó miền Bắc là 13%, miền Trung 291% và miền Nam là 36%. 

Tuy nhiên, nếu không xét các nguồn năng lượng tái tạo thì hệ thống điện miền Bắc và miền Nam sẽ thiếu công suất dự phòng.

Thực tế cho thấy, công suất tiêu thụ đạt đỉnh mới 41.558 MW vào ngày 2/6/2021 xảy ra từ chiều tối đến nửa đêm và chủ yếu là tiêu thụ điện trong sinh hoạt. 

Với công suất lắp đặt nguồn điện khoảng 69.000 MW; trong đó có khoảng 17.000 MW nguồn điện mặt trời, thì vào buổi tối, khi không có pin lưu trữ điện mặt trời, công suất nguồn điện cả nước giảm mạnh, chỉ còn khoảng 52.000 MW.

Ông Nguyễn Văn Vy, chuyên gia năng lượng cho rằng, hiện cũng là thời điểm nước về các hồ thủy điện thấp, nắng nóng khiến hiệu suất tại các nhà máy nhiệt điện than kém hơn bình thường…, do vậy công suất khả dụng của toàn hệ thống sẽ thấp hơn mức 52.000 MW. 

Với mức dự phòng gần như sát với mức tiêu thụ công suất đỉnh vào buổi tối, thì việc cắt giảm điện, hay quá tải lưới điện là điều không tránh khỏi.

Theo giải trình từ Bộ Công Thương, tỷ lệ dự phòng công suất toàn quốc đến năm 2025, không xét năng lượng tái tạo chỉ khoảng 18%, gây khó khăn cho việc xếp đặt lịch bảo dưỡng, sửa chữa các nhà máy điện, đặc biệt là thời điểm phụ tải cực đại vào buổi tối và mùa khô. 

Cụ thể, tỷ lệ dự phòng hệ thống điện miền Nam sẽ giảm mạnh từ năm 2023 và không đủ điện vào năm 2025. Nguy cơ thiếu điện cao hơn vào mùa khô, hoặc thời điểm ngừng cấp khí, sửa chữa, bảo dưỡng các nhà máy điện ở khu vực miền Nam.

Ở miền Bắc, tỷ lệ dự phòng năm 2025 chỉ còn 10%. Như vậy trong giai đoạn 2023-2025, miền Bắc hầu như không có công suất dự phòng và phải nhận hỗ trợ từ miền Trung trong cao điểm mùa khô hoặc trường hợp sửa chữa bảo dưỡng các nhà máy điện.

Theo báo cáo cập nhật cân đối cung cầu điện giai đoạn 2021-2025 của EVN, trong trường hợp các nguồn điện chậm tiến độ, nguồn năng lượng tái tạo ngừng triển khai sau mốc tháng 10/2021 thì hệ thống sẽ bị thiếu hụt nguồn cung lớn. Sản lượng thiếu hụt có thể lên tới 27,7 tỷ kWh điện vào năm 2025.

Nhiều dự án chậm tiến độ

Theo Quy hoạch Điện VII điều chỉnh, tổng công suất các nguồn điện bao gồm các nguồn điện được chính thức bổ sung quy hoạch đạt gần 104.000 MW

Giai đoạn 2016-2020, các nguồn năng lượng mặt trời phát triển nóng, đạt tới 132% tổng công suất nguồn điện cần đưa vào vận hành trong giai đoạn này. 

Tuy vậy, các nguồn điện truyền thống như than, khí, thủy điện – chủ yếu là nhiệt điện than vẫn tiếp tục có xu hướng chậm tiến độ như các giai đoạn trước. Khối lượng xây dựng nguồn điện này chỉ đạt khoảng 60% so với quy hoạch.

Các nguồn điện chậm tiến độ chủ yếu trong các năm 2019-2020, xảy ra ở cả miền Bắc và miền Nam, với tổng công suất lên tới hơn 7.000 MW so với quy mô trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh.

Cụ thể, Bộ Công Thương cho hay, có 10 dự án nguồn điện lớn dự kiến đưa vào vận hành giai đoạn 2016 –2020 nhưng bị chậm tiến độ gồm: Sông Hậu 1, Thái Bình 2, Long Phú 1, Na Dương 2, Cẩm Phả 3, Công Thanh, Ô Môn III... 

Trong khi đó các nguồn điện năng lượng tái tạo chủ yếu là mặt trời lại được triển khai vượt quá mức quy hoạch dẫn tới khó khăn trong cân đối cung cấp điện.

Ông Nguyễn Thế Thắng, đại diện Viện Năng lượng cho rằng, các dự án nguồn điện ngoài EVN hầu hết chậm tiến độ, ảnh hưởng lớn tới cân đối cung cầu và an ninh cung cấp điện. Giai đoạn 2016-2020 chỉ đạt 15.500 MW trên tổng số 21.650 MW, đạt gần 72%.

Theo các kịch bản của dự thảo Quy hoạch Điện VIII đang được Bộ Công Thương lấy ý kiến và hiệu chỉnh, có thể nhận thấy, tỷ lệ dự phòng thô nếu tính cả điện gió và điện mặt trời luôn đạt cao từ khoảng 60%.

Nhưng, nguồn điện gió và mặt trời là nguồn năng lượng tái tạo biến đổi, đóng góp rất thấp vào dự phòng hệ thống điện, đặc biệt vào lúc phụ tải cực đại buổi tối là thời điểm không có mặt trời. Vào lúc này, tỷ lệ dự phòng thô nguồn điện toàn quốc chỉ đạt 21% vào năm 2020, từ 11-14% năm 2030 và từ 5-8% năm 2045 tùy theo kịch bản phụ tải.

Bộ Công Thương nhận định có thể xảy ra trường hợp các rủi ro cộng dồn, gồm phụ tải điện phát triển theo kịch bản cao, nguồn khí lô B (công suất 3.800 MW) chậm tiến độ và chỉ bắt đầu vào vận hành từ năm 2027, nguồn khí Cá Voi Xanh (3.750 MW) bắt đầu vào vận hành năm 2031, chậm tiếp 5 năm so với cân đối trong kịch bản cao. 

Khoảng 2.500 MW nguồn nhiệt điện than chậm sau năm 2030 do khó khăn trong huy động vốn xây dựng các nhà máy nhiệt điện than như Phả Lại 3, Công Thanh, Quảng Trạch II.

Với trường hợp rủi ro cộng dồn này, sẽ cần thiết phải đưa thêm vào các nguồn điện gió, điện mặt trời và các nguồn điện khác vào vận hành để đáp ứng nhu cầu nguồn điện và xây dựng thêm các đường dây một chiều từ khu vực Nam Trung Bộ ra Bắc Bộ để truyền tải công suất các nhà máy điện.

Theo Bộ Công Thương, để khẳng định về công suất dự phòng thừa hay thiếu, cần thiết phải tính toán số giờ kỳ vọng không đáp ứng nhu cầu phụ tải. 

Nhằm đảm bảo cung ứng điện giai đoạn 2021-2025, cần xem xét các giải pháp như đảm bảo tiến độ các nguồn điện, có cơ chế thúc đẩy phát triển nguồn năng lượng tái tạo, tiếp tục tăng cường nhập khẩu điện từ Trung Quốc, Lào và đẩy nhanh tiến độ các nhà máy điện khí hóa lỏng (LNG)…