Miền Bắc có thể thiếu gần 1.800 MW điện trong mùa khô 2024

Trường hợp cực đoan, nước về các hồ thủy điện thấp, công suất điện Miền Bắc có thể thiếu 1.770 MW (khoảng một phần mười nhu cầu) trong cao điểm nắng nóng năm sau.

Đây là dự báo được Bộ Công Thương báo cáo Thủ tướng về tình hình cung ứng điện năm 2024.

Theo đó, hai kịch bản cung ứng năm sau được đưa ra trên cơ sở tính toán cân đối cung – cầu và nhu cầu tăng trưởng điện có thể đạt 8,96% năm nay.

Kịch bản 1, nước về các hồ thủy điện ở mức bình thường, hệ thống cơ bản đáp ứng nhu cầu dùng điện cho sản xuất, kinh doanh của người dân, doanh nghiệp. Tuy nhiên, công suất dự phòng tại miền Bắc thấp, trong khi nhu cầu sử dụng tại khu vực này cao, nên vẫn phải đối mặt tình trạng căng thẳng, thiếu điện ở một số thời điểm trong ngày của các tháng nắng nóng.

Kịch bản 2, nước về các hồ thủy điện thấp, tương tự tình hình xảy ra trong mùa nắng nóng 2023. Lúc này, việc đảm bảo cung cấp điện cho khu vực miền Bắc, theo EVN, sẽ khó khăn hơn và có thể thiếu công suất 420-1.770 MW trong một số giờ cao điểm tháng 6 và 7. Con số thiếu điện này bằng khoảng 1/3 mức thiếu năm nay.

Thực tế, theo dự báo của các chuyên gia, miền Bắc vẫn đối diện thiếu điện ít nhất trong hai năm tới, khi chưa có nguồn điện mới nào được bổ sung, vận hành tại khu vực này, trong khi nhu cầu sử dụng điện tăng khoảng 10% mỗi năm.

Theo ông Nguyễn Anh Tuấn, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, nguồn điện than có thể vận hành từ nay đến 2030 khoảng 3.100 MW, trong khi nhu cầu tiêu dùng điện tại phía Bắc là gần 11.000 MW, tức nguồn chỉ đáp ứng khoảng 1/3 nhu cầu.

“Nguồn điện cho miền Bắc trong hai năm tới vẫn rất căng thẳng, nguy cơ thiếu điện hiện hữu khi các dự án có trong quy hoạch bị chậm tiến độ, khó có khả năng vận hành vào 2024-2025”, ông thông tin.

Hiện có 6 dự án nguồn điện lớn bị chậm tiến độ hoặc không đầu tư tiếp như An Khánh, Na Dương 2, Cẩm Phả… với tổng công suất hơn 4.200 MW. “Đây là một trong những nguyên nhân khiến miền Bắc thiếu điện trong mùa nắng nóng, bởi cốt lõi chúng ta thiếu nguồn điện trong khi nhu cầu tiêu dùng tăng mỗi năm”, ông Tuấn nói thêm.

Giải pháp, Bộ Công Thương cho biết giao EVN tập trung đảm bảo độ khả dụng, sẵn sàng của các nhà máy phát điện trực thuộc; hạn chế tối đa sự cố các nhà máy, đặc biệt là các tổ máy nhiệt điện than miền Bắc. EVN làm việc với TKV, Tổng công ty Đông Bắc và PVN, PVGas để đảm bảo đủ nhiên liệu than, khí cho sản xuất điện.

Riêng với giá than, ngày 5/9, EVN đề nghị TKV xem xét không tăng giá than trong nước, than pha trộn (than nội địa trộn với nhập khẩu) bán cho sản xuất điện. Bởi tình hình tài chính của EVN gặp nhiều khó khăn trước biến động của giá nhiên liệu thế giới, trong khi giá bán lẻ điện chưa được điều chỉnh kịp thời, khiến tập đoàn mẹ ghi nhận lỗ hơn 26.000 tỷ đồng trong năm ngoái.

Tám tháng đầu năm, sản lượng điện toàn hệ thống đạt 186,3 tỷ kWh, tăng 2,7% so với cùng kỳ 2022. Nhiệt điện là nguồn được huy động cao nhất, chiếm 47,3%, với trên 88 tỷ kWh. TKV và Tổng công ty Đông Bắc đã giao khối lượng than tăng thêm so với hợp đồng, đảm bảo than cho các nhà máy. Nhờ đó, sản lượng điện và dự trữ tồn kho than của các nhà máy điện tăng thêm. Đến nay, các nhà máy điện đủ than cho vận hành.

Sản lượng huy động từ nguồn thủy điện chiếm 26% trong 8 tháng qua, đạt 48,45 tỷ kWh. Lượng điện từ turbin khí đạt gần 19,3 tỷ kWh, tức 10,3%.

Trong khi đó, nguồn năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời) chiếm trên 14%, với 26,35 tỷ kWh trong 8 tháng. Còn lại là các nguồn điện nhập khẩu (trên 2,6 tỷ kWh) và chạy dầu (1,23 tỷ kWh).