Giữ vai trò quan trọng trong đảm bảo cung cấp điện

Theo đó, nguồn thủy điện đã được ưu tiên đầu tư, đến nay, đã khai thác hầu hết tiềm năng về thủy điện (chỉ còn một số ít các dự án thủy điện có qui mô vừa và nhỏ tiếp tục đầu tư trong giai đoạn tới). Hiện nay, nguồn nhiệt điện than đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo cấp điện toàn quốc, với tổng công suất lắp đặt chiếm 33,3% nguồn điện toàn quốc và chiếm 34,4% về sản lượng cung cấp cho hệ thống. Các nhà máy nhiệt điện khí đã được đầu tư khu vực phía Nam để sử dụng nguồn khí Đông Nam bộ và Tây Nam bộ cho phát điện, với sản lượng điện sản suất chiếm 18,9%.

Tăng đến 48,7% vào năm 2025

Theo Qui hoạch điện VII điều chỉnh, để đáp ứng nhu cầu điện toàn quốc và tại từng miền, khối lượng các dự án nguồn điện dự kiến được đầu tư và đưa vào vận hành rất lớn. Theo đó, tổng công suất các nguồn điện cần đưa vào vận hành trong giai đoạn 2016-2030 là 95.852MW (bình quân 6.400MW/năm). Trong đó: Giai đoạn 2016-2020, đưa vào vận hành 21.650MW (4.330MW/năm); giai đoạn 2021-2025 đưa vào vận hành 38.010MW (7.600MW/năm) và giai đoạn 2026-2030 là 36.192MW (7.240MW/năm).

Một trong những định hướng quan trọng và mang tính đột phá của Qui hoạch điện VII điều chỉnh đó là đẩy mạnh phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo (NLTT), với mục tiêu đến năm 2030, tổng công suất các nguồn điện sử dụng NLTT (gồm: thủy điện nhỏ, điện gió, mặt trời, sinh khối...) chiếm khoảng 21% tổng công suất các nguồn điện toàn quốc ( khoảng 27.000MW) và sản lượng điện sản xuất chiếm 10,7% sản lượng điện sản xuất và nhập khẩp toàn hệ thống. Vì vậy, khối lượng đầu tư các dự án nhiệt điện than giảm so với Qui hoạch điện VII.

Tuy nhiên, tổng công suất các nhiệt điện than được đưa vào vận hành trong giai đoạn 2016-2030 theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh vẫn rất lớn, trên 44.000MW và chiếm khoảng 46% tổng công suất các nguồn điện được đưa vào vận hành trên toàn quốc, đặc biệt trong giai đoạn 2021-2025 khoảng 20.500MW. Do đó, Tỷ trọng công suất các NMNĐ than trên toàn quốc có xu hướng tăng từ 33,3% (2015) tăng lên 43,1% (2020) và 48,7% (2025) đến năm 2030 giảm xuống 44,5%; Sản lượng điện sản xuất của NMNĐ than hiện chiếm tỷ trọng 34% điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống tăng nhanh lên 49% (2020), 55% (2025) đến 2030 là 42%. Qua đó cho thấy, các nhà máy nhiệt điện than sẽ giữ vai trò chính trong đảm bảo cấp điện trong thời gian từ nay đến 2030, đặc biệt sẽ tăng mạnh trong giai đoạn 2021-2025.

Qui hoạch điện VII điều chỉnh có định hướng phát triển cân đối công suất nguồn trên từng miền: Bắc, Trung và Nam, đảm bảo độ tin cậy cung cấp điện trên từng hệ thống điện miền nhằm giảm tổn thất truyền tải, chia sẻ công suất nguồn dự trữ và khai thác hiệu quả các nhà máy thuỷ điện trong mùa mưa và mùa khô. Đồng thời, căn cứ vào phân bố của các nguồn nhiên liệu và khả năng cung cấp cho phát điện.

Do tiềm năng phát triển thủy điện khu vực miền Nam rất ít và đến nay đều đã được khai thác để đầu tư phát triển, như: Thủy điện Trị An, Đa Nhim, Hàm Thuận, Đa Mi, Thác Mơ, Cần Đơn, các NMTĐ trên sông Đồng Nai.... Do đó các dự án thủy điện phát triển mới tại miền Nam trong thời gian tới là không đáng kể. Các NMNĐ khí dự kiến đầu tư mới đến năm 2030 (gồm cả nguồn điện sử dụng LNG), cụm Ô Môn-Kiên Giang và Sơn Mỹ chỉ khoảng 5.000-6.000MW.

Đối với các nguồn năng lượng tái tạo, khu vực miền Nam có tiềm năng phát triển điện gió và điện mặt trời, theo đó tại Qui hoạchđiện VII điều chỉnh dự kiến phát triển các nguồn điện mặt trời tại miền Nam đến năm 20230 với qui mô khá lớn (gần 10.000 MW). Tuy nhiên, việc đầu tư phát triển các dự án nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo tiềm ẩn một số yếu tố rủi ro, do diện tích chiếm đất rất lớn, một số khu vực có tiềm năng phát triển năng lượng tái tạo đã được qui hoạch cho phát triển các ngành kinh tế khác (như: du lịch, khai khoáng...); suất đầu tư các dự án năng lượng tái tạo cao, trong khi các cơ chế, chính sách hỗ trợ đầu tư chưa hoàn thiện.

Các Nhà máy và dự án nhiệt điện than tại các Trung tâm điện lực thuộc các tỉnh phía Nam như TTĐL Vĩnh Tân (Bình Thuận), TTĐL Duyên Hải (Trà Vinh), TTĐL Long Phú (Sóc Trăng), TTĐL Sông Hậu (Hậu Giang), TTĐL Long An... đã và sẽ đóng vai trò chủ đạo để cấp điện miền Nam, tiếp đến là các nhà máy nhiệt điện khí.

Chủ đạo cấp điện cho miền Nam

Quy hoạch điện VII điều chỉnh đã đưa ra 2 phương án tăng trưởng điện năng 10,34%/năm và 11,6%/năm. Thực tế 9 tháng đầu năm 2016, tốc độ tăng trưởng điện năng là 11,3%, do đó Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã tính toán cân đối cung cầu điện toàn quốc giai đoạn 2016-2020 với các kịch bản tăng trưởng phụ tải bình quân 11,6%/năm (tương đương với phương án phụ tải cao trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh) và bình quân 13%/năm, với tần suất nước về các hồ thủy điện tương ứng ở tần suất 65% (lượng nước về các hồ ở mức trung bình) và tần suất 75% (lượng nước về các hồ ít hơn).

Trong trường hợp các dự án nguồn điện hoàn thành đúng tiến độ, thì từ năm 2017-2020, miền Bắc và miền Trung luôn đảm bảo cấp điện cho các phụ tải trong khu vực và có dự phòng. Nhưng hệ thống điện miền Nam không tự cân đối cung cầu nội miền, sản lượng điện thiếu hụt hàng năm khoảng 10-15% tổng nhu cầu. Do đó hệ thống điện truyền tải 500kV Bắc-Nam giữ vai trò đặc biệt quan trọng và luôn trong tình trạng mang tải cao để truyền tải điện từ miền Bắc, miền Trung cấp cho miền Nam. Trong giai đoạn 2017-2020, nhu cầu tại miền Nam phải nhận từ miền Bắc, miền Trung tăng từ 15 tỷ kWh (2017) lên tới 21 tỷ kWh (2019). Tuy nhiên, năng lực truyền tải điện vào miền Nam chỉ đáp ứng được 18,5 tỷ kWh/năm (đạt ngưỡng giới hạn truyền tải Bắc - Nam) do khả năng truyền tải từ miền Bắc vào miền Trung chỉ đạt tối đa 14-15 tỷ kWh/năm. Do đó, với phương án phụ tải tăng trưởng 11,6%/năm, tần suất nước về 75%, miền Nam có thể thiếu khoảng 2 tỷ kWh vào năm 2019; với phương án phụ tải tăng 13%/năm, sẽ bị thiếu từ 1,4 tỷ đến 4,2 tỷ kWh trong các năm 2018-2020.

Do đó, các nhà máy nhiệt điện than khu miền Nam sẽ phải huy động ở mức gần như tối đa trong cả năm để đảm bảo cấp điện miền Nam. Trong đó, các nhà máy điện tại các TTĐL Vĩnh Tân, Duyên Hải của EVN đã góp phần tích cực trong việc cung ứng điện miền Nam.

Năm 2016, sản lượng huy động của NMNĐ Vĩnh Tân 2 và Duyên Hải 1 đã đạt gần 14,8 tỷ kWh bằng 16,7% tổng sản lượng điện miền Nam. Dự kiến, đến năm 2020, sau khi đưa vào vận hành thêm các NMNĐ Duyên Hải 3, Duyên Hải 3 MR, các NMNĐ Vĩnh Tân 4, NĐ Vĩnh tân 4 MR và NĐ BOT Vĩnh Tân 1, sản lượng điện huy động của các NMNĐ tại 2 TTĐL này đạt từ 40-42 tỷ kWh bằng 30% tổng sản lượng điện miền Nam.
EVN cho biết, từ năm 2017, sẽ phải huy động cao các nguồn điện chạy dầu ở miền Nam, trong đó, năm 2017, khoảng 5 tỷ kWh; các năm 2018 và 2019 sẽ huy động tối đa các nguồn điện dầu theo khả năng phát khoảng 8,6 tỷ kWh/năm.

Nguyên nhân miền Nam thiếu điện so với cân đối của Quy hoạch điện VII trước đây là do một số dự án nguồn điện miền Nam bị đẩy lùi tiến độ, như: NĐ Long Phú 1 lùi 3 năm (từ 2015 đến 2018), NĐ BOT Vĩnh Tân 1 lùi 3 năm (từ 2016 đến 2019), NĐ BOT Vĩnh Tân 3 lùi 5 năm (từ 2017 đến 2022), NĐ Sông Hậu 1 lùi 2 năm (từ 2017 đến 2019), NĐ Duyên Hải 2 lùi 3 năm (từ 2018 đến 2021), NĐ Vân Phong lùi 5 năm (từ 2017 đến 2022), NĐ Sơn Mỹ lùi 5 năm (từ 2018 đến 2023)...

Căn cứ thực tế, có khả năng một số dự án nguồn điện quan trọng tại miền Nam như NĐ Long Phú 1 (theo kế hoạch phải vào vận hành từ năm 2018), NĐ Sông Hậu 1 (theo kế hoạch phải vào vận hành từ năm 2019) tiếp tục bị chậm so với Qui hoạch điện VII điều chỉnh.

Do các NMNĐ Long Phú 1 và Sông Hậu 1 là 2 dự án nguồn điện lớn có vai trò quan trọng trong việc đảm bảo cung ứng điện cho phía Nam, việc chậm tiến độ 2 dự án này sẽ làm gia tăng rất lớn áp lực đảm bảo điện, có thể gây thiếu điện trầm trọng cho miền Nam. Naếu 2 dự án này chậm 1 năm thì sản lượng điện giảm so với Qui hoạch điện VII điều chỉnh tại năm 2018 là 0,156 tỷ kWh, năm 2019 là 5,83 tỷ kWh và năm 2020 là 7,3 tỷ kWh.