Bộ Công Thương vừa có báo cáo tình hình thực hiện các dự án điện trong quy hoạch điện VII điều chỉnh.

Nguy cơ thiếu hàng chục tỷ kWh điện 

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, dự báo sản lượng điện thương phẩm đến năm 2020 theo các phương án cơ sở là 235 tỷ kWh và phương án cao là 245 tỷ kWh. 

Các năm 2019 - 2020 dự kiến đưa vào vận hành khoảng 6.900 MW, trong đó các nhà máy điện than là 2.488 MW, thuỷ điện đạt 592 MW còn lại các dự án năng lượng tái tạo khoảng 3.800MW. 

Tuy nhiên, nhiệt điện chạy dầu vẫn phải huy động với sản lượng 1,7 tỷ kWh vào năm 2019 và 5,2 tỷ kWh vào năm 2020. Trong trường hợp các tổ máy phát điện không đáp ứng yêu cầu về độ tin cậy vận hành hoặc không đảm bảo đủ than, khí cho phát điện, có thể đối mặt nguy cơ thiếu điện vào năm 2020.

Các năm 2021 - 2025, mặc dù đã phải huy động tối đa các nguồn điện chạy dầu, tuy nhiên hệ thống điện không thể đáp ứng nhu cầu phụ tải và xảy ra tình trạng thiếu điện tại miền Nam với mức thiếu hụt tăng từ 3,7 tỷ kWh (năm 2021) lên gần 10 tỷ kWh (năm 2022), mức thiếu hụt cao nhất vào năm 2023 với khoảng 12 tỷ kWh, sau đó giảm xuống 3,5 tỷ kWh năm 2025.

"Nhiều dự án nguồn điện trong giai đoạn 2018 - 2022, tổng công suất 17.000 MW bị chậm sang giai đoạn 2026 - 2030, hầu hết là các dự án nhiệt điện tại miền Nam. Do đó, dẫn đến tình trạng hệ thống điện từ có dự phòng về nguồn điện 20 -30% đến năm 2018 - 2019 hầu như không còn dự phòng và sang giai đoạn 2021 - 2025 xảy ra tình trạng thiếu hụt nguồn cấp điện", báo cáo nêu.

Dự kiến tổng công suất các nguồn điện có khả năng vào vận hành trong giai đoạn 2021 - 2030 khoảng 64.200 MW thấp hơn 10.000 MW so với Quy hoạch điện VII điều chỉnh (72.202 MW).

Theo Bộ Công Thương, nguyên nhân chính dẫn đến việc thiếu điện tại miền Nam tăng cao hơn so với các tính toán trước đây là do tiến độ các dự án khí lô B, Cá Voi Xanh đều chậm so với kế hoạch từ 9 tháng đến 1 năm; Các dự án nhiệt điện Kiên Giang 1 và 2 không đáp ứng tiến độ hoàn thành trong giai đoạn 2021 - 2025, thậm chí lùi sau năm 2030; Dự án Ô Môn 3 lùi tiến độ đến năm 2025. Trường hợp dự án nhiệt điện Long Phú 1 không đáp ứng tiến độ hoàn thành năm 2023, tình trạng thiếu điện tại miền Nam trong các năm 2024 - 2025 sẽ trầm trọng hơn.

Loạt dự án điện chậm tiến độ 

Theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh, tổng công suất các nguồn điện dự kiến đưa vào vận hành trong giai đoạn 2016 - 2020 trên toàn hệ thống là 21.650 MW, trong đó các nguồn điện do Tập đoàn Điên lực Việt Nam (EVN) đầu tư là 7.185 MW (chiếm 33,2%), các nguồnd diện do các doanh nghiệp khác đầu tư là 14.465 MW (chiếm 66,8%).

Hiện nay, các dự án nguồn điện được thực hiện theo 3 hình thức đầu tư gồm các dự án do các tập đoàn nhà nước EVN, Petro Vietnam, TKV là chủ đầu tư; các dự án đầu tư theo hình thức BOT; các dự án đầu tư theo hình thức IPP.

"Tổng hợp tình hình tiến độ thực hiện 63 dự án có công suất lớn trên 200 MW thì 15 dự án đạt tiến độ, 47 dự án chậm tiến độ hoặc chưa xác định được tiến độ nêu trong Quy hoạch VII điều chỉnh", báo cáo của Bộ Công Thương nêu.

Cụ thể, EVN thực hiện 23 dự án với tổng công suất là 14.809 MW, trong đó 10 dự án đạt tiến độ, 13 dự án chậm hoặc lùi tiến độ.

Tập đoàn Dầu khí (Petro Vietnam) được giao làm chủ đầu tư 8 dự án trọng điểm nguồn điện với công suất 11.400 MW. Đến nay cả 8 dự án đều gặp khó khăn, vướng mắc và khó có thể hoàn thành theo tiến độ trong Quy hoạch điện 7 điều chỉnh.

Tập đoàn Công nghiệp Than Khoáng sản (TKV) thực hiện 4 dự án tổng công suất 2.950 MW đến nay cả 4 dự án đều chậm tiến độ từ 2 năm trở lên.

Với các dự án BOT, hiện có 15 dự án thì có 3 dự án đạt tiến độ còn lại 12 dự án chậm tiến độ hoặc chưa thể xác định tiến độ do còn vướng mắc trong đàm phán.

Hiện có 8 dự án đầu tư theo hình thức IPP, tổng công suất 7.390 MW thì có 1 dự án đã đóng điện đúng tiến độ, 2 dự án có khả năng đạt tiến độ, còn lại đều bị chậm, thậm chí không thể xác định được thời gian hoàn thành (nhiệt điện Đồng phát Hải Hà, Quỳnh Lập 2).

Có 5 dự án thuộc giai đoạn 2021 - 2030 hiện chưa có chủ đầu tư, trong đó có 1 dự án đã bị loại ra khỏi Quy hoạch VII là Nhiệt điện Bạc Liêu còn lại 4 dự án chưa rõ tiến độ.

Việc đảm bảo nguồn nhiên liệu cho phát điện còn tiềm ẩn rủi ro. Cụ thể, TKV đã báo cáo dừng dự án cảng trung chuyển than Đồng bằng sông Cửu Long do không thoả thuận được địa điểm và hiện chưa có giải pháp để tiếp tục dự án. Các nhà máy Long Phú 1, Sông hậu 1, Long phú 2, Sông Hậu 2…bị ảnh hưởng đáng kể.

Cung cấp khí ở Đông Nam Bộ có nguy cơ suy giảm kể từ sau năm 2020, thiếu hụt khoảng 2-3 tỷ m3/năm sau năm 2023 và dự kiến lên tới 10 tỷ m3 năm 2030. Hiện Petro Vietnam đang đàm phán với Malaysia để mua thêm khí bổ sung vào nguồn thiếu hụt này. 

Ngoài ra, đường dây 500 KV qua Vũng Áng - Quảng Trạch - Dốc Sỏi - Pleiku2 để tăng cường truyền tải Bắc - Nam đã bị chậm tiến độ 1 năm, nếu không thể hoàn thành đường dây này đầu năm 2020 sẽ có nguy cơ thiếu điện miền Nam. Hệ thống điện gần như không còn dự phòng trong các năm 2021 - 2025 cũng ảnh hưởng đến việc cung ứng điện.

Dự án điện "đói vốn", tính mua điện từ Lào, Trung Quốc

Bộ Công Thương cho biết, việc thu xếp vốn của các tập đoàn và các chủ đầu tư trong nước rất khó khăn do Chính phủ tạm dừng chủ trương bảo lãnh vay vốn. Các nguồn vốn ODA vốn vay ưu đãi nước ngoài để đầu tư dự án điện rất hạn chế, thậm chí một số khoản vay đã có cam kết của các ngân hàng, tổ chức tài chính quốc tế nhưung không được các cơ quan quản lý chấp thuận. Việc thu xếp vốn trong nước khó khăn, hiện tại hầu hết các ngân hàng trong nước đã vượt hạn mức tín dụng đối với chủ đầu tư và các đơn vị liên quan.

Một số lãnh đạo địa phương không ủng hộ đầu tư xây dựng nhiệt điện trên địa bàn tỉnh dù dự án đã có trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh khiến các dự án không thể thực hiện đúng theo kế hoạch.

Để giải quyết tình trạng này, Bộ Công Thương tính đến việc khai thác thêm các mỏ khu vực Tây Nam Bộ để bổ sung khí cho cụm Nhiệt điện Cà Mau, đồng thời lựa chọn phương án nhập khẩu khí cho khu vực Tây Nam Bộ. Đẩy tiến độ của mỏ khí Cá Voi Xanh và cụm Nhiệt điện miền Trung vào năm 2023 -2024.

"Nghiên cứu và tính toán phương án để tăng cường việc mua điện từ Lào và Trung Quốc để bổ sung công suất cho hệ thống điện, đảm bảo việc cấp điện an toàn, ổn định cho kinh tế.

Cho phép EVN đàm phán với CSG để tăng nhập khẩu điện từ Trung Quốc, tăng mua điện từ năm 2022 qua đường dây 220 kV, và đường dây 500 kV từ 2025. Giao EVN đàm phán nhập khẩu và các điều khoản thương mại, giá điện trong từng giai đoạn", Bộ Công Thương nêu giải pháp cấp bách.