Nguồn cung điện được dự báo thiếu hụt trong 6 tháng cuối năm. Trong ảnh: Nhà máy Nhiệt điện Mông Dương 2. Ảnh: Đỗ Phương
Đã phải tiết giảm điện
Mới đây, Bộ Công thương đã cập nhật lại kế hoạch cung ứng điện năm 2019 dựa trên thực tế vận hành hệ thống tới hết tháng 6/2019. Theo đó, tổng điện năng sản xuất và nhập khẩu năm nay ước đạt 243,268 tỷ kWh, cao hơn 1,31 tỷ kWh so với kế hoạch được duyệt từ đầu năm và tăng trưởng 10,54% so với năm 2018.
Còn trong 6 tháng đầu năm 2019, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã cung cấp 110,95 tỷ kWh điện thương phẩm, tăng 10,01% so cùng kỳ năm 2018. Công suất lớn nhất (Pmax) đạt 38.220 MW, tăng 11,9% so với cùng kỳ.
Điều đáng nói là tại nhiều thời điểm, EVN đã gặp khó khăn trong việc cung ứng điện do nhu cầu điện tăng cao, việc cung ứng nhiên liệu (than, khí) cho phát điện chưa đáp ứng, dẫn đến một số nhà máy điện than phải giảm công suất, thậm chí dừng phát điện.
Theo EVN, dự báo trong 6 tháng cuối năm 2019, nhu cầu điện sẽ tăng cao hơn 6 tháng đầu năm, trong đó điện sản xuất toàn hệ thống 125,8 tỷ kWh, Pmax có thể vượt trên 39.000 MW. Do đó, việc đảm bảo nhu cầu điện sẽ rất khó khăn và phụ thuộc lớn vào việc cung cấp nhiên liệu, đồng thời theo tính toán cân đối thì EVN phải huy động cao các nguồn điện chạy dầu lên đến 3 tỷ kWh.
Thách thức lớn
Theo Bộ Công thương, việc một số nhà máy điện than như Quảng Ninh, Hải Phòng, Mông Dương 2, Thái Bình 1, Vũng Áng 1 gặp khó khăn về than, hay chuyện từ tháng 10/2019, lưu lượng cấp khí PM3 sẽ giảm còn một nửa so với hiện nay cũng làm tăng thêm độ khó khăn trong việc cung cấp điện.
Bên cạnh đó, câu chuyện lưới điện 500 kV - 220 kV - 110 kV thuộc các tỉnh Nam Trung bộ hiện quá tải và chưa thể tháo gỡ được trong năm 2019 cũng ảnh hưởng đến việc huy động các nhà máy điện gió, điện mặt trời bổ sung nguồn cung.
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 5% nhu cầu). Các năm 2024 - 2025 mức thiếu hụt giảm dần nếu các dự án khí lớn và các dự án nguồn điện đồng bộ được đưa vào vận hành.
Nhìn về lâu dài thì việc bổ sung nguồn nhiên liệu đầu vào cho các nhà máy điện than, điện khí cũng gặp thách thức lớn.
Trên thực tế, khả năng sản xuất than antraxit trong nước để cấp cho sản xuất điện của Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản và Tổng công ty Đông Bắc hiện nay chỉ khoảng 36 triệu tấn, đáp ứng cỡ 80% nhu cầu, nên phải nhập khẩu và pha trộn than.
Với thực trạng này, một số thời điểm trong năm 2018 - 2019 đã phải dừng, giảm công suất các nhà máy điện do bị thiếu than. Bởi vậy, trong các năm tới, nhu cầu than antraxit tiếp tục tăng cao khi một số nhà máy điện mới đi vào vận hành như Hải Dương, Nam Định, Thái Bình 2, Bắc Giang, Công Thanh... nên tình hình sẽ còn khó khăn hơn.
Nguồn cung điện khí cũng được cho là thách thức khi các nguồn khí Đông Nam bộ và Tây Nam bộ không đáp ứng đủ cho các nhà máy điện hiện hữu và đã bắt đầu suy giảm sản lượng, nhưng hiện chưa thấy có nguồn khí bổ sung nào đáng kể.
Hiện Bộ Công thương đã chỉ đạo Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tổng công ty Khí Việt Nam ưu tiên sản lượng khí khai thác của bể Cửu Long và bể Nam Côn Sơn, hay tối ưu sản lượng khí PM3 cho sản xuất điện.
Ngoài việc yêu cầu EVN khẩn trương phối hợp với PVN để đàm phán bổ sung khí PM3-CAA, đảm bảo nhu cầu khí cho phát điện các nhà máy điện Cà Mau 1 và 2 các tháng cuối năm 2019 và các năm sau, Bộ Công thương cũng chỉ đạo PVN làm việc với Nhà máy Đạm Phú Mỹ, Cà Mau để nghiên cứu chế độ vận hành hợp lý của các nhà máy này, nhằm giảm bớt căng thẳng cấp khí cho sản xuất điện của cụm nhà máy điện khí Cà Mau 1&2; làm việc với các hộ tiêu thụ khí thấp áp về nhu cầu khí và các giải pháp sử dụng nhiên liệu thay thế.
Dẫu vậy, theo tính toán, với tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện bình quân giai đoạn 2021 - 2025 là 8,6%/năm, tương ứng với sản lượng điện sản xuất cần bổ sung bình quân 26,5 tỷ kWh/năm, việc nhiều dự án nguồn điện lớn chậm tiến độ sẽ khiến hệ thống thiếu điện trong cả giai đoạn 2021 - 2025, dù đã huy động tối đa các nguồn điện, kể cả các nguồn điện chạy dầu.
