Lỗ hổng an ninh năng lượng - bài 3: Mối lo “3 không” từ nguồn điện

Thứ tư, 29/05/2019 09:11:00

Trong 3 năm trở lại đây, đầu tư cho ngành năng lượng, gồm điện - than - dầu khí, suy giảm đã tạo ra khoảng trống, gây áp lực lớn lên an ninh năng lượng của nước ta. 
 
Với một nền kinh tế có tốc độ tăng trưởng cao, liên tục, để thoát “bẫy thu nhập trung bình”, thì an ninh năng lượng phải là trụ cột trong chính sách phát triển, chứ không thể là “gót chân Asin” của nền kinh tế.
 
Bài 3: Mối lo “3 không” từ nguồn điện
 
Ngành điện đang phải đối diện với thực tế không có dự phòng, không có nguồn điện lớn mới và không dễ nhập khẩu điện.
 
Dự phòng… hết nhẵn
 
Năm 2018, phụ tải đỉnh của hệ thống điện cả nước ở thời điểm cao nhất vào đầu tháng 7 đạt tới 35.110 MW. Đáng nói là, thời điểm đó, dù công suất các nhà máy điện hiện có trong hệ thống là khoảng 44.500 MW, nhưng công suất khả dụng có thể huy động được chỉ là 35.000 MW.
 
Theo ông Thái Phụng Nê, nguyên Bộ trưởng Bộ Năng lượng (người nhiều năm là Phái viên của Thủ tướng Chính phủ về các công trình điện), thực tế trên là điều đáng lo, bởi như vậy là năm 2018, hệ thống điện đã cạn sạch dự phòng. Sang năm 2019, dù chưa tới cao điểm nắng nóng, phụ tải đỉnh của hệ thống đã vọt lên 35.700 MW vào ngày 24/4, trong khi công suất khả dụng hiện chỉ nhỉnh hơn 37.000 MW.
 
Năm 2015, hệ thống điện cả nước có mức dự phòng 15-20%. Điều này có được là nhờ sự chỉ đạo quyết liệt của Chính phủ và các bộ, ngành nhiều năm trước đó, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các nhà đầu tư đã chủ động xây dựng các nguồn điện lớn, nên có dư dả phòng khi “trái gió, giở trời”.
 
“Cũng chính nhờ những nỗ lực trên mà từ năm 2011-2017, ngành điện đã không để xảy ra tình trạng thiếu điện, đảm bảo việc cấp điện cho phát triển kinh tế. Tuy nhiên, tới năm 2018 thì không còn dự phòng nữa. Điều này là rõ ràng và hậu quả có thể nhìn thấy, nhưng giải pháp khắc phục lại chưa thấy đề ra”, ông Nê trăn trở.
 
Tính toán cân bằng của hệ thống điện năm 2019 cho thấy, công suất hữu dụng ­­có thể đạt 37.000 - 39.000 MW so với công suất đặt của toàn hệ thống đang ở quanh mức 50.000 MW. Nghĩa là, nếu hệ thống phải đối mặt với mức tăng trưởng 10% về phụ tải sử dụng điện như những năm qua, tức là công suất đỉnh của năm 2018 sẽ tiếp tục tăng thêm khoảng 3.500 - 4.000 MW, thì dự phòng của hệ thống điện tiếp tục ở tình trạng không có, gây căng thẳng trong đảm bảo cấp điện.
 
Cơ cấu và tổng công suất nguồn đặt từ 2010-2018.
 
Ông Nguyễn Đức Cường, Giám đốc Trung tâm điều độ Hệ thống điện quốc gia (A0) cho hay, năm 2018, hệ thống điện quốc gia vận hành trong tình trạng khó khăn với mức tăng trưởng phụ tải cao. Sự căng thẳng vẫn tiếp diễn trong năm 2019 với nhiều thách thức lớn. Khó khăn đầu tiên được A0 nhắc tới là đảm bảo nhiên liệu cho phát điện. Đây là vấn đề đã diễn ra trong năm 2018, nhưng dự kiến còn kéo dài trong năm 2019 và các năm tiếp theo.
 
Năm 2018, miền Nam đã phải đối diện với thiếu hụt nguồn cung điện do sản lượng khí cấp thấp hơn so với kế hoạch gần 450 triệu m3, tương ứng 2,5 tỷ kWh. Việc cấp than trong nước cũng không đáp ứng được nhu cầu sản xuất điện, đặc biệt trong 3 tháng cuối năm. Ðể đảm bảo an ninh cung cấp điện, EVN phải tăng huy động các nhà máy thủy điện, làm giảm mức nước dự trữ để cấp điện cho năm 2019, tương đương 2,56 tỷ kWh.
 
Cơ cấu sản lượng nguồn khai thác từ 2011-2018.
 
Theo dõi thực tế vận hành của A0 cũng cho thấy, nguồn khí trong nước đã giảm mạnh và chưa có nguồn bổ sung. Các tháng cuối năm 2018, nguồn cấp khí Nam Côn Sơn chỉ còn khoảng 16,5 triệu m3/ngày, bằng 75% so với những năm trước. Năm 2019, dù nguồn khí nội được bổ sung bằng mỏ Phong Lan Dại, nhưng các chuyên gia cũng đánh giá là “chưa ổn định và cũng không đủ cho nhu cầu của toàn bộ các nhà máy tua-bin khí”.
 
Ngoài khí, than cũng đang đối mặt với khả năng không đủ cho phát điện. “Nếu tình hình cấp than, cấp khí trong thời gian tới không được cải thiện, sẽ gây nhiều khó khăn trong công tác vận hành, đặc biệt là trong mùa khô năm 2019”, ông Cường nói.
 
Thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí là 3 nguồn chính hiện nay, chiếm tỷ trọng lần lượt là 34,1%, 38,34% và 15,07% trong tổng công suất đặt nguồn điện cả nước và thực tế đóng góp trong vận hành năm 2018 tương ứng là 37,7%, 41,6% và 18,4%.
 
Nhiều dự án nguồn điện “bất động”
 
Trong kiến nghị gửi các cấp lãnh đạo Đảng, Nhà nước và Chính phủ cuối năm 2018, ông Trần Viết Ngãi, Chủ tịch Hiệp hội Năng lượng Việt Nam đã thẳng thắn cho rằng, với những kế hoạch phát điện được đặt ra trong Quy hoạch Điện VII điều chỉnh đã được phê duyệt, phải có những giải pháp đột phá mạnh mẽ mới đảm bảo được mục tiêu về công suất nguồn điện cũng như sản lượng điện.
 
Sản lượng điện nhập khẩu và xuất khẩu 2011-2018.
 
Trong 4.292,8 MW công suất nguồn điện mới có kế hoạch đưa vào vận hành năm 2019 theo Quyết định 4677/QĐ-BCT, chỉ có 2 nguồn điện quy mô lớn (đều do EVN đầu tư) là Nhiệt điện Duyên Hải 3 mở rộng (688 MW) và Nhiệt điện Vĩnh Tân 4 mở rộng (600 MW). Có tới 2.700 MW công suất điện mới đến từ nguồn năng lượng tái tạo, gồm điện mặt trời (1.700 MW), điện gió (137 MW) và thủy điện nhỏ (837 MW). Tuy nhiên, trong tổng số 242 tỷ kWh điện sẽ sản xuất năm 2019, phần đóng góp của các nguồn năng lượng tái tạo chỉ là 3,12 tỷ kWh, chiếm tỷ trọng… 0,0128%.
 
Hàng loạt nguồn điện truyền thống quy mô lớn được lên kế hoạch vận hành trong năm 2019 không thể về đích như Nhiệt điện Long Phú 1 (1.200 MW), Nhiệt điện Sông Hậu 1 (1.200 MW) dù đã vài lần lùi kế hoạch.
 
Năm 2020, nhiều dự án  lớn cũng không thể về đích theo lời hẹn trong Tổng sơ đồ Điện VII điều chỉnh là Nhiệt điện Công Thanh (600 MW), tổ máy 1 (600 MW) BOT Hải Dương 1, Nhiệt điện Cẩm Phả 3 (2x220 MW)...
 
“Năm 2019 - 2020 cần thêm 10.000 MW nguồn điện mới, nhưng thực tế rà soát của EVN cho thấy, chỉ có từ 2.000 - 2.500 MW nguồn điện truyền thống được đưa vào, bên cạnh một số nguồn năng lượng tái tạo”, ông Ngô Sơn Hải, Phó tổng giám đốc EVN cho biết. 
 
Năm 2021 cũng không có gì sáng sủa khi hàng loạt dự án điện lớn vẫn đang im lìm trên thực địa hay chơi vơi đâu đó. Đó là tổ máy 1 (600 MW) của BOT Nghi Sơn 2, tổ máy 2 (600 MW) của BOT Hải Dương 1, tổ máy 1 (600 MW) của BOT Vũng Áng 2, Tua-bin khí Kiên Giang 1 (750 MW), BOT Duyên Hải 2 (1.200 MW), tổ máy 1 (1.000 MW) của BOT Sông Hậu 2, tổ máy 1 (600 MW) của BOT Long Phú 2... Nhiều dự án do EVN là chủ đầu tư như Thủy điện Hòa Bình mở rộng (240 MW), Nhiệt điện Quảng Trạch 1 (1.200 MW), Thủy điện Ialy mở rộng (360 MW) tới giờ vẫn đợi khởi công.
 
Thực tế trong 3 năm trở lại đây, đã có sự dè chừng của các địa phương với nhiệt điện than bởi sợ ô nhiễm, lo người dân phản đối. Tuy nhiên, chuyện hàng loạt dự án điện than khó thi công tại những khu vực không có khả năng làm thủy điện hay nhiệt điện khí cũng khiến miền Nam rơi vào tình trạng hết nhẵn nguồn dự phòng, trong khi đây lại là vùng có tốc độ tăng trưởng kinh tế cao của cả nước.
 
Việc trông chờ đầu tư nước ngoài trong ngành điện cũng rất khó khăn. Hiện chỉ có 4 nhà máy điện BOT được đưa vào sản xuất, 14 dự án khác vẫn đang đàm phán và hầu hết trong số này chậm tiến độ. Đáng nói, trong 14 dự án BOT đang đàm phán này, có những dự án đã bắt đầu công việc tại Việt Nam cả chục năm.
 
Xót xa khi hàng loạt dự án điện lớn không thể triển khai hoặc lúng túng với các vướng mắc hiện nay, ông Nê cho hay, nếu năm 2017, EVN được phép xây dựng Nhà máy Điện Quảng Trạch 1 (1.200 MW), thì cũng không có nghĩa trong 6 tháng hay 1 năm nữa, sẽ vận hành nhà máy và giải quyết được chuyện hết công suất dự phòng như hiện nay.
 
“Ít nhất phải mất từ 3,5 - 4 năm, với sự cố gắng, giám sát tiến độ một cách nghiêm túc, thì mới thực hiện được. Với thực tế này, không chỉ giai đoạn 2019 - 2021, thiếu điện trầm trọng sẽ xảy ra, mà còn tiếp diễn trong nhiều năm sau nữa. Thậm chí, nếu không có biện pháp khắc phục nhanh chóng và quyết liệt, chúng ta sẽ đi đến tình trạng như trước đây là cắt điện triền miên”, ông Nê nói.
 
Điện nhập khẩu cũng không dễ
 
Trong khi các nguồn điện lớn trong nước khó đẩy nhanh tiến độ, nguồn điện nhập khẩu đang được trông chờ để gia tăng nhanh nguồn cung ứng điện. Năm 2018, lượng điện mua từ Trung Quốc là 1,6 tỷ kWh, từ Lào là 1,4 tỷ kWh, chiếm tỷ trọng rất nhỏ trong 212,9 tỷ kWh điện sản xuất và mua ngoài.
 
Cho rằng, điện nhập khẩu là “cơ hội cho Việt Nam”, vì các nước láng giềng có khả năng bán, còn Việt Nam sẽ tiết kiệm thời gian đầu tư, giảm ô nhiễm môi trường, nhưng ông Thái Phụng Nê cũng đặt ra vấn đề “phải chủ động nghiên cứu, tính toán” để mua được.
 
“Các nước bán điện theo lợi ích của họ, mình mua điện theo lợi ích của mình. Như vậy, phải thông qua đàm phán và cần phải đàm phán nhanh và phải giải quyết giá hợp lý, chứ cứ khăng khăng theo giá điện của Việt Nam, thì không đàm phán được”, ông Nê nói.
 
Đó là chưa kể, nếu đặt kỳ vọng tỷ trọng điện nhập khẩu chiếm 10% hệ thống, thì với công suất đặt gần 50.000 MW hiện nay, hay năm 2025 là 96.000 MW, nhu cầu điện nhập khẩu từ 5.000 - 10.000 MW/năm được xem là thách thức không nhỏ.
 
Một chuyên gia tham gia đàm phán mua điện của Trung Quốc cho hay, mức mua khoảng 2 tỷ kWh/năm hiện mang tính chất “họ dư và ta có nhu cầu”, nhưng nếu muốn mua tầm 10 tỷ kWh/năm, phải giải quyết chuyện đầu tư đường truyền tải ở hai bên, đối tác cũng phải đầu tư nguồn đàng hoàng, nên giá điện chắc chắn sẽ khác. “Dù mua được 10 tỷ kWh/năm thì so với sản lượng hơn 200 tỷ kWh/năm hiện nay, điện nhập khẩu vẫn chỉ chiếm con số rất nhỏ”, vị chuyên gia này nói.
 
Nhắc đến vấn đề này, ông Nê trầm tư: “Họ có thể bán điện cho ta khi thoả mãn được giá điện, nhưng nếu có chuyện gì xảy ra, họ cắt điện, ta sẽ ứng phó ra sao với sự thiếu hụt này, nhất là khi nhập ở quy mô lớn. Phải nói thẳng là, không thể chỉ nói nhập khẩu mà không làm. Không thể lấy nguồn điện ở nước ngoài để làm dự phòng của chúng ta. Đối với một số nước thì mình cũng là nước nhỏ”.
 
(Còn tiếp)
Theo: Đầu tư