Tạo nguồn lực cho phát triển năng lượng bền vững

Bài đầu: Bảo đảm nguồn cung điện: Nhiều thách thức

Những năm gần đây, việc cung cấp điện cơ bản đáp ứng yêu cầu phát triển kinh tế - xã hội, với chất lượng ngày càng được cải thiện. Tuy vậy, mục tiêu bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia đang phải đối mặt với nhiều thách thức khi nguồn cung điện thiếu hụt; nhiều dự án điện bị chậm tiến độ so với quy hoạch, kế hoạch...

Đối mặt với thiếu hụt nguồn cung điện

Sau 9 năm thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 (Quy hoạch điện VII) và 4 năm thực hiện điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020, có xét đến năm 2030 (Quy hoạch điện VII điều chỉnh), ngành điện đã có bước phát triển mạnh cả về quy mô và chất lượng, bảo đảm cung cấp điện an toàn, tin cậy, đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội và an ninh quốc phòng của đất nước.

Ông Dương Quang Thành, Chủ tịch Hội đồng thành viên Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) nêu ví dụ, năm 2019, điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống đạt 239,9 tỷ kWh, tăng 2,37 lần so với năm 2010. Sản lượng điện thương phẩm đạt 209,77 tỷ kWh, tăng 2,46 lần so với năm 2010, tương ứng tăng trưởng bình quân đạt 10,5% trong cả giai đoạn 2010-2019. Hiện, có 100% số xã và 99,52% hộ dân, trong đó 99,25% số hộ dân nông thôn trên cả nước đã có điện.

Tuy nhiên, với tốc độ tăng trưởng bình quân 8,6%/năm theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh thì mỗi năm sản lượng điện sản xuất cần bổ sung bình quân 26,5 tỷ kWh, tương ứng với nguồn điện cần bổ sung tối thiểu 4.500MW-5.000MW nhiệt điện hoặc từ 14.000MW đến 16.000MW nếu sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo (do hệ số công suất sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo thấp, chỉ từ 1.500 giờ đến 2.000 giờ/năm). “Nhưng hiện tại, do nhiều dự án nguồn điện lớn bị chậm tiến độ so với quy hoạch, đặc biệt các nguồn điện BOT (xây dựng - kinh doanh - chuyển giao), nên hệ thống sẽ thiếu điện trong cả giai đoạn 2021-2025”, ông Dương Quang Thành thông tin.

Theo thống kê của Bộ Công Thương, trong các dự án nguồn điện do EVN làm chủ đầu tư, dự án Quảng Trạch 1 (tỉnh Quảng Bình) chậm khoảng 2 năm; Thủy điện Hòa Bình mở rộng (tỉnh Hòa Bình) và Ialy mở rộng (thuộc 2 tỉnh Kon Tum và Gia Lai) chậm 2-4 năm; nhiệt điện Ô Môn IV (thành phố Cần Thơ) chậm khoảng 2 năm, Ô Môn II chậm khoảng 5 năm...

Tương tự, nhiều dự án điện của Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam (PVN) cũng chậm tiến độ ít nhất 3 năm, như Thái Bình 2, Sông Hậu 1 (tỉnh Hậu Giang), Long Phú 1 (tỉnh Sóc Trăng), Nhơn Trạch 3 và 4 (tỉnh Đồng Nai). Tập đoàn Công nghiệp than - khoáng sản Việt Nam (TKV) cũng có 4 dự án chậm tiến độ từ 2 năm trở lên, như Na Dương 2 (tỉnh Lạng Sơn), Quỳnh Lập 1 (tỉnh Nghệ An)...

Lý giải về tình trạng trên, ông Lê Minh Chuẩn, Chủ tịch Hội đồng thành viên TKV cho biết, việc thu xếp vốn triển khai dự án gặp nhiều khó khăn do các tổ chức tài chính nước ngoài hạn chế tài trợ vốn cho các dự án điện than có quy mô lớn. Chưa kể thủ tục đầu tư phải qua nhiều bước như quy hoạch điện lực quốc gia, quy hoạch địa điểm, quy hoạch bậc thang thủy điện… khiến thời gian giải quyết kéo dài. Trong khi, giữa quy hoạch điện và quy hoạch các ngành khác cũng có không ít vướng mắc…

Không chỉ có vậy, các nhà máy thủy điện đang hoạt động cũng đang phải đối mặt với việc khô hạn, thiếu nước. Ông Ngô Sơn Hải, Phó Tổng Giám đốc EVN cho biết, trên lưu vực sông Hồng, hiện có 6 hồ chứa thủy điện lớn (Lai Châu, Bản Chát, Sơn La, Hòa Bình, Tuyên Quang, Thác Bà), với tổng dung tích hữu ích 18,91 tỷ mét khối. Tuy nhiên, do ảnh hưởng của biến đổi khí hậu, lượng nước về các hồ trên lưu vực này trong mùa lũ năm 2019 chỉ đạt khoảng 51% so với trung bình nhiều năm. Năm nay, tình trạng thiếu nước dự báo còn nghiêm trọng hơn.

Vướng ở cơ chế

Có một nghịch lý là trong khi toàn hệ thống có nguy cơ thiếu điện thì một số dự án điện tái tạo lại chưa thể chạy hết công suất, do thiếu hệ thống truyền tải. Tính đến hết năm 2019, cả nước có gần 100 nhà máy điện gió và mặt trời đạt tổng công suất lắp đặt khoảng 4.543,8MW, chiếm 8,3% tổng công suất điện quốc gia. Con số này vượt rất xa so với dự kiến của Quy hoạch điện VII điều chỉnh (850MW điện mặt trời vào năm 2020). Do sự gia tăng quá nhanh của các dự án điện tái tạo, nên hệ thống truyền tải không phát triển kịp. Có thời điểm, nhà máy điện gió, điện mặt trời phải giảm tới 60% công suất, gây lãng phí lớn.

Trong lúc lập và trình duyệt Quy hoạch điện VII tại thời điểm cuối 2015, đầu 2016, vì chưa có cơ chế hỗ trợ cụ thể, thích đáng khiến rất ít các dự án năng lượng tái tạo được đề xuất. Quy mô nguồn điện năng lượng tái tạo hơn 27.000MW vào năm 2030 cũng chỉ là tính toán định hướng. Vì vậy, không thể xuất hiện các đường dây và trạm biến áp truyền tải cụ thể theo từng năm. Đây là nguyên nhân dẫn tới tình trạng trên.

Về vấn đề này, Bộ trưởng Bộ Công Thương Trần Tuấn Anh cho rằng, do trong nội dung của Luật Đầu tư và Luật Điện lực có quy định Nhà nước độc quyền về truyền tải điện, nên không thể chủ động đa dạng hóa mô hình đầu tư. “Điểm nghẽn lớn nhất là sự hạn chế về nguồn lực của Nhà nước và của EVN. Trong bối cảnh đó, việc thiếu những nguồn đầu tư khiến việc giải tỏa công suất các dự án điện sẽ tiếp tục bị hạn chế”, Bộ trưởng Trần Tuấn Anh phân tích.

Thông tin thêm, ông Trần Đình Nhân, Tổng Giám đốc EVN cho biết, để triển khai một dự án điện mặt trời mất khoảng 6 tháng, trong khi để thực hiện một dự án lưới điện truyền tải 220kV, 500kV mất khoảng 3-5 năm. Do đó, cần phải có cơ chế tháo gỡ vướng mắc này.

Hiện, tất cả những dự án khai thác khí LNG (khí thiên nhiên hóa lỏng) nằm trong quy hoạch của Việt Nam vẫn chưa được triển khai. Trong khi, nhu cầu nhiên liệu khí LNG cho các nhà máy điện rất lớn. Dự báo giai đoạn 2021-2025, Việt Nam sẽ phải nhập khẩu 1-4 tỷ mét khối khí mỗi năm, trong đó khoảng 75% lượng LNG nhập khẩu sẽ được sử dụng làm nhiên liệu cho các nhà máy điện. Việc này có thể dẫn tới sự phụ thuộc vào nguồn cung thế giới và ảnh hưởng đến bảo đảm phát điện ổn định.

(Còn nữa)