Miền Nam sẽ thiếu điện trầm trọng hơn vào năm 2024

Công nhân Công ty Điện lực Bà Rịa- Vũng Tàu tuyên truyền tiết kiệm điện. Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
 

Nhiều dự án nguồn điện trong giai đoạn này bị chậm sang giai đoạn 2026-2030 và hầu hết là dự án nhiệt điện tại miền Nam. Do đó, dẫn đến tình trạng hệ thống điện từ năm 2018-2019 hầu như không còn dự phòng và sang giai đoạn từ năm 2021-2025 xảy ra tình trạng thiếu hụt nguồn cung cấp điện. 

Dự kiến tổng công suất các nguồn điện có khả năng vào vận hành trong giai đoạn 2021-2030 khoảng 64.200MW, thấp hơn 10.000MW so với Quy hoạch điện VII điều chỉnh (72.202MW).

Báo cáo cũng chỉ ra, nguyên nhân chính dẫn tới việc thiếu điện tại miền Nam tăng cao hơn so với các tính toán trước đây là do tiến độ các dự án khí Lô B, Cá Voi xanh đầu chậm so với kế hoạch từ 9 tháng đến 1 năm; Các dự án nhiệt điện Kiên Giang 1&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 năm 2025. Trường hợp Dự án nhiệt điện Long Phú 1 không đáp ứng tiến độ hoàn thành năm 2023, tình trạng thiếu điện tại miền Nam trong các năm 2024-2025 sẽ trầm trọng hơn.

Báo cáo đưa ra nhiều yếu tố ảnh hưởng đến việc cung cấp điện trong giai đoạn đến năm 2030, trong đó đặc biệt nhấn mạnh việc chậm tiến độ đưa vào vận hành các dự án nguồn điện, nhất là các dự án nhiệt điện tại miền Nam, như: các dự án Nhiệt điện Thái Bình II, Long Phú 1, Sông Hậu 1 đến nay đã chậm tiến độ 2 năm. Nếu các vướng mắc không được giải quyết dứt điểm khả năng tiếp tục bị chậm tiến độ. 

Một số dự án nguồn điện đầu tư theo hình thức BOT đang trong quá trình đàm phán như Sơn Mỹ 1, Sông Hậu 2, Long Phú 2, Nam Định 1, Quảng Trị 1… tiềm ẩn rủi ro rất lớn về tiến độ. Đến nay, một số dự án nguồn điện lớn chưa xác định được chủ đầu tư như Long Phú 3, Quỳnh Lập 2… nên khó khả thi hoàn thành trước năm 2030.

Việc đảm bảo nguồn nhiên liệu cho phát điện như than, khí cũng tiềm ẩn nhiều rủi ro. Trong đó, Tập đoàn Công nghiệp Than – Khaosng sản Việt Nam (TKV) đã báo cáo dừng việc thực hiện các 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… Về 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 nhanh tới trên 10 tỷ m3 vào năm 2030. Nếu cảng Sơn Mỹ không đưa vào vận hành năm 2023 thì cụm Nhiệt điện Phú Mỹ - Bà Rịa sẽ thiếu khí tương đương với khoảng 23 tỷ kWh điện năm 2023… Các nhà máy nhiệt điện sử dụng LNG như Nhơn Trạch 3,4 sau năm 2022 phía Đông Nam Bộ sẽ thiếu khí và bắt buộc phải bù bằng khí LNG. Vì vậy, cần thiết phải đưa cảng LNG Thị Vải và Sơn Mỹ vào vận hành giai đoạn 2023 để bù khí cho cụm Nhiệt điện Phú Mỹ và cấp cho các nhà máy nhiệt điện Nhơn Trạch 3,4…

Lưới truyền tải điện 500kV, cụ thể là đường dây 500kV mạch 3 (Vũng Áng – Quảng Trạch - Dốc Sởi – Pleiku2) để tăng cường khả năng truyền tải Bắc – Nam hiện đã bị chậm tiến dộ gần 1 năm, nếu không thể hoàn thành đường dây này vào đầu năm 2020 sẽ có nguy cơ thiếu điện miền Nam.

Bộ Công Thương khẳng định, do hệ thống điện 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 điện cũng sẽ ảnh hưởng đến việc đam rbaor cung ứng điện.

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, giai đoạn 2016-2030 có tổng cộng 116 dự án nguồn điện đưa vào vận hành (chưa bao gồm các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) chưa ghi rõ tên hoặc chưa lập dự án), trong đó có 43 dự án thủy điện, 57 dự án nhiệt điện, 11 dự án NLTT, 3 dự án thủy điện tích năng và 2 dự án điện hạt nhân (đã dừng). Tổng công suất các nhà máy điện đến năm 2030 vào khoảng 129.500MW, trong đó thủy điện lớn và thủy điện tích năng chiếm 16,9%; nhiệt điện than và khí 57,3%; nguồn điện sử dụng NLTT (thủy điện nhỏ, điện gió, mặt trời, điện sinh khối) 21% và nhập khẩu điện khoảng 1,2%.

Tổng công suất đặt toàn hệ thống điện tính đến hết năm 2018 là 48.563MW, trong đó, thủy điện chiếm 35,1%, NLTT chiếm 7,1%, nhiệt điện than chiếm 38,1%, tua-bin khí và dầu chiếm 18,5% và nhập khẩu 1,2%.