Thách thức lớn về cấp điện trong năm 2025

Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 & 4 sẽ chính thức vận hành thương mại trong năm 2025. Ảnh: T.H

Bộ Công thương thực sự đảm trách lo điện

Năm 2025 là năm đầu tiên, Cơ quan Điều độ hệ thống điện Quốc gia trình thẳng kế hoạch cung cấp điện lên Cục Điều tiết điện lực (ERAV) và Bộ Công thương, thay vì phải qua Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) xem xét, căn chỉnh, do đã tách khỏi EVN. Với thực tế này, trách nhiệm lo điện của Bộ Công thương cũng rành mạch, thực chất hơn, thay vì gánh nặng dồn lên EVN như trước.

Theo Quyết định số 3047/QĐ-BCT ngày 15/11/2024 về việc phê duyệt Kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia năm 2025, hệ thống điện quốc gia sẽ được điều hành dựa trên phương án 2 theo đề xuất của Công ty TNHH một thành viên Vận hành hệ thống điện và thị trường điện quốc gia (NSMO). Ở phương án này, điện sản xuất và nhập khẩu được lên kế hoạch là 11,3% kèm theo dự báo thủy văn về kém, xác suất sự cố tính ở mức 10%...

Đồng thời, kế hoạch dự phòng được xây dựng với các phương án cụ thể nhằm bảo đảm cung ứng điện trong các tháng cao điểm mùa khô (từ tháng 4 đến 7/2025) và ứng phó với những tình huống bất thường như sự cố xếp chồng hay thiên tai.

Hiện hệ thống có công suất đặt khoảng 85.000 MW và công suất đỉnh hệ thống điện (Pmax) quốc gia năm 2024 xấp xỉ 50.000 MW. Tuy nhiên, không phải lúc nào có nhà máy cũng huy động được phát điện vì còn phụ thuộc vào việc có nước về hồ thủy điện, nhà máy nhiệt điện than vận hành ra sao, có mặt trời và gió để chạy nhà máy điện mặt trời và nhà máy điện gió hay không, hoặc các nguồn điện tái tạo khi phát huy tốt lại không trùng với cao điểm sử dụng điện...

Thực tế, đã có thời điểm trong năm 2024, công suất khả dụng (là công suất có thể phát điện tại thời điểm nhất định) của hệ thống cao hơn không nhiều so với Pmax. Bởi vậy, việc cần có thêm nguồn điện mới bổ sung hàng năm là rất cần thiết, nhằm đáp ứng tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện.

Do vậy, nếu chọn phương án tăng trưởng điện 11,3%, hệ thống cần có thêm ít nhất 5.000 - 8.000 MW điện mới đi vào vận hành trong năm 2025 để có dư địa xoay xở.

Trong năm 2025, sẽ có một số nhà máy truyền thống và tin cậy đi vào vận hành thương mại như Nhà máy Vũng Áng II (1.330 MW), Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 3&4 (1.624 MW), Thủy điện Hòa Bình mở rộng (480 MW), Thủy điện Đăk Mi 1 (84 MW)…

Ngoài ra, còn các nhà máy năng lượng tái tạo diện chuyển tiếp và một số nhà máy điện được đầu tư ở Lào sẽ bán điện về Việt Nam. Như vậy, hệ thống nói chung có thể được bổ sung 3.500 - 6.000 MW điện mới trong năm 2025.

Tuy nhiên, các chuyên gia lưu ý, nếu các nhà máy này đi vào hoạt động trong giai đoạn mùa khô (trước tháng 7/2025), thì hệ thống sẽ được bổ sung nguồn lực mạnh mẽ hơn, bởi nửa cuối năm thường có sự dồi dào của nước về do mưa lũ.

Thách thức tối ưu chi phí và đảm bảo điện

Năm 2024, việc cấp điện được đảm bảo ổn định hơn năm 2023, khi nhiều địa phương miền Bắc không còn phải tiết giảm điện vào giai đoạn cao điểm mùa khô. Để có được kết quả này, đã có sự thay đổi trong vận hành các nhà máy thủy điện vào mùa khô với nguyên tắc đảm bảo không suy giảm công suất các hồ thủy điện đến cuối mùa khô.

Dựa vào thực tế trên, việc vận hành các nhà máy thủy điện sẽ được tái lập theo hướng khai thác thấp nhất giai đoạn đầu mùa khô năm 2025 để giữ nước, nhằm đảm bảo còn dư địa để huy động trong giai đoạn cao điểm mùa khô. Để bù đắp cho các nhà máy thủy điện, việc huy động các nguồn điện nền khác như điện than, điện khí sẽ được tăng cường, đồng nghĩa phải sẵn sàng về nguyên liệu than, khí tương ứng.

Hiện các nhà máy điện than và điện khí tại Việt Nam dùng cả nguồn nhiên liệu trong nước lẫn nhập khẩu. Nếu nguồn than, khí nội địa có thể chủ động được phần nào do bên cung cấp là Tập đoàn Công nghiệp Than - Khoáng sản, Tổng công ty Than Đông Bắc, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, thì với nguồn nhập khẩu, câu chuyện không dễ dàng như vậy.

Trong năm 2024, đã có những nhà máy điện dùng than nhập khẩu gặp tình trạng được yêu cầu huy động sản lượng cao, nên phải mua than về dự phòng, nhưng thực tế huy động không diễn ra như kế hoạch, dẫn tới tăng chi phí do bốc dỡ, lưu kho... Bên cạnh đó, tỷ trọng các nguồn năng lượng tái tạo lớn, song không có hệ thống pin lưu trữ đi kèm. Sự suy giảm của các nguồn khí khiến các nhà máy điện chạy khí đang vận hành ổn định chuyển sang không ổn định.

Đã xảy ra tình trạng các nhà máy điện khí tuy có cam kết bao tiêu khí, nhưng không có cam kết về sản lượng điện, dẫn tới không tiêu thụ hết khí, phải trả bao tiêu khiến hoạt động thua lỗ và vô cùng khó khăn.

Đơn cử, Nhà máy điện Nhơn Trạch 2 phát sinh trách nhiệm bao tiêu khí năm 2023 là 123,13 triệu m3, tương ứng nghĩa vụ thanh toán trách nhiệm bao tiêu khí khoảng 42,5 triệu USD. Với sản lượng điện phát dự kiến năm 2024, thì Nhà máy không những không thể lấy lại được khí trả trước năm 2023, mà còn tiếp tục phát sinh nghĩa vụ bao tiêu năm 2024.

Năm 2025, khi Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 & 4 chính thức vận hành thương mại, sẽ đối mặt với thực tế là, do không có cam kết sản lượng mua điện dài hạn (Qc) được ký trong hợp đồng mua bán điện, nên tới tháng 12 mới có các tính toán Qc để suy ra sản lượng khí LNG cần.

Trong khi đó, công tác lập kế hoạch giao LNG của năm tiếp theo được các nhà cung cấp trên thế giới bắt đầu từ tháng 7 và phải hoàn thành vào tháng 9 - 10 của năm liền trước. Sự chênh lệch giữa thời hạn lập kế hoạch nhận khí và kế hoạch phát điện theo Qc được giao dẫn tới rủi ro rất lớn về tài chính cho đơn vị phát điện.

Các thực trạng trong huy động điện than và khí LNG nhập khẩu sẽ dẫn tới chuyện đảm bảo nhiên liệu dự trữ, phục vụ cấp điện ổn định, liên tục có những thách thức nhất định.

Thanh Hương