Tiêu thụ điện liên tiếp lập kỷ lục
Ngày 27/4 là ngày đầu tiên trong kỳ nghỉ lễ kéo dài 5 ngày trên cả nước, ngoại trừ lĩnh vực dịch vụ, đa phần các doanh nghiệp sản xuất công nghiệp, hành chính sự nghiệp đều không làm việc. Tuy nhiên, vào lúc 13g30, hệ thống điện quốc gia lập kỷ lục mới với công suất cực đại (Pmax) toàn quốc lên tới 47.670 MW.
Trước đó, ngày 26/4, ngày làm việc cuối cùng trước kỳ nghỉ lễ, sản lượng điện tiêu thụ toàn quốc ngày (Amax) cũng lập kỷ lục mới với mức 993 triệu kWh. Con số này xấp xỉ mốc 1 tỷ kWh/ngày được ngành điện dự báo sẽ diễn ra vào tháng 6/2024.
Cục Điều tiết điện lực (ERAV) cho hay, tính từ đầu năm đến nay, phụ tải quốc gia tăng trưởng khoảng 11,2% so với cùng kỳ năm 2023. Trong đó, miền Bắc tăng 11,3%, miền Trung 8,5%, miền Nam 11,7%.
Tuy nhiên, đi vào chi tiết, có thể thấy rõ áp lực tăng mạnh trong giai đoạn nắng nóng. Cụ thể, ngày 26/4, sản lượng ngày của hệ thống điện quốc gia đã tăng 23,1%, sản lượng hệ thống điện miền Bắc tăng 35,5% so với cùng kỳ năm 2023. Còn ngày 27/4, công suất cực đại hệ thống điện quốc gia tăng 20,2%, riêng công suất cực đại của hệ thống điện miền Bắc tăng 19,9%.
Để đảm bảo cung ứng điện và tiết kiệm nguồn thủy điện bởi cao điểm khô hạn, nắng nóng ở miền Bắc còn chưa đến, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) đã thực hiện hàng loạt giải pháp, như tạm hoãn các công tác bảo dưỡng, sửa chữa ở nguồn điện, khởi động tổ máy 2 của Nhà máy Nhiệt điện Ô Môn I với nhiên liệu đầu vào là dầu trong ngày 27/4, huy động các nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ 4 và Phú Mỹ 2.1 phát điện bằng khí LNG nhập khẩu.
Tại miền Bắc, Trung tâm Điều độ hệ thống điện miền Bắc (A1) và Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC) yêu cầu các nhà máy thủy điện nhỏ phát hỗ trợ cao điểm phụ tải, giữ nước các hồ thủy điện dưới 2 ngày trong các thời điểm phụ tải thấp và tập trung phát vào cao điểm hệ thống…
 |
Thách thức của hệ thống
Hiện hệ thống điện có công suất đặt khoảng 84.900 MW, trong đó 16.672 MW là điện mặt trời tập trung và mái nhà, 5.900 MW điện gió. Các nguồn lớn còn lại là thủy điện 23.510 MW (trong đó 17.821 MW thủy điện lớn), nhiệt điện than 27.531 MW và nhiệt điện tua-bin khí hỗn hợp 7.398 MW.
Thực tế, từ cuối tháng 4 đến tầm đầu tháng 6 là mùa gió lặng nhất trong năm, nên dù có tua-bin gió, nhưng không phát huy được khả năng phát điện. Đơn cử ngày 26/4, sản lượng điện gió đóng góp cho hệ thống chỉ là 17,8 triệu kWh trong tổng số 987,9 triệu kWh (tương đương 1,8%), thấp hơn nhiều so với tỷ trọng công suất đặt của điện gió trong hệ thống (khoảng 6,9%).
Cũng trong thời gian này, vào sau 18 giờ, hệ thống mất đi gần như toàn bộ điện mặt trời, nghĩa là dù có 84.900 MW công suất đặt, nhưng chỉ tính được trong khoảng 63.000 MW. Hệ thống trông chờ vào 3 nguồn chính là thủy điện, nhiệt điện than và nhiệt điện tua-bin khí hỗn hợp.
Tuy nhiên, giai đoạn bắt đầu vào cao điểm nắng nóng - thường diễn ra vào cuối tháng 4 hằng năm tới tháng 7 - lại trùng với thời gian khô hạn, mưa ít, nước chưa có để về các hồ thủy điện lớn ở miền Bắc khi lũ tiểu mãn ở miền Bắc thường là ngày 15/5 và lũ chính vụ phải sau ngày 15/6 hằng năm.
Thực tế trên khiến thủy điện lớn ở miền Bắc không thể phát huy với công suất thiết kế hiện có là 17.821 MW. Hệ thống đang phải huy động nhiệt điện than, nhiệt điện khí ở mức lớn để giữ nước hồ thủy điện cho cuối mùa khô vào cuối tháng 5 và nửa đầu tháng 6.
Đáng chú ý là, do nguồn khí trong nước suy giảm, nên khả năng cấp khí nội địa cho các nhà máy tua-bin khí cũng chỉ đạt khoảng 50-60% công suất. Để bổ sung nguồn điện từ khối nhiệt điện khí, EVN phải chấp nhận mua tới 2 tàu LNG nhập khẩu có khối lượng lên tới 130.000 tấn, trong khi kế hoạch đầu năm đặt ra cho chạy điện khí từ LNG là rất ít (chủ yếu phục vụ đóng điện thử nghiệm của Nhà máy điện khí LNG Nhơn Trạch 3).
“Nhiệt điện khí, nhiệt điện than vận hành trong điều kiện nắng nóng kéo dài, nước sông làm mát cũng bị hun nóng, không làm nguội máy móc và tháp ngưng nước như thiết kế. Vì thế, nhà máy chạy hết công suất cũng chỉ được 80-90% công suất bình thường ngày mát”, chuyên gia năng lượng Đào Nhật Đình nhận xét.
Thêm nữa, nắng nóng kéo dài làm các trạm biến áp và đường dây vận hành ở công suất lớn, truyền tải cao cũng khiến tỏa nhiệt cao. Nhưng do thời tiết bình thường cũng nắng nóng, nhiệt độ cao, nên đường dây và trạm biến áp phải vận hành trong trạng trái căng thẳng cao độ.
Bởi vậy, hệ thống đạt Pmax 47.670 MW vào ngày 27/4 là chỉ dấu cảnh báo cho hệ thống điện trong vấn đề đảm bảo cấp điện ổn định những tháng còn lại của mùa khô, bởi đây mới chỉ là bước vào cao điểm năm nay.
“Năm 2024 - 2025, hệ thống điện miền Bắc có nguy cơ thiếu cả công suất và sản lượng. Lý do là nhu cầu tiêu thụ điện tăng trưởng cao, tới khoảng 13% so với cùng kỳ. Thời tiết nắng nóng bất thường, chưa có mưa và nước các hồ về ít hơn so với hàng năm nhiều triệu kWh/ngày”, một chuyên gia có kinh nghiệm vận hành hệ thống nhận xét.
Theo phân tích này, đợt nắng nóng gay gắt vừa qua rất may lại trùng với kỳ nghỉ, tức là nhiều doanh nghiệp sản xuất, công sở không dùng điện như bình thường, nên hệ thống chỉ suýt thiếu công suất. Đáng chú ý là, với thực tế nước thủy điện về thấp hiện nay, thì khi cần huy động thủy điện, sẽ khiến mực nước tụt rất nhanh. Các nhà máy nhiệt điện than, khí, tua-bin khí vận hành trong điều kiện nhiệt độ môi trường tăng cao cũng làm giảm đáng kể công suất khả dụng.
Vị chuyên gia trên cũng cảnh báo thực tế là, do thời gian qua nhiệt điện đã huy động liên tục để giữ nước, nên tiềm ẩn nguy cơ sự cố rất cao. Bên cạnh đó, đường dây 500 kV đoạn Quảng Trạch đi Vũng Áng, Hà Tĩnh và trạm 500 kV Quảng Trạch và Phố Nối cần cắt điện để đấu nối cũng sẽ làm mất đi một lượng đáng kể cả công suất và sản lượng cho miền Bắc trong giai đoạn cao điểm mùa khô này.
Nguồn điện mới vẫn mất hút
Với thực trạng không có nhiều nguồn điện mới được bổ sung, đặc biệt là ở khu vực miền Bắc, trong khi nhu cầu tiêu thụ điện tiếp tục tăng mạnh, hay phải huy động rất nhiều các nguồn điện đắt tiền có giá thành cao, như điện chạy dầu, điện chạy khí LNG nhập khẩu, trong điều kiện giá bán điện đầu ra thấp hơn, câu chuyện dài hơi về cấp điện cần phải được nghiêm túc xử lý một cách bài bản.
“Cần đẩy nhanh những dự án nhà máy điện tại miền Bắc giống như vừa rồi đẩy tiến độ đường dây 500 kV mạch 3 đoạn Quảng Trạch - Phố Nối; xem xét xây dựng đường dây HVDC từ miền Nam và Trung bộ ra miền Bắc cùng hệ thống pin lưu trữ lớn ở miền Bắc; phát triển điện mặt trời mái nhà ở miền Bắc” là những khuyến nghị được những người quan tâm tới ngành điện nhắc tới nhiều hiện nay.
Theo một chuyên gia, các nhà đầu tư vào ngành điện (là ngành đòi hỏi tính dài hạn) đang không ở trạng thái tâm lý tốt sau khi các dự án năng lượng tái tạo bị thanh tra, chậm thanh toán, thậm chí không thanh toán vì không có cơ quan nào đứng ra xử lý. Đó là chưa kể thực tế, tất cả các dự án năng lượng tái tạo chuyển tiếp chưa đàm phán xong giá điện chính thức, dù đã mất cả năm trời, nên vẫn chỉ nhận tạm ứng 50% giá trần.
Bên cạnh đó, cơ chế cho các dự án điện tái tạo mới hiện chưa có. Bộ Công thương (cơ quan quản lý nhà nước về lĩnh vực năng lượng) vẫn chưa xây dựng xong chính sách cho các dự án điện mặt trời mái nhà. Dự án điện gió trên bờ cũng chưa có gì cụ thể để các nhà đầu tư tính toán hiệu quả trước khi xuống tiền.
“Nếu áp dụng giá mua theo Quyết định 21/QĐ-BCT thì rất thấp, nhưng cũng chỉ cho các dự án thuộc diện chuyển tiếp, còn dự án điện gió mới vẫn chưa có phương án giá mua, nên nhà đầu tư tạm dừng lại”, ông Nguyễn Bình, đại diện một quỹ nước ngoài bày tỏ.
Ngay với các dự án điện khí LNG, dù Bộ Công thương đã đưa ra dự thảo với điểm đáng chú ý là bao tiêu sản lượng 70% trong 7 năm đầu, thì cũng không được các nhà đầu tư nước ngoài mặn mà, bởi họ đang đề nghị con số tới 80-90% với thời gian 12-15 năm. Bởi vậy, cơ hội để triển khai nhanh các dự án điện khí LNG của các nhà đầu tư nước ngoài là không dễ dàng.
Khó hơn nữa là các dự án điện gió ngoài khơi, bởi các quy hoạch về không gian biển, phân chia vùng được thăm dò, khảo sát giờ chưa có hành lang pháp lý. Như vậy, việc chậm triển khai các dự án điện lớn vốn có số giờ vận hành ổn định cao trong năm sẽ khiến nguồn cung điện không được dư dả để đáp ứng nhu cầu điện đang tăng rất mạnh. Đây là thách thức mới cho nền kinh tế đang rất năng động của Việt Nam.
Hai trường hợp thiếu điện
Thiếu công suất (P-kW) vào một thời điểm nào đó trong ngày, ví dụ vào giờ cao điểm. Khi đó, thiếu công suất làm cho tần số của hệ thống giảm dưới 50 Hz - là tần số định mức của hệ thống (nếu giảm sâu quá có thể gây mất ổn định tần số gây nên rã lưới), thì điều độ viên buộc phải sa thải một lượng tải (cắt điện của phụ tải) phù hợp để đưa tần số về lại 50 Hz. Sau khi qua thời gian thiếu điện thì việc cung cấp điện trong những giờ còn lại trong ngày sẽ trở lại bình thường.
Thiếu năng lượng (A-kWh) có thể do thiếu P hoặc thiếu năng lượng sơ cấp (than, dầu, khi, thuỷ năng, năng lượng gió, năng lượng mặt trời…) dẫn đến hệ thống điện không đủ khả năng cung cấp đủ năng lượng cho khách hàng theo cam kết. Khi đó, việc cắt điện sẽ lớn hơn và cắt điện cũng không giải quyết được vấn đề do khi đóng điện trở lại, thì vấn đề thiếu điện sẽ quay lại ngay.
