Nguy cơ thiếu điện chực chờ, EVN làm điều 'chưa từng có'

Theo đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết thời hạn để các chủ đầu tư điện mặt trời hưởng giá ưu đãi theo Quyết định số 13/2020/QĐ-TTg của Thủ tướng (giá FIT 2) không còn nhiều. Để các chủ đầu tư điện mặt trời có thể “cán đích” đúng tiến độ mong muốn, EVN chủ động ban hành quy trình thử nghiệm và công nhận “Ngày vận hành thương mại” (COD) cho nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời.

Quyết định này quy định rõ các trình tự, thủ tục, các bước triển khai, trách nhiệm của từng đơn vị trong việc đăng ký thử nghiệm và công nhận ngày vận hành thương mại cho các nhà máy điện mặt trời.

EVN đẩy mạnh đầu tư các dự án điện mặt trời. (Ảnh: EVN)

Ông Trần Đăng Khoa, Trưởng ban Thị trường điện EVN cho biết năm 2019, EVN cũng đã ban hành Quyết định số 578 về Quy trình thử nghiệm và công nhận “Ngày vận hành thương mại” cho nhà máy điện gió và nhà máy điện mặt trời.

“Quy trình đã được thực hiện thành công trong việc công nhận COD cho 86 nhà máy điện mặt trời đi vào vận hành trước ngày 30/6/2019 trong một thời gian ngắn đảm bảo an toàn và theo đúng quy định pháp luật, một sự kiện chưa từng có trong hệ thống điện Việt Nam”, ông Khoa nói.

Tuy nhiên, Quyết định 578 gắn liền với Quyết định số 11/2017-QĐ-TTg của Thủ tướng về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời hiện đã hết hiệu lực kể từ 30/6/2019. Trong bối cảnh thời gian từ nay đến cuối 2020 không còn nhiều, EVN đã chủ động ban hành Quyết định số 1010 thay thế Quyết định 578 để các nhà máy có thể nắm rõ và triển khai các quy trình thử nghiệm và công nhận COD.

Theo quyết định mới, để đăng ký thử nghiệm COD, đơn vị phát điện phải hoàn thành ghép nối SCADA của nhà máy điện trước ngày tiến hành thử nghiệm; không muộn hơn 20 ngày làm việc trước ngày tiến hành thử nghiệm công nhận COD, đơn vị phát điện có trách nhiệm gửi cấp điều độ có quyền điều khiển và Công ty Mua bán điện chương trình chạy thử nghiệm nhà máy điện; không muộn hơn 3 ngày làm việc trước ngày dự kiến bắt đầu chạy thử nghiệm, nghiệm thu, đơn vị phát điện đăng ký chính thức lịch chạy thử nghiệm, nghiệm thu với cấp điều độ có quyền điều khiển.

Cũng theo quyết định này, trong thời hạn 1 ngày làm việc kể từ ngày nhận được đăng ký lịch chạy thử nghiệm, nghiệm thu, cấp điều độ có quyền điều khiển có trách nhiệm giải quyết và gửi phiếu đăng ký công tác thử nghiệm, nghiệm thu đã được giải quyết tới đơn vị phát điện. Cấp điều độ cũng có quyền thay đổi kế hoạch thử nghiệm để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện quốc gia và phù hợp với các yêu cầu thử nghiệm, nhưng phải thông báo cho đơn vị phát điện…

EVN cho biết sẽ phối hợp chặt chẽ với các chủ đầu tư, lên kế hoạch thử nghiệm hợp lý để phân bổ tối ưu thời gian và nguồn lực để đáp ứng tối đa các yêu cầu của các nhà đầu tư.

Song song với việc ban hành quy trình, EVN sẽ huy động nguồn lực, nhân lực tiến hành thực hiện thử nghiệm, công nhận COD từng phần hoặc toàn bộ nhà máy cho các chủ đầu tư.

Tuy nhiên, để triển khai hiệu quả các hạng mục, chủ đầu đầu tư cần đăng ký thử nghiệm sớm để Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia chủ động bố trí thời gian, nhân lực bố trí thử nghiệm đóng điện lần đầu và thử nghiệm COD cho các nhà máy.

Bên cạnh đó, nhằm tạo điều kiện cho các chủ đầu tư, giảm thiểu các bước trung gian, EVN và các đơn vị như Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia, Công ty Mua bán điện… tích cực ứng dụng công nghệ trong công tác triển khai các quy trình, thủ tục. Điển hình, EVN đã thực hiện tiếp nhận hồ sơ đăng kí COD của các chủ đầu tư thông qua website http://ppa.evn.com.vn. Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia cũng đưa vào vận hành Cổng dịch vụ trực tuyến phục vụ gửi hồ sơ đăng ký đóng điện lần đầu với các dự án năng lượng tái tạo. Các ứng dụng trên đều được các đơn vị thực hiện trên nền tảng số hóa, giảm thiểu tối đa các thủ tục cũng như thời gian đi lại cho các chủ đầu tư.

Không chỉ có vậy, các đơn vị trực thuộc EVN còn tạo các nhóm trao đổi qua ứng dụng Viber với các chủ đầu tư, sẵn sàng hỗ trợ, trả lời các câu hỏi, vướng mắc của chủ đầu tư 24/24 giờ.

Với các nhà máy đã đi vào vận hành, việc phân bổ công suất cũng được EVN/A0 đảm bảo tính công khai, minh bạch và công bằng; tận dụng tối đa khả năng tải của các đường dây, ưu tiên các nhà máy điện năng lượng tái tạo, nhằm giảm thiểu tối đa thiệt hại của các chủ đầu tư.

Ông Ngô Sơn Hải, Phó Tổng giám đốc EVN cho biết, từ nay đến cuối năm, còn khoảng 36 nhà máy điện sẽ đóng điện, đi vào vận hành thương mại. Tuy số lượng các nhà máy không nhiều nhưng sẽ tập trung đóng điện vào thời điểm cuối năm. Để quá trình thử nghiệm, đóng điện đưa vào vận hành được thuận lợi, EVN và các đơn vị trực thuộc bố trí nhân lực hỗ trợ tối đa các chủ đầu tư trong quá trình triển khai các quy trình, thủ tục.

Trước đó, trong báo cáo Bộ trưởng Công Thương Trần Tuấn Anh ký, gửi tới các đại biểu Quốc hội ngày 6/11/2019, Bộ Công Thương cho biết, tổng nhu cầu điện năng năm 2019 gần 241 tỷ kWh, tăng trên 9,4% so với 2018. Năm nay, không cần tiết giảm điện năng và dự kiến năm 2020 vẫn đủ điện. Nhưng tình trạng thiếu điện sẽ bắt đầu xuất hiện từ 2021, kéo dài tới 2025.

Các tính toán cập nhật cho thấy, với kịch bản tần suất nước bình thường (50%), lượng điện thiếu vào năm 2023 khoảng 1,8 tỷ kWh. Ở kịch bản tần suất nước 75%, do khô hạn nên sản lượng thủy điện sẽ thấp hơn khoảng 15 tỷ kWh một năm. Do đó, "đỉnh" thiếu điện rơi vào 3 năm 2021-2023, với sản lượng thiếu hụt 1,5-5 tỷ kWh. Các năm còn lại sẽ thiếu 100-500 triệu kWh.

Miền Nam sẽ là khu vực thiếu điện trầm trọng nhất, khoảng 3,7 tỷ kWh vào năm 2021 và tăng lên 10 tỷ kWh vào 2022. Mức thiếu hụt cao nhất vào năm 2023, khoảng 12 tỷ kWh, sau đó giảm dần xuống 7 tỷ kWh năm 2024 và 3,5 tỷ kWh năm 2025.

Trả lời VTC News, lãnh đạo Bộ Công Thương cho biết, nguyên nhân dẫn đến nguy cơ thiếu điện tới năm 2025 là do chậm tiến độ đưa vào vận hành các dự án nguồn điện, nhất là các dự án nhiệt điện tại miền Nam.

Trong đó, đường dây 500kV Vũng Áng - Dốc Sỏi - Pleiku để tăng cường khả năng truyền tải Bắc - Nam, hiện đã bị chậm tiến độ gần 1 năm, nếu không thể hoàn thành đường dây này đầu năm 2020 sẽ có nguy cơ thiếu điện miền Nam.

Hệ thống điện lại gần như không có dự phòng trong các năm 2021-2025, nên trong trường hợp các tổ máy nhiệt điện vận hành không ổn định, hoặc không đảm bảo cung cấp than cho phát cũng sẽ ảnh hưởng việc đảm bảo cung ứng điện.

Thêm nữa, việc đảm bảo nguồn nhiên liệu cho phát điện cũng còn tiềm ẩn rủi ro. Tập đoàn Than – Khoáng sản Việt Nam (TKV) đã báo cáo dừng thực hiện dự án cảng trung chuyển than Đồng bằng sông Cửu Long do không thỏa thuận được địa điểm và hiện chưa có giải pháp để tiếp tục thực hiện.

Nguồn khí Đông Nam Bộ cấp cho cụm Nhiệt điện Phú Mỹ sẽ suy giảm từ sau năm 2020, tới năm 2023, 2024 dự kiến sẽ thiếu hụt khoảng 2 – 3 tỷ m3/ năm và lượng thiếu hụt này tăng rất nhanh tới trên 10 tỷ m3 năm 2030.

“Với trách nhiệm chính trong việc đảm bảo cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế - xã hội, Bộ Công Thương đã thường xuyên phối hợp với các bộ ngành liên quan và địa phương tổ chức các đoàn đi kiểm tra, giám sát các nguồn điện lớn, quan trọng để giải quyết khó khăn vướng mắc, thúc đẩy tiến độ các dự án (như Nhiệt điện Thái Bình 2, Long Phú I, Sông Hậu I, Vĩnh Tân…) và làm việc với địa phương về công tác đền bù giải phóng mặt bằng các dự án lưới điện”, đại diện tại Bộ Công Thương cho biết.

Việc kiểm tra, đôn đốc các chủ đầu tư, nhà thầu và các đơn vị liên quan trong quá trình thực hiện các dự án để đảm bảo tiến độ theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh được Thủ tướng phê duyệt cũng được Bộ Công Thương thực hiện thường xuyên.

“Tuy nhiên, các khó khăn, vướng mắc của các dự án chủ yếu liên quan đến vấn đề tài chính, thu xếp vốn, năng lực của chủ đầu tư và tổng thầu, cơ chế, chính sách… Trong đó, có nhiều vấn đề vượt thẩm quyền xử lý của Bộ Công Thương”, nguồn tin nói thêm.

Nhằm đảm bảo cung cấp điện, đại diện Bộ Công Thương cho biết trước mắt sẽ tập trung nghiên cứu sử dụng tối đa các nguồn điện hiện có. Trong đó, ưu tiên cấp nhiên liệu (than, khí) cho sản xuất điện; chuyển đổi nhiên liệu cho một số nhà máy điện từ sử dụng FO sang sử dụng LNG.

Bổ sung thêm các nguồn năng lượng tái tạo, chủ yếu là điện mặt trời và điện gió có khả năng triển khai nhanh, đáp ứng nhu cầu tăng trưởng của phụ tải trong ngắn hạn.

Trường hợp chậm trễ thêm các dự án nhiệt điện Thái Bình 2 và Long Phú 1 cần bổ sung thêm 8 GW điện mặt trời và 2,2 GW điện gió. Trong đó nguồn điện gió và mặt trời bổ sung quy hoạch cần phải lựa chọn các dự án nằm tại hệ thống điện miền Nam và gần trung tâm phụ tải, thì mới có thể vào vận hành kịp tiến độ năm 2021-2023.

Đồng thời, tiếp tục ký kết hợp đồng mua bán điện để nhập khẩu điện từ Lào phù hợp với các biên bản đã ký giữa hai bên.

Hòa Bình