Giải quyết tình trạng thiếu điện giai đoạn sau năm 2020

Chia sẻ tại Diễn đàn Năng lượng Việt Nam: "Thách thức trong đảm bảo an ninh năng lượng gắn với phát triển bền vững" ngày 9/8, Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam Ngô Sơn Hải cho hay, trên cơ sở cập nhật tiến độ các dự án nguồn điện đang triển khai trong thời gian tới, giai đoạn đến 2020, nhìn chung cung ứng điện có thể được đảm bảo. Tuy nhiên, giai đoạn 2021-2023, hệ thống điện không đáp ứng nhu cầu và nhiều khả năng xảy ra tình trạng thiếu điện tại miền Nam.

* Nguy cơ thiếu điện tại các tỉnh miền Nam

Ông Ngô Sơn Hải cho biết, với phương án phụ tải cơ sở, tần suất nước về các hồ thủy điện ở mức trung bình nhiều năm, trong các năm 2019-2020, nhìn chung cung ứng điện có thể được đảm bảo. Tuy nhiên, nguồn nhiệt điện chạy dầu cần phải huy động với sản lượng tương ứng gần 4,4 tỷ kWh vào năm 2019 và 5,2 tỷ kWh năm 2020. Trong trường hợp các tổ máy phát điện không đáp ứng độ tin cậy vận hành hoặc không đảm bảo đủ nhiên liệu (than, khí) cho phát điện, có thể đối mặt nguy cơ thiếu điện vào năm 2020.

Trong giai đoạn năm 2021-2023, hệ thống điện không đáp ứng nhu cầu điện và nhiều khả năng xảy ra tình trạng thiếu điện tại miền Nam. Tình trạng thiếu điện miền Nam có thể tăng cao hơn và kéo dài ra cả giai đoạn đến năm 2025 trong các trường hợp: phụ tải tăng trưởng cao, lượng về các hồ thủy điện kém hơn trung bình nhiều năm; nguồn khí Lô B, khí Cá Voi Xanh chậm tiến độ và các dự án nguồn điện mới tiếp tục bị chậm tiến độ so với cập nhật hiện nay.

“Mỗi dự án nhiệt điện than từ 1.000 - 1.200MW tại miền Nam bị chậm tiến độ sẽ làm mức độ thiếu điện tại miền Nam tăng thêm từ 7,2 đến 7,5 tỷ kWh/năm”, ông Hải nhấn mạnh.

Đến giai đoạn 2026 - 2030, nhìn chung cung ứng điện cơ bản được đảm bảo trong trường hợp tiến độ các nguồn điện đáp ứng như dự kiến.

Như vậy, theo thông tin từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam có thể thấy, việc đảm bảo cung ứng điện toàn toàn quốc trong thời gian tới sẽ có nhiều rủi ro.

Ông Ngô Sơn Hải cho rằng, một số các yếu tố ảnh hưởng lớn có thể kể đến như: các nguồn điện đã được khởi công xây dựng để đưa vào vận hành trong 5 năm tới rất thấp so với yêu cầu tại Qui hoạch điện VII điều chỉnh.

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh trong 5 năm 2018-2022, tổng công suất các nguồn điện dự kiến đưa vào vận hành là 34.864 MW; trong đó, nhiệt điện là 26.000MW. Thực tế hiện nay chỉ có 7 dự án nhiệt điện than với 7.860MW đã được khởi công và đang triển khai xây dựng. Như vậy, còn trên 18.000MW trong số 26.000 MW các dự án nhiệt điện than dự kiến vào vận hành trong 5 năm tới nhưng đến nay chưa được khởi công xây dựng và sẽ ảnh hưởng rất lớn đến việc cung ứng điện các năm tiếp theo.

Thứ hai, nhiều dự án nguồn điện, nhất là các dự án nhiệt điện tại miền Nam tiềm ẩn rủi ro và có thể sẽ tiếp tục bị chậm tiến độ so với đánh giá tại thời điểm hiện nay. Đồng thời, việc đảm bảo nguồn nhiên liệu cho phát điện còn tiềm ẩn rủi ro. Các nguồn khí thiên nhiên trong nước hiện đang khai thác đã suy giảm nhưng chưa có nguồn cấp khí thay thế. Tiến độ dự kiến khí lô B và khí Cá Voi Xanh vẫn còn nhiều rủi ro về tiến độ.

* Giải pháp song hành

Theo dự báo trong giai đoạn đến năm 2030, nhu cầu sử dụng điện sẽ tiếp tục tăng trưởng ở mức cao. Ngành điện sẽ cần phải đảm bảo sản xuất từ 265-278 tỷ kWh vào năm 2020 và khoảng 572-632 tỷ kWh vào năm 2030. Tốc độ tăng trưởng giai đoạn 2016 – 2020 là 10,3-11,3%/ năm, giai đoạn 2021 – 2030 khoảng 8,0-8,5%/năm.

Ông Ngô Sơn Hải cho rằng, để đảm bảo an ninh năng lượng trong thời gian tới, cần đảm bảo tốt đồng hành 2 giải pháp là kiểm soát nhu cầu phụ tải và đảm bảo về nguồn cung điện.

Với việc kiểm soát phụ tải, ông Hải cho hay, cần tăng cường các giải pháp sử dụng điện an toàn, tiết kiệm và hiệu quả và quản lý nhu cầu sử dụng điện (DSM), ưu tiên cho khu vực miền Nam. Trong đó, cần có cơ chế của nhà nước để đẩy mạnh chương trình điều tiết phụ tải.

Ngành chức năng kiểm tra, giám sát các cơ sở sản xuất công nghiệp trong việc áp dụng tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật, định mức về sử dụng năng lượng đã được cơ quan nhà nước có thẩm quyền quy định. Đồng thời, lựa chọn áp dụng quy trình và mô hình quản lý sản xuất tiên tiến, biện pháp công nghệ phù hợp và thiết bị công nghệ có hiệu suất cao.

Bên cạnh đó, khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời phân tán và các dự án điện mặt trời tại các khu vực khả thi về đấu nối. Đặc biệt, hỗ trợ và khuyến khích khách hàng sử dụng điện (sinh hoạt, khu công nghiệp, thương mại dịch vụ) đầu tư phát triển các dự án điện mặt trời áp mái, đặc biệt ở khu vực miền Nam.

Về đảm bảo nguồn cung, phía EVN cũng cho hay, trước mắt đến năm 2021, cần hoàn thành đúng tiến độ và đưa vào vận hành các công trình nguồn điện, đặc biệt ở phía Nam như các dự án nhiệt điện Long Phú 1, Sông Hậu 1, BOT Duyên Hải 2; đảm bảo tiến độ phát điện trở lại Nhà máy nhiệt điện Xekaman 3-Lào (2020).

Có cơ chế về khung giá mua điện tử Lào để đẩy nhanh việc đàm phán với phía Lào nhằm thu gom các nguồn điện tại Nam Lào và các đường dây đấu nối để nhập khẩu về Việt Nam qua các đường dây 220kV hiện hữu; Tăng cường nhập khẩu điện từ Trung Quốc ở phía Bắc theo phương án cách ly lưới điện.

Cùng với đó, phê duyệt điều chỉnh, bổ sung Qui hoạch và tập trung đầu tư công trình lưới điện 220-110kV để đấu nối truyền tải các nguồn điện năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời); tạo điều kiện để phát triển các dự án điện mặt trời, ưu tiên phát triển các dự án gần trung tâm phụ tải, thuận tiện đấu nối.

Về lâu dài, đến năm 2030, Việt Nam tiếp tục nghiên cứu các địa điểm có tiềm năng để đầu tư phát triển các trung tâm điện lực để bổ sung thêm nguồn cung cho Hệ thống điện quốc gia; trong đó, có tìm kiếm địa điểm phù hợp để đầu tư hệ thống kho, cảng và nhà máy điện khí sử dụng nguồn khí nhập khẩu tại khu vực phía Nam. Tiếp tục khuyến khích phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt điện mặt trời áp mái để giảm nhu cầu sử dụng điện và tăng cường nguồn cung cho hệ thống.../.