Nguồn cung hạn hẹp
Chia sẻ tại Hội nghị triển khai công tác năm 2024 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), ông Nguyễn Đức Thiện, Tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC) cho biết, với phương án phụ tải điện dự báo, nguy cơ năm 2024, miền Bắc có thể thiếu 1.200 - 2.500 MW, đặc biệt là giai đoạn hè từ tháng 5 đến tháng 7.
Trước đó, năm 2023, miền Bắc đã chứng kiến mùa hè nóng bỏng do thiếu nguồn cung, nên công suất phân bổ của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) xuống rất thấp và kéo dài, dẫn tới Tổng công ty phải điều chỉnh, tiết giảm một lượng lớn phụ tải.
Cao điểm là EVNNPC phải điều chỉnh và sa thải công suất lên tới 3.952 MW, diễn ra vào ngày 4/6/2023.
Ông Thiện cũng cho hay, năm 2023, tăng trưởng nhu cầu điện tại một số tỉnh miền Bắc đã vọt lên cao hơn hẳn so với khu vực như Nghệ An (10,1%), Hà Tĩnh (19,1%), Hà Nam (16%), Bắc Giang (9,7%).
 |
“Nhiều tỉnh miền Bắc dự kiến phát triển nóng trong giai đoạn 2024 - 2025 khi có rất nhiều khu công nghiệp, doanh nghiệp, khách hàng lớn đăng ký sử dụng công suất với quy mô lớn. Điển hình là Nghệ An, Hưng Yên, Bắc Giang, Phú Thọ, Quảng Ninh, Thái Nguyên, Nam Định, Thanh Hóa, Vĩnh Phúc”, ông Thiện nói.
Theo dự báo của EVNNPC, năm 2024, phụ tải nhu cầu tiêu thụ điện có thể đạt khoảng 17.200 - 18.000 MW, tương ứng với tăng trưởng 8,7 - 13,7% so với năm 2023. Trong khi đó, năm 2024, miền Bắc không có nguồn điện lớn nào được bổ sung.
Về nguồn điện nhỏ, trong quý I và II/2024 chỉ bổ sung được 152,8 MW, các tháng cuối năm sẽ bổ sung 288,6 MW. Tính cả năm 2024, dự kiến bổ sung 441,4 MW.
Dù vậy, đây cũng chỉ là kế hoạch và các nguồn điện nhỏ thường bị chậm tiến độ, chủ yếu đóng điện vào cuối năm.
Để tăng thêm nguồn cung, EVNNPC dự kiến mua điện từ Trung Quốc qua lưới điện 220 kV để cấp điện cho một phần Lào Cai, Yên Bái, Tuyên Quang và Thái Nguyên, với sản lượng mua cả năm là 2.569 tỷ kWh. EVNNPC cũng lên phương án nhập khẩu điện Trung Quốc qua các đường dây 110 kV liên kết (Thâm Câu - Móng Cái, Lào Cai - Hà Khẩu, Mamaotiao - Thanh Thủy), nhưng hiện chưa tới bước đàm phán.
Ở quy mô cả hệ thống, dự kiến tổng công suất các nguồn điện mới vào vận hành năm 2024 cũng chỉ khoảng 2.595 MW, nhưng các nguồn điện mới trong nước chủ yếu có tiến độ vận hành cuối năm 2024 và lại nằm ở khu vực miền Trung, miền Nam, nên không hỗ trợ nhiều cho cấp điện miền Bắc trong mùa khô.
Việc trông chờ vào đường dây 500 kV mạch 3, Quảng Trạch - Phố Nối, dài hơn 500 km kịp hoàn thành để bổ sung công suất cho miền Bắc ngay trong cao điểm mùa khô 2024 cũng không có cơ sở.
Trong tháng 12 năm ngoái, 3 trong 4 dự án thành phần của dự án này mới xong thủ tục chấp thuận chủ trương đầu tư, đồng thời chấp thuận nhà đầu tư để tiến tới bước khởi công, xây dựng.
Ứng phó “ăn đong”
Để đảm bảo cấp điện năm 2024, đặc biệt trong mùa hè, ngoài việc tập trung hoàn thành các công trình xây dựng/cải tạo lưới điện trước ngày 30/4/2024 và bổ sung nguồn 110 kV tại khu vực mang tải cao, phụ tải lớn, công tác sửa chữa bảo dưỡng để nâng cao độ tin cậy cung cấp điện, EVNNPC sẽ tập trung vào điều chỉnh phụ tải, dịch chuyển giờ sản xuất của các phụ tải lớn để hạn chế tối đa tình trạng tiết giảm phụ tải.
Ở quy mô toàn quốc, Bộ Công thương lần đầu tiên phê duyệt Kế hoạch cung ứng điện các tháng cao điểm mùa khô (các tháng 4, 5, 6, 7) trong năm 2024, trên cơ sở tính toán do EVN xây dựng.
Để không tái diễn những ngày hè nóng bỏng không có điện, EVN đang quyết liệt triển khai việc điều hành dịch chuyển nhu cầu phụ tải giữa các giờ cao điểm, tích nước và giữ ở mực nước cao các hồ thủy điện đến cuối mùa khô để đảm bảo công suất khả dụng nguồn điện, đáp ứng nhu cầu phụ tải trong những ngày có thời tiết bất thường tại khu vực miền Bắc.
Vào đầu tháng 11/2023, lịch xả nước các hồ thủy điện phía Bắc đã được thông qua. Bởi cảnh báo mùa khô 2024 nước tiếp tục thiếu hụt nên lịch lấy nước phục vụ gieo cấy lúa vụ Đông Xuân 2023-2024 tại phía Bắc chỉ là 12 ngày và chia thành 2 đợt với khối lượng 3,5 tỷ m3 được xả.
Trước đó, có năm EVN đã thực hiện xả nước 3 đợt với tổng cộng 24 ngày và tổng lượng nước xấp xỉ 5,75 tỷ m3.
Tuy nhiên, để giữ nước hồ thủy điện cho cao điểm mùa khô thì EVN cũng phải huy động các nguồn điện khác bù đắp để phục vụ nhu cầu dùng điện của nền kinh tế, mà cụ thể ở đây là nhiệt điện than hoặc nhiệt điện khí và năng lượng tái tạo. Lẽ dĩ nhiên, các nguồn điện thay thế này đều có chi phí sản xuất điện cao hơn so với thủy điện.
Tại Hội nghị của EVN, ông Nguyễn Hoàng Anh, Chủ tịch Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp cũng nhắc tới con số 20.000 tỷ đồng chi phí tăng thêm nhằm giữ nước cao cho những tháng mùa khô năm 2024, nên phải chạy các nguồn điện khác. Chi phí tăng thêm này sẽ phải tính vào giá điện.
Cũng có thực tế là, hiện tổng công suất điện toàn hệ thống tính đến cuối năm 2023 đạt 80.556 MW, nhưng thực tế huy động thấp hơn rất nhiều và dự phòng nguồn điện rất thấp. Đây cũng là bởi các nguồn năng lượng tái tạo chiếm tới gần 27% tỷ trọng tổng nguồn hệ thống không phải muốn là huy động được ngay do phụ thuộc vào thời tiết, giới hạn kỹ thuật của hệ thống truyền tải…
Đó là chưa kể, theo Tổng giám đốc EVN Nguyễn Anh Tuấn, EVN hiện chỉ còn nắm giữ 37,2% tổng công suất nguồn điện trên toàn quốc. Nếu thêm cả Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) và Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam (PVN) với mức tương ứng là 2,3% và 7,7%, thì các doanh nghiệp nhà nước ngành năng lượng cũng chưa chiếm ưu thế trong tổng nguồn cung điện trên thị trường.
Do vậy, việc đảm bảo cân đối tài chính, đảm bảo cung ứng điện, tuyệt đối không để xảy ra thiếu điện và phải đưa vào vận hành đúng tiến độ các công trình đầu tư xây dựng là những khó khăn, thách thức rất lớn mà EVN phải đối mặt.
