Ngay sau khi kết thúc phiên chất vấn tại kỳ họp thứ 8 của Quốc hội. Theo nhận định của Bộ Công Thương, Việt Nam đang đối mặt với nguy cơ thiếu điện cao giai đoạn 2019-2020 và kéo dài tới 2022-2023. Tương lai gần sẽ không có dự phòng ở vùng phụ tải cao như Tây Nam Bộ.

Bộ trưởng Trần Tuấn Anh đã triệu tập cuộc họp khẩn với các đơn vị có liên quan để đánh giá hiện trạng, đồng thời đề ra giải pháp cấp bách nhằm tháo gỡ khó khăn cho các dự án điện trọng điểm.

Báo cáo của Bộ Công Thương cho thấy, Việt Nam đang phải đối mặt với nguy cơ thiếu điện cao trong 2019-2020 và kéo dài tới 2022-2023, nguy cơ không có dự phòng ở vùng phụ tải cao như Tây Nam Bộ là rất lớn.

Bộ trưởng Trần Tuấn Anh nhấn mạnh: "Tình hình đang rất cấp bách và chúng ta không thể chậm trễ hơn được nữa".

Trong các báo cáo gửi Chính phủ, Quốc hội, Bộ Công Thương nêu thực tế do điều kiện bất lợi thời tiết với tính cực đoan cao, các thuỷ điện không đủ tích nước, khiến Việt Nam đối mặt suy giảm thị trường năng lượng sơ cấp khi dự báo sẽ phải nhập 20 triệu tấn than vào 2020 và tăng lên 35 triệu tấn than vào 2035. Nguồn khí cũng không đủ phục vụ phát điện cho dự án ở Đông Nam Bộ.

Thiếu điện nghiêm trọng từ năm 2021-2025

Báo cáo cho biết các năm 2019-2020, hệ thống điện có thể đáp ứng nhu cầu điện cho phát triển kinh tế xã hội. Tuy nhiên, do hệ thống điện gần như không có dự phòng nguồn điện nên trong năm 2020 có thể đối mặt nguy cơ thiếu điện trong các tình huống cực đoan (như nhu cầu dùng điện cao hơn dự báo; lưu lượng nước về các hồ thủy điện kém; nhiên liệu than, khí cho phát điện thiếu hụt so với dự kiến).

Trong giai đoạn 2021-2025, sản lượng điện sản xuất cần bổ sung bình quân là 26,5 tỷ kWh/năm. Tuy nhiên, do nhiều dự án nguồn điện lớn và các chuỗi dự án khí bị chậm tiến độ so với quy hoạch nên hệ thống sẽ bị thiếu điện trong cả 5 năm này.

Đáng chú ý, kịch bản này vẫn xảy ra ngay cả khi huy động tối đa các nguồn điện, kể cả các nguồn điện chạy dầu (mức giá 5.000-6.000 đồng/số tùy giá dầu thời điểm phát điện).

Mức thiếu hụt điện tại miền Nam dự báo 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 kWh năm 2025.

Thiếu điện do các dự án chậm tiến độ?

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, giai đoạn 2016-2030 có tổng cộng 116 dự án nguồn điện cần được đầu tư và đưa vào vận hành (chưa bao gồm các dự án năng lượng tái tạo).

Báo cáo cho biết hiện nay, trong 62 dự án nguồn điện, công suất lớn trên 200 MW, 15 dự án đạt tiến độ, 47 dự án chậm tiến độ hoặc chưa xác định tiến độ so với tiến độ nêu trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh.

Đáng chú ý, nhiều dự án bị chậm tiến độ có chủ đầu tư là các tập đoàn nhà nước lớn. Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) được giao đầu tư 24 dự án với tổng công suất hơn 15,2 nghìn MW trong giai đoạn 2016-2030 (giai đoạn 2016-2020 cần hoàn thành 14 dự án với tổng công suất trên 7,1 nghìn MW). Trong tổng số 24 dự án, 9 dự án đã phát điện, 15 dự án đang ở bước đầu tư xây dựng hoặc chuẩn bị đầu tư. Trong 15 dự án đang triển khai, dự kiến 6 dự án đúng tiến độ, 9 dự án chậm tiến độ.

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) được giao làm chủ đầu tư 8 dự án với tổng công suất 11,4 nghìn MW, trong đó giai đoạn 2016-2020 có 3 dự án và giai đoạn 2021-2025 có 5 dự án. Hiện cả 8 dự án đều không thể hoàn thành theo tiến độ trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh.

Tập đoàn Than-Khoáng sản Việt Nam (TKV) thực hiện 4 dự án với tổng công suất gần 3.000 MW, trong đó, giai đoạn 2016-2020 có 2 dự án và giai đoạn 2021-2030 có 2 dự án. Hiện nay, cả 4 dự án đều chậm tiến độ từ 2 năm trở lên.

Ngoài ra, nhiều nhà máy trong số 19 nhà máy nhiệt điện BOT với tổng công suất 24 nghìn MW cũng đối diện nguy cơ chậm tiến độ.

Huy động nhiệt điện chạy dầu hoặc tăng nguồn cung từ năng lượng tái tạo

Đối với tình trạng thiếu điện triền miên được dự báo từ năm 2021-2025, báo cáo của Ban chỉ đạo nhắc đến 2 phương án do EVN xây dựng, tính toán.

Phương án 1: Cân đối cung cầu điện cho giai đoạn 2021-2025 theo tiến độ các dự án như hiện nay

Ở kịch bản này, sẽ phải huy động tối đa tất cả các nguồn điện trên hệ thống, trong đó các nguồn nhiệt điện chạy dầu dự kiến phải huy động trong cả giai đoạn 2020-2025 với sản lượng lên tới 5-10 tỷ kWh/năm (cao nhất là năm 2023 với sản lượng khoảng 10,5 tỷ kWh). Trong đó, điện chạy dầu có mức giá khá cao, ở mức 5.000-6.000 đồng/số tùy thời điểm.

Mặc dù vậy, hệ thống vẫn lâm cảnh thiếu điện từ các năm 2021-2024. Mức thiếu hụt năm 2021 là 6,3 tỷ kWh, và đỉnh điểm là năm 2022 với 8,9 tỷ kWh, năm 2023 là 6,8 tỷ kWh, sau đó giảm còn 1,2 tỷ đến năm 2024. Đến năm 2025 sẽ không thiếu điện.

Phương án 2: Tính toán tăng nguồn cung từ năng lượng tái tạo

Tổng công suất các nguồn điện gió toàn quốc dự báo đến năm 2023 khoảng 6.000 MW và tổng công suất nguồn điện mặt trời đến năm 2023 khoảng 16.000 MW.

Theo phương án đưa ra, tổng công suất các nguồn điện gió cần khuyến khích đưa vào vận hành thêm từ nay đến năm 2023 khoảng 5.700 MW, nguồn điện mặt trời xấp xỉ 11.400 MW.

“Với giải pháp bổ sung thêm nguồn điện từ nhà máy điện Hiệp Phước và tăng thêm nguồn năng lượng tái tạo, hệ thống có thể đáp ứng đủ điện và không phải huy động các nguồn nhiệt điện dầu trong giai đoạn 2021-2025”, báo cáo cho hay.

Theo đó, 2 phương án trên thực chất là việc tăng nguồn cung trong khi tiến độ các dự án vẫn duy trì như hiện nay. Việc tăng nguồn cung từ nhiệt điện chạy dầu và năng lượng tái tạo có thể làm cho mức giá dùng điện tăng lên do chi phí sản xuất điện chạy dầu đắt đỏ và việc xây dựng lưới điện truyền tải cần thời gian đầu tư lâu hơn các dự án điện mặt trời.

Mộc Diệp (T.H)/ Sở hữu trí tuệ