'Phá' nguy cơ thiếu điện thế nào?

Nhìn lại tình hình sản xuất và cung ứng điện trong 8 tháng qua có thể thấy, lượng điện thương phẩm đã tăng trưởng gần 10% so cùng kỳ 2018.

Bộ Công Thương dự kiến, việc cung cấp điện năm 2020 về cơ bản đáp ứng được nhưng tiếp tục tiềm ẩn một số rủi ro, có thể đối mặt với nguy cơ thiếu điện trong các tình huống cực đoan khi nhu cầu phụ tải cao hơn dự báo, lưu lượng nước về các hồ thủy điện kém, thiếu hụt nguồn nhiên liệu than, khí cho sản xuất điện...

Chưa nhìn thấy nguồn điện mới khả thi

Báo cáo của Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) cũng cho thấy, do nhiều dự án nguồn điện lớn bị chậm tiến độ so với quy hoạch, đặc biệt các nguồn điện BOT, các dự án nhiệt điện than... nên hệ thống sẽ thiếu điện trong cả giai đoạn 2021-2025 (mặc dù đã phải huy động tối đa các nguồn điện, kể cả các nguồn điện chạy dầu).

Trong khi 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).

Về phát triển năng lượng tái tạo, theo ông Phương Hoàng Kim, Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, tổng công suất điện mặt trời (ĐMT) theo đề xuất của các nhà đầu tư đã lên đến khoảng 25.000 MW, các dự án điện gió với tổng công suất khoảng 16.500 MW. Tính đến hết tháng 6, đã có tổng số 89 nhà máy ĐMT đưa vào vận hành với tổng công suất gần 4.500 MW.

“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.

Là đơn vị được Chính phủ giao cung cấp điện, điều mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) lo lắng nhất chính là đảm bảo đủ nguồn. Ông Võ Quang Lâm, Phó Tổng giám đốc EVN cho biết, hiện tại, tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống điện là 48.000 MW song mức độ khả dụng chỉ là 39.000 MW.

“Với tốc độ tăng trưởng sử dụng điện trên 10%/năm, nghĩa là năm 2020 phải có thêm khoảng 4.000 MW nữa, tương đương cần 43.000 MW, không biết lấy đâu để sẵn sàng”, ông Lâm nêu khó khăn.

Xung quanh câu chuyện nguồn điện của Việt Nam, ông Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Tăng trưởng xanh cho rằng, từ nay tới năm 2021, Việt Nam chưa nhìn thấy nguồn điện nào mới khả thi.

 Chính vì thế, Việt Nam cần nghiên cứu chi tiết và buộc phải đa dạng hoá nguồn điện, nhất là khi nguồn thuỷ điện đã hết, điện than cần hạn chế; điện gió, điện mặt trời tốt nhưng còn tác động mạnh về giá điện. Và trong bối cảnh hiện tại, nếu không phát triển điện hạt nhân thì nên xem xét thêm nguồn về điện khí.

Nguồn nào cũng có cái khó riêng

Phát triển bùng nổ thời gian qua, song điện mặt trời thực tế lại chỉ đáp ứng được lượng điện khá khiêm tốn trong tổng nhu cầu. Theo quy hoạch điện VII điều chỉnh, đến năm 2020, tổng công suất điện mặt trời mới đạt 850 MW nhưng thực tế hiện nay đã đạt 4.500 MW và sang năm, con số này dự kiến sẽ lên tới 7.700 MW. Con số thực đi xa hơn khá nhiều so với con số quy hoạch.

Ông Bùi Quốc Hùng, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo cho biết, sau khi có các cơ chế về giá ưu đãi đối với điện mặt trời, điện gió, các dự án điện năng lượng tái tạo này phát triển quá nhanh. 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.

Theo ông Võ Quang Lâm, đến tận năm 2025, dự báo tăng trưởng nhu cầu sử dụng điện vẫn là trên 10%/năm. Để đáp ứng nhu cầu về điện, cơ cấu các nguồn điện truyền thống cần được quan tâm đúng mức, nghiêm túc. Hiện nay, năng lượng truyền thống hiện chỉ còn nhiệt điện than và nhiệt điện khí có thể nhìn tới.

Dù vậy, ông Lâm cũng bày tỏ lo ngại bởi việc khai thác than của Tập đoàn Công nghiệp Than-Khoáng sản Việt Nam (TKV) và Tổng công ty Đông Bắc hiện nay khá khó khăn, công suất không lên được trong khi giá lại tăng lên, dẫn tới phải nhập khẩu than, khí.

“Nhập khẩu khí dạng hoá lỏng bằng tàu lại cần có cảng nước sâu nên phát sinh rất nhiều khó khăn, nên 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 chuyên gia năng lượng Nguyễn Văn Vy, Phó Chủ tịch Hiệp hội năng lượng Việt Nam (VEA), mặc dù các nguồn năng lượng trong đó có điện từ nay đến năm 2020 không đáng lo ngại, nhưng giai đoạn sau năm 2020, với hàng loạt các công trình, dự án đang chậm tiến độ cho thấy nguy cơ thiếu điện khá rõ ràng đòi hỏi các cơ quan quản lý cần tính toán lại.

“Điện mặt trời có thể xây dựng rất nhanh, nếu có cơ chế đặc biệt và phê duyệt nhanh thì từ lúc lập tự án cho đến khi đưa vào vận hành chỉ trong vòng 1 năm. Cho nên khi tính toán, nếu thấy có khả năng thiếu điện tổng thể hay vùng nào thiếu điện, ngành điện có thể tập trung các dự án năng lượng tái tạo tại khu vực đó để đảm bảo cung cấp điện”, ông Vy nêu quan điểm.