Nguy cơ hiện hữu
Các hồ thủy điện trong hệ thống, đặc biệt là khu vực miền trung mặc dù đang trong giai đoạn lũ chính vụ nhưng mực nước của nhiều hồ thủy điện xấp xỉ mực nước chết với lưu lượng nước về thấp nhất trong chuỗi thủy văn từ trước đến nay. Tổng sản lượng thủy điện theo nước về của hai tháng cuối năm trên toàn hệ thống thấp hơn 1,5 tỷ kWh so với kế hoạch năm 2018.
Bên cạnh đó, việc suy giảm khả năng cấp khí phục vụ phát điện từ hệ thống khí Nam Côn Sơn chỉ đạt trung bình 16,5 triệu m3 khí/ngày trong hai tháng cuối năm do mỏ khí Phong Lan Dại vào chậm cũng khiến sản lượng điện từ khí bị hụt 810 triệu kWh trong hai tháng.
Ðể bù phần điện thiếu hụt ước tính 2,9 tỷ kWh trong hai tháng cuối năm, ngành điện không còn cách nào khác là huy động tối đa các nhà máy điện than hiện có với sản lượng tăng khoảng 1,47 tỷ kWh so với kế hoạch năm 2018.
Tuy nhiên, để huy động được ngay nguồn than cho điện cũng gặp thách thức. Ước tính, nếu do thiếu than, các nhà máy điện phải ngừng hoặc giảm công suất khoảng 2.300 MW, tương đương công suất sử dụng điện trung bình của 13 tỉnh miền trung.
Theo EVN, trong trường hợp tình hình cấp than tiếp tục không đáp ứng được nhu cầu vận hành của các nhà máy nhiệt điện, để bảo đảm vẫn cung cấp đủ điện liên tục, ổn định, EVN buộc phải huy động thêm các nhà máy thủy điện trong điều kiện nước về các hồ rất thấp hiện nay. Việc này sẽ dẫn tới giảm mức nước dự trữ cuối năm của các hồ thủy điện với tổng sản lượng hữu ích còn lại ở thời điểm 31-12 chỉ là 11,1 tỷ kWh, thấp hơn 3,81 tỷ kWh so với mức nước dâng bình thường.
Hiện công suất thiết kế các nhà máy trong toàn hệ thống là khoảng 47.500 MW, nhưng chỉ có thể khai thác tối đa khoảng 42.000 MW sau khi loại trừ các yếu tố sửa chữa, bảo dưỡng và nước không đủ để phát theo công suất nhà máy. Với thực tế năm 2018, đỉnh công suất tiêu dùng điện chưa đến mức 35.500 MW và yêu cầu có thêm khoảng 4.000 MW công suất bổ sung/năm để phủ được nhu cầu điện những lúc cao điểm nắng nóng, có thể nói việc bảo đảm điện cho nền kinh tế vẫn sẽ được đáp ứng trong trước mắt là năm 2019 - chỉ có điều là với mức giá nào?
Câu chuyện này là thực tế bởi các nhà máy điện khí trong hệ thống cần 22 triệu m3 khí/ngày đêm, nhưng hiện Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) chỉ có thể cung cấp được 16 triệu m3 khí/ngày đêm. Trường hợp cần phải huy động các tổ máy đang thiếu khí vào phát điện, việc chạy dầu sẽ là tất yếu bởi không có nguồn bù đắp. Hiện, giá thành phát điện từ dầu là hơn 5.000 đồng/kWh, nếu so với mức giá bán lẻ điện bình quân do Thủ tướng Chính phủ quy định là 1.720,65 đồng/kWh, áp dụng từ tháng 12-2017, thì càng cấp điện đủ cho nhu cầu của nền kinh tế và chấp nhận đổ dầu vào chạy, EVN càng lỗ to.
Ông Tuấn cho hay, ước tính năm 2019 phải đổ dầu vào phát điện khoảng 3 tỷ kWh.
Cung năng lượng chưa bền vững
Tại Hội nghị cấp cao lần thứ 2 nhóm đối tác năng lượng Việt Nam (VEPG) diễn ra tại Hà Nội ngày 26-11, ông Ousmane Dione, Giám đốc quốc gia Việt Nam, Ngân hàng Thế giới (WB) đã cho rằng, thách thức trong giai đoạn tới của ngành năng lượng Việt Nam là thu hút được nguồn vốn đầu tư, ước tính khoảng 150 tỷ USD cho từ nay tới năm 2030. Hiện tiêu thụ điện bình quân trên đầu người tại Việt Nam hiện đạt 1.700 kWh/người/năm vẫn thấp hơn so với bình quân quốc tế, và hiện chỉ bằng 1/3 của Trung Quốc, 1/5 của Australia.
Tuy nhiên, nhu cầu vốn này cũng được Giám đốc Dione cho rằng, đang gặp phải những thách thức lớn, mà cụ thể nhất là giá điện đang ở dưới mức thu hồi chi phí và EVN không nhận được trợ cấp trực tiếp từ Chính phủ.
Cũng trong ba năm qua, EVN khởi công được mỗi Dự án Nhiệt điện Vĩnh Tân 4 mở rộng, với công suất 600 MW. Các dự án khác đều vẫn đang trong tình trạng chờ đủ thủ tục mới khởi công chứ không được triển khai theo hướng công trình cấp bách như đã từng làm.
Năm 2017 và 2018 cũng có 3 dự án theo hình thức BOT với nguồn vốn từ nước ngoài được cấp Chứng nhận đầu tư gồm Nhiệt điện BOT Nghi Sơn 2 (vốn đầu tư 2,79 tỷ USD, quy mô 1.200 MW); Nhiệt điện BOT Vân Phong 1 (vốn đầu tư đăng ký 2,58 tỷ USD, công suất 1.320 MW) và Nhiệt điện BOT Nam Ðịnh 1 (vốn đầu tư 2,07 tỷ USD, công suất 1.109,4 MW), tuy nhiên mới chỉ có BOT Nghi Sơn 2 được triển khai, hai dự án chưa có ngày triển khai xây nhà máy chính.
Ngay với các nhà máy nhiệt điện khí có nguồn đầu vào từ Dự án Cá Voi Xanh và Lô B hiện cũng đang khó khăn trong quá trình triển khai, thu xếp vốn, nên tiến độ vào vận hành khó có thể bảo đảm như kế hoạch ban đầu. Việc xây dựng các nhà máy điện khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) từ nguồn nhập khẩu đòi hỏi nhu cầu vốn tới cả tỷ USD cho xây dựng hạ tầng cơ sở lẫn thời gian từ 4 - 5 năm để triển khai.
Trông chờ nhất hiện nay là nguồn năng lượng tái tạo khi có tới 26.000 MWp điện mặt trời được nhà đầu tư mong muốn triển khai và đã đăng ký với cơ quan hữu trách từ tháng 4-2017 đến nay, sau khi giá điện mặt trời được Thủ tướng Chính phủ cho phép là 9,35 Cent/kWh nếu dự án vào trước tháng 6-2019.
Hiện nguồn điện mặt trời áp mái cũng được cho là cơ hội bổ sung thêm cho hệ thống lưới điện khi giá thành thiết bị đang giảm. Theo EVN, nếu mỗi gia đình có 3 - 5 kWh điện mặt trời áp mái, thì chỉ cần 1 triệu hộ trong tổng số 30 triệu hộ sử dụng điện hiện nay dùng nguồn này, hệ thống sẽ có thêm 3.000 MW. Tuy vậy, điểm yếu của điện mặt trời chỉ vận hành được 1.500 - 1.800 giờ/năm, và có nguy cơ rã lưới theo thời tiết nên tiềm ẩn nguy cơ không ổn định.
Bởi vậy, câu chuyện điện cho tương lai sau năm 2020 vẫn còn có những dấu hỏi nhất định.
| Ông Nguyễn Anh Tuấn, Cục trưởng Cục Ðiều tiết điện lực (Bộ Công thương) cho hay, bộ này đang chỉ đạo EVN xây dựng bốn phương án cung cấp điện cho năm 2019 với mức tăng trưởng nhu cầu điện là 9,94% và 10,64% và có tính tới tần suất nước về hồ bình thường và cạn hơn. |
