Miền Bắc và Trung bắt đầu bước vào mùa nắng nóng từ tháng 4, nhưng theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), sản lượng điện đã tăng cao. Số liệu của tập đoàn này cho thấy, sản lượng điện trung bình trong tuần giữa tháng 4 (16-21/4) là 823 triệu kWh một ngày, tăng gần 5% so với kế hoạch cấp, vận hành hệ thống điện năm nay được Bộ Công Thương phê duyệt.
EVN cho biết, từ ngày 17/4, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia đã phải huy động các tổ máy chạy dầu, trong đó ngày 21/4 huy động 2.498 MW chạy dầu.
Tháng 5-7, thời điểm miền Bắc bước vào cao điểm nắng nóng, công suất tiêu thụ tại khu vực này dự kiến tăng 15% so với cùng kỳ. Theo dự báo của EVN, trường hợp các tình huống cực đoan xảy ra và mực nước các hồ thuỷ điện khu vực giảm sâu, miền Bắc có nguy cơ thiếu 1.600-4.900 MW điện trong các tháng 5 và 6.
Công nhân điện lực Hà Nội sửa chữa trên đường dây trong mùa khô 2022. Ảnh: EVNHanoi
Từ tháng 4 – bắt đầu mùa khô, sản lượng tiêu thụ điện bình quân ngày toàn hệ thống dự kiến ở mức 745 triệu kWh một ngày, trong đó gần một nửa thuộc về miền Bắc. Nhu cầu điện tại miền Bắc vào mùa nắng nóng cao hơn miền Trung và Nam.
Chẳng hạn, ngày 6/5, theo dữ liệu Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0), mức phụ tải tại miền Bắc là 20.051 MW, cao hơn miền Nam 1.720 MW và cao gấp 5 lần miền Trung (3.871 MW).
Vài năm gần đây nguồn điện mới ở miền Bắc đưa vào vận hành rất ít, các nguồn điện mới bổ sung ở miền Trung và miền Nam (chủ yếu là năng lượng tái tạo) cũng chỉ hỗ trợ được một phần cho phía Bắc do công suất truyền tải qua đường dây 500 kV bị giới hạn kỹ thuật ở mức bảo đảm an toàn, ổn định hệ thống.
Nguy cơ thiếu điện trong mùa nắng nóng, nhưng các nguồn như thuỷ điện, cung ứng nhiên liệu (than, khí) cho sản xuất điện hay nhập khẩu năng lượng đều gặp khó khăn.
Với thuỷ điện, năm nay diễn biến thuỷ văn không thuận lợi như 2022. Hiện nước về các hồ thuỷ điện kém, bằng 70-90% so với trung bình nhiều năm. Hiện tượng El Nino dự báo làm cho nền nhiệt tăng cao, lượng mưa giảm thấp so với trung bình nhiều năm. Điều này làm cho lưu lượng về hồ các tháng cuối năm có xu hướng giảm thấp.
Đến ngày 24/4, nhiều hồ thủy điện trong trạng thái mực nước thấp, có nguy cơ ảnh hưởng tới cung cấp điện và nhu cầu dân sinh trong mùa khô 2023. Cụ thể, 18 hồ thủy điện lớn có dung tích nước còn lại dưới 20%; 18 hồ theo quy trình vận hành liên hồ chứa có mực nước thấp hơn quy định và 22 hồ mực nước giới hạn trong 2 tuần liên tiếp. Có 9 hồ (tổng công suất 3.000 MW) ghi nhận lượng nước dưới mực nước chết.
EVN ước tính sản lượng còn lại trong hồ toàn hệ thống là 4,5 tỷ kWh, thấp hơn 4,1 tỷ kWh so với cùng kỳ 2022.
Về cấp than cho điện (sản xuất và pha trộn trong nước), khả năng cung ứng của TKV và Tổng công ty Đông Bắc là 46 triệu tấn, thấp hơn so với kế hoạch duyệt 6 triệu tấn. Riêng các nhà máy điện của EVN thiếu 1,3 triệu tấn than để vận hành. Việc mua than bổ sung lượng thiếu hụt cũng gặp khó khăn do hạn chế thị trường, cơ sở hạ tầng tiếp nhận than, nên đã xảy ra tình trạng thiếu than tại các nhà máy trong một vài thời điểm.
Tương tự với khí, khả năng cấp khí năm nay vẫn giảm so với các năm trước do một số mỏ chính bước vào thời gian suy giảm. Sản lượng dự kiến năm 2023 là 5,6 tỷ m3( trong đó khí Đông Nam Bộ 4,3 tỷ m3 và Tây Nam Bộ là 1,3 tỷ m3), thấp hơn so với 2022 khoảng 1,3 tỷ m3. Mặt khác, một số mỏ khí có thời gian khai thác lâu, thường xuyên xảy ra sự cố, nên cấp khí cho sản xuất điện khó khăn.
Huy động từ điện gió cũng bị hạn chế, do khả năng phát của nguồn điện này trong các tháng 5-7 có thể thấp hơn 2022, và khả năng phát càng giảm về cuối mùa khô, nhất là vào buổi tối – thời điểm sử dụng điện sinh hoạt cao điểm hàng ngày.
Việc mua điện từ Trung Quốc thấp, chỉ đạt 1,1 tỷ kWh, bằng 68% kế hoạch.
“Cơ cấu huy động các nguồn điện năm nay có thay đổi lớn, tổng sản lượng nguồn thủy điện, điện than và nhập khẩu giảm mạnh nên sẽ phải huy động điện chạy dầu giá cao các tháng mùa khô”, EVN cho biết.
Để đảm bảo cung ứng điện mùa khô năm nay, nhất là khu vực phía Bắc, tập đoàn này cho biết 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 Bắc; tiết kiệm điện và điều chỉnh phụ tải, hoặc thậm chí sẽ ngừng, giảm phụ tải trong các tình huống cực đoan.
Ngoài các giải pháp kỹ thuật, tập đoàn này đề nghị Bộ Công Thương họp với các đơn vị để bàn giải pháp khẩn cấp hỗ trợ EVN tháo gỡ khó khăn. PVN cung cấp khí ổn định, ưu tiên cấp khí cho phát điện.
Năm ngoái EVN ghi nhận lỗ hơn 26.200 tỷ đồng do giá nhiên liệu đầu vào sản xuất tăng vọt. Giá thành sản xuất điện tăng 9,27% so với 2022.
Hôm 4/5, giá điện tăng 3% sau 4 năm kìm giữ, lên mức 1.920,37 đồng một kWh. Mức tăng này theo Bộ Công Thương thấp hơn nhiều so với các phương án đề xuất đưa ra trước đây của EVN và Bộ tới cấp có thẩm quyền.
Ước tính tập đoàn này thu thêm bình quân 1.000 tỷ đồng mỗi tháng từ nay tới cuối năm nhờ tăng giá điện. Tuy nhiên, mức tăng 3%, theo họ vẫn “rất khó cho EVN trong bối cảnh tài chính hiện nay”.
Ông Nguyễn Xuân Nam, Phó tổng giám đốc EVN dẫn chứng, giá mua điện từ các nhà máy nhiệt điện than lên tới 2.400 đồng một kWh, thậm chí có thời điểm giá cao nhất là 4.000 đồng, nhưng giá bán lẻ điện bình quân bán ra chỉ ở mức hơn 1.800 đồng một kWh. “Với giá đầu vào, đầu ra như vậy EVN phải gồng mình như thế nào đảm bảo đủ điện cho đất nước, nên rất mong các bên chia sẻ”, ông Nam chia sẻ.
Để khắc phục khó khăn, lãnh đạo EVN cho hay, tập đoàn phải thực hiện nhiều giải pháp, tiết giảm chi phí và làm việc với các đối tác cung ứng than, khí chia sẻ, hỗ trợ giảm giá, huy động tối đa nguồn giá rẻ.
