Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 14]

Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 1]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 2]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 3]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 4]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 5]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 6]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 7]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 8]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 9]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 10]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 11]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 12]
Những vấn đề cần ưu tiên trong ‘Chiến lược phát triển năng lượng’ [Kỳ 13]

KỲ 14: GIẢI QUYẾT VẤN ĐỀ ‘THIẾU’ VÀ ‘CHƯA ĐỒNG BỘ’ VỀ HẠ TẦNG NGUỒN, LƯỚI ĐIỆN THEO QUAN ĐIỂM CỦA BỘ CHÍNH TRỊ

NGUYỄN ANH TUẤN - TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Trong [Kỳ 6] và [Kỳ 7], Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã nêu vấn đề chiến lược quốc gia về phát triển hạ tầng nhập khẩu than, nhập khẩu LNG cho sản xuất điện, bài viết dưới đây, chúng tôi tập trung vào phân tích vấn đề hạ tầng cơ sở của ngành điện (nguồn, lưới điện) với tính chất hệ thống liên kết chặt chẽ nhất, tác động trực tiếp tới việc cung cấp điện an toàn, ổn định cho nền kinh tế để bạn đọc tham khảo và đóng góp ý kiến.

Hạ tầng cơ sở ngành năng lượng thông thường của mỗi quốc gia bao gồm:

1/ Hệ thống khai thác nhiên liệu như mỏ than, mỏ dầu, khí đốt.

2/ Cơ sở chế biến (sàng tuyển than, xử lý khí đốt, tách condensat, các nhà máy lọc dầu...).

3/ Hệ thống vận chuyển nhiên liệu (băng chuyền, kho, cảng, đường ống, các phương tiện vận tải xe lửa, ô tô, tàu thủy,...).

4/ Các nhà máy điện.

5/ Hệ thống lưới truyền tải và phân phối điện v.v... 

Trong chuỗi cung ứng điện (bao gồm mỏ nhiên liệu, hoặc nguồn nhập khẩu nhiên liệu) -> vận chuyển -> kho trung chuyển -> dự trữ nhiên liệu -> nhà máy điện -> truyền tải - phân phối điện -> hộ tiêu thụ. Ngoài 2 khâu đầu tiên có đặc điểm phụ thuộc vào khách quan (vị trí và trữ lượng mỏ than - dầu - khí; nhà xuất khẩu - cung cấp nhiên liệu), các khâu còn lại có đặc điểm nổi bật là phụ thuộc vào chủ quan của các nhà lập quy hoạch phát triển, các đơn vị triển khai thực hiện đầu tư xây dựng, vận hành tại mỗi giai đoạn và khu vực, phù hợp với nhu cầu.

Trải qua hơn 65 năm, ngành Điện Việt Nam từ khi chỉ có điện cấp hạn chế cho một vài trung tâm thành phố, đã không ngừng phát triển lớn mạnh. Hệ thống nguồn điện nước ta hiện nay đã có quy mô gần 55.000 MW, lớn thứ 23 thế giới và thứ 2 khối ASEAN. Đến cuối năm 2019 hầu hết (99,25%) hộ dân nông thôn trên cả nước được cung cấp điện. 

Vậy "thiếu" và "chưa đồng bộ" ở đâu?

Về các nhà máy điện

Trước hết, việc một số dự án không đạt tiến độ theo quy hoạch dẫn đến phân bổ các nhà máy điện trên 3 miền Bắc, Trung, Nam không cân đối với nhu cầu tại mỗi miền.

Với nhu sản xuất điện toàn quốc năm 2019 gần 240 tỷ kWh, công suất cực đại (Pmax) khoảng 38.200 MW, có vẻ như chúng ta không thiếu điện vì đã không có sự cắt giảm phụ tải trong năm; công suất dự phòng thô lên tới trên 16.600 MW, tương đương tỷ lệ dự phòng thô 42,8%. Thực tế, vì điện mặt trời không có từ chiều tối đến sáng hôm sau, điện gió luôn không ổn định, nên cần loại ra khỏi nguồn dự phòng. Nếu trừ đi 4.440 MW các nguồn mặt trời và 440 MW nguồn điện gió thì dự phòng thô hệ thống năm 2019 chỉ còn 11.750 MW (tương đương với 29,9%). Đây là tỷ lệ dự phòng không lớn, vì hệ thống nguồn điện của chúng ta hiện có tỷ trọng công suất thủy điện lên tới trên 39%.

Về thủy điện, như chúng ta biết, phụ thuộc nhiều vào các điều kiện thủy văn, thời tiết, cộng với các hiện tượng bất thường như Elnino vừa qua nên rất dễ bị tác động thiếu nước, khô hạn hồ chứa, không thể đảm bảo sản xuất đủ điện năng, đặc biệt vào mùa khô.   

Về phân bố công suất các nguồn điện theo 3 miền Bắc,Trung, Nam năm 2019 như sau: Trong tổng công suất đặt 54.880 MW, miền Bắc có 23.630 MW, miền Trung 8.162 MW và miền Nam 23.088 MW; tỷ lệ tương ứng theo 3 miền là 43,1% - 14,9% - 42,1%.

Sau khi loại công suất điện gió và điện mặt trời không tham gia dự phòng, phân bổ công suất theo miền nói trên được tính lại như sau:

Bảng 1: Công suất đặt nguồn điện theo 3 miền (đã trừ đi công suất điện mặt trời và điện gió):

* ĐMT, ĐG chủ yếu nằm ở miền Trung và miền Nam

Về phía nhu cầu phụ tải, theo số liệu ước tính Pmax năm 2019 và từ Bảng 1, chúng ta có tỷ lệ dự phòng công suất (thô) theo 3 miền như Bảng 3 sau:

Bảng 2: Pmax, công suất dự phòng và tỷ lệ dự phòng thô theo 3 miền:

Các bảng trên cho thấy, dự phòng công suất ở miền Trung rất cao - điều này dễ hiểu, vì nhu cầu điện miền Trung chỉ khoảng trên 9% toàn quốc, trong khi tại đây có nhiều nhà máy thủy điện đang vận hành. Nhưng miền Nam lại có tỷ lệ dự phòng khá thấp, chỉ có 2073 MW công suất làm nguồn dự phòng, nếu ở đây chỉ có 2 tổ máy phát cỡ 600 MW dừng máy, đưa vào duy tu định kỳ, và cùng lúc có 1 tổ máy như vậy bị sự cố, hoặc một đường ống cấp khí đốt bị gián đoạn, thì miền Nam không còn nguồn dự phòng.

Lưu ý rằng, trong cơ cấu nguồn phát điện miền Nam, có gần 1.600 MW công suất các tổ máy chạy dầu, mà thông thường các tổ máy này chỉ để dự phòng (do giá dầu cao dẫn đến giá thành điện lên tới 4.500 - 5.000 đ/kWh). Điều này lý giải tại sao một số thời điểm năm 2019 và đầu năm 2020 EVN đã phải huy động các tổ máy chạy dầu, khi mực nước các hồ thủy điện miền Nam thấp hơn trung bình nhiều năm.

Về xu hướng nhu cầu phụ tải, trong 10 năm vừa qua nhu cầu điện tăng bình quân gần 10% mỗi  năm. Theo Quy hoạch điện 7 (điều chỉnh), dự kiến trong giai đoạn 2020 - 2025 bình quân nhu cầu điện tăng khoảng 8 -:- 8,6%/năm. Như vậy, trung bình mỗi năm cả nước cần trên dưới 9.000 MW nguồn điện xây dựng mới. Theo tính toán, miền Nam cần có thêm trên 4.500 MW/năm trong giai đoạn này.

Kiểm điểm tiến độ các nguồn điện ở miền Nam từ nay đến năm 2022 chỉ hy vọng có nhiệt điện (NĐ) than Sông Hậu 1 - 1.200 MW và NĐ than Duyên Hải 2 - 1.200 MW được hoàn thành; đến năm 2023 sớm nhất sẽ có tổ máy 1 NĐ Vân Phong 660 MW và tua bin khí hỗn hợp Nhơn Trạch 3 (LNG) - 880 MW. Dự án NĐ than Long Phú 1 ban đầu dự kiến sẽ lùi đến năm 2023, nhưng đến nay chưa có cơ sở tin cậy; dự án tua bin khí hỗn hợp (TBKHH) Ô Môn 4 (EVN) sẽ đồng bộ với thời gian khí Lô B vào bờ, nhưng đến nay chưa triển khai xây dựng dự án khí Lô B, nên cũng không thể vào kịp năm 2023. Thời gian 4 năm, từ nay đến năm 2023 sẽ chỉ có thêm 3.940 MW các nguồn nhiệt điện tại đây.

Theo tính toán, hệ thống nguồn điện miền Nam sẽ có năm 2021 và 2022 không có dự phòng, các năm 2020 và 2023 tỷ lệ dự phòng rất thấp, là 3,2% và 3,5%. Nếu không có hỗ trợ kịp thời từ các nguồn miền Bắc và miền Trung qua các đường dây 500 kV Bắc - Nam, miền Nam sẽ thiếu điện. 

Nếu kiểm điểm các danh mục dự án nguồn điện theo Quy hoạch điện 7 (điều chỉnh), phân bổ công suất cần tăng thêm mỗi năm tại các miền Bắc và Nam luôn phù hợp với nhu cầu tăng của phụ tải trên mỗi miền. Nguyên nhân chính của nguy cơ thiếu nguồn là:

Thứ nhất: Các nhà đầu tư thực hiện triển khai dự án trong Quy hoạch không tốt. Cụ thể là hàng loạt dự án nguồn miền Nam bị chậm trễ nhiều năm liên tục. Sự bùng nổ phát triển nguồn điện mặt trời vừa qua có làm giảm bớt căng thẳng nhu cầu công suất giờ cao điểm buổi trưa, nhưng về năng lượng, cả năm 2019 nguồn điện mặt trời, gió, sinh khối với tổng công suất trên 5.000 MW chỉ sản xuất ra trên 6,2 tỷ kWh, tương đương với điện sản xuất từ 1.000 MW nhiệt điện (sản lượng điện mặt trời 5,11 tỷ kWh trên tổng công suất 4.440 MW).

Thứ hai: Về quản lý Nhà nước, việc điều hành, giải quyết các khó khăn trong triển khai đầu tư các dự án nguồn cũng chưa tốt. Điển hình như các vấn đề vướng mắc cả về khách quan lẫn chủ quan của dự án NĐ Thái Bình 2 và Long Phú 1 đã được PVN báo cáo nhiều lần lên các cấp có thẩm quyền, tiến độ hoàn thành bị lùi lại hết năm này qua năm khác, nhưng vẫn chưa có chỉ đạo cụ thể cách khắc phục. Các bộ ngành đều đưa ra các ý kiến chung chung, đùn đẩy... Nhiều vấn đề vượt thẩm quyền đã được Bộ Công Thương báo cáo Chính phủ, nhưng lại vướng một vài bất cập về quy định pháp luật hiện hành. 

Thứ ba: Cách thức triển khai quy hoạch nguồn điện đã tỏ ra các bất cập. Thực tế, lâu nay, các nhà đầu tư đều làm việc với các địa phương có điều kiện thuận lợi của phát triển dự án để kết hợp với địa phương xin chủ trương đầu tư, trình Bộ Công Thương và Chính phủ xem xét phê duyệt, trong đó có những dự án thực sự chưa cần thiết đối với khu vực đó (tại thời điểm dự kiến đầu tư), trong khi tại những khu vực dự kiến xuất hiện nhu cầu điện cao, nhưng vì nhiều lý do không thuận lợi về đất đai, cảng nhiên liệu, lại không có chủ trương khuyến khích cụ thể... dẫn đến thiếu vắng các nhà đầu tư giàu năng lực.

Chưa kể, có địa phương tuy giai đoạn đầu đã thống nhất chủ trương kết hợp với chủ đầu tư đăng ký vào danh mục quy hoạch và đã được phê duyệt, nhưng sau đó lại thay đổi chủ trương, không đồng ý triển khai dự án, làm vỡ quy hoạch.

Thứ tư: Việc phát triển các nguồn điện không đúng thời điểm, quy mô còn dẫn đến việc tăng đầu tư lưới truyền tải một cách lãng phí, tăng tổn thất do phải truyền dẫn xa.

Về hạ tầng lưới truyền tải điện

Lưới truyền tải của Việt Nam cũng có quy mô lớn. Tới năm 2019, khối lượng lưới điện đã đạt trên 26.000 km đường dây và gần 97.000 MVA trạm biến áp thuộc hệ thống 500 - 220 kV; gần 21.700 km và 69.000 MVA trạm biến áp thuộc lưới 110 kV, tổn thất điện năng lưới truyền tải, phân phối giảm còn 6,5%, đạt mức tiên tiến trong khối ASEAN (sau Singapo và Thái Lan). Thậm chí thấp hơn mức tổn thất tại một số quốc gia có thu nhập trung bình và phát triển như: Liên bang Nga (10%), Vương quốc Anh (8,3%), Canada (8,7%) Ấn Độ (18%), Brazin (15%), Hongkong (12%), Hunggari (12%), Rumani (10%), Ukraina (10%), Tây Ban Nha 9,5%... [1]

Lưới điện được phát triển khá nhanh, cơ bản đáp ứng nhu cầu cấp điện tới trên 99% hộ dân cả nước. Nhưng vì xây dựng, nâng cấp lưới truyền tải phải chạy theo sự bất cập của phân bố nguồn điện, sự phát triển năng lượng tái tạo tập trung lớn vừa qua ở một vài địa phương... nên ngành truyền tải điện chưa thể tập trung được công tác đầu tư nâng cao chất lượng lưới. Nhiều tiêu chí về an toàn cung cấp không đảm bảo. Cụ thể là các tiêu chí về số giờ mất điện, thời gian mất điện trên mỗi khách hàng còn ở mức thấp trong khối ASEAN; tiêu chí đảm bảo cấp điện cho các khu vực quan trọng khi có một phần tử lưới bị sự cố (N-1) còn chưa đạt.

Với chủ trương khuyến khích phát triển các nguồn năng lượng tái tạo (NLTT), nhu cầu lưới truyền tải thời gian tới sẽ còn tiếp tục tăng cao do các nguồn NLTT (điện gió, điện mặt trời) tập trung tại các vùng có nhu cầu điện thấp hơn các vùng khác (duyên hải Nam Trung bộ, vùng Đồng bằng sông Cửu Long, Tây Nguyên). 

Giải pháp nào để cơ sở hạ tầng điện trở nên "đủ" và "đồng bộ"?

Với định hướng trong Nghị Quyết 55/NQ-TW: "Phát triển đồng bộ, hợp lý và đa dạng hoá các loại hình năng lượng", chúng tôi kiến nghị vào các vấn đề sau:

Thứ nhất: Cần cơ cấu hợp lý theo vùng, miền, địa phương và theo từng thời kỳ các hạ tầng cơ sở năng lượng, nhất là hạ tầng nhiên liệu, các nhà máy điện và lưới truyền tải (bao gồm từ khâu quy hoạch đến các khâu quản lý, triển khai thực hiện). Trong vòng 10 năm tới, quy mô, tính chất kỹ thuật, thời kỳ và danh mục các dự án cung cấp nhiên liêu, nguồn điện, lưới truyền tải đồng bộ cần được khảo sát để có thể đưa vào quy hoạch. 

Thứ hai: Ngoài những danh mục dự án/công trình năng lượng/điện lực có vai trò quan trọng về an ninh quốc gia, các dự án khác cần được quản lý, phê duyệt thực hiện theo phương thức: Trên cơ sở các quy hoạch năng lượng/điện lực đã được duyệt, Bộ Công Thương cùng địa phương có dự án tiềm năng về nguồn điện công bố quy mô, phạm vi, yêu cầu tiến độ và tính chất kỹ thuật của dự án. Cơ chế cho đầu tư dự án là đấu thầu cạnh tranh. Từ đó, các nhà đầu tư đủ năng lực thuộc mọi thành phần kinh tế sẽ đấu thầu để phát triển dự án, tránh cách làm như lâu nay.

Thứ ba: Việc quản lý thực hiện đầu tư xây dựng các dự án nguồn điện theo quy hoạch cần thiết có chế tài thưởng - phạt thích đáng. Nhà đầu tư không hoàn thành triển khai theo đăng ký sẽ bị phạt chậm tiến độ, thậm chí bị thu hồi dự án nếu tiếp tục kéo dài chậm trễ. Các địa phương đã đăng ký dự án và được phê duyệt không được tùy tiện thay đổi chủ trương, ngăn trở dự án.

Thứ tư: Trong khuyến khích đầu tư nguồn điện NLTT, cần chú trọng tới hiệu quả đầu tư (bao gồm cả chi phí cho nguồn, lưới truyền tải đi theo) cần khuyến khích, ưu tiên phát triển các dự án gần vùng có nhu cầu phụ tải tập trung; quy mô phát triển các nguồn NLTT phải phù hợp, đồng bộ với khả năng truyền tải; khuyến khích phát triển các dự án phát điện phân tán, không cần lưới truyền tải.

Thứ năm: Để lưới truyền tải điện vừa đảm bảo nhu cầu truyền dẫn cho phát triển NLTT, vừa được nâng cấp về chất lượng, về tiêu chí an toàn, liên tục, cần thiết có cơ chế khuyến khích về tài chính với việc đầu tư các dự án lưới điện truyền tải NLTT, do đặc thù loại nguồn này có số giờ sử dụng thiết bị thấp, lưới điện đi theo cũng chậm hoàn vốn. Vấn đề này cũng đã được Bộ Chính trị định hướng trong Nghị Quyết 55-NQ/TW ban hành ngày 11/2/2020: "Thực hiện xã hội hoá tối đa trong đầu tư và khai thác, sử dụng cơ sở vật chất, dịch vụ ngành năng lượng, bao gồm cả hệ thống truyền tải điện quốc gia trên cơ sở bảo đảm quốc phòng, an ninh"./.

(Đón đọc kỳ tới...)

[1] Tổn thất điện năng của Việt Nam so với các nước trên thế giới (Tạp chí Năng lượng Việt Nam - 18/3/2019)