EVN phải huy động cả nguồn điện chạy dầu với giá 5.500 đ/kWh

Nếu điều chỉnh muộn, giá điện sẽ phải cao hơn bởi chi phí đầu vào

Theo Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0), trong 5 tháng đầu năm 2019, do ảnh hưởng của thời tiết cực đoan, nhu cầu tiêu thụ điện tăng cao, tổng sản lượng hệ thống điện toàn quốc khoảng 95,72 tỷ kWh, tăng trưởng 10,55% so với cùng kỳ năm ngoái. Sản lượng tiêu thụ ngày cực đại lên tới con số kỷ lục 759,2 triệu kWh (ngày 18/5/2019). Hệ thống điện toàn quốc cũng ghi nhận số liệu cao chưa từng có về công suất cực đại vào ngày 20/5/2019 đạt 36.945 MW, tăng 12% so với cùng kỳ 2018.

Trong khi đó, từ đầu năm đến nay, lưu lượng nước về các hồ thủy điện khu vực miền Trung, miền Nam kém. Hiện nay, nhiều hồ đang xấp xỉ, hoặc thậm chí dưới mực nước chết.

Đáng báo động là hệ thống mới chớm vào giai đoạn cao điểm vận hành, nhưng tổng thể tích nước trong các hồ thủy điện chỉ còn 18,6% dung tích hữu ích. Thống kê tại thời điểm cuối tháng 5 cho thấy có 16/44 hồ có thể tích nước còn lại thấp hơn 10% thể tích hữu ích, bao gồm cả những hồ lớn có vai trò trong việc cấp điện cũng như cấp nước hạ du như: Buôn Tua Srah, Trị An, Thác Mơ, Hàm Thuận, Đại Ninh,…

Nhiều hồ chứa thủy điện khu vực miền Trung, miền Nam đã ở dưới mực nước chết.

"Lượng nước có thể quy ra điện tại các hồ miền Trung và miền Nam chỉ còn khoảng 1,3 tỷ kWh, tương đương tổng phụ tải toàn quốc trong 2 ngày làm việc”, ông Nguyễn Đức Cường - Giám đốc A0 nhấn mạnh.

Bên cạnh đó, các nguồn khí đang bước vào thời kỳ suy giảm nên việc cấp khí cho phát điện chưa đáp ứng được nhu cầu vận hành. Khu vực Đông Nam Bộ nhiều thời điểm chỉ cấp được 18 - 18,5 triệu m3 trong khi nhu cầu cho sản xuất điện thường xuyên là 21,5 - 22 triệu m3, khu vực Tây Nam Bộ chỉ được 4,2 - 4,5 triệu m3 so với nhu cầu 6,2 triệu m3.

Các nguồn nhiệt điện than sau thời gian dài huy động cao cho mùa khô cũng luôn tiềm ẩn nguy cơ sự cố, suy giảm công suất… trong khi nguồn than trong nước hiện nay cũng không thể đảm bảo đủ cho sản xuất điện và đã phải nhập khẩu than.

Đến hết tháng 5/2019, đã có 47 dự án điện mặt trời với công suất 2.300 MW được đấu nối vào lưới điện quốc gia. Dự kiến, trong tháng 6 này tiếp tục sẽ có khoảng 49 dự án với công suất khoảng 2.600 MW nữa.

Dù là một nguồn điện bổ sung quý giá, nhưng một số lượng lớn nhà máy điện mặt trời vào vận hành trong thời gian ngắn kỷ lục, lại tập trung chủ yếu ở các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận - khu vực phụ tải thấp, cũng sẽ gây ảnh hưởng không nhỏ đến công tác vận hành của hệ thống. Trong khi dự án điện mặt trời có thể hoàn thành chỉ trong vài tháng, nhưng các công trình lưới điện để phục vụ đấu nối, đồng bộ nguồn điện chỉ có thể hoàn thành sau vài năm do những khó khăn chủ yếu về mặt bằng thi công.

Cùng với đó, công suất nguồn điện mặt trời thay đổi liên tục trong ngày, khó dự báo chính xác. Trong việc điều hành hệ thống, để giải quyết tính bất định của nguồn điện này, A0 sẽ phải khởi động nhiều tổ máy ở các nhà máy điện truyền thống để dự phòng nóng.

Trước những thách thức trên, trong thời gian vừa qua, để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống điện miền Nam và quốc gia, cũng như đảm bảo tiết kiệm thủy điện nhằm mục đích cân bằng cung cầu cho cả mùa khô, A0 đã phải huy động đến các nguồn chạy dầu giá cao từ các nhà máy nhiệt điện Thủ Đức, Ô Môn, Cần Thơ...

EVN đã phải huy động nguồn nhiệt điện chạy dầu đắt tiền của Nhà máy Nhiệt điện Thủ Đức.

So với các nguồn năng lượng truyền thống khác như thủy điện, nhiệt điện than, tua bin khí, giá bán điện của các nguồn điện chạy dầu là rất cao. Hiện nay giá của các nhà máy nhiệt điện than, tua bin khí chu trình hỗn hợp đắt nhất khoảng 1.600-1.800 đồng/kWh, nhưng giá của nguồn điện chạy dầu FO khoảng xấp xỉ 3.000 đồng/kWh, đặc biệt các nguồn chạy dầu DO có giá khoảng 5.500 đồng/kWh.

Đáng nói, trong nhiều thời điểm, nhu cầu sử dụng điện tăng cao khiến hệ thống điện không còn dự phòng. Hệ thống truyền tải điện 500 kV Bắc - Nam vẫn thường xuyên duy trì truyền tải cao từ 2.500 MW tới hơn 4.000 MW. Ngay cả việc để giải quyết tính bất định của nguồn điện năng lượng tái tạo, A0 cũng phải huy động các tổ máy nhiệt điện dầu để bù đắp.

Sang tháng 6, dự kiến phụ tải toàn quốc tiếp tục tăng trưởng cao theo chu kỳ hàng năm, ở mức trung bình 701,2 triệu kWh/ngày, tăng khoảng 9% so với cùng kỳ năm 2018. Công suất cực đại dự kiến ở mức 38.000-39.000 MW, tăng 13-14% so với cùng kỳ 2018.

Do ảnh hưởng bất lợi của tình hình khô hạn tại các hồ thủy điện, dự kiến thời gian tới sẽ tiếp tục phải huy động nguồn điện chạy dầu để đảm bảo cung cấp điện cho nhu cầu sinh hoạt của nhân dân và phát triển kinh tế của đất nước.

Thời gian tới, EVN mong muốn người dân tiếp tục thực hiện sử dụng điện tiết kiệm - hiệu quả; các khách hàng lớn phối hợp tích cực cùng ngành điện triển khai chương trình điều chỉnh phụ tải điện (DR), hạn chế công suất trong giờ cao điểm. Bên cạnh đó, khuyến khích khách hàng lắp đặt điện mặt trời áp mái để vừa giảm chi phí tiền điện cho chính khách hàng, vừa chung tay góp phần đảm bảo an ninh năng lượng.

Đối với các dự án điện mặt trời, EVN tiếp tục báo cáo Bộ Công Thương để kiến nghị tháo gỡ khó khăn, vướng mắc trong quá trình triển khai các dự án lưới điện và giải tỏa công suất cho các dự án điện mặt trời nhằm tạo điều kiện tốt nhất cho các nhà đầu tư.

Trong thời gian tới còn nhiều đợt nắng nóng nên việc cung cấp điện còn nhiều khó khăn, thách thức, do vậy EVN mong muốn người dân và doanh nghiệp tiếp tục duy trì ý thức sử dụng điện tiết kiệm, vừa đảm bảo an toàn, vừa tránh hóa đơn điện tăng cao.

ĐINH LIÊN