Miền Bắc nguy cơ thiếu 4.900MW điện vì nắng nóng

Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vừa có báo cáo Bộ Công thương về tình trạng khẩn cấp liên quan đến cung ứng trong năm 2023.

Theo đó, năm nay có nhiều khả năng dẫn đến thiếu điện khi thời tiết xuất hiện nắng nóng nhiều, ít mưa nên thủy điện không cung ứng đủ điện như kế hoạch.

Bên cạnh đó, than nhập khẩu và than trong nước đang hết sức khó khăn, giá tăng cao khiến các nhà máy điện càng phát điện càng lỗ nặng. Trong khi đó, do nắng nóng nên sản lượng điện tiêu thụ tăng cao, đặc biệt ở các thành phố lớn.

Theo EVN, từ tháng 4, 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. Cụ thể, từ ngày 1 đến 15/4 sản lượng trung bình đạt 792 triệu kWh/ngày (bằng 100,52% kế hoạch); từ ngày 16 đến 21/4 sản lượng trung bình ngày đạt 823 triệu kWh/ngày (bằng 104,49% kế hoạch).

Ảnh minh họa.

Do đó, để đảm bảo cung ứng đủ điện, EVN đã phải huy động các tổ máy chạy dầu từ ngày 17/4. Trong đó ngày nhiều nhất đã huy động 2.498MW chạy dầu vào ngày 21/4. Đáng chú ý, trong tháng 5, 6, 7 trở đi, miền Bắc bước vào cao điểm nắng nóng, phụ tải hệ thống điện quốc gia có thể tăng cao hơn so với kế hoạch.

EVN cho biết, trong tình huống cực đoan ở miền Bắc (nhu cầu tiêu thụ tăng cao, sự cố ở các tổ máy, mực nước lớn ở các hồ thủy điện lớn giảm sâu... ), hệ thống điện sẽ gặp tình trạng không đáp ứng được sản lượng điện tăng cao, công suất phát điện có thể thiếu hụt với số ước tính từ 1.600MW đến 4.900MW.

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. 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, 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.

Liên quan đến khí, cung cấp khí cho các nhà máy nhiệt điện chạy dầu 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.

Về 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.

Đối với các dự án điện mặt trời, điện gió đang đàm phán, hưởng mức giá chuyển tiếp, EVN đưa ra phương án thương thảo nhanh với các nhà máy và cho biết hiện đã nhận được 27 hồ sơ đàm phán giá điện, trong đó có 5 chủ đầu tư thống nhất mức giá tạm bằng 50% khung giá phát điện do Bộ Công thương phê duyệt và không hồi tố trong giai đoạn các bên tiếp tục thực hiện đàm phán giá chính thức.

Đối với các khó khăn trong việc đàm phán giá điện của các nhà máy năng lượng tái tạo chuyển tiếp, EVN đã có văn bản số 1499/EVN-TTĐ+TCKT ngày 30/3/2023 báo cáo Bộ Công thương, liên quan về các thông số đầu vào để tính toán giá điện của các dự án, tuy nhiên hiện nay EVN vẫn chưa nhận được hướng dẫn của Bộ Công thương.

Theo EVN, để bảo đảm cung ứng điện mùa khô năm nay, nhất là khu vực phía Bắc, tập đoàn 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.