Tái cấu trúc nguồn cung điện

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, giai đoạn 2016-2030 có tổng cộng 116 dự án nguồn điện đưa vào vận hành.

Dự án nhiệt điện Thái Bình II đã chậm tiến độ gần 2 năm.

Dự án chậm tiến độ gây nguy cơ thiếu điện

Tuy nhiên, nhiều lo ngại rằng các dự án chậm tiến độ sẽ gây thiếu hụt điện. Nói như ông Nguyễn Tài Anh, Phó Tổng Giám đốc EVN, thực tế công tác đầu tư xây dựng các dự án điện thời gian qua gặp rất nhiều khó khăn, trong đó nhiều dự án bị chậm tiến độ so với dự kiến tại Quy hoạch điện VII (điều chỉnh), thậm chí một số dự án chậm tiến độ trên 5 năm. Vì vậy, việc đảm bảo cung ứng điện đang đặt EVN trước nhiều khó khăn, thách thức.

Trên thực tế, Báo cáo số 58/BC-BTC mới đây của Bộ Công Thương cho thấy, với 62 dự án có công suất lớn trên 200 MW giai đoạn này, chỉ có 15 dự án đạt tiến độ, còn lại 47 dự án chậm tiến độ từ 9 tháng đến 1 năm so với kế hoạch hoặc chưa xác định tiến độ so với tiến độ nêu trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh.

Trong đó, với 15 dự án có vốn đầu tư nước ngoài theo hình thức BOT thì chỉ có 3 dự án đạt tiến độ, còn lại 12 dự án chậm tiến độ, hoặc chưa thể xác định tiến độ do còn vướng mắc trong đàm phán.

Với 8 dự án với tổng công suất 7.390 MW được đầu tư theo hình thức Nhà máy điện độc lập (IPP) do tư nhân triển khai thì chỉ có duy nhất Nhiệt điện Thăng Long hoàn thành và đóng điện đúng tiến độ. Hai dự án khác được cho là có khả năng đạt tiến độ giai đoạn 2016-2020, còn lại đều bị chậm, thậm chí không thể xác định được thời gian hoàn thành như Nhiệt điện đồng phát Hải Hà, Quỳnh Lập 2.

Theo các chuyên gia, nguyên nhân khiến các dự án ngành điện đang chậm tiến độ là do Luật Quy hoạch chưa có văn bản hướng dẫn cụ thể, gây khó khăn trong triển khai.

Ngoài ra, sự thiếu đồng bộ giữa quy hoạch phát triển điện lực với quy hoạch các lĩnh vực hạ tầng khác (như quy hoạch giao thông, quy hoạch sử dụng đất, quy hoạch đô thị) dẫn tới việc xác định vị trí trạm biến áp, hướng tuyến đường dây gặp nhiều khó khăn, bị chồng lấn quy hoạch, thậm chí một số dự án phải điều chỉnh nhiều lần.

Đó là chưa kể hầu hết các dự án điện gặp nhiều khó khăn về giải phóng mặt bằng, thậm chí nhiều công trình đường dây không thể thỏa thuận được hướng tuyến do đi qua nhiều địa phương.

Theo Quy hoạch, năm 2019 - 2020, dự kiến đưa vào vận hành khoảng 6.900 MW, trong đó các nhà máy nhiệt điện than là 2.488 MW, các nhà máy thủy điện (trên 30 MW) là 592 MW, còn lại là các dự án năng lượng tái tạo với khoảng 3.800 MW (điện mặt trời khoảng 2.500 MW, điện gió 350 MW) để đáp ứng nhu cầu điện toàn quốc. Hệ thống cũng sẽ phải huy động nhiệt điện chạy dầu giá cao với sản lượng tương ứng từ 1,7 tỷ kWh vào năm 2019 và 5,2 tỷ kWh năm 2020.

Tuy nhiên, trong trường hợp các tổ máy phát điện không đáp ứng được yêu cầu về độ tin cậy vận hành hoặc không đảm bảo đủ nhiên liệu (than, khí) cho phát điện, có thể đối mặt với nguy cơ thiếu điện vào năm 2020.

Tương tự, giai đoạn 2021 - 2025, mặc dù đã phải huy động tối đa các nguồn điện chạy dầu, nhưng hệ thống điện cũng được cảnh báo là không đáp ứng nhu cầu phụ tải và xảy ra tình trạng thiếu điện tại miền Nam.

Mức thiếu hụt tăng từ 3,7 tỷ kWh (năm 2021) lên gần 10 tỷ kWh (năm 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 năm 2025.

Riêng với miền Nam, nguyên nhân chính dẫn tới việc thiếu hụt nguồn điện ngày tăng cao hơn so với các tính toán trước đây là do tiến độ các dự án khí lô B, Cá Voi Xanh đều chậm so với kế hoạch từ 9 tháng đến 1 năm. Các dự án nhiệt điện Kiên Giang 1 &2 không đáp ứng được tiên độ hoàn thành trong giai đoạn 2021-2025, thậm chí lùi sau 2030. Dự án Ô Môn III lùi tiến độ đến năm 2030. Các dự án nhiệt điện Thái Bình II, Long Phú 1, Song Hậu 1 đến nay đã chậm tiến độ 2 năm...

Trường hợp dự án nhiệt điện Long Phú 1 không đáp ứng tiến độ hoàn thành trong năm 2030, tình trạng thiếu điện tại miền Nam trong các năm 2024-2025 sẽ trầm trọng hơn.

Cấu trúc lại nguồn cung

Do đó, để đảm bảo nguồn cung cấp điện ổn định, phục vụ nhu cầu phát triển kinh tế xã hội, Việt Nam cần phải phát triển các nguồn nhiệt điện than, nhiệt điện khí, năng lượng tái tạo và nhập khẩu điện với cơ cấu phù hợp nhằm đảm bảo các mục tiêu chủ yếu của Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.

“Cùng với việc phát triển năng lượng tái tạo, nhiệt điện khí thì nhiệt điện than vẫn là giải pháp cơ bản, đảm bảo cung cấp điện với chi phí hợp lý, phù hợp với kinh tế đất nước và thu nhập của người dân”, Phó Cục trưởng Cục Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) Lê Văn Lực cho biết.

Bộ Công Thương cho biết sẽ đẩy nhanh việc khai thác thêm các mỏ nhỏ khu vực Tây Nam Bộ để bổ sung cho cụm Nhiệt điện Cà Mau trong các năm 2019-2021 khi khí lô B chưa vào vận hành. Ưu tiên khí cho phát điện trong các năm 2018-2021.

Đồng thời, xây dựng và lựa chọn phương án hợp lý nhập khẩu khí hóa lỏng (LNG) tại khu vực Tây Nam Bộ khi triển khai xây dựng Nhiệt điện khí Kiên Giang cùng với việc nghiên cứu, bổ sung một số nhà máy điện sử dụng khí LNG đang được địa phương và nhà đầu tư đề xuất.

Đặc biệt, nghiên cứu, tính toán các phương án tăng cường việc mua điện từ Lào và Trung Quốc để bổ sung công suất cho hệ thống điện, đảm bảo việc cấp điện an toàn, ổn định cho nền kinh tế.

Trên thực tế, Việt Nam đang nhập khẩu khoảng 1.000 MW điện từ Trung Quốc, Lào và tiếp tục tăng cường nhập khẩu điện mới đáp ứng được nhu cầu trong nước. Dự kiến, Việt Nam sẽ mua khoảng 3.000 MW điện vào năm 2025 và 5.000 MW vào năm 2030.

Về lâu dài, PGS-TS. Trần Đình Thiên, nguyên Viện trưởng Viện Kinh tế Việt Nam cho rằng: "Phải tiến hành tái cấu trúc lại các nguồn cung cấp điện một cách hợp lý bởi nguy cơ thiếu hụt điện năng trong những năm tới không chỉ ảnh hưởng đến đời sống dân sinh mà còn kìm hãm tốc độ tăng trưởng của nền kinh tế".

Anh Duy