Đổ dầu phát điện 

Ông Nguyễn Anh Tuấn, Cục trưởng Cục Điều tiết điện lực (Bộ Công thương) cho hay, bộ này đang chỉ đạo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) xây dựng phương án cung cấp điện cho năm 2019. Có 4 phương án vận hành hệ thống điện đã được đưa ra để tính toán với thông số tốc độ tăng trưởng nhu cầu điện là 9,94% và 10,64% cùng với tần suất nước về là 75% và 65%. 

Hoạt động của các nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ phụ thuộc vào nguồn cung khí thiên nhiên. Ảnh: T.H

Sở dĩ có yếu tố thủy văn bởi trong cơ cấu nguồn điện hiện nay, phần đóng góp của thủy điện chiếm tỷ trọng 38 - 42%. Với thực tế năm 2018, nhiều hồ thủy điện nước về kém hơn các năm, nên khả năng các hồ ở thời điểm ngày 31/12/2018 có thể không đạt mức nước dâng bình thường, gây khó khăn lớn cho việc cung cấp điện ngay trong đầu năm 2019 - cũng là cao điểm mùa khô. 

Trước đó, năm 2017, nhờ nước về tốt, thủy điện phát tăng so với kế hoạch 10 tỷ kWh đã giúp EVN thu được lãi lớn. 

Hiện công suất thiết kế các nhà máy trong toàn hệ thống là khoảng 47.500 MW, song tuỳ thuộc vào các yếu tố kỹ thuật như luân phiên bảo dưỡng, sửa chữa và thủy văn, nên chỉ có thể khai thác tối đa khoảng 42.000 MW. Đối với phần đóng góp của các dự án điện khí, nếu không có nguồn cung, có thể sử dụng dầu để phát điện, song chi phí sẽ tăng mạnh. 

Theo ông Đinh Quang Tri, quyền Tổng giám đốc EVN, các nhà máy điện 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, nên các nhà máy tua-bin khí đặt tại khu vực Phú Mỹ - Nhơn Trạch không huy động được hết công suất. 

Trường hợp cần huy động các nhà máy này thì phải đổ dầu vào phát điện với giá thành hơn 5.000 đồng/kWh. So với mức giá bán lẻ điện bình quân quy định là 1.720,65 đồng/kWh, áp lực chủ đạo lo điện cho nền kinh tế của EVN cũng được chất thêm những gánh nặng lớn. 

Lối thoát từ năng lượng tái tạo 

Ông Tri cho biết, tăng trưởng điện vẫn đang ở mức cao, trên 10%/năm. Các nhà đầu tư nước ngoài vào nhanh và nhiều, khiến nhu cầu điện tăng vọt, một số trạm quá tải phải đầu tư bổ sung.

Với thực tế thủy văn và nguồn khí giảm sút, gánh nặng cấp điện cho riêng năm 2019 cũng đang dồn lên nhiệt điện than. 

Theo tính toán, năm 2019, nhu cầu than cho điện ước tính là 54 triệu tấn, trong số này, 2 nguồn trong nước được cung cấp bởi Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (Vinacomin) và Tổng công ty Đông Bắc chỉ đạt 44 triệu tấn. Phần còn lại sẽ phải nhập khẩu để cung cấp cho các nhà máy ở miền Nam. 

“EVN và các bên mua than đã thống nhất, trong 8 triệu tấn này, EVN sẽ đảm trách 4 triệu tấn và đã giao cho Tổng công ty Phát điện 1 và Tổng công ty Phát điện 3 tiến hành mời thầu để nhập khẩu trực tiếp. 4 triệu tấn còn lại sẽ do Vinacomin và Tổng công ty Đông Bắc nhập và bán lại cho các nhà máy điện”, ông Tri nói. 

Cũng để giải quyết vấn đề cung ứng điện trong bối cảnh nguồn than khó khăn như hiện nay, EVN đề xuất đẩy mạnh nguồn năng lượng áp mái ở các hộ tiêu thụ, giúp ngành điện không phải đầu tư kinh phí vào khâu truyền tải, các hộ gia đình chủ động được nguồn điện, giảm phụ thuộc vào lưới điện của EVN. Nhờ vậy, EVN sẽ cân đối lượng điện cho khu vực miền Nam. 

“Trong trường hợp các gia đình không dùng hết, có thể bán lại cho EVN”, ông Tri nói. 

Theo EVN, giá thiết bị điện mặt trời áp mái đang có chiều hướng giảm, 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 có dùng nguồn này, hệ thống sẽ có thêm 3.000 MW. Với thực tế lúc nắng nóng nhất cũng là lúc gia đình dùng nhiều điện nhất, nên giải phát này được kỳ vọng giúp giảm tải hệ thống và cần đẩy nhanh triển khai, mà cụ thể là sớm ban hành hướng dẫn về mua bán điện hai chiều”, ông Tri nói.

Nguồn điện mặt trời tập trung cũng được EVN kỳ vọng trong điều kiện chưa nhìn thấy nguồn điện nào khác được bổ sung trong thời gian nhanh nhất. Hiện các dự án điện mặt trời nối lưới đã ký được hợp đồng mua bán điện với EVN có công suất hơn 5.000 MW và trong năm 2019 có thể vận hành được khoảng 1.000 MW. 

Dẫu vậy, với nhu cầu tăng thêm 4.000 - 5.000 MW điện/năm, nguồn cung ở giai đoạn sau năm 2020 có vẻ kém khả quan. 

Trong 3 năm qua, EVN mới khởi công được mỗi Dự án Nhiệt điện Vĩnh Tân 4 mở rộng, với công suất 600 MW. 

Năm 2017, có 3 dự án BOT của ngành điện nhận giấy chứng nhận đầu tư, đó là Dự án Nhà máy Nhiệt điện BOT Nghi Sơn 2, vốn đầu tư 2,79 tỷ USD, quy mô 1.200 MW; Dự án Nhà máy Nhiệt điện BOT Vân Phong 1, vốn đầu tư đăng ký 2,58 tỷ USD, công suất 1.320 MW; Dự án Nhà máy Nhiệt điện BOT Nam Định 1, vốn đầu tư 2,07 tỷ USD, công suất 1.109,4 MW. Tuy nhiên, mới có BOT Nghi Sơn 2 được triển khai, hai dự án còn lại chưa khởi công. 

Các nhà máy nhiệt điện khí có nguồn đầu vào là khí từ Dự án Cá Voi Xanh và Lô B hiện cũng đang khó khăn trong quá trình triển khai, nên ảnh hưởng đến kế hoạch đưa vào hoạt động.

Việc xây dựng các nhà máy điện khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) từ nguồn nhập khẩu đòi hỏi nhu cầu vốn lớn và cần 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. Tuy vậy, với thực tế điện mặt trời chỉ vận hành được 1.500 - 1.800 giờ/năm, thấp xa nhiều so với số giờ vận hành của nhiệt điện than và nhiệt điện khí là 6.000 giờ/năm, nguồn cung điện có nguy cơ không ổn định.