Dự kiến phụ tải thiếu hụt khoảng 2,15 tỷ kWh
Tính đến thời điểm này, nguồn điện của cả nước ước đạt khoảng 53.000MW. Trong đó, thủy điện chiếm hơn 41%, nhiệt điện than khoảng 40%, phần còn lại là tuabin khí và các nguồn khác. Vấn đề đáng lo ngại là tại hầu hết các hồ thủy điện trên cả nước, lượng nước về đang ở mức rất thấp. Hiện có 380/385 hồ thủy điện lưu lượng nước về thấp hơn rất nhiều so trung bình nhiều năm (tần suất đạt 81%-99%). Đến hết năm 2019, tổng sản lượng thủy điện theo nước về chỉ đạt 65,9 tỷ kWh, thấp hơn 9,26 tỷ kWh so kế hoạch năm (75,18 tỷ kWh). Để khắc phục mức thiếu hụt quá lớn, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đang thực hiện phương án tích nước các hồ thủy điện, đồng thời lên kịch bản phát điện cao bằng nguồn than, khí và dầu vào mùa khô năm tới.
Tuy nhiên, than cho sản xuất điện cũng đang gặp khó khăn. Năm 2019, sản lượng điện sản xuất từ than chiếm 39%. Hiện nay, than để sản xuất điện chỉ dự trữ được bình quân 7-10 ngày, thậm chí có thời điểm chỉ 2 ngày là hết than, thay vì phải có than dự trữ từ 20 ngày đến một tháng. Không có than thì phải dừng chạy máy. Trong khi đó, EVN dù mới được giao nhập khẩu than và có lợi thế về cảng nước sâu nhưng lại chưa ký được hợp đồng nhập than dài hạn. Muốn ký hợp đồng loại này lại phải có bảo lãnh của Chính phủ.
Nhà máy nhiệt điện Sông Hậu 1 đang đẩy nhanh tiến độ đưa 1.200MW vào lưới điện quốc gia. Ảnh: CAO THĂNG
Trường hợp chấp nhận phát điện bằng dầu giá cao cũng không hề đơn giản. Bởi trong điều kiện hiện nay, việc mua dầu phải đặt trước 2 tháng. Nhưng nếu đặt mua dầu rồi mà nước về các hồ thủy điện đủ, thì sẽ là mạo hiểm về bài toán kinh tế. Vậy nên, các tổ máy hiện vẫn trong tình trạng khan dầu! Ngoài các yếu tố về thủy văn, khả dụng của các nhà máy điện than, dầu, hệ thống điện còn có nhiều yếu tố bất định khác về phụ tải và khả năng cung cấp khí. Ở vào giai đoạn hiện nay, nếu có bất kỳ một sự cố nào xảy ra ở các mỏ khí cũng đều ảnh hưởng đến vận hành hệ thống điện quốc gia, từ đó càng gây áp lực thiếu điện cho năm 2020. Dự kiến, tổng sản lượng phụ tải thiếu hụt trong mùa khô năm 2020 khoảng 2,15 tỷ kWh.
Cần biện pháp dài hơi
Một “nghịch cảnh” nữa của ngành điện là phân bố nguồn không đều, thủy điện chủ yếu tập trung ở miền Bắc và miền Trung, khu vực miền Nam chủ yếu là nhiệt điện khí và than, năng lượng tái tạo tập trung cục bộ ở khu vực Nam Trung bộ. Trong khi đó, nhu cầu tiêu dùng điện ở miền Nam lại rất lớn, chiếm trên 50% của cả nước. Điều này càng gây áp lực lớn cho lưới điện truyền tải 500kV Bắc Nam. Trên thực tế, nhiều dự án điện lớn trong quy hoạch điện VII đang bị chậm 2-3 năm so với kế hoạch, gây khó khăn cho việc cân đối cung cầu điện năm 2020 và các năm tiếp theo. Nhiều dự án lưới điện truyền tải giải phóng công suất các nhà máy điện, trong đó có điện mặt trời, lại gặp khó khăn do giải phóng mặt bằng. Nhưng dù có giải phóng hết công suất thì điện năng lượng tái tạo cũng chỉ là phần bổ sung không đáng kể và chỉ đáp ứng một phần nhu cầu điện vì tính phụ thuộc vào thời tiết.
Để khắc phục tình trạng thiếu hụt vào mùa khô, ngành điện đưa ra kịch bản nhập khẩu từ Trung Quốc và Lào. Theo kế hoạch năm 2020, dự kiến sản lượng điện nhập khẩu từ Trung Quốc khoảng 2,1 tỷ kWh và từ Lào khoảng 1,1 tỷ kWh. Tuy nhiên, muốn gia tăng nguồn điện nhập khẩu để bù vào phát điện nhà máy dầu trong nước giá cao thì phải đầu tư lưới điện truyền, hạ tầng đi theo. Chưa kể, để đầu tư hạ tầng kết nối điện với các nước, câu chuyện đặt ra là tiền ở đâu khi nguồn vốn đầu tư rất lớn mà nguồn lực thì lại có hạn?
Như vậy, trước mắt để giải quyết tình trạng thiếu điện, ngoài khẩn trương khắc phục các điểm nghẽn hiện hữu, cần thiết phải có các biện pháp dài hơi khác như tuyên truyền vận động khách hàng hạn chế sử dụng điện vào giờ cao điểm, thậm chí phải hạn chế, cắt giảm phụ tải theo từng thời điểm thiếu điện… Tất cả các giải pháp trên phải được sớm cảnh báo để khách hàng chủ động, tránh việc gây nên sự xáo trộn lớn ảnh hưởng tới sản xuất và sinh hoạt của người dân.
