Bộ trưởng Công Thương trả lời phỏng vấn Tạp chí Năng lượng Việt Nam

Đổi mới tư duy, cách tiếp cận và phương pháp lập quy hoạch
Phát triển điện gió, mặt trời ở Việt Nam: Nhìn từ công tác quy hoạch
Năng lượng Việt Nam: Hiện trạng và triển vọng phát triển
Thị trường bán buôn điện: Người sử dụng và cung cấp đều hưởng lợi

Năng lượng Việt Nam: Trong năm 2018, ngành công thương đã đạt được nhiều thành tích trong sự nghiệp phát triển chung của nền kinh tế. Xin Bộ trưởng chia sẻ với bạn đọc của Tạp chí Năng lượng Việt Nam những thành tích đáng ghi nhận nhất?

Bộ trưởng Trần Tuấn Anh: Năm 2018, ngành Công Thương đã đạt được nhiều thành tích quan trọng, trong đó nổi bật là chín thành tích sau:

Thứ nhất: Tổng Bí thư tới thăm, làm việc tại Bộ Công Thương, đặt ra các yêu cầu, nhiệm vụ, định hướng chiến lược trong phát triển của toàn Ngành thời gian tới.

Thứ hai: Quá trình tái cơ cấu, đổi mới phương thức quản lý của Bộ Công Thương tiếp tục những bước đi vững chắc và đạt được kết quả tích cực.

Thứ ba: Quốc hội khóa XIV tại Kỳ họp thứ 5 thông qua Luật Cạnh tranh sửa đổi.

Thứ tư: Ngành Công Thương hoàn thành đạt và vượt mức tất cả các chỉ tiêu được giao trong kế hoạch năm 2018, trong đó một số chỉ tiêu vượt ở mức cao.

Thứ năm: Chỉ số tiếp cận điện năng của Việt Nam tăng 37 bậc, xếp thứ 27 thế giới, thứ 4 ASEAN.

Thứ sáu: Quốc hội khóa XIV tại Kỳ họp thứ 6 phê chuẩn Hiệp định Đối tác toàn diện và tiến bộ xuyên Thái Bình Dương (CPTPP) với tỷ lệ phiếu tuyệt đối của đại biểu Quốc hội thông qua, hoàn tất quá trình đàm phán, ký kết và chính thức đưa Hiệp định vào thực thi.

Thứ bảy: Thành lập Tổng cục Quản lý thị trường, hướng tới chính quy, hiện đại, tinh gọn và hiệu quả.

Thứ tám: Chính thức vận hành thương mại Liên họp Lọc hóa dầu Nghi Sơn, đã chế biến hơn 5 triệu tấn dầu thô để cho ra sản phẩm cung ứng trên thị trường ngay trong những tháng cuối năm 2018.

Thứ chín: Một số sản phẩm quan trọng của ngành công nghiệp chế tạo đã được các doanh nghiệp kinh tế tư nhân của Việt Nam sản xuất và chính thức có mặt trên thị trường

Năng lượng Việt Nam: Đã lâu rồi, cho đến gần đây Việt Nam mới lại xuất hiện vấn đề "thiếu điện". Được biết, nguy cơ thiếu điện có thể xảy ra chủ yếu là do các dự án nguồn điện bị chậm tiến độ so với dự kiến trong Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) - tình trạng này cũng đã từng xảy ra trong các Quy hoạch điện trước đây. Xin Bộ trưởng cho biết đánh giá về thách thức, khó khăn, vướng mắc đối với việc cân đối cung - cầu điện?

Bộ trưởng Trần Tuấn Anh: Cập nhật tiến độ nguồn điện theo Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) cho thấy: Phần lớn các nguồn nhiệt điện chậm tiến độ 1-2 năm, đặc biệt các nguồn nhiệt điện than miền Nam dự kiến vào năm 2018 - 2021 như: Long Phú 1, Sông Hậu 1, Sông Hậu 2; Nhiệt điện Long Phú 3 hiện tại chưa lập FS và chưa có chủ đầu tư thay thế Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) nên chưa xác định được tiến độ; Nhiệt điện Ô Môn 3, 4 và các nhà máy điện sử dụng khí từ mỏ Cá Voi Xanh có nguy cơ trễ tiến độ so với quy hoạch do chưa thể xác định chính xác thời điểm khí từ Lô B và mỏ Cá Voi Xanh cập bờ...

Ngoài ra, Việt Nam đã quyết định dừng đầu tư Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận giai đoạn đến 2030. Các tính toán cân bằng cung - cầu cho thấy có khả năng xảy ra thiếu điện cho hệ thống điện miền Nam, cần thiết phải tính toán bổ sung các nguồn điện mới để đảm bảo cung ứng điện năng toàn quốc.

Bộ Công Thương đã chỉ đạo Viện Năng lượng tính toán cân đối cung - cầu đến năm 2030. Theo báo cáo cập nhật của Viện Năng lượng, trường hợp nhẹ nhất là phụ tải cơ sở với tiến độ cập nhật các nguồn đến thời điểm hiện tại, đã xuất hiện kỳ vọng thiếu hụt điện năng trong hệ thống điện, với sản lượng 466 triệu kWh năm 2021 và gần 2,4 tỷ kWh năm 2022. Các nhà máy nhiệt điện toàn quốc vận hành với số giờ Tmax trên 6.500h/năm trong giai đoạn từ 2020 đến 2024, tiềm ẩn nguy cơ sự cố, miền Nam có dự phòng thô rất thấp và cung ứng điện cho miền Nam phụ thuộc rất lớn vào tình hình vận hành các nguồn nhiệt điện miền Nam và đường dây 500 kV liên kết Bắc - Trung - Nam. Giai đoạn 2026 - 2030, hầu như không xảy ra tình trạng thiếu điện (cao nhất chỉ thiếu vài chục triệu kWh).

Các trường hợp như phụ tải cao, các nguồn chậm tiến độ, tần suất nước về cao… sẽ làm cho tình trạng thiếu hụt điện năng xuất hiện sớm hơn, trầm trọng hơn, kéo dài hơn (các năm từ 2019 - 2025), với sản lượng thiếu cao nhất lên đến khoảng 6,7 tỷ kWh vào năm 2022.

Giai đoạn 2026 - 2030, trường hợp xấu nhất (phương án cao), sản lượng thiếu hụt điện năng sẽ cao nhất đến khoảng 7,5 tỷ kWh vào năm 2030. Đối với các phương án khác (cơ sở, tần suất nước 75%, chậm Long Phú 1, Ô Môn), hầu như không xảy ra tình trạng thiếu điện.

Có rất nhiều nguyên nhân dẫn đến tình trạng các nguồn điện chậm tiến độ, bao gồm có nguyên nhân chủ quan và khách quan. Có thể kể ra một số nguyên nhân như sau:

Thứ nhất: Nguồn nhiên liệu sơ cấp không đáp ứng tiến độ (như khí Lô B và có thể cả khí mỏ Cá Voi Xanh không đáp ứng được tiến độ tiếp bờ).

Thứ hai: Thiếu vốn, nên kéo dài thời gian thu xếp vốn, chậm tiến độ dự án.

Thứ ba: Một số địa phương, một số người dân lo ngại về nhiệt điện than tác động ô nhiễm môi trường nên không đồng tình phát triển nhiệt điện than.

Thứ tư: Các dự án nhiệt điện đầu tư theo hình thức BOT bị chậm do đàm phán bộ hợp đồng BOT mất nhiều thời gian, trong đó vướng nhất là đàm phán về tỉ lệ chuyển đổi ngoại tệ.

Để giảm thiểu nguy cơ thiếu điện miền Nam, trên cơ sở đề xuất của EVN, PVN, Bộ Công Thương đã xem xét trình và được Thủ tướng Chính phủ đồng ý cho phép bổ sung quy hoạch đường dây 500 kV Vũng Áng - Dốc Sỏi - Pleiku 2 (nhằm tăng cường liên kết Bắc - Trung - Nam), vận hành trước năm 2020 và Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3, 4, vận hành năm 2020, 2021.

Ngoài ra, Thủ tướng Chính phủ cũng đã đồng ý giao các dự án nhiệt điện: Tân Phước, Quảng Trạch 2 cho EVN làm chủ đầu tư. Thêm vào đó, việc bổ sung các nguồn năng lượng tái tạo (như điện gió, điện mặt trời) cũng góp phần tăng cường khả năng cung cấp điện.

Liên quan đến việc nghiên cứu bổ sung thay thế cho Nhà máy Điện hạt nhân Ninh Thuận và đảm bảo cân đối cung cầu trong giai đoạn tới, có khá nhiều hướng đề xuất phát triển nguồn điện như: Phát triển nguồn năng lượng tái tạo (đặc biệt là năng lượng mặt trời); nhập khẩu điện từ các nước láng giềng; đẩy sớm các nguồn nhiệt điện và đưa thêm các nguồn nhiệt điện mới đang được đề xuất.

Về phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo: Theo đánh giá, các nguồn điện mặt trời có thể phủ đỉnh khoảng 6% vào cao điểm ngày. Đây cũng là một giải pháp khá tốt nhằm bù đắp cho công suất thiếu hụt vào cao điểm ngày của hệ thống điện, khi xét đến thời gian xây dựng các nguồn điện mặt trời khá nhanh (khoảng 6 tháng).

Về bổ sung các nguồn điện sử dụng khí LNG nhập khẩu: Theo phê duyệt điều chỉnh QHĐ VII, nhà máy Nhiệt điện Long An 1 (2x600MW) vận hành trong các năm 2024, 2025; Nhiệt điện Long An 2 (2x800MW), vận hành các năm 2026, 2027; Nhiệt điện Tân Phước 1 (2x600MW) vận hành các năm 2027, 2028; Nhiệt điện Tân Phước 2 (2x600MW) vận hành các năm 2028, 2029 (dự phòng trong trường hợp nguồn năng lượng tái tạo phát triển thấp).

Theo đánh giá sơ bộ, nếu không xây dựng các nhà máy nhiệt điện kể trên thì dự phòng hệ thống điện miền Nam sẽ xuống thấp, hệ thống điện vận hành không đảm bảo độ tin cậy. Vì vậy, cần xem xét tới các phương án thay thế nguồn điện khi không xây dựng các nhà máy này. Các phương án có thể xem xét tới là thay thế bằng nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu (khoảng 4.000MW). Các nhà máy này dự kiến được đưa vào vận hành từ năm 2024.

Viện Năng lượng đã thực hiện tính toán tác động tới vận hành hệ thống điện và ảnh hưởng tới giá thành của hệ thống điện. Theo đó, giá thành sản xuất điện năng của hệ thống điện sẽ tăng trung bình khoảng 1,2% nếu đưa vào vận hành 4.000MW nhà máy nhiệt điện khí sử dụng LNG thay cho các nhà máy nhiệt điện than.

Năng lượng Việt Nam: Vậy, các giải pháp nhằm đảm bảo cung cấp điện trong thời gian tới (đến năm 2025) là gì, thưa Bộ trưởng?

Bộ trưởng Trần Tuấn Anh: Đối với việc đảm bảo cân đối cung cầu điện trong dài hạn, Bộ Công Thương đang triển khai công tác lập Quy hoạch điện 8 để giải quyết căn cơ, dứt điểm các vấn đề. Riêng trong giai đoạn từ nay đến 2025, một số giải pháp đặt ra như sau:

Một là: Một số công việc đang triển khai của Bộ Công Thương:

Công tác kiểm tra, giám sát: Chúng tôi đã thường xuyên tổ chức các đoàn đi kiểm tra, giám sát các nguồn điện lớn, quan trọng để giải quyết khó khăn vướng mắc, thúc đẩy tiến độ các dự án (như Thái Bình 2, Long Phú 1, Sông Hậu 1, Trung tam Điện lực Vĩnh Tân…); làm việc với địa phương về công tác đền bù giải phóng mặt bằng các dự án lưới điện.

Liên quan đến mua bán điện với Lào: Bộ Công Thương đã báo cáo Thủ tướng Chính phủ về việc triển khai các nhiệm vụ của Tổ công tác nghiên cứu đầu tư, mua bán điện và phương án liên kết nhập khẩu điện với Lào, trình Thủ tướng phê duyệt khung giá bán điện tại Lào làm cơ sở để EVN đàm phán mua bán điện.

Hai là: Một số giải pháp kiểm soát nhu cầu phụ tải:

Về vấn đề này, Bộ Công Thương sẽ tăng cường tiết kiệm điện, triển khai mạnh mẽ các chương trình kiểm toán năng lượng... đặc biệt các tỉnh phía Nam. Khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời áp mái, đặc biệt khu vực phía Nam để giảm áp lực nguồn cung. Chỉ đạo các địa phương tăng cường thực hiện tiết kiệm điện trong sản xuất và tiêu dùng.

Ba là: Một số giải pháp về đảm bảo nguồn cung cấp và giải tỏa công suất các nguồn điện:

Trong thời gian tới, chúng tôi sẽ xem xét tháo gỡ những vướng mắc trong đàm phán hợp đồng BOT, PPA của các dự án nguồn điện BOT, đặc biệt là những nội dung quy định về chuyển đổi ngoại tệ, chấm dứt sớm hợp đồng.

Ưu tiên xem xét cấp mới bảo lãnh Chính phủ cho các khoản vay trong và ngoài nước của doanh nghiệp thực hiện dự án đầu tư nguồn điện, đảm bảo các chỉ tiêu an toàn nợ trong giới hạn đã được Quốc hội phê duyệt. Xem xét cho phép các ngân hàng trong nước nới rộng trần cho vay (so với vốn điều lệ) để thực hiện dự án điện.

Tiếp tục xây dựng và ban hành cơ chế mới hỗ trợ phát triển các nguồn điện từ năng lượng tái tạo (gió, mặt trời, sinh khối). Có cơ chế, thủ tục mua điện từ các nước láng giềng đơn giản, thuận lợi, hấp dẫn. Về dài hạn, cần xây dựng cơ chế giá điện hợp lý, đủ sức thu hút các nhà đầu tư phát triển nguồn điện, nhất là các nhà đầu tư trong nước.

Sớm xây dựng và ban hành cơ chế cho các dự án điện sử dụng LNG, chuỗi dự án khí LNG - điện. Đôn đốc tiến độ xây dựng ĐZ 500 kV Vũng Áng - Dốc Sỏi - Pleiku 2, đảm bảo vận hành trong năm 2020. Đôn đốc quá trình triển khai xây dựng, đảm bảo cho Nhiệt điện Sông Hậu 1 vận hành năm 2020.

Mặt khác, sẽ xem xét xây dựng trạm chuyển đổi (Back to Back) cho liên kết ở cấp điện áp 220 kV Việt Nam - Trung Quốc để tăng cường lượng điện năng nhập khẩu qua hướng Lào Cai. Cần xem xét đặt thêm trạm chuyển đổi tại hướng Hà Giang để nâng công suất nhập khẩu bằng cấp điện áp 220 kV từ Trung Quốc. Cho phép EVN đàm phán với Công ty Lưới điện Phương Nam Trung Quốc (CSG) để tăng nhập khẩu điện từ Trung Quốc qua các đường dây 220 kV hiện hữu, theo phương án đầu tư hệ thống Back-To-Back. Đồng thời, giao EVN nghiên cứu mua điện qua cấp điện áp 500 kV từ năm 2025.

Sớm xúc tiến nhập khẩu thêm từ Lào qua các ĐZ 220 kV Xêkaman 1 và 3. Tổng công suất có thể nhập tối đa tại các đường dây này khoảng 1.200 MW tới năm 2020. Trong giai đoạn trung hạn tới năm 2025 cần xem xét tăng cường nhập khẩu thêm Nhiệt điện Xê Kong, cụm Thủy điện Nam Sam… để đưa tổng công suất nhập khẩu điện từ Lào năm 2025 khoảng 3.000 MW. Sớm thông qua phương án tính toán giá điện nhập khẩu trình Chính phủ phê duyệt.

Đặc biệt là phê duyệt bổ sung quy hoạch các dự án điện mặt trời đang trình duyệt để tạo điều kiện cho các chủ đầu tư dự án điện mặt trời thực hiện đúng tiến độ đề xuất.

Đẩy nhanh việc khai thác thêm các mỏ nhỏ khu vực Tây Nam bộ để bổ sung cho cụm Nhiệt điện Cà Mau trong các năm 2019 - 2021 khi khí Lô B chưa vào vận hành; Ưu tiên khí cho phát điện trong các năm 2018 - 2021. Lựa chọn phương án hợp lý nhập khẩu LNG tại khu vực Tây Nam bộ khi triển khai xây dựng Nhiệt điện khí Kiên Giang.

Nghiên cứu xem xét bổ sung một số nhà máy điện sử dụng khí LNG đang được UBND các tỉnh và các nhà đầu tư đề xuất, như Long Sơn (Bà Rịa - Vũng Tàu), Cà Ná (Ninh Thuận) nhằm thay thế cho các nguồn điện chậm tiến độ, hoặc có nguy cơ không thực hiện được (một số nhà máy nhiệt điện than).

Có các cơ chế thích hợp (bao tiêu khí, bao tiêu điện) để đẩy sớm tiến độ của các nhà máy khí sử dụng LNG Nhơn Trạch 3 và 4 và cảng Thị Vải, đảm bảo vào vận hành năm 2022 - 2023. Thúc đẩy tiến độ Chuỗi khí - điện Sơn Mỹ. Trường hợp cảng nhập khẩu LNG bị chậm, xem xét sử dụng cảng LNG khu vực Cái Mép (khoảng 2 triệu tấn/năm đang xây dựng) để cấp bù khí Đông Nam bộ, hoặc xây dựng 1 nhà máy tại khu vực này trong trường hợp nguồn cung đủ, ổn định và giá hợp lý.

Đôn đốc và có các cơ chế thích hợp để đẩy nhanh tiến độ của nhà máy Nhiệt điện Quảng Trạch 1 (như đền bù giải phóng mặt bằng), đảm bảo vào vận hành năm 2022. Xem xét đẩy sớm tiến độ của nhà máy Nhiệt điện Quảng Trạch 2 từ 2028 - 2029 lên các năm 2024 - 2025.

Đôn đốc, đảm bảo tiến độ của khí Cá Voi Xanh và cụm Nhiệt điện miền Trung vận hành các năm 2023 - 2024: Yêu cầu PVN phối hợp với ExxonMobil, EVN kiểm soát chặt chẽ tiến độ của Chuỗi dự án; thúc đẩy các công việc của các dự án nhà máy điện sử dụng khí Cá Voi Xanh.

Đôn đốc và có các cơ chế để đảm bảo tiến độ đưa khí Lô B vào bờ và cung cấp ổn định cho các nhà máy Nhiệt điện khí Ô Môn 3, Ô Môn 4 vận hành từ năm 2023.

Đôn đốc, đảm bảo tiến độ theo cập nhật hiện tại (đã chậm so với quy hoạch) của các nhà máy nhiệt điện miền Nam: Vĩnh Tân 3, Duyên Hải 2, Long Phú 2, Sông Hậu 2 (đặc biệt là các nhà máy nhiệt điện BOT).

Đề xuất các phương án để giải quyết hợp đồng EPC của Nhiệt điện Long Phú 1, đưa nhà máy này vào vận hành trong thời gian sớm nhất có thể.

Giao TKV tiếp tục tìm kiếm và xây dựng cảng trung chuyển than tại khu vực phía Nam.

Thực hiện các biện pháp tối ưu hóa lịch sửa chữa, bảo dưỡng của các nhà máy điện; tích nước của các nhà máy thủy điện, đảm bảo để các nhà máy điện có thể vận hành tối đa công suất trong các năm có căng thẳng về cân đối cung cầu, đặc biệt là các nhà máy điện phía Nam.

Trong trường hợp các dự án nhiệt điện phía Nam vẫn tiếp tục chậm tiến độ, để đảm bảo cấp điện cho miền Nam, có thể xem xét tới khả năng thuê các tàu, xà lan phát điện. Những chiếc tàu này được thiết kế với hiệu suất nhiệt khoảng 50%, sử dụng nhiên liệu là các loại dầu nặng, khí thiên nhiên, hoặc dầu diesel. Hiện nay trên thế giới có khoảng 75 chiếc tàu phát điện đang được vận hành. Với thời gian giao hàng bắt đầu từ 90 ngày, theo hợp đồng từ 3 đến 10 năm, và dải công suất giao động trong khoảng 30 MW đến 620 MW. Đây là giải pháp ngắn hạn và trung hạn tương đối hiệu quả với chi phí đầu tư thấp cho các quốc gia có nhu cầu điện khẩn cấp.

Tạo điều kiện cho các chủ đẩu tư dự án điện mặt trời nói riêng và năng lượng tái tạo nói chung thực hiện đúng tiến độ đề xuất. Trong đó, cho phép bổ sung quy hoạch các công trình lưới điện nhằm giải tỏa công suất nguồn năng lượng tái tạo (như đẩy sớm tiến độ một số trạm biến áp 220 kV, nâng công suất trạm biến áp 500 kV Vĩnh Tân, xây dựng mới trạm biến áp 500 kV Thuận Nam và đường dây 500 kV đấu nối về Vĩnh Tân cũng như về miền Nam...).

Về xây dựng các nhà máy điện:

Chúng tôi sẽ thực hiện nghiêm túc các quy định về bảo vệ môi trường trong đầu tư, vận hành nhà máy nhiệt điện than. Xây dựng và vận hành các nhà máy nhiệt điện than công nghệ trên siêu tới hạn.

Tiếp tục tìm kiếm các vị trí địa điểm để xây dựng nhà máy nhiệt điện than, nhiệt điện sử dụng LNG, đặc biệt tại khu vực Bắc bộ. Xây dựng cơ chế chính sách cho các nhà máy sử dụng LNG.

Cần khuyến khích phát triển mạnh mẽ NLTT. Song song với đó, cần thực hiện các nghiên cứu về ảnh hưởng của nguồn điện tái tạo với quy mô lớn đối với hệ thống điện; vấn đề nguồn điện thay thế khi nguồn NLTT dừng phát…    

Năng lượng Việt Nam: Trong QHĐ VII (điều chỉnh), các nguồn năng lượng sạch như điện gió và điện mặt trời đã được Bộ Công Thương ưu tiên điều chỉnh tăng lên đáng kể. Được biết, riêng nguồn điện mặt trời đến thời điểm này đã có hơn 11.000 MW xin đăng ký đầu tư, trong đó theo QHĐ VII (điều chỉnh) công suất điện mặt trời đưa vào vận hành là 850 MW năm 2020 và 4.000 MW năm 2025. Xin Bộ trưởng cho biết triển vọng thực tế của các dự án nguồn điện này như thế nào?

Bộ trưởng Trần Tuấn Anh: Qua làm việc với các tỉnh, cũng như kết quả các đoàn công tác của Bộ Công Thương kiểm tra tình hình triển khai xây dựng các dự án điện mặt trời cho thấy, các chủ đầu tư dự án điện mặt trời đang rất tích cực triển khai các bước đầu tư xây dựng. Rất nhiều dự án đang triển khai nhanh, thực tế đã có 2 dự án điện mặt trời đi vào vận hành là dự án điện mặt trời Phong Điền, tỉnh Thừa Thiên Huế, công suất 35 MW, dự án điện mặt trời Krong Pa, tỉnh Đắk Nông, công suất 50 MW và gần đây nhất là dự án điện mặt trời BP Solar 1, tỉnh Ninh Thuận, công suất 46 MW. Tôi hoàn toàn tin tưởng chúng ta sẽ hoàn thành vượt qua mục tiêu phát triển điện mặt trời đã đặt ra tại Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) là 850 MW vào năm 2020.

Năng lượng Việt Nam: Nhiều lĩnh vực hoạt động của Bộ Công Thương năm nay đã có đóng góp rất lớn cho tăng trưởng như xuất khẩu, công nghiệp, thương mại... Tuy nhiên, một trong những lĩnh vực rất lo ngại là đảm bảo an ninh năng lượng (điện, than, khí) đang đặt ra, khi mà vẫn nhiều nhà máy điện khởi công, xây dựng chậm tiến độ. Nhiều năm nay chưa có dự án điện mới nào được khởi công, dẫn tới nguy cơ thiếu điện cận kề, đặc biệt khu vực phía Nam. Theo Bộ tưởng, nguyên nhân vì sao? Và trong năm 2019, Bộ Công Thương sẽ có những giải pháp nào để đảm bảo sự bền vững cho an ninh năng lượng?

Bộ trưởng Trần Tuấn Anh: Ngành điện là ngành mang tinh chất phục vụ cho phát triển kinh tế - xã hội. Việc phát triển kinh tế với tốc độ tăng trưởng tiếp tục cao trong thời gian tới sẽ dẫn đến nhu cầu sử dụng điện vẫn có xu hướng tăng cao. Đảm bảo đủ điện sẽ là thách thức lớn của ngành điện trong bối cảnh nhiều dự án phát triển nguồn điện chưa đảm bảo tiến độ, đặc biệt khu vực miền Nam.

Tình hình thực tế hiện nay cho thấy, giai đoạn đến năm 2025 khả năng có thể một số nguồn điện sẽ không đáp ứng được tiến độ như quy hoạch, nhất là các nguồn cấp điện cho miền Nam như: Long Phú 1, Sông Hậu1 của PVN, Ô Môn 3, 4 của EVN, một số nguồn điện BOT như: Long Phú 2, Sông Hậu 2, Vĩnh Tân 3. Ngoài ra, Việt Nam đã quyết định dừng đầu tư nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận - điều này sẽ ảnh hưởng đến cung - cầu hệ thống điện trong giai đoạn tới 2030. Các năm 2021 - 2024 sẽ có xác suất xẩy ra thiếu điện cho hệ thống điện miền Nam, cần thiết phải tính toán bổ sung các nguồn điện mới để đảm bảo cung ứng điện năng toàn quốc.

Có rất nhiều nguyên nhân dẫn đến tình trạng các nguồn điện chậm tiến độ, bao gồm có nguyên nhân chủ quan và khách quan. Có thể kể ra một số nguyên nhân như sau:

Thứ nhất: Nguồn nhiên liệu sơ cấp không đáp ứng tiến độ (như khí Lô B và có thể cả khí mỏ Cá Voi Xanh không đáp ứng được tiến độ tiếp bờ).

Thứ hai: Thiếu vốn, nên kéo dài thời gian thu xếp vốn, chậm tiến độ dự án.

Thứ ba: Một số địa phương, một số người dân lo ngại về nhiệt điện than tác động ô nhiễm môi trường nên không đồng tình phát triển nhiệt điện than.

Thứ tư: Các dự án nhiệt điện đầu tư theo hình thức BOT bị chậm do đàm phán bộ hợp đồng BOT mất nhiều thời gian, trong đó vướng nhất là đàm phán về tỉ lệ chuyển đổi ngoại tệ.

Để giảm thiểu nguy cơ thiếu điện miền Nam, trên cơ sở đề xuất của EVN, PVN, Bộ Công Thương đã xem xét trình và được Thủ tướng Chính phủ đồng ý cho phép bổ sung quy hoạch đường dây 500 kV Vũng Áng - Dốc Sỏi - Pleiku 2 (nhằm tăng cường liên kết Bắc - Trung - Nam), vận hành trước năm 2020 và Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3, 4, vận hành năm 2020, 2021. Ngoài ra, Thủ tướng Chính phủ cũng đã đồng ý giao các dự án nhiệt điện: Tân Phước, Quảng Trạch 2 cho EVN làm chủ đầu tư. Thêm vào đó, việc bổ sung các nguồn năng lượng tái tạo (như điện gió, điện mặt trời) cũng góp phần tăng cường khả năng cung cấp điện.

Đối với cung cầu điện giai đoạn 2026 - 2030: Bộ Công Thương nghiên cứu, tính toán một số giải pháp thay thế nguồn điện hạt nhân, như bổ sung/ đẩy sớm các nguồn điện: Nhơn Trạch 3, 4 (1.500 MW, đã được bổ sung quy hoạch); các nguồn dự phòng như: Tân Phước 2 (1.200 MW), Vũng Áng 3 (600 MW), đẩy mạnh nhập khẩu điện từ các nước láng giềng và nguồn điện từ năng lượng tái tạo (gió, mặt trời) cũng như xem xét đến các nguồn điện đang được UBND các tỉnh đề xuất bổ sung quy hoạch.

Đối với việc đảm bảo cung cấp điện cho năm 2019, Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định số 4677/QĐ-BCT ngày 18 tháng 12 năm 2018 phê duyệt Kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện năm 2019. Theo đó, hệ thống điện quốc gia nhìn chung sẽ đáp ứng đủ điện cho phát triển kinh nhu cầu phụ tải.

Tuy nhiên, tình hình thủy văn nhiều hồ chứa khu vực miền Trung diễn biến khó khăn, ảnh hưởng đến kế hoạch tích nước các hồ thủy điện lên mực nước dâng bình thường, chuẩn bị phát điện cũng như đáp ứng nhu cầu nước hạ du trong mùa khô năm 2019. Do đó, trong các tháng cao điểm mùa khô năm 2019, các nguồn nhiệt điện than, tua bin khí sẽ được huy động ở mức cao, thậm chí sẽ phải huy động nguồn điện chạy dầu có giá thành cao.

Tại Quyết định số 4677/QĐ-BCT, Bộ Công Thương cũng đã chỉ đạo các EVN, TKV, PVN có phương án đảm bảo cung cấp đủ than, khí cho các nhà máy điện; chỉ đạo các nhà máy điện thường xuyên kiểm tra, củng cố thiết bị, nâng cao độ tin cậy trong vận hành; chỉ đạo các đơn vị quản lý lưới điện tổ chức rà soát, kiểm tra tình trạng thiết bị, khắc phục kịp thời các tồn tại, đảm bảo vận hành lưới điện an toàn; EVN đẩy mạnh thực hiện các chương trình quản lý nhu cầu điện, giảm nhu cầu sử dụng điện trong thời gian cao điểm.

Bộ Công Thương cũng đề nghị các cơ quan báo chí tích cực tuyên truyền thực hiện việc tiết kiệm điện, sử dụng điện hiệu quả trong cả nước.

Năng lượng Việt Nam: Xin trân trọng cảm ơn Bộ trưởng!

NGUYỄN THÀNH SƠN (THỰC HIỆN)