Sau khi chứng kiến đợt nắng nóng đầu mùa ngày với cao điểm ngày 6/5 với phụ tải hệ thống đã lên tới trên 43.000 MW - ngang bằng đỉnh phụ tải của năm 2021,ơthiếugầnMWđiệnkhicaođiểmnắngnónggiảiphápchưarõràlịch thi đâu bóng đá việt nam cùng với thực tế khô hạn, nước về ít hiện nay, Bộ Công Thương lại có cuộc họp với Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam (PVN), Tập đoàn công nghiệp than khoáng sản Việt Nam (TKV), Tổng Công ty Đông Bắc (TCT Đông Bắc) về kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia trong những tháng cao điểm nắng nóng năm 2023.

Căng thẳng không dễ hoá giải

Tại buổi làm việc, đại diện EVN đã cho biết, việc vận hành hệ thống điện trong các tháng cao điểm nắng nóng (tháng 5, tháng 6 và tháng 7) sẽ rất khó khăn, đặc biệt hệ thống điện miền Bắc phải đối mặt với tình trạng không đáp ứng được phụ tải đỉnh của hệ thống với công suất thiếu hụt lớn nhất khoảng từ 1.600 MW đến 4.900 MW.

Được biết, trước đó vào cuối tháng 4/2023, EVN cũng đã có báo cáo tình trạng nguy cấp về cung ứng điện gửi tới Bộ Công thương.

Theo đó, trong tháng 4, dù miền miền Bắc và miền Trung mới bắt đầu có dấu hiện nắng nóng nhưng thực tế sản lượng điện đã tăng cao. Từ ngày 01/04 đến ngày 15/04 sản lượng trung bình ngày đạt 792 triệu kWh/ngày (bằng 100,52% theo kế hoạch được Bộ Công thương phê duyệt tại Quyết định 2976/QĐ-BCT ngày 30/12/2022). Từ ngày 16/04 đến 21/04 sản lượng trung bình ngày đạt 823 triệu kWh/ngày (bằng 104,49% kế hoạch trong Quyết định 2976).

Dự báo trong các tháng 5, 6, 7 tiếp theo, miền Bắc bước vào cao điểm nắng nóng, phụ tải hệ thống điện quốc gia tiếp tục có xu hướng tăng và cao hơn kế hoạch đặt ra tại Quyết định 2976.

Đáng chú ý là Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (EVNNLDC) đã phải huy động các tổ máy chạy dầu từ ngày 17/04/2023, trong đó ngày nhiều nhất đã huy động 2.498 MW chạy dầu với sản lượng là 14.659 triệu kWh (ngày 21/04/2023).

Đối mặt với thực trạng nắng nóng và nhu cầu điện của cao điểm mùa khô này thì diễn biến thuỷ văn lại không thuận lợi ở nhiều hồ thuỷ điện.

Các hồ khu vực miền Bắc tiếp tục có nước về kém, lưu lượng nước về 4 tháng đầu năm bằng khoảng 70-90% so với trung bình nhiều năm, một số hồ khu vực miền Trung và miền Nam cũng có nước về kém như Đại Ninh, Trị An, Đak R’Tih, Sông Côn 2…

Đến đầu tháng 5/2023, nhiều hồ thủy điện trên hệ thống đã về mực nước thấp, có nguy cơ ảnh hưởng đến an ninh cung cấp điện và phục vụ nhu cầu dân sinh trong thời gian còn lại của mùa khô 2023.

Cụ thể, có 10 hồ thủy điện thuộc EVN và nhiều hồ thủy điện của chủ đầu tưngoài EVN đã về xấp xỉ hoặc dưới mực nước chết (tổng công suất khoảng 4.500 MW), trong đó có các hồ thủy điện của EVN như: Lai Châu, Trị An, Ialy, Bản Chát, Huội Quảng, Trung Sơn, Buôn Kuốp, Buôn Tua Srah, Srepok 3, Sông Ba Hạ.

Sản lượng còn lại trong hồ toàn hệ thống là 4,5 tỷ kWh, thấp hơn 1,6 tỷ kWh so với kế hoạch, thấp hơn 4,1 tỷ kWh so với cùng kỳ năm 2022.

Cũng theo dự báo của Trung tâm Dự báo khí tượng thuỷ văn quốc gia, hiện tượng El Nino sẽ xảy ra vào các tháng cuối năm 2023 làm cho nền nhiệt độ tăng cao và lượng mưa giảm thấp so với trung bình nhiều năm. Điều này làm cho lưu lượng về hồ các tháng cuối năm tiếp tục có xu hướng giảm thấp.

Trong khi đó khả năng cung cấp của Tập đoàn Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV) và Tổng công ty Đông Bắc (TCT Đông Bắc) là 46 triệu tấn, thấp hơn so với Biểu đồ cấp than cho sản xuất điện năm 2023 đã được phê duyệt tại Quyết định số 163/QĐ-BCT ngày 06/02/2023 là hơn 6 triệu tấn, riêng với các nhà máy của EVN là thiếu 1,3 triệu tấn.

Việc mua than bổ sung cho lượng than do TKV và TCT Đông Bắc không cung cấp được gặp nhiều khó khăn do hạn chế của thị trường và cơ sở hạ tầng tiếp nhập than nên đã xảy ra tình trạng thiếu than tại các nhà máy trong một vài thời điểm.

Với việc nhập khẩu than, theo Quyết định 2976, các nhà máy sử dụng than nhập khẩu dự kiến được huy động rất thấp trong năm 2023 do giá than nhập khẩu cao. Tuy nhiên, từ đầu năm tới nay, chỉ số than nhập khẩu có biến động mạnh.

Chỉ số giá than NEWC giảm 50% so với đầu năm, chỉ số ICI3 giảm còn 87% so với đầu năm. Việc này làm thay đổi đáng kể khả năng huy động của các nhà máy sử dụng than nhập khẩu trên thị trường điện. Tuy nhiên việc thay đổi khối lượng than cấp không thể theo kịp sự thay đổi về nhu cầu huy động các nhà máy than nhập khẩu, dẫn đến một số thời điểm bị thiếu than cho vận hành.

Với nguồn khí, theo thông báo của Tập đoàn dầu khí Việt Nam/Tổng công ty Khí Việt Nam (PVN/PVGas), khả năng cấp khí trong năm 2023 tiếp tục xu hướng giảm so với các năm trước do một số mỏ chính bước vào thời gian suy giảm (lô 06.1).

Sản lượng dự kiến năm 2023 là 5,6 tỷ m3 (trong đó khí Đông Nam Bộ là 4,3 tỷ m3, khí Tây Nam Bộ là 1,3 tỷ m3), thấp hơn so với năm 2022 là 1,31 tỷ (khả năng cấp khí 2022 là 6,91 tỷ m3, trong đó khí Đông Nam Bộ là 5,88 tỷ m3, khí Tây Nam Bộ là 1,03 tỷ m3).

Bên cạnh đó, một số mỏ khí đã có thời gian khai thác lâu (mỏ PM3), thường xuyên xảy ra sự cố, càng làm cho việc cung cấp khí cho sản xuất điện trở nên khó khăn.

Việc trông chờ vào năng lượng tái tạo, nhất là gió để đáp ứng nhu cầu điện từ chiều tối và đêm cũng không khả quan. Theo dữ liệu vận hành năm 2022 ghi nhận được, công suất tương ứng mức tần suất xuất hiện 50% trong giai đoạn từ tháng 5 đến tháng 7 của các nguồn điện gió chỉ đạt từ 350-750 MW.

Với năm 2023, theo nhận định của Trung tâm Dự báo 3 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, đặc biệt là các cao điểm tối hàng ngày.

Đáp ứng điện cho miền Bắc cũng được xem là trùng trùng khó khăn khi mà một số nhà máy điện than tại đây cũng có những sự cố nhất định.

Cụ thể, tại Nhà máy nhiệt điện Phả Lại (Hải Dương), tuabin S6 hiện đã được đưa sang xưởng sửa chữa tại Ấn Độ. Theo dự kiến của đơn vị, công tác sửa chữa sẽ hoàn thành và trả lại tổ máy khả dụng trong tháng 8/2023.

Nhà máy điện Vũng Áng (Hà Tĩnh) tổ - Tổ máy S1 tiếp tục sự cố kéo dài và chưa thể vận hành trước tháng 7/2023. Còn Nhà máy điện Cẩm Phả (Quảng Ninh) thì Tổng công ty Điện lực – TKV cho hay, tổ máy S2 chỉ có thể đưa vào vận hành cuối tháng 7/2023.

Ngay Nhà máy nhiệt điện Thái Bình 2 vừa khánh thành được kỳ vọng bổ sung 1.2000 MW trong mùa nắng nóng cũng hoạt động chưa ổn định.

Việc nhập khẩu điện từ Trung Quốc cho miền Bắc cũng không dễ dàng. Dự kiến trong năm 2023 sẽ mua tổng sản lượng là 1,65 tỷ kWh nhưng trong giai đoạn vừa qua, phía đối tác đã thông báo về khó khăn thiếu nguồn cung cấp điện cho khu vực tỉnh Vân Nam và không thể cấp điện thông qua đường dây 220 kV Guman – Lào Cai. do đó sản lượng dự kiến mua năm 2023 chỉ đạt 1,1 tỷ kWh, bằng 68% kế hoạch tại Quyết định 2976.

Như vậy, trong trường hợp các tình huống cực đoan xảy ra như, phụ tải đỉnh miền Bắc tăng trưởng 15% so với cùng kỳ năm 2022 (những ngày nắng nóng kéo dài); sự cố tổ máy hoặc chậm tiến độ sửa chữa, đưa vào vận hành nguồn mới; mức nước của các hồ thủy điện lớn giảm sâu... thì hệ thống điện miền Bắc sẽ gặp tình trạng không đáp ứng được phụ tải đỉnh trong các tháng 5, tháng 6 với công suất thiếu hụt lớn nhất ước tính lên tới khoảng 1.600– 4.900 MW.