Bốn phương án cân đối nguồn điện năm 2015

Năm giải pháp cân đối nguồn điện trong ngắn hạn

Phương án thứ nhất, được coi là phương án cơ sở khi A0 tính toán điện thương phẩm tăng 11,5%, tần suất nước về 65%.

Với phương án này, theo tính toán của A0, các nguồn tuabin khí và nhiệt điện than miền Nam được huy động cao trong cả năm, dự kiến phải huy động dầu từ tháng 4, tuy nhiên sản lượng ở mức thấp (khoảng 279 triệu kWh trong các tháng mùa khô) do hạn chế giới hạn truyền tải trên đường dây 500 kV. Trường hợp Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân 2 vận hành không ổn định như dự kiến thì phải huy động các nguồn nhiệt điện dầu cao hơn.

Ngoài ra, trong năm sẽ có đợt ngừng cấp khí Cà Mau (14 ngày), lô 06.1 (3 ngày), Nam Côn Sơn (1 ngày)  để sửa chữa, dự kiến sẽ phải huy động khoảng 153 triệu kWh nhiệt điện dầu.

Ở miền Bắc, do được bổ sung thêm nhiều tổ máy nhiệt điện than mới như Quảng Ninh 2, Hải Phòng 2, Nghi Sơn 1, Vũng Áng 1, Mông Dương 2… nên có dự phòng công suất và sản lượng tại chỗ khá lớn. Tổng sản lượng nhiệt điện dự phòng các tháng mùa khô tại miền Bắc là 3,6 tỷ kWh. Số giờ vận hành tương đương trong mùa khô của các nguồn than miền Bắc chỉ khoảng 65% (không tính các nhà máy đang thí nghiệm) và cả năm xấp xỉ 60%.

Về truyền tải, xu hướng vẫn từ Bắc và Trung vào miền Nam. Sản lượng truyền tải cả năm dự kiến theo chiều Bắc - Nam là 10,426 tỷ kWh (năm 2014 là 7,306 tỷ kWh); đối với chiều Trung - Nam là 17,154 tỷ kWh (năm 2014 là 13,713 tỷ kWh).

Phương án thứ hai, được A0 tính toán khi điện thương phẩm tăng 11,5%, tần suất nước về các hồ thủy điện 75%. So với phương án cơ sở, phương án này có sản lượng thủy điện ít hơn trong mùa khô 1,062 tỷ kWh điện, cả năm ít hơn 4,192 tỷ kWh.

Phương án thứ ba, điện thương phẩm tăng 13%, tần suất nước về các hồ thủy điện 65%. So với phương án cơ sở, phương án này có phụ tải cao hơn 1,044 tỷ kWh trong mùa khô và cao hơn 2,164 tỷ kWh cả năm, trong đó phụ tải miền Nam cao hơn là 515/1059 triệu kWh.

Phương án thứ bốn, điện thương phẩm tăng 13%, tần suất nước về các hồ thủy điện 75%. Đây là phương án có điều kiện đầu vào khó khăn nhất trong 4 phương án. So với phương án cơ sở, phương án này có phụ tải cao hơn 1,044 tỷ kWh trong mùa khô và cao hơn 2,164 tỷ kWh cả năm, đồng thời sản lượng thủy điện cũng thấp hơn phương án cơ sở là 1062/4192 triệu kWh mùa khô/cả năm.

Theo A0, với cả 4 phương án tính toán đều đảm bảo cung cấp điện. Trong trường hợp kịch bản xấu nhất (phụ tải cao, nước về thấp), sản lượng nhiệt điện dầu sẽ phải huy động ở mức cao 579 triệu kWh trong mùa khô, 747 triệu kWh cả năm. Truyền tải trên các đường dây 500 kV luôn ở mức cao trong cả năm. Việc phải liên tục truyền tải với công suất và sản lượng cao sẽ tiềm ẩn nhiều nguy cơ mất an toàn trong vận hành.

A0 nhận định, trong năm 2015, việc nhập khẩu điện từ Trung Quốc sẽ ở mức tối thiểu. Sản lượng điện dự phòng ở miền Bắc tương đối cao. Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân 2 đóng vai trò đặc biệt quan trọng trong việc đảm bảo cấp điện cho miền Nam sẽ được huy động cao trong cả năm để đáp ứng nhu cầu phụ tải miền Nam. Sản lượng tối thiểu phải phát được trong mùa khô năm 2015 đạt xấp xỉ 2,51 tỷ kWh.

NangluongVietnam.vn