Lo ngại không còn nguồn điện dự phòng
Lan Nhi
(TBKTSG Online)- Bộ Công thương cho biết, tình trạng hệ thống điện từ có dự phòng về nguồn điện 20-30% trong các năm 2015-2016 đến 2018-2019 hầu như không còn dự phòng và sang 2021-2025 xảy ra tình trạng thiếu hụt nguồn cấp điện
Tìm hiểu nguyên nhân thiếu nguồn điện
Theo quy hoạch điện II (điều chỉnh), dự báo sản lượng điện thương phẩm đến 2020 theo phương án cơ sở là 235 tỉ kWh và phương án cao là 245 tỉ kWh, nghĩa là tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm bình quân trong giai đoạn 2016-2020 của các phương án tương ứng là 10,34%/năm và 11,26%/năm.
 |
| Các dự án năng lượng tái tạo như dự án điện mặt trời trong ảnh đang được xem như "cứu tinh" trong tình trạng thiếu nguồn điện mới hiện nay. Ảnh minh họa: EVN |
Tuy nhiên, trên thực tế, tốc độ tăng trưởng điện thương phẩm bình quân giai đoạn 2016-2018 chỉ là 10,3%. Như năm 2017, phụ tải hệ thống điện toàn quốc tăng trưởng thấp hơn phụ tải được dự báo so với quy hoạch điện VII (điều chỉnh) khoảng 1,5 tỉ kWh. Do đó, theo số liệu tính toán vừa được cập nhật, so với quy hoạch hiện nay thì phụ tải theo phương án cơ sở dự kiến sẽ giảm 3-4 tỉ kWh giai đoạn 2018-2020, giảm khoảng 5,5 tỉ kWh vào năm 2025 và giảm gần 9 tỉ kWh vào năm 2030.
Nói khác đi là nhu cầu sử dụng điện giảm xuống song tình trạng thiếu điện dự phòng lại xảy ra . Điều này là một nghịch lý.
Theo lý giải của Bộ Công Thương, tình hình cấp điện năm 2018 tiếp tục ổn định và an toàn cho nền kinh tế, trong các năm 2019-2020 dự kiến đưa vào vận hành khoảng gần 7.000 MW điện mới. Trong đó, các nhà máy nhiệt điện than khoảng 2.488 MW, các nhà máy thủy điện trên 30 MW là 592 MW, còn lại là các dự án năng lượng tái tạo (3.800MW). Nếu đúng dự kiến, hệ thống có thể đáp ứng nhu cầu điện toàn quốc. Tuy nhiên, nguồn nhiệt điện chạy dầu cần phải huy động với sản lượng tương ứng 1,7 tỉ kWh vào năm 2019 và 5,2 tỉ kWh vào năm 2020. Nếu các tổ máy phát điện không đáp ứng được yêu cầu về độ tin cậy vận hành hoặc thiếu nhiên liệu (than, khí) cho phát điện thì nguy cơ thiết điện sẽ đến vào năm 2020.
Dự kiến, các năm 2021-2025, mặc dù đã huy động tối đa các nguồn điện chạy dầu nhưng hệ thống không đáp ứng được nhu cầu phụ tải thì sẽ xảy ra thiếu điện tại miền Nam với mức thiếu hụt dự kiến từ 3,7 tỉ kWh (2021) lên đến gần 10 tỉ kWh (2022) và đỉnh cao dự kiến vào 2023 với 12 tỉ kWh, sau đó giảm dần.
Vấn đề là do các nguồn điện chậm tiến độ. Tổng công suất các nguồn điện có khả năng đưa vào vận hành cả giai đoạn 15 năm (2016-2030) dự khiến khoảng 80.500 MW, thấp hơn so với dự kiến Quy hoạch VII (điều chỉnh) khoảng hơn 15.200 MW. Sự thiếu hụt chủ yếu diễn ra trong các năm 2018-2020, với tổng công suất thiếu trên 17.000 MW.
Nhiều dự án nguồn bị chậm sang giai đoạn 2026-2030 và hầu hết là các dự án nhiệt điện tại miền Nam. Dự kiến, tổng công suát các nguồn điện có khả năng vào vận hành trong giai đoạn 2021-2030 khoảng 64.200 MW, thấp hơn 10.000 MW so với quy hoạch (đã điều chỉnh).
Nguyên nhân chính dẫn tới tình trạng thiếu điện tại miền Nam tăng cao so với dự kiến là do: tiến độ các dự án khí Lô B, Cá Voi Xanh đều chậm tiến độ so với kế hoạch từ 9 tháng đến một năm. Các dự án nhiệt điện Kiên Giang 1 và 2 không đáp ứng tiến độ hoàn thành trong giai đoạn 2021-2025, thậm chí lùi sau năm 2030. Dự án Ô Môn III lùi tiến độ đến 2025. Trong trường hợp dự án Nhiệt điện Long Phú I không hoàn thành vào năm 2023 thì tình trạng thiếu điện tại miền Nam các năm 2024-2025 sẽ trầm trọng hơn.
Hiện tại, có 62 dự án công suất lớn trên 200 MW đang được đầu tư theo các hình thức khác nhau thì 15 dự án đạt tiến độ, 47 dự án chậm tiến độ hoặc chưa xác định tiến độ. Trong đó, Tập đoàn điện lực (EVN) dẫn đầu với 13 dự án chậm hoạc lùi tiến độ, Tập đoàn dầu khí (PVN) có 8 dự án trọng điểm với tổng công suất 11.400 MW cũng chậm, không thể hoàn thành theo tiến độ của quy hoạch đã điều chỉnh. Thậm chí có dự án đã đề nghị giao lại cho chủ đầu tư khác.
Nhận diện các rủi ro
Việc đảm bảo nguồn nhiên liệu cho phát điện hiện đang xem là rủi ro đầu tiên tại các dự án. Như Tập đoàn than- khoáng sản (TKV) đã báo cáo dừng thực hiện dự án cảng trung chuyển than ĐBSCL do không thỏa thuận được địa điểm và hiện chưa có giải pháp để tiếp tục thực hiện. Các nhà máy Long Phú 2, Sông Hậu 2 chưa rõ phương án vận chuyển than, Năm 2018 đã xảy ra tình trạng thiếu than cho các tháng cuối năm , dù sản lượng huy động nhiệt điện than thấp hơn so với kế hoạch.
Các nguồn khí như Đông Nam Bộ cấp cho cụm nhiệt điện Phú Mỹ cũng sẽ suy giảm từ sau 2020. Tới năm 2023-2024 dự kiến sẽ thiếu hụt khoảng 2-3 tỉ m3/năm. Nguồn khí Tây Nam Bộ cung cấp cho cụm nhà máy điện Cà Mau cũng sẽ thiếu hụt từ 2019 với lượng thiếu hụt từ 90,5 tỉ-1 tỉ m3. Hiện PVN đang đàm phán với Malaysia để mua thêm khí bổ sung vào nguồn thiếu hụt này.
Ngoài ra, việc thu xếp vốn của các tập đoàn, chủ đầu tư trong nước gặp nhiều khó khăn do Chính phủ dừng việc bảo lãnh vay vốn. Các nguồn vốn ODA, vay ưu đãi nước ngoài để đầu tư vào các dự án điện rất hạn chế. Thậm chí một số khoản vay đã có cam kết của các ngân hàng, tổ chức tài chính quốc tế nhưng không được các cơ quan quản lý trong nước chấp thuận. Việc thu xếp các nguồn vốn trong nước rất khó khăn.
Hiện tại, hầu hết các ngân hàng trong nước đã vượt hạn mức tín dụng đối với chủ đầu tư các dự án điện và các đơn vị liên quan.
Mặt khác, năng lực tài chính, kỹ thuật, nguồn nhân lực của một số chủ đầu tư không đảm bảo. Thậm chí có chủ đầu tư chưa có kinh nghiệm trong khâu đầu tư, vận hành nhà máy điện. Để tiếp tục theo đuổi dự án, các nhà đàu tư hiện hữu có khả năng phải tìm cách chuyển nhượng một phần vốn đầu tư cho các nhà đầu tư khác, cụ thể như nhà máy điện Nam Định 1, Vĩnh Tân 3 hay Sơn Mỹ 1.
Bộ Công Thương đề xuất lựa chọ các nhà đầu tư, tổng thầu có đủ năng lực. Trường hợp không đáp ứng được thì kiên quyết thu hồi dự án, thay thế bằng các nhà đầu tư, nhà thầu khác.
