Tại hội thảo về khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) diễn ra sáng 4/11, chia sẻ về nhu cầu sử dụng LNG cho ngành điện, ông Lê Hải Đăng, Vụ trưởng vụ Chiến lược phát triển, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho hay, quy hoạch Điện VII điều chỉnh, giai đoạn 2025 - 2030 Việt Nam sẽ cần xây mới các nhà máy điện khí LNG với tổng công suất từ 15.000 - 19.000 MW để đáp ứng nhu cầu điện ngày càng tăng trong nước.

Ảnh minh họa

Trong khi đó, theo dự báo, sau năm 2020, nguồn cung khí của Việt Nam sẽ giảm do dự trữ khí trong nước giảm và do việc chậm triển khai các mỏ khí mới. Chính vì vậy, Việt Nam cần nhập khẩu thêm LNG để bổ sung nhiên liệu cho các nhà máy điện ở khu vực phía Nam.

Theo Quy hoạch phát triển ngành công nghiệp khí của Việt Nam đến năm 2025, định hướng tới năm 2035, dự báo giai đoạn 2021-2025, Việt Nam sẽ phải nhập khẩu 1 - 4 tỷ m3 khí LNG mỗi năm, tăng lên 6-10 tỷ m3 mỗi năm sau đó. Khoảng 75% lượng LNG nhập khẩu sẽ được sử dụng làm nhiên liệu cho các nhà máy điện để đảm bảo an ninh cho ngành kinh tế đang phát triển của Việt Nam.

Trong khi đó, ông Nguyễn Thanh Hà, Giám đốc điều hành Trung tâm tư vấn công nghệ và đầu tư (Vietbid), tất cả những dự án khí nằm trong quy hoạch của Việt Nam hiện vẫn chưa được xây dựng. Các dự án Sơn Mỹ, Cà Mau, Cát Hải, Thái Bình mặc dù đưa vào quy hoạch nhưng chưa triển khai.

Không chỉ khí trong nước giảm, hiện nay thủy điện cũng đang phải đối mặt với việc khô hạn, thiếu nước. Ngày 30/10 mới đây, EVN đã có đã có buổi làm việc với Bộ Tài nguyên và Môi trường về phương án điều tiết các hồ chứa thủy điện trên hệ thống, trọng tâm là thủy điện trên lưu vực sông Hồng trong thời gian còn lại của năm 2019 và mùa khô năm 2020.

Ông Ngô Sơn Hải – Phó Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) cho biết, trên lưu vực sông Hồng, hiện có 6 hồ chứa thủy điện lớn (Lai Châu, Bản Chát, Sơn La, Hòa Bình, Tuyên Quang, Thác Bà), với tổng dung tích hữu ích 18,91 tỷ m3. Tuy nhiên, do ảnh hưởng của biến đổi khí hậu, lượng nước về các hồ trên lưu vực này trong mùa lũ năm 2019 chỉ đạt khoảng 51% so với trung bình nhiều năm.

“Tính đến ngày 27/10/2019, các hồ chứa thủy điện lớn trên hệ thống mới chỉ tích được khoảng 61% tổng dung tích hữu ích (21,9/35,6 tỷ m3), lượng nước thiếu hụt 13,7 tỷ m3 (tương ứng sản lượng điện thiếu hụt khoảng 6,4 tỷ kWh)”, ông Ngô Sơn Hải cho biết.

Ông Vũ Xuân Khu – Phó giám đốc Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia cho biết Theo tính toán của EVN, dự kiến năm 2020 ngành Điện sẽ tiếp tục phải đối mặt với thách thức rất lớn trong việc đảm bảo cân bằng cung cầu, dự kiến sẽ phải huy động thêm 7,9 tỷ kWh các tổ máy chạy dầu với giá điện khoảng 4.000-5.000 đ/kWh và có thể tăng lên 12,5 – 16,7 tỷ kWh trong trường hợp không thể tích được các hồ lên mực nước dâng bình thường hoặc phụ tải tăng cao hơn dự báo”, ông Vũ Xuân Khu cho biết.

Chính vì vậy, ngay từ cuối tháng 8/2019, EVN đã tăng huy động tối đa các nguồn nhiệt điện, trong đó có cả nhiệt điện dầu giá cao. 

Thứ trưởng Bộ Tài nguyên và Môi trường Lê Công Thành đề nghị Tổng cục Khí tượng Thủy văn, EVN tiếp tục theo dõi diễn biến tình hình lưu lượng nước về hồ thủy điện để đến 15/11, Bộ sẽ chủ trì cuộc họp với các bộ, ngành liên quan có văn bản báo cáo xin ý kiến Thủ tướng Chính phủ về tình trạng khô hạn này để có giải pháp lâu dài.

Trước đó, theo báo cáo Quy hoạch điện VII điều chỉnh của Bộ Công Thương, dự kiến trong giai đoạn 2019-2020, các nhà máy điện được đưa vào vận hành khoảng 6.900 MW, trong đó: nhiệt điện than là 2.488MW, các nhà máy thủy điện là 592 MW, các dự án năng lượng tái tạo khoảng 3.800 MW. Toàn bộ hệ thống này có thể đáp ứng nhu cầu điện toàn quốc.

Tuy nhiên, theo Bộ Công Thương đánh giá, lộ trình nêu trên chưa chắc đã khả thi, nguyên nhân do nguồn nhiệt điện chạy dầu cần phải huy động với sản lượng tương ứng 1,7 tỷ kWh vào năm 2019 và 5,2 tỷ kWh năm 2020.

Đáng lưu ý, số liệu các năm 2021 – 2025 cho thấy, mặc dù đã phải huy động tối đa các nguồn điện chạy dầu, tuy nhiên, hệ thống điện vẫn chưa đáp ứng được nhu cầu phụ tải khiến tình trạng thiếu điện xảy ra tại miền Nam.

Cụ thể, mức thiếu hụt tại miền Nam sẽ tăng từ 3,7 tỷ kWh năm 2021 lên gần 10 tỷ kWh năm 2022. Mức thiếu hụt cao nhất vào năm 2023 khoảng 12 tỷ kWh, sau đó giảm dần xuống 7 tỷ kWh năm 2024 và 3,5 tỷ năm 2025.

Nguyên nhân tình trạng trên chủ yếu là do hàng loạt dự án nguồn điện trong giai đoạn này bị chậm sang giai đoạn 2026-2030. Cụ thể, tiến độ các dự án khí Lô B, Các Voi Xanh đều chậm hơn so với kế hoạch từ 9 tháng đến 1 năm.

Ngoài ra, dự án nhiệt điện Kiên Giang 1 và 2 không đáp ứng tiến độ hoàn thành trong giai đoạn 2021 – 2025, thâm chí lùi sau năm 2030; dự án Ô Môn II lùi tiến độ đến năm 2025.

Điều này dẫn đến tình trạng nguồn điện dự phòng còn 20-30% trong các năm 2015-2016. Giai đoạn, 2018-2019 hầu như không còn dự phòng và sang giai đoạn 2021-2025 sẽ xảy ra tình trạng thiếu hụt nguồn cấp điện.