Miền Bắc đứng trước nguy cơ thiếu điện

Báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) gửi Bộ Công Thương về tình trạng khẩn cấp về cung ứng điện trong năm 2023 cho hay, từ tháng 4, mặc dù miền Bắc và miền Trung mới bắt đầu có dấu hiệu nắng nóng nhưng thực tế sản lượng điện cung ứng đã tăng cao.

Dẫn chứng là từ ngày 1/4 – 15/4, sản lượng điện trung bình đạt 792 triệu kWh/ngày (bằng 100,52% kế hoạch); từ ngày 16/4 – 21/4, sản lượng điện trung bình đạt 823 triệu kWh/ngày (bằng 104,49% kế hoạch). Để đảm bảo cung ứng điện, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) đã huy động các tổ máy chạy dầu từ ngày 17/4, trong đó huy động 2.498MW chạy dầu vào ngày 21/4.

EVN dự báo, từ tháng 5, 6, 7 trở đi, miền Bắc bước vào cao điểm nắng nóng, phụ tải hệ thống điện quốc gia tiếp tục có xu hướng tăng cao hơn so với kế hoạch. Trường hợp tình huống cực đoan ở miền Bắc nếu nhu cầu tiêu thụ tăng cao, sự cố ở các tổ máy, mực nước lớn ở các hồ thủy điện lớn giảm sâu... thì hệ thống điện sẽ gặp tình trạng không đáp ứng, với công suất thiếu hụt ước tính từ 1.600 - 4.900MW điện trong các tháng 5 và 6.

Trong khi đó, về thủy điện, do hiệu ứng Elnino nên nước về các hồ thủy điện khu vực miền Bắc tiếp tục kém, lưu lượng nước chỉ bằng khoảng 70 - 90% so với trung bình các năm. Đến ngày 24/4, nhiều hồ thủy điện trong trạng thái mực nước thấp, có nguy cơ ảnh hưởng tới cung cấp điện và nhu cầu dân sinh trong mùa khô 2023.

Cụ thể, 18 hồ thủy điện lớn có dung tích nước còn lại dưới 20%; 18 hồ theo quy trình vận hành liên hồ chứa có mực nước thấp hơn quy định và 22 hồ mực nước giới hạn trong 2 tuần liên tiếp. Có 9 hồ (tổng công suất 3.000 MW) ghi nhận lượng nước dưới mực nước chết. EVN ước tính, sản lượng còn lại trong hồ toàn hệ thống là 4,5 tỷ kWh, thấp hơn 4,1 tỷ kWh so với cùng kỳ năm 2022.

Đối với nhiệt điện than, EVN cho biết, tình hình cung ứng than cũng thấp hơn phê duyệt 6 triệu tấn, việc bổ sung lượng than thiếu hụt gặp khó khăn, xảy ra tình trạng thiếu than tại các nhà máy trong một vài thời điểm. Việc nhập khẩu than cũng khó khăn trong khi nguồn huy động tăng nên bị thiếu than cho vận hành.

Cùng đó, việc cấp khí cho các nhà máy nhiệt điện khí cũng giảm so với các năm trước, do một số mỏ chính thức bước vào thời gian suy giảm. Cụ thể, sản lượng dự kiến năm 2023 là 5,6 tỷ m3, thấp hơn so với năm 2022 là 1,31 tỷ m3, trong khi một số mỏ liên tục xảy ra sự cố, nên cấp khí cho sản xuất điện càng khó khăn.

Theo nhận định của Trung tâm Dự báo khí tượng thủy văn quốc gia, khả năng phát điện của các nguồn điện gió trong các tháng 5, 6, 7 có thể thấp hơn năm 2022, càng về cuối giai đoạn mùa khô khả năng phát có xu hướng càng giảm. Hiện EVN đang thương thảo với các nhà máy năng lượng tái tạo chuyển tiếp và nhận được 27 hồ sơ đàm phán giá điện.

Ngoài ra, với việc nhập khẩu điện, EVN cũng gặp khó khăn liên quan đến sự cố kéo dài của một số tổ máy như nhiệt điện Phả Lại, nhiệt điện Vũng Áng, nhiệt điện Cẩm Phả. Việc nhập khẩu điện từ Trung Quốc gặp khó khăn, mua điện từ Lào chưa được phê duyệt… Trên cơ sở đó, EVN đánh giá cơ cấu huy động nguồn có sự thay đổi lớn, nên phải huy động thêm các nguồn nhiệt điện dầu trong các tháng cao điểm mùa khô.

Để bảo đảm cung ứng điện mùa khô năm nay, nhất là khu vực phía Bắc, EVN đã thực hiện nhiều giải pháp vận hành cùng lúc như huy động tối ưu các nguồn thủy điện, kết hợp tăng truyền tải tối đa từ miền Trung ra miền Bắc; tiết kiệm điện và điều chỉnh phụ tải, hoặc thậm chí sẽ ngừng, giảm phụ tải trong các tình huống cực đoan. Ngoài các giải pháp kỹ thuật, EVN đề nghị Bộ Công Thương họp với các đơn vị để bàn giải pháp khẩn cấp hỗ trợ EVN tháo gỡ khó khăn. PVN cung cấp khí ổn định, ưu tiên cấp khí cho phát điện…

Được biết, mới đây, EVN đã chính thức tăng giá bán lẻ điện bình quân thêm 3%, lên mức 1.920,3732 đồng/kWh (chưa gồm VAT) từ ngày 4/5/2023. Tuy vậy, lãnh đạo EVN cho hay phải tăng 17% mới bù đắp được khó khăn tài chính. Trong đó, riêng năm 2022, tập đoàn này đã lỗ hơn 26.000 tỷ đồng.