Miền Bắc đứng trước nguy cơ thiếu điện dù vừa tăng giá điện
Hệ thống điện miền Bắc sẽ gặp tình trạng không đáp ứng, với công suất thiếu hụt ước tính từ 1.600 - 4.900MW điện trong các tháng 5 và 6 tới.
- Giá điện tăng 3%: Chi tiết số tiền mỗi hộ gia đình phải trả thêm theo đơn giá mới
- EVN điều chỉnh giá điện tăng thêm 3% từ 4/5
Theo báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn đang đối mặt khả năng thiếu 4.900 MW điện ở miền Bắc trong bối cảnh thời tiết nắng nóng nhiều, ít mưa, nhiều hồ thuỷ điện lượng nước về rất thấp, đặc biệt nhiều hồ thuỷ điện ở khu vực phía Nam không cung ứng đủ điện như kế hoạch do mực nước trong hồ rất thấp.
Mặc dù miền Bắc và miền Trung mới bắt đầu có dấu hiệu nắng nóng từ tháng 4 nhưng thực tế sản lượng điện cung ứng đã tăng cao. Cụ thể, từ ngày 1/4 - 15/4, sản lượng điện trung bình đạt 792 triệu kWh/ngày (bằng 100,52% kế hoạch); từ ngày 16/4 - 21/4, sản lượng điện trung bình đạt 823 triệu kWh/ngày (bằng 104,49% kế hoạch). Để đảm bảo cung ứng điện, Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) đã huy động các tổ máy chạy dầu từ ngày 17/4, trong đó huy động 2.498MW chạy dầu vào ngày 21/4.
Dự báo của EVN cho rằng, từ tháng 5, 6, 7/2023, miền Bắc bước vào cao điểm nắng nóng, phụ tải hệ thống điện quốc gia tiếp tục có xu hướng tăng cao hơn so với kế hoạch. Trường hợp tình huống cực đoan ở miền Bắc nếu nhu cầu tiêu thụ tăng cao, sự cố ở các tổ máy, mực nước lớn ở các hồ thủy điện lớn giảm sâu... thì hệ thống điện sẽ gặp tình trạng không đáp ứng, với công suất thiếu hụt ước tính từ 1.600 - 4.900MW điện trong các tháng 5 và 6.
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. Hiện sản lượng còn lại trong hồ toàn hệ thống là 4,5 tỷ kWh, thấp hơn tới 4,1 tỷ kWh so với cùng kỳ năm 2022.
Bên cạnh đó, nguy cơ thiếu điện còn xuất phát từ việc giá than nhập khẩu và than trong nước tăng cao khiến các nhà máy điện càng phát điện càng lỗ nặng. Sản lượng điện tiêu thụ tăng cao, đặc biệt ở các thành phố lớn khiến việc bổ sung lượng than thiếu hụt gặp khó khăn và đã xảy ra tình trạng thiếu than tại các nhà máy trong một vài thời điểm.
Cùng đó, việc cấp khí cho các nhà máy nhiệt điện khí 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. 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.
Với việc nhập khẩu điện, EVN cũng gặp khó khăn liên quan đến sự cố kéo dài của một số tổ máy như nhiệt điện Phả Lại, nhiệt điện Vũng Áng, nhiệt điện Cẩm Phả. Việc nhập khẩu điện từ Trung Quốc gặp khó khăn, mua điện từ Lào chưa được phê duyệt… Trên cơ sở đó, EVN đánh giá cơ cấu huy động nguồn có sự thay đổi lớn, nên phải huy động thêm các nguồn nhiệt điện dầu trong các tháng cao điểm mùa khô.
Trong văn bản báo cáo Bộ Công thương, EVN cho biết hiện đang thương thảo với các nhà máy năng lượng tái tạo chuyển tiếp và 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 đàm phán giá chính thức.
Để bảo đảm cung ứng điện mùa khô năm nay, nhất là khu vực phía Bắc, EVN 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…
Từ ngày 4/5/2023, EVN đã chính thức tăng giá bán lẻ điện bình quân thêm 3%, lên mức 1.920,3732 đồng/kWh (chưa gồm VAT). Tuy vậy, lãnh đạo EVN cho hay phải tăng 17% mới bù đắp được khó khăn tài chính. Riêng năm 2022, EVN đã lỗ hơn 26.000 tỷ đồng.
