Tương lai của ngành điện...

	Bất cứ hoàn cảnh nào cũng không được để thiếu điện
	Nguy cơ thiếu điện vào năm 2020
	Giải bài toàn cung ứng điện quốc gia

Nguy cơ thiếu điện miền Nam

Từ cuối năm 2018, trong một báo cáo gửi Phó Thủ tướng Trịnh Đình Dũng, EVN cảnh báo về khả năng phải cắt điện trong năm 2019.

Trao đổi với giới báo chí, mới đây đại diện EVN cho biết, do tình hình nắng nóng gay gắt diện rộng duy trì liên tục ở mức 39 - 40 độ C ở miền Bắc và miền Trung làm công suất tiêu thụ đầu nguồn và sản lượng điện tiêu thụ toàn quốc tăng cao kỷ lục. Và, để bảo đảm cung cấp điện với mức tiêu thụ tăng rất cao, EVN phải thường xuyên huy động các tổ máy nhiệt điện chạy dầu với chi phí rất cao.

Phó Thủ tướng Chính phủ Trịnh Đình Dũng

Tại miền Nam, “Nguồn điện truyền thống (sản xuất từ than, khí, thủy điện) tại chỗ ở miền Nam đã vận hành hết mức công suất vẫn chưa thể đáp ứng đủ, phải nhờ thêm nguồn điện nhận truyền tải từ miền Bắc và miền Trung qua đường dây 500kV. Vì vậy, xét về ngắn hạn, điện cho miền Nam cơ bản vẫn có thể đảm bảo đáp ứng được, nhưng về lâu dài, nếu không phát triển nguồn mới giữa bối cảnh tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện vẫn ở mức cao như hiện nay thì việc vận hành cung cấp điện sẽ rất căng thẳng và gặp nhiều khó khăn, nguy cơ thiếu hụt nguồn cung điện hoàn toàn có thể xảy ra”, đại diện EVNSPC cho hay.

Mới đây, báo cáo về tình hình thực hiện các dự án điện theo Quy hoạch điện VII (điều chỉnh), Bộ Công Thương cảnh báo từ năm 2021 - 2025, dù huy động tối đa các nguồn điện chạy dầu song hệ thống điện có thể sẽ không đáp ứng nhu cầu phụ tải và xảy ra tình trạng thiếu điện tại miền Nam với mức thiếu hụt tăng từ 3,7 tỷ kWh (năm 2021) lên gần 10 tỷ kWh (năm 2022). Mức thiếu hụt cao nhất vào năm 2023 với khoảng 12 tỷ kWh… Để giải quyết, Bộ đề ra nhiều giải pháp, trong đó có phương án tăng cường mua điện từ Lào và Trung Quốc nhằm bổ sung công suất cho hệ thống điện.

Tồn điện do hệ thống tải điện

Trước đó, chiều 9/7, trong phiên chất vấn và trả lời chất vấn tại kỳ họp HĐND tỉnh Ninh Thuận, Giám đốc Sở Công Thương Đặng Văn Thành cho biết, nhiều nhà máy điện gió và điện mặt trời sau khi đi vào hoạt động buộc phải giảm công suất phát điện (giảm phát).

Nhiều nhà máy điện gió, điện mặt trời tại Ninh Thuận phải hoạt động cầm chừng

Cụ thể, tỉnh Ninh Thuận đã thu hút được 19 dự án điện gió với quy mô công suất 1.043,61MW, trong đó đã cấp quyết định đầu tư cho 11 dự án (tổng công suất hơn 630 MW) với tổng vốn đầu tư 22.176 tỷ đồng. Tính đến ngày 30/6, có 3 dự án đã chính thức đưa vào vận hành thương mại (tổng công suất 117 MW). Tuy nhiên, Nhà máy điện gió Mũi Dinh (công suất 37,6 MW) bị giảm phát đến 60% công suất.

Các dự án điện mặt trời càng thê thảm hơn. Trên cơ sở các dự án đã được Chính phủ phê duyệt, UBND tỉnh Ninh Thuận đã cấp quyết định chủ trương đầu tư cho 31 dự án (tổng công suất 1.817 MW) với tổng vốn đăng ký đầu tư hơn 50.000 tỷ đồng. Đến ngày 30/6, trong số 15 dự án (1.063 MW) chính thức đưa vào vận hành, có 9 dự án phải thực hiện giảm phát đến 60% công suất để đảm bảo ổn định hệ thống truyền tải. Thực tế này gây thiệt hại và ảnh hưởng rất lớn đến hiệu quả đầu tư và phát triển kinh tế xã hội.

Đề xuất thí điểm cơ chế mua bán điện trực tiếp PGS.TS Bùi Quang Tuấn, Viện trưởng Viện Kinh tế Việt Nam đề xuất Chính phủ cho phép tỉnh Ninh Thuận thí điểm cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA). Theo ông Tuấn, cơ chế cho phép giao dịch trực tiếp giữa đơn vị phát điện và khách hàng mua điện. Cơ chế này về tổng thể sẽ giúp cho thị trường vận hành hiệu quả, giảm thiểu chi phí và tận dụng tốt hạ tầng điện lực… Tại hội thảo "Tìm giải pháp phát triển nguồn điện, đảm bảo an toàn năng lượng quốc gia" do báo Tiền Phong tổ chức vừa qua, Phó Cục trưởng Cục Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) Lê Văn Lực cho biết Việt Nam đang nhập khẩu khoảng 1.000 MW từ Trung Quốc và Lào và trong thời gian tới sẽ tăng cường nhập khẩu điện. Dự kiến Việt Nam sẽ "nhập khẩu" khoảng 3.000 MW vào năm 2025 và 5.000 MW vào năm 2030.

Theo ông Thành, hệ thống lưới điện truyền tải hiện hữu trên địa bàn tỉnh về khả năng giải tỏa công suất chỉ đáp ứng khoảng từ 800 MW, trong khi hiện nay đã có khoảng 1.180 MW điện gió, điện mặt trời đưa vào vận hành làm quá tải lưới điện và phải giảm phát để đảm bảo ổn định hệ thống truyền tải.

Hầu hết các danh mục lưới điện truyền tải được bổ sung vào Quy hoạch đều dự kiến triển khai sau năm 2020, trong khi tiến độ đầu tư các dự án khá nhanh, đưa vào hoạt động đúng tiến độ. Tổng công suất cần giải tỏa đến hết năm 2020 là 2000 MW điện mặt trời và 220 MW điện gió nên khả năng tiếp tục giảm phát là rất lớn. Dự kiến đến cuối năm 2019, Ninh Thuận có thêm 4 dự án (140 MW) và năm 2020 có 12 dự án (614 MW) tiếp tục đưa vào vận hành.

Mới đây, Hiệp hội Điện gió tỉnh Bình Thuận có đơn kiến nghị đến Bộ Công Thương và EVN do các nhà máy điện gió tại tỉnh Bình Thuận bị cắt giảm công suất khi đường dây quá tải, trái với thỏa thuận trong Hợp đồng mua bán điện (PPA) ký kết với ngành điện trước đó.

Ban hành cơ chế đặc thù cho ngành điện

Vừa qua, tại cuộc họp Thường trực Chính phủ nhằm bàn các giải pháp bảo đảm cung ứng điện, chiều 15/7, Thủ tướng Nguyễn Xuân Phúc đã chỉ đạo: "Yêu cầu Bộ Công Thương, ngành điện trong bất cứ hoàn cảnh nào cũng không được để xảy ra tình trạng thiếu điện đối với sản xuất, kinh doanh và đời sống nhân dân trong giai đoạn tới".

Nhà máy nhiệt điện Thái Bình 2 do PVN làm chủ đầu tư

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) có trách nhiệm chủ lực trong việc bảo đảm điện. Các Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản Việt Nam (TKV), Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) cũng phải có trách nhiệm tham gia tích cực đầu tư các công trình nguồn điện; đồng thời chúng ta phải tích cực huy động nguồn lực xã hội hoá để đầu tư phát triển nguồn điện.

Thủ tướng thẳng thắn chỉ rõ việc triển khai nhiều dự án nguồn điện, nhất là dự án có quy mô lớn (dự kiến hoàn thành năm 2023) theo chủ trương của Chính phủ đã bị chậm tiến độ khiến nguy cơ thiếu điện trong giai đoạn 2022 - 2023, thậm chí ngay từ năm 2021 đang hiện hữu.

Tại cuộc hợp này, Thủ tướng cũng đồng ý chủ trương nếu TKV không cung cấp đủ than thì các nhà máy điện có thể được nhập khẩu than để bảo đảm phát điện... Bộ Công Thương, EVN phải chịu trách nhiệm trước Chính phủ, nhân dân trong việc bảo đảm đủ điện.

Bên cạnh đó, Thủ tướng yêu cầu Uỷ ban Quản lý vốn Nhà nước tại doanh nghiệp, Bộ Công Thương giải quyết nhanh, đơn giản hoá các trình tự thủ tục đầu tư với các dự án nguồn điện của EVN, dự án đồng bộ nguồn khí, các dự án thuỷ điện.

Cùng với chỉ đạo này, Thường trực Chính phủ cũng đồng ý xem xét cơ chế đặc thù áp dụng cho các dự án điện cấp bách trong thời gian tới trong đó các cơ quan liên quan cần sớm trình Chính phủ xem xét dự thảo.

Thủ tướng đồng ý nguyên tắc mua hết công suất thuỷ điện nhỏ, điện mặt trời với giá hợp lý và với điều kiện đáp ứng khả năng nối lưới của từng dự án. Bộ Công Thương đổi mới phương pháp thực hiện giám sát tiến độ các dự án điện trọng điểm; thường xuyên giao ban, kịp thời báo cáo Chính phủ tiến độ các dự án này; tiếp tục rà soát các dự án điện cấp bách, cần triển khai; bảo đảm đủ nguồn cung than, khí cho các nhà máy điện.

Các bộ, ngành, địa phương hỗ trợ tạo điều kiện tối đa về mặt bằng cho các dự án nguồn và lưới điện; thúc đẩy, tháo gỡ kịp thời, báo cáo kịp thời các vấn đề liên quan bảo đảm điện.

Điều gì xảy ra nếu dự án nhiệt điện Thái Bình 2 "ngủ yên"

Dự án nhiệt điện Thái Bình 2 có tổng mức đầu tư hơn 41.000 tỷ đồng do Tổng Công ty CP Xây lắp dầu khí Việt Nam (PVC) làm tổng thầu, tại báo cáo mới nhất của Ban quản lý điện lực dầu khí Thái Bình 2 (Tập đoàn Dầu khí Việt Nam), tính đến 30/6/2019, giá trị giải ngân từ khi khởi công của nhiệt điện Thái Bình 2 là hơn 32.600 tỷ đồng, đạt 78,22% giá trị vốn trong tổng mức đầu tư điều chỉnh lần 2.

Ở thời điểm hiện tại, dự án vẫn đang bị thiếu hụt dòng tiền nghiêm trọng

Ông Nguyễn Tiến Dũng, Phó Trưởng ban quản lý dự án cho biết: Đối với phần vốn vay nước ngoài, tổng giá trị hợp đồng vay đã ký là hơn 937 triệu USD và đã giải ngân được trên 610 triệu USD. Việc gia hạn thời gian giải ngân đối với các hợp đồng vay nước ngoài chưa được Bộ Tài chính đồng ý. Hiện Tập đoàn dầu khí Việt Nam đang cùng các bên cho vay xem xét, phê duyệt nội bộ để tiếp tục gia hạn giải ngân.

Trong cuộc trao đổi với báo chí mới đây, ông Đinh Văn Sơn, nhân sự thuộc Hội đồng thành viên PVN cho rằng: "Nếu dừng dự án nhiệt điện Thái Bình 2 thì tất cả chi phí chúng ta bỏ ra không thu hồi được. Hơn 30.000 tỷ đã giải ngân là giá trị sổ sách. Nếu tính giá trị thực tế khi đang dở dang, đó chỉ là đống sắt vụn..." "Dự án đó dù chậm, nhưng nếu không đi vào vận hành được thì trước tình hình cả nước sau 2020 thiếu điện, nguồn nào thay thế 1.200 MW đó. Đó là câu hỏi phải suy nghĩ", ông Sơn nói.

Trước tình hình đó, PVN đã có văn bản gửi Bộ Công Thương, báo cáo Thủ tướng Chính phủ, cho phép PVN được dùng nguồn vốn chủ sở hữu để giải ngân cho dự án với điều kiện không vượt tổng mức đầu tư điều chỉnh. Đến nay, điều này vẫn chưa được cấp có thẩm quyền chấp thuận.

Ông Bùi Sơn Trường, Giám đốc ban điều hành dự án nhiệt điện Thái Bình 2 - đại diện tổng thầu PVC cho hay: "Nếu giải quyết được vấn đề tiền và cơ chế, chúng ta không bị lãng phí 32.000 tỷ đã bỏ ra. Còn nếu tiền về chậm hoặc không bỏ tiền nữa, thì chậm ngày nào phát sinh thêm chi phí ngày đó".

Ông Trường cho biết: Theo tính toán của chúng tôi về các chi phí cần thiết thực hiện dự án, dự án cần 1.000 tỷ để tiến vào giai đoạn đốt dầu và khoảng hơn 2.500 tỷ nữa để tiến vào giai đoạn đốt than.

Ngoài ra, ông Đinh Văn Sơn cũng lo ngại các vấn đề về an ninh trật tự, xã hội khi dự án dừng lại. Bởi các nhà thầu phụ bị nợ tiền thi công sẽ có những phản ứng gay gắt.

Dự án nhiệt điện Thái Bình 2 cơ bản đã hoàn thành lắp đặt các thiết bị. Tuy nhiên, hiện vẫn còn một số công việc vẫn chưa kết thúc. Nhiều thiết bị chưa đưa vào lắp đặt/chạy thử. Việc dự án kéo dài dẫn đến một số chi phí phát sinh trong quá trình thực hiện và không có cơ sở để chủ đầu tư chấp thuận như chi phí khắc phục, bảo dưỡng hư hại vật tư, thiết bị; chi phí bảo quản do kéo dài tiến độ.