Nghịch lý: Thiếu điện, có điện lại khó bán

Thời gian gần đây, để đảm bảo cung cấp điện với mức tiêu thụ tăng rất cao trong những ngày nắng nóng diện rộng trên khắp cả nước, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã phải thường xuyên huy động các tổ máy nhiệt điện chạy dầu với chi phí rất cao, từ 3.500 đến 5.000 đồng/kWh.

Căng thẳng nguồn điện

Báo cáo của Bộ Công Thương cho biết nguồn điện chạy dầu sẽ phải huy động với sản lượng tương ứng gần 1,7 tỷ kWh vào năm 2019 và 5,2 tỷ kWh năm 2020. Trong trường hợp các tổ máy phát điện không đáp ứng yêu cầu về độ tin cậy vận hành hoặc không đảm bảo đủ nhiên liệu (than, khí) cho phát điện có thể đối mặt nguy cơ thiếu điện vào năm 2020.

Các năm 2021 – 2025, EVN sẽ phải huy động tối đa các nguồn điện chạy dầu, tuy nhiên hệ thống điện không đáp ứng nhu cầu phụ tải và xảy ra tình trạng thiếu điện tại miền Nam với 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 kWh năm 2025.

Tổng công suất các nguồn điện có khả năng đưa vào vận hành cả giai đoạn 15 năm 2016-2030 dự kiến khoảng 80.500 MW, thấp hơn so với dự kiến của Quy hoạch điện VII điều chỉnh khoảng 15.200 MW, trong đó chủ yếu thiếu hụt vào các năm từ 2018 – 2022 (với tổng công suất trên 17.000 MW).

Được biết, hiện nay, các nguồn điện do EVN đầu tư là 7.185 MW (chiếm 33,2% tổng công suất điện), các nguồn điện do các doanh nghiệp (DN) khác đầu tư là 14.465 MW (chiếm 66,8%).

Tuy nhiên, tổng hợp tình hình tiến độ thực hiện 62 dự án có công suất trên 200 MW cho thấy chỉ có 15 dự án đạt tiến độ, còn lại 47 dự án chậm tiến độ hoặc chưa xác định tiến độ so với tiến độ nêu trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh.

Trong đó, EVN thực hiện 23 dự án với tổng công suất 14.809 MW (giai đoạn 2016-2020 là 12 dự án, giai đoạn 2021 – 2030 là 11 dự án), có 10 dự án đạt tiến độ và 13 dự án chậm hoặc lùi tiến độ.

Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) được giao làm chủ đầu tư 8 dự án trọng điểm nguồn điện với tổng công suất 11.400 MW. Trong đó, giai đoạn 2016 – 2020 có 3 dự án và giai đoạn 2021 – 2025 có 5 dự án. Đến nay, cả 8 dự án đều gặp khó khăn, vướng mắc và khó có 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 2.950 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…

Đối với năng lượng tái tạo, đến nay, Thủ tướng Chính phủ và Bộ Công Thương đã phê duyệt bổ sung quy hoạch 130 dự án điện mặt trời với tổng công suất khoảng 10.600 MWp (khoảng 8.500 MW) và các dự án điện gió với tổng công suất khoảng 2.000 MW.

Các dự án điện gió, điện mặt trời có đặc điểm chung là chủ yếu phát triển tập trung ở các khu vực nhu cầu phụ tải tại chỗ rất thấp. Do đó, tại các địa phương đã được bổ sung quy hoạch các dự án điện gió, điện mặt trời với quy mô công suất lớn, hầu hết công suất phát của các dự án sẽ phải thực hiện thu gom, đấu nối lên lưới điện truyền tải và đưa đến các khu vực có nhu cầu phụ tải lớn.

Tuy nhiên, hạ tầng lưới điện 110 – 500kV tại các khu vực này dù đã được đầu tư nâng cấp trong các năm qua nhưng vẫn không đáp ứng được yêu cầu truyền tải công suất từ các dự án mới được bổ sung quy hoạch.

Nhiều nhà máy điện gió, điện mặt trời phải cắt giảm công suất

Cần xem xét từ hai phía

Điều này đã xảy ra trên thực tế. Những ngày qua đang nóng câu chuyện điện mặt trời bùng nổ, vượt gấp hàng chục lần so với Quy hoạch điện VII điều chỉnh, dẫn đến một loạt hệ lụy như ép giảm tải điện gió, dự án xếp hàng chờ bổ sung trong khi lưới điện quá tải.

Đỉnh điểm, Hiệp hội Điện gió Bình Thuận đã gửi công văn đến Bộ Công Thương phản ứng vì bị ép cắt giảm công suất phát điện. Theo ông Bùi Văn Thịnh, Chủ tịch Hiệp hội Điện gió Bình Thuận, trong tháng 6, cơ quan điều độ hệ thống điện quốc gia đã ép các dự án điện gió phải cùng cắt giảm công suất với các dự án điện mặt trời mới hòa vào lưới. Tỷ lệ yêu cầu cắt giảm công suất 38-64% và ngày nào cũng bị cắt.

"Việc điện mặt trời phát triển quá nóng trong khi không đầu tư vào đường dây truyền tải khiến hệ thống quá tải lại bắt điện gió cắt giảm công suất là không công bằng", ông Thịnh than thở.

Theo ông Lưu Xuân Vĩnh, Chủ tịch UBND tỉnh Ninh Thuận, theo quy hoạch tới năm 2020, Ninh Thuận được phê duyệt 2.000 MW dự án năng lượng tái tạo, trong đó có điện mặt trời nhưng thiết kế lưới truyền tải khu vực này chỉ chịu được tối đa công suất 800 – 1.000 MW.

Lý giải sự chậm trễ xây dựng đường dây truyền tải, ông Bùi Quốc Hùng, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương), cho biết đầu tư lưới điện truyền tải với đường dây 500kV phải mất 3 năm, đường dây 220kV mất 2 năm. Trong khi đó, để đầu tư dự án điện mặt trời với công suất 50 – 100MW chỉ mất khoảng 6 tháng.

Chưa kể trong quá trình xây dựng đường dây truyền tải còn gặp phải khó khăn vướng mắc về vốn, thời gian thi công kéo dài, tốn kém cả về thời gian lẫn tiền bạc.

Không đồng tình, chuyên gia kinh tế Phạm Chi Lan cho rằng việc điện mặt trời, điện gió phải giảm công suất là do cơ quan liên quan gần như bỏ quên khâu đầu tư vào truyền tải điện nên đã xảy ra nghịch lý là các nhà đầu tư vào khâu phát điện thì lại không có khả năng bán điện do bên mua điện không đủ khả năng tiếp nhận.

Theo bà Lan, điện mặt trời hay điện gió là xu hướng của thế giới và Chính phủ khuyến khích DN làm thì bây giờ ngành điện phải có trách nhiệm mua đủ, mua hết công suất của họ, không thể ép nhà đầu tư sản xuất ít lại.

Nếu để tình trạng ép sản xuất ít đi trong khi nhu cầu tiêu thụ cao sẽ không chỉ gây thiệt hại cho nhà đầu tư, người tiêu dùng mà còn gây lãng phí tài nguyên quốc gia cũng như nguồn lực xã hội.

Có ý kiến cho rằng giá điện gió theo Quyết định 37 và điện mặt trời theo Quyết định 11 vẫn còn cao hơn so với điện than nên thực ra EVN không mặn mà mua. Đó là nguyên nhân sâu xa của việc đường dây quá tải không theo kịp các dự án điện sạch như hiện nay. Để giải quyết vấn đề này không còn cách nào khác ngoài chuyện phải đầu tư cho lưới điện.

Tuy nhiên, Ts. Trần Đình Thiên, nguyên Viện trưởng Viện Kinh tế Việt Nam, nêu quan điểm cần làm rõ những rủi ro về vận hành, giá điện mặt trời. Giá điện mặt trời đang được tính với 9,35 cent/kWh mà chưa bao gồm các chi phí truyền tải và phân phối. Nếu tính đúng, tính đủ, giá thành chắc chắn còn cao hơn.

Vì vậy, ông Thiên cho rằng thời gian tới, ngành điện cần xem xét từ hai phía là cung cấp điện và sử dụng điện. Nhà nước, Bộ Công Thương phải có giải pháp mang tính hệ thống, không để tình trạng sử dụng điện lãng phí để rồi phía cung nai lưng ra đáp ứng.

Lê Thúy