Trước nguy cơ thiếu điện [kỳ 1]: Nguồn cung trong điều kiện bất thường

KỲ 1: ĐẢM BẢO CUNG CẤP ĐIỆN TRONG CÁC ĐIỀU KIỆN BẤT THƯỜNG

Năm 2018, điện sản xuất và nhập khẩu toàn quốc ước đạt 220 tỷ kWh, tăng trưởng 10,89% so với 2017, trong đó điện sản xuất từ các nhà máy nhiệt điện than ước đạt 93,4 tỷ kWh, chiếm 42,4% cơ cấu sản lượng điện. Giai đoạn 2016 - 2018, điện sản xuất tăng trưởng bình quân 10,22%/năm. So với dự báo trong Quy hoạch Điện 7 điều chỉnh (QHĐ 7 ĐC) được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, điện sản xuất năm 2018 thấp hơn khoảng 900 triệu kWh và đạt khoảng 99,6%.

Có thể nói, dự báo nhu cầu điện trong quy hoạch là khá chính xác. Với kế hoạch của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), năm 2019 điện sản xuất sẽ tăng dưới 10% và đạt khoảng 241,9 tỷ kWh. Như vậy, điện sản xuất năm 2020, dự kiến tăng khoảng 9,7% sẽ có thể đạt con số trên 265 tỷ kWh theo Quy hoạch điện 7 điều chỉnh.

Đến cuối năm 2018, nước ta có trên 120 nhà máy điện quy mô lớn và vừa đang vận hành, trong đó có 86 nhà máy thủy điện, 25 nhà máy nhiệt điện than, 10 nhà máy điện khí chu trình hỗn hợp, 3 nhiệt điện chạy dầu FO, 2 nhiệt điện khí, 6 nhà máy điện gió, 2 nhà máy điện mặt trời nối lưới.

Ngoài ra, có hàng trăm nhà máy thủy điện nhỏ (công suất mỗi nhà máy dưới 30 MW) và một số nhà máy mía đường có phát điện lên lưới khoảng dưới 100 MW. Tổng công suất nguồn điện hiện nay là 48.560 MW.

Về các nhà máy nhiệt điện than và nhu cầu than cho sản xuất điện

Trong tổng số 26 nhà máy nhiệt điện (NĐ) than đang vận hành, ngoài NĐ Formosa Đồng Nai - 465 MW, NĐ Formosa Hà Tĩnh - 650 MW, NĐ Duyên Hải 3 - 1.244 MW và NĐ Vĩnh Tân 4 - 1.200 MW dùng nhiên liệu than nhập khẩu, còn lại 22 nhà máy NĐ than đều sử dụng than trong nước. Tổng công suất đặt của khối các NĐ than dùng than nội là 14.971 MW.

Với hiệu suất trung bình của NĐ than hiện nay (bao gồm các nhà máy mới hiệu suất khoảng 40% và các nhà máy cũ từ 30-38%); với nhiệt trị than cám Antraxit mà ngành than cấp cho nhiệt điện loại 4b, 5, 6a, 6b; để các nhà máy này vận hành bình thường, theo tính toán, hàng năm cần từ 41 - 45 triệu tấn than cho các nhà máy NĐ than dùng than nội, sản xuất từ 90 - 97 tỷ kWh.

Hơn nữa, ngành than đã cam kết cấp than cho 3 dự án NĐ than đang xây dựng và sẽ vào vận hành trong năm 2019 và 2020, đó là NĐ than BOT Vĩnh Tân 1, NĐ than Thái Bình 2, và NĐ An Khánh 2, dự kiến vào vận hành năm 2022 - 2023. Tổng công suất 3 nhà máy này là 3.090 MW, hàng năm tiêu thụ khoảng 8,7-:- 9,4 triệu tấn than.

Như vậy, tổng nhu cầu than hàng năm cần thiết cho các nhà máy NĐ kể trên là khoảng 49 -:- 54 triệu tấn. Dưới đây là bảng tính toán nhu cầu than cho điện của các nhà máy NĐ sử dụng than trong nước và nhập khẩu đến năm 2025, cập nhật theo Quy hoạch điện 7 điều chỉnh:

Theo điều chỉnh Quy hoạch phát triển ngành Than Việt Nam đến năm 2020, có xét triển vọng đến năm 2030 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 403/QĐ-TTg ngày 14/3/2016 (QH 403), sản lượng than thương phẩm trong giai đoạn đến năm 2030 là:

- Năm 2020: 47-50 triệu tấn.

- Năm 2025: 51-54 triệu tấn.

- Năm 2030: 55-57 triệu tấn.

Trong đó, ngoài khoảng 1 -:- 2 triệu tấn than chất lượng cao dành cho xuất khẩu, hầu như than khai thác sẽ được ưu tiên cho các nhà máy điện, còn lại mới cung cấp cho các hộ công nghiệp khác như: phân bón, hóa chất, xi măng, luyện kim... 

Có thể thấy là than cấp cho các nhà máy điện được xác định dùng than trong nước sẽ thiếu. Chưa kể đến quá trình thực tế sản xuất than cho thấy còn nhiều khó khăn để đạt được mức sản lượng than trong Quy hoạch. Chẳng hạn trong 3 năm gần đây, lượng than sản xuất chỉ đạt từ 38 - 40 triệu tấn, riêng năm 2018 sản lượng ước thực hiện chỉ ở mức 36,8 triệu tấn và dự kiến kế hoạch năm 2019 chỉ ở mức 39 triệu tấn than nguyên khai (36 triệu tấn than sạch).

Ngoài ra, nhu cầu than cho các hộ công nghiệp cũng cần từ 15 - 20 triệu tấn hàng năm. Từ năm 2015 đến nay lượng than nhập khẩu tăng nhanh, năm 2017 nhập tới trên 14 triệu tấn. Nhưng các nhà máy NĐ được thiết kế dùng than Antrtaxit không thể sử dụng than nhập khẩu (chủ yếu là loại than bitum, hoặc ábitum), mà chỉ có thể vận hành với than phối trộn có tỷ lệ thấp lượng than nhập khẩu.

Khó khăn của ngành than 

Thứ nhất: Nguồn tài nguyên than có tiềm năng trung bình, nhưng mức độ thăm dò còn rất hạn chế, độ tin cậy rất thấp, đặc biệt tại các vùng mỏ truyền thống đã có dấu hiệu bước vào thời kỳ suy giảm, trong khi đó, việc đầu tư thăm dò nâng cấp trữ lượng có nhiều rào cản từ việc cấp phép, chồng lấn quy hoạch của địa phương nên thực hiện chậm so với tiến độ đề ra trong Quy hoạch.

Thứ hai: Phần trữ lượng than có điều kiện khai thác thuận lợi đã cạn kiệt, hầu hết các mỏ than đều khai thác xuống sâu, đi xa hơn, nên mức độ nguy hiểm và rủi ro ngày càng tăng.

Thứ ba: Tỷ lệ khai thác than mỏ lộ thiên ngày càng giảm, chủ yếu là khai thác hầm lò, chi phí khai thác tăng lên, trong khi giá than cấp cho điện thấp hơn giá thị trường.

Thứ tư: Tỷ lệ cơ giới hóa đồng bộ trong khai thác hầm lò còn thấp, vì vậy năng suất khai thác than chưa cao, tỷ lệ tổn thất còn trên 20%...

Do đó, ngành than đã phải nhập khẩu than để phối trộn với than nội địa, cung cấp cho thị trường, bù đắp lượng thiếu hụt.

Khi Tạp chí Năng lượng Việt Nam tham vấn một số chuyên gia kinh nghiệm trong ngành than, với những nguyên nhân kể trên và một vài nguyên nhân khác về giá thành than đang tăng, cộng thêm thuế, phí bổ sung... họ cho rằng: "Hầu như không có khả năng thực hiện được sản lượng than theo QH 403".

Câu chuyện tranh cãi vừa qua về Tập đoàn CN Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) thiếu hụt than cung cấp, dẫn đến các nhà máy điện của EVN như: Quảng Ninh, Hải Phòng, Thái Bình 1 phải giảm phát và dừng tạm thời một số tổ máy, được cho là nguyên nhân của việc phối hợp cung - cầu chưa tốt giữa ngành than và ngành điện trong thời gian cuối năm 2018.

Cụ thể là trong khi các nhà máy NĐ than của EVN và ngoài EVN phải huy động vận hành liên tục mức cao để bù lượng điện thiếu hụt từ các nhà máy thủy điện ở miền Trung, thì lượng than cung cấp đến không kịp, dẫn đến thiếu than trong ngắn hạn. Sau đó các bên đã tìm hiểu các bất cập trong phối hợp và có các giải pháp khắc phục.

Về cung ứng than cho sản xuất điện ngày 12/21/2018, Phó Thủ tướng Chính phủ Trịnh Đình Dũng đã họp với các bên cung cấp và tiêu thụ than để củng cố, phối hợp đảm bảo không thiếu than cho điện, chỉ đạo xây dựng biểu đồ tiêu thụ than trung, dài hạn để ngành than chủ động cung ứng. Nhưng vấn đề lo ngại là trong các năm tới, tình trạng thiếu than vẫn chưa có giải pháp căn cơ.

Tình trạng khô hạn tại các hồ thủy điện và thủy lợi miền Trung

Cũng trong thời điểm các tháng cuối năm 2018, thông thường đây là mùa lũ chính vụ của các lưu vực sông Hương - Huế, sông Vu Gia - Thu Bồn - Quảng Nam, sông Trà Khúc - Quảng Ngãi, nhưng ngược lại lưu lượng nước về các hồ rất thấp, tương đương với năm kiệt nước. Lượng mưa trên toàn khu vực trung bình các năm là 2.400 - 2.600 mm, nhưng năm 2018 lượng mưa trung bình chỉ đạt mức 1.478 mm. Lưu lượng nước của sông Vu Gia - Thu Bồn chỉ đạt 67,7 m/s vào mùa lũ, bằng 17% so với năm trung bình nhiều năm. Vì vậy, đầu tháng 12/2018 mức nước tại hồ nhà máy thủy điện Sông Tranh 2 (190 MW) chỉ ở mức 150,24 m, trên mức nước chết 9,7m; hồ chứa thủy điện A Vương (210 MW) cũng chỉ ở mức cao hơn mức nước chết (340m) có hơn 1 m. Các nhà máy thủy điện Sông Bung 4 (156 MW), Dăk My 4 (208 MW) cũng trong tình trạng tương tự. Trên cao nguyên Pleiku, các hồ chứa của thủy điện Yaly (720 MW) cũng thiếu nước so với mức bình thường 172 triệu m3 nước. Các thủy điện Yali và Sê San 3 (260 MW) ở bậc thang dưới phải phát điện cầm chừng để tích nước cho các tháng mùa kiệt đầu năm 2019.

Còn các thủy điện ở miền Trung khu vực Quảng Nam - Quảng Ngãi nêu trên chỉ vận hành với mục đích đảm bảo nước cho hạ du.

Theo Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia, vào cuối tháng 11/2018, tổng lượng nước tích tại các hồ thủy điện ở miền Trung và miền Nam đạt khoảng 8,5 tỷ m3, thấp hơn so với cùng kỳ năm 2017 khoảng 4,2 tỷ m3 - tức là thiếu hụt khoảng 1/3 tổng lượng nước tích. Ước lượng sản lượng điện hụt do thiếu nước tại các hồ thủy điện miền Trung khoảng 1,2 tỷ kWh.

Có thể nói, năm 2018 ngành điện gặp khá nhiều khó khăn trong đảm bảo an ninh cung cấp điện, tổng hợp lại như sau:

Thứ nhất: Cung cấp than các tháng cuối năm bị thiếu hụt, ảnh hưởng đến vận hành các nhà máy NĐ than.

Thứ hai: Tình hình thủy văn bất thường tại khu vực miền Trung, tần suất thủy văn rơi vào năm kiệt nước (tần suất 99% - hay 100 năm mới xảy ra 1 lần), khiến hồ chứa nhiều nhà máy thủy điện lớn tại đây không thể sản xuất điện bình thường, phải chạy cầm chừng, nguy cơ thiếu nước cho phát điện sang năm 2019 là khá rõ.

Thứ ba: Cộng thêm lượng khí cấp cho các nhà máy điện khí ở miền Nam cũng thiếu hụt tới gần 450 triệu m3, lại thường xảy ra sự cố, làm thiếu sản lượng điện khoảng 2,5 tỷ kWh.

Thứ tư: Nhu cầu điện tăng mạnh, cao hơn năm 2017 tới 10,89% (trong khi năm 2017 chỉ tăng 8,47% so với 2016).

Thứ năm: Do không có nhà máy điện nào ở miền Nam được đưa vào vận hành, thiếu nguồn tại chỗ, nên các nhà máy điện ở miền Bắc và miền Trung phải vận hành căng thẳng để cung cấp tới 20% nhu cầu điện miền Nam qua các đường dây 500 và 220 kV.

Tuy nhiên, với sự chỉ đạo quyết liệt của Chính phủ, với tinh thần trách nhiệm cao và sự nỗ lực của Tập đoàn Điện lực Việt Nam, việc cung cấp điện an toàn, ổn định trong năm 2018 đã được đảm bảo, góp phần vào tăng trưởng kinh tế cao nhất trong nhiều năm qua.

Trong ngắn hạn, ngành điện vẫn có thể tìm mọi phương cách để không thiếu điện cho nền kinh tế, nhưng trong trung và dài hạn, các vấn đề về: chậm trễ xây dựng các nhà máy nhiệt điện ở miền Nam; khả năng cung cấp đủ nhiên liệu hóa thạch cho các nhà máy nhiệt điện chạy nền trong các tình huống bất thường của khí hậu thời tiết... vẫn là những thách thức lớn.

THS. NGUYỄN ANH TUẤN - HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM