Sau 2 lần trình dự thảo tới Thủ tướng, tổng sơ đồ điện VIII đang được Bộ Công thương tính toán, giải trình thêm một số nội dung để sớm ban hành. Một trong các vấn đề nổi cộm, là cân đối được điện cho nhu cầu sử dụng – từng được cảnh báo từ nhiều năm qua.
EVN kiến nghị Thủ tướng sớm có cơ chế phát triển nhanh các nguồn năng lượng tái tạo ở khu vực miền Bắc nhằm tránh nguy cơ thiếu điện. (ảnh minh họa)
Cuối quý I/2022, đối chiếu tiến độ đầu tư nguồn điện, lưới điện và dự báo nhu cầu phụ tải để tính toán cân đối cung cầu điện giai đoạn 2022-2025, EVN cho biết việc đảm bảo cung ứng điện thời gian tới sẽ gặp nhiều khó khăn.
Có nhu cầu điện chiếm gần 50% toàn quốc và dự báo tăng trưởng cao hơn bình quân cả nước, khu vực miền Bắc ghi nhận thực tế các nguồn điện mới dự kiến hoàn thành hàng năm trong giai đoạn 2022-2025 luôn thấp hơn so với tăng trưởng phụ tải.
Điều này dẫn tới việc đảm bảo cung cấp điện ngày càng khó khăn và có thể xảy ra tình trạng thiếu hụt công suất đỉnh vào các tháng 5-7 (thời điểm nắng nóng cao điểm), công suất khả dụng các nhà máy thủy điện bị suy giảm.
Trong khi đó, việc hỗ trợ cấp điện từ miền Trung, miền Nam ra miền Bắc bị giới hạn bởi năng lực truyền tải 500kV Bắc – Trung.
Khu vực miền Trung, miền Nam dự báo cơ bản đáp ứng cung ứng điện trong cả giai đoạn 2022-2025. Tuy vậy, Tập đoàn Điện lực Việt Nam cảnh báo vẫn tiềm ẩn khó khăn trong trường hợp nhu cầu điện tăng trưởng theo kịch bản cao và/hoặc các nguồn điện lớn bị chậm tiến độ.
Theo dự báo nhu cầu phụ tải tại dự thảo Quy hoạch điện VIII và cập nhật phụ tải năm 2021, EVN đưa ra 2 kịch bản nhu cầu phụ tải điện (phương án cơ sở và phương án cao). Trong đó, phương án cao (để chuẩn bị sẵn sàng cho kịch bản nền kinh tế hồi phục và tăng trưởng mạnh từ năm 2022 theo chỉ đạo của Chính phủ) đã nêu chi tiết về sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu.
Cụ thể, năm 2022 là 281,5 tỷ kWh (tăng trưởng 11,5% so với năm 2021), năm 2025 là khoảng 378,3 tỷ kWh (bằng giá trị dự báo tại dự thảo Quy hoạch điện VIII), cao hơn 22,5 tỷ kWh so với phương án cơ sở. Tăng trưởng bình quân giai đoạn 2023-2025 gần 10,4%/năm.
Một yếu tố tham chiếu là tiến độ các nguồn điện mới đưa vào vận hành (căn cứ dự thảo Quy hoạch điện VIII và cập nhật tiến độ triển khai đầu tư các dự án nguồn, lưới điện của EVN và các chủ đầu tư ngoài EVN). Theo đó, sẽ lần lượt bổ sung công suất các năm từ 2022 đến 2025 lần lượt như sau: 2.750MW, 2.921MW, 3.282MW, 4.780MW.
EVN cho rằng, các nguồn điện có tiến độ vận hành tháng 12/2025 tạm thời không cân đối sản lượng trong giai đoạn này do tiến độ các nguồn này còn nhiều rủi ro.
Đối với sản lượng không huy động của năng lượng tái tạo, cơ bản trong giai đoạn 2022-2025, hệ thống điện chưa đảm bảo giải tỏa hết, trong đó các khu vực Nam Trung Bộ (Phú Yên, Khánh Hòa, Ninh Thuận, Bình Thuận), Tây Nguyên (Đắk Lắk, Đắk Nông, Gia Lai) và Tây Nam Bộ (Bến Tre, Cà Mau) là những khu vực gặp nhiều khó khăn trong giải tỏa công suất.
Theo tính toán của A0, sản lượng không huy động được trong phương án phụ tải cơ sở là 2,5 tỷ kWh năm 2022 (tương ứng với 6,6% tổng sản lượng năng lượng tái tạo) và giảm dần còn 1.700 – 800 – 75 triệu kWh vào các năm 2023, 2024 và 2025. Ở phương án phụ tải cao, sản lượng không huy động sẽ là từ 2,45 tỷ kWh năm 2022 giảm xuống còn 1500 – 670 – 30 triệu kWh vào các năm sau.
Qua tính toán cân đối cung cầu điện toàn quốc cho thấy, việc đảm bảo cung ứng điện thời gian tới sẽ gặp nhiều khó khăn và phụ thuộc rất lớn vào tiến độ các nguồn điện mới, đặc trong các năm 2024-2025.
Theo phương án phụ tải cơ sở, đối với miền Bắc, do nguồn điện mới được đưa vào vận hành hàng năm luôn thấp hơn so với tăng trưởng phụ tải nên việc đảm bảo cung cấp điện ngày càng khó khăn và có thể xảy ra thiếu hụt công suất đỉnh vào các tháng cao điểm nắng nóng (tháng 5-7) do thời điểm cuối mùa khô, công suất khả dụng các nhà máy thủy điện bị suy giảm.
Việc hỗ trợ cấp điện từ miền Trung, miền Nam bị giới hạn bởi năng lực truyền tải 500kV Bắc – Trung (hiện chỉ có 2 mạch). Trường hợp sự cố tổ máy hoặc sự cố đường dây truyền tải 500kV (đoạn mạch kép từ Hà Tĩnh - Nho Quan) có thể gây nguy hiểm cho việc đảm bảo cung ứng điện của hệ thống điện miền Bắc các năm tới.
Ở phương án phụ tải cao, do một số nguồn điện lớn trong năm 2024-2025 chậm tiến độ nên xuất hiện thiếu công suất và sản lượng trên phạm vi toàn hệ thống từ năm 2025, sản lượng phụ tải không đáp ứng là 4,76 tỷ kWh, tương đương khoảng 1,3% nhu cầu phụ tải.
Liên quan tới huy động các nguồn điện, trong các năm 2022-2023, do hệ thống còn dự phòng tương đối lớn nên các nhà máy nhiệt điện than và tuabin khí không được huy động cao. Đặc biệt là các nguồn điện tuabin khí khu vực Đông Nam Bộ sẽ chỉ được huy động khoảng 1.500-2.500 giờ/năm.
Đến năm 2024-2025, các nguồn tuabin khí sẽ bắt đầu được huy động cao do các nguồn điện mới trong các năm này bị chậm tiến độ và giả thiết không cân đối thêm các nguồn năng lượng tái tạo mới.
EVN cho biết, trong các năm 2022-2024 vẫn chưa thể huy động hết khả năng phát nguồn năng lượng tái tạo đã vào vận hành tại miền Trung, miền Nam do quá tải nội vùng và giới hạn truyền tải 500kV. Đến năm 2025 về cơ bản có thể giải tỏa nội vùng các nguồn năng lượng tái tạo đã vào vận hành, tuy nhiên trong chế độ mùa lũ miền Trung, miền Nam vẫn xuất hiện tình trạng quá giới hạn truyền tải 500kV.
Sau khi đưa vào vận hành tuyến đường dây 500kV Phố Nối - Nam Định - Thanh Hóa - Quảng Trạch thì khả năng sẽ giải tỏa được nguồn năng lượng tái tạo miền Trung, miền Nam qua lưới 500kV.
Cũng liên quan tới phụ tải và tình hình cung ứng điện (khi đánh giá thực hiện các dự án trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh), Bộ Công thương đã đề cập tới nguy cơ thiếu điện trong giai đoạn đến năm 2025.
Cụ thể, các năm 2021-2025, mặc dù đã phải huy động tối đa các nguồn điện chạy dầu, tuy nhiên hệ thống điện không đáp ứng nhu cầu phụ tải và xảy ra tình trạng thiếu điện tại miền Nam (mức thiếu hụt tăng từ 3,7 tỷ kWh năm 2021 lên gần 10 tỷ kWh năm 2022).
Mức thiếu hụt cao nhất vào năm 2023 (lên tới khoảng 12 tỷ kWh) và sau đó giảm dần xuống 7 tỷ kWh năm 2024 và 3,5 tỷ kWh năm 2025.
Cũng theo Bộ Công thương, tổng công suất các nguồn điện có khả năng đưa vào vận hành cả giai đoạn 2016-2030 dự kiến khoảng 80.500MW (thấp hơn so với dự kiến của Quy hoạch điện VII điều chỉnh khoảng 15.200MW). Trong đó, chủ yếu thiếu hụt trong các năm 2018-2022 (với tổng công suất trên 17.000MW), nhiều dự án nguồn điện trong giai đoạn này bị chậm sang giai đoạn 2026-2030 và hầu hết đều là dự án nhiệt điện tại miền Nam.
Từ đây, dẫn đến tình trạng hệ thống điện từ chỗ có dự phòng về nguồn điện 20-30% trong các năm 2015-2016, đến năm 2018-2019 hầu như không còn dự phòng và sang 2021-2025 xảy ra thiếu hụt nguồn cấp điện.
Nguyên nhân chính dẫn tới việc thiếu điện tại miền Nam tăng cao so với tính toán trước đây là: tiến độ các dự án khí lô B, Cá Voi Xanh đều chậm so với hế hoạch từ 9 tháng đến 1 năm, các dự án nhiệt điện Kiên Giang 1&2 không đáp ứng tiến độ hoàn thành trong giai đoạn 2021-2025, thậm chí lùi sau 2030, dự án Ô Môn III lùi tiến độ đến 2025.
Trường hợp dự án nhiệt điện Long Phú 1 không đáp ứng tiến độ hoàn thành năm 2023, tình trạng thiếu điện tại miền Nam trong các năm 2024-2025 sẽ trầm trọng hơn.