Điện 8 và những anh chàng điện lực bên chiếc loa kéo

Hà Nội những ngày gần đây, khi tiết trời nắng nóng cao điểm, người ta thấy một cảnh tượng lạ: những chàng nhân viên điện lực của EVN mang theo chiếc loa kéo rong ruổi trên các nẻo đường, kêu gọi người dân tiết kiệm, chia sẻ với ngành điện trong giai đoạn khó khăn.

“Tắt hết các thiết bị điện không cần thiết và hạn chế sử dụng các thiết bị điện công suất lớn trong khung giờ cao điểm” - trích trong lời kêu gọi phát từ chiếc loa kéo được các nhân viên điện lực mang theo khi vận động người dân Hà Nội tiết kiệm điện vào những ngày nắng nóng vừa qua.

“Chẳng khác nào giờ Trái đất” là chia sẻ của một người dân gửi đến báo chí. Đây có lẽ là một trong những bình luận ngắn gọn và đầy đủ nhất về trải nghiệm của người dân Thủ đô những ngày qua, với những con đường thiếu sáng ở thời điểm đáng ra “phố phải lên đèn”. Mọi thiết bị điện được cho là không cần thiết đều bị tắt khi trời tối: từ biển hiệu, biển quảng cáo, đến những ngọn đèn đường. Người dân cũng nghiêm túc chấp hành, như một sự chia sẻ với ngành điện trong lúc khó khăn.

Câu chuyện thiếu điện thời gian qua chủ yếu xảy ra tại miền Bắc. Đầu tháng 5, EVN báo cáo về diễn biến thủy văn không thuận lợi, lưu lượng nước về các hồ thủy điện chỉ bằng 70 - 90% trung bình các năm qua. Nhiều hồ rơi xuống mực nước chết, bao gồm thủy điện Sơn La, Hòa Bình và Lai Châu. Các hồ này cung cấp tới hơn 42% công suất thủy điện của toàn miền Bắc hiện nay.

Ngày 15/06, đại diện đơn vị quản lý hai thủy điện Lai Châu và Sơn La cho biết mực nước hiện tại đã đủ phát điện trở lại. Tuy nhiên, hai hồ sẽ tiếp tục tích nước để vận hành trong những ngày nắng nóng cao điểm sắp tới. Với thủy điện Lai Châu công suất 1,200 MW, nếu vận hành cả ba tổ máy, sẽ duy trì được 47 tiếng thì về mực nước chết; thủy điện Sơn La công suất 2,400 MW vận hành được 24 tiếng.

Cập nhật đến ngày 24/06 từ Bộ Công Thương, một số hồ thủy điện vẫn xấp xỉ mực nước chết như Thác Bà, Bản Vẽ, Đồng Nai 3. Hồ Sơn La đã có thể phát điện nhưng vẫn ở mức cầm chừng, lưu lượng nước, mực nước và công suất thấp.

Đến ngày 27/06, câu chuyện đã trở nên dễ chịu hơn khi các hồ thủy điện miền Bắc như Tuyên Quang, Sơn La, Lai Châu, Hòa Bình đã vượt qua mực nước chết từ 8-22 m. Thủy điện Lai Châu, Tuyên Quang bắt đầu phát điện sau thời gian tạm ngừng để tích nước. Còn thủy điện Thác Bà được phát ở mức hạn chế, do nước trong hồ chỉ cao hơn ngưỡng nước chết (mức phát điện an toàn) gần 1.3 m.

Trong khi đó, các nhà máy nhiệt điện cũng gặp nhiều khó khăn khi giá than nhập khẩu và than trong nước tăng cao (dù thời gian gần đây bắt đầu hạ nhiệt và có mức giá cạnh tranh hơn). Ngoài ra, một số tổ máy nhiệt điện bị quá tải, dẫn đến giảm khả năng cung ứng điện.

Vậy tựu trung, miền Bắc thiếu điện là do đâu? El Nino khiến thủy điện cạn nước, nhiệt điện quá tải và gặp khó về nhiên liệu… là những lý do tưởng chừng như hợp lý, nhưng nhìn ở góc độ khác thì lại thật trớ trêu; bởi về mặt lý thuyết, Việt Nam những năm gần đây đang thừa điện.

Tại sao là thừa điện? Theo số liệu thống kê từ EVN, do VietstockFinance tổng hợp, trong năm 2022, tổng công suất phát điện trên toàn hệ thống quốc gia là 77,800 MW. Trong đó, 3 mảng dẫn đầu là nhiệt điện than chiếm 33%, tương đương 25,312 MW; thủy điện chiếm 29%, tương đương 25,312 MW; và năng lượng tái tạo chiếm 26%, tương đương 20,165 MW. Kế đó là điện khí, chiếm 9%, khoảng 7,160 MW.

Quy mô này, theo như Phó Tổng giám đốc EVN Võ Quang Lâm chia sẻ trong buổi tọa đàm gần đây, là đứng đầu khu vực ASEAN. Đó là chưa kể Việt Nam còn sở hữu hệ thống đường dây truyền tải hàng đầu khu vực, trong đó hệ thống 110 kV chỉ đi sau mỗi Thái Lan - theo chia sẻ của ông Lâm.

Quy mô ấy cho thấy, chẳng phải nói quá nếu cho rằng Việt Nam thừa điện. Nhưng mổ xẻ sâu hơn, câu chuyện lại không đẹp đến vậy.

Cũng từ số liệu của EVN năm 2022 về công suất huy động, chúng ta sẽ thấy một bức tranh khác. Thủy điện và nhiệt điện vẫn đóng vai trò chính trong cơ cấu huy động điện quốc gia. Năng lượng tái tạo chỉ chiếm 13%, trong khi đóng góp tới 26% cơ cấu nguồn phát.

Sự chênh lệch này do nhiều nguyên nhân. Đầu tiên là phân bổ nguồn. Ông Lâm cho biết, những năm qua hệ thống điện của Việt Nam thực chất phát triển rất mạnh, nhưng là mạnh ở năng lượng tái tạo, và lại chỉ tập trung ở những vùng có tiềm năng về địa thế và thời tiết, cụ thể là miền Trung, Nam Trung bộ và Nam bộ. Cơ cấu phát điện ở miền Bắc chỉ có 30,000 MW, tập trung ở thủy điện, nhiệt điện và điện nhập khẩu. Trong đó điện nhập khẩu, theo ông Nguyễn Hữu Khải, Trưởng phòng kinh doanh của Công ty mua bán điện trực thuộc EVN, chiếm tỷ trong không lớn. Thủy điện và nhiệt điện đều là những mảng đang gặp khó khăn trong thời gian qua.

Cũng bởi chỉ tập trung ở phía Nam nên dù năng lượng tái tạo có đóng góp vào hệ thống điện, vẫn không giải quyết được câu chuyện thiếu điện cho miền Bắc.

Vấn đề thứ hai nằm ở sự thiếu ổn định trong năng lượng tái tạo. Trong số hơn 20 ngàn MW công suất nguồn phát của điện tái tạo vào năm 2022, có đến hơn 16.5 ngàn MW là điện mặt trời, chiếm 21% tổng công suất nguồn phát quốc gia.

Năng lượng tái tạo về bản chất là loại hình thiếu ổn định. Điện mặt trời hoạt động mạnh nhất vào giờ trưa, trong khi thời điểm dùng điện cao điểm của người dân, theo EVN, lại là khung giờ khoảng 9h tối. Điện gió hoạt động mạnh hay yếu cũng là “nhờ trời”. Đây là một trong những thách thức lớn đối với ngành điện tái tạo, không chỉ trong nước mà cả trên thế giới, theo lời tiến sĩ Hà Đăng Sơn, Giám đốc Trung tâm Năng lượng và Phát triển xanh.

Điện mặt trời tại Việt Nam cũng tập trung phần lớn ở Duyên hải Nam Trung bộ, vốn không phải là khu vực sản xuất. Việc điện mặt trời bùng nổ những năm gần đây dẫn đến hệ quả là đường truyền tải không theo kịp, tạo ra sự dư thừa điện tái tạo trong khu vực. Và vì nó cách xa miền Bắc, nên vẫn không giải quyết được bài toán thiếu điện hiện nay.

Trong khi đó, điện gió gặp vướng mắc ở cơ chế hòa lưới và giá điện. Cơ chế giá FIT chỉ áp dụng cho các dự án hoàn thành trước tháng 10/2021 - thời điểm ảnh hưởng từ đại dịch COVID-19 còn rất mạnh và gặp khó trong khâu cung ứng. Ông Khải cho biết, tính đến đầu năm 2023, có đến 85 dự án nằm trong nhóm chuyển tiếp không kịp được hưởng giá FIT.

Hiện tại, Bộ Công thương đã ban hành khung giá điện chuyển tiếp, và vào ngày 17/05 Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà cũng ra văn bản kết luận, giải quyết vướng mắc và phê duyệt giá tạm thời cho các dự án. Cập nhật đến ngày 13/06, 59 dự án đã thống nhất giá tạm và 10 dự án phát điện thương mại lên lưới.

Bên cạnh sự phân bổ bất cân xứng của điện tái tạo, câu chuyện thiếu điện của miền Bắc còn do không có nguồn điện thay thế. Ông Võ Quang Lâm cho biết trong những năm gần đây, chỉ có 3 dự án điện công suất 1,200 MW được đưa vào là nhà máy Nhiệt điện Hải Dương (2020), Nhiệt điện Nghi Sơn 2 (2022), và gần nhất là Thái Bình 2 của PVN (05/2023). Tuy nhiên, công suất huy động của Thái Bình 2 mới chỉ đạt khoảng 600 MW. Nghĩa là về cơ bản, từ năm 2016 tới nay, chưa có dự án điện lớn nào được khởi công.

Đây cũng là một trong những nguyên nhân mà tiến sĩ Nguyễn Đình Cung, nguyên Viện trưởng Viện Nghiên cứu Quản lý Kinh tế Trung ương, đề cập tới khi nói về câu chuyện thiếu điện. Tại buổi tọa đàm ngày 09/06, vị chuyên gia cho rằng do không có nguồn phát mới và cũng không có nguồn nào dự phòng nên EVN mới phải huy động mọi thứ, “giật gấu vá vai”, vì có làm mạnh cỡ nào cũng chỉ có ba nguồn điện mới để dùng.

Hơn nữa, cần nhìn vào số liệu thực tế. Theo thống kê từ EVN năm 2022, cả nước có khoảng 2,961 cơ sở sử dụng năng lượng trọng điểm, tiêu thụ tổng cộng 70 tỷ kWh và chiếm gần 1/3 tổng mức tiêu thụ điện toàn quốc, tương đương khoảng 25 triệu hộ dân. Nếu các cơ sở này tiết kiệm 2% điện năng tiêu thụ mỗi năm thì hàng năm cả nước sẽ tiết kiệm được khoảng 1.4 tỷ kWh điện (tương đương tiết kiệm chi phí tiền điện khoảng 2,700 tỷ đồng). Nếu tiết kiệm được 10%, sẽ là khoảng 7 tỷ kWh điện mỗi năm, đủ cho thành phố Hà Nội sử dụng trong 4 tháng.

Trong khi đó, một khảo sát từ Chương trình quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (VNEEP3) cho thấy, tới năm 2030, các mảng công nghiệp tại Việt Nam có thể tiết kiệm được 20 - 30% mức năng lượng tiêu thụ hiện nay.

Nếu nhìn vào những số liệu trên và hình ảnh những anh nhân viên điện lực kéo loa kêu gọi toàn dân tiết kiệm điện thì chẳng phải đúng như tiến sĩ Cung đã nói là “giật gấu vá vai” hay sao?

“Có ba nguyên nhân. Thứ nhất, nắng nóng và hạn hán, được xem là việc của trời, nhưng không phải là không dự báo trước được. Thứ hai, không có nguồn phát mới và cũng không có nguồn nào dự phòng nên EVN đã phải huy động mọi thứ, ‘giật gấu vá vai’. Thứ ba, đường truyền tải điện, không truyền được những nguồn điện ‘dư thừa’ từ miền Trung và miền Nam ra đến được miền Bắc.

Thực chất, đây đều là những thứ có thể dự đoán được. Từ tận năm 2020 đã có những dự đoán năm 2023 sẽ thiếu điện. Quy hoạch điện 8 (QHĐ8) được thông qua, thực chất có nhiều dự án vốn đã tồn tại từ QHĐ7 và đang dở dang, không hoàn thành, án binh bất động. Vậy, nguyên nhân sâu xa hơn là vì hệ thống không phản ứng, biết rồi mà không hành động, và đó mới là nguyên nhân cốt lõi.

Nếu như không ưu tiên năng lượng tái tạo ở miền Bắc, đầu tư ở miền Nam là phù hợp với thị trường. Nhưng phải chuyển được điện ra miền Bắc mới hợp lý. Đó là điều cần mổ xẻ sâu hơn. Vậy mới có chuyện năm 2023 vẫn phải ‘nhờ trời’. Dù có chỉ đạo mạnh đến đâu, chúng ta cũng chỉ có thêm được 3 tổ máy mới mà thôi” - trích chia sẻ của tiến sĩ Nguyễn Đình Cung.

Ngày 15/05/2023, Thủ tướng Chính phủ đã chính thức phê duyệt Quy hoạch điện 8 sau 4 năm trì hoãn. Điều này mở ra chương mới cho ngành điện Việt Nam, tạo ra sự thay đổi lớn đối với tỷ trọng cơ cấu nguồn điện, VNDirect nhận định.

Theo QHĐ8, điện khí sẽ trở thành nguồn điện mũi nhọn trong trung hạn, chiếm 27% tổng công suất trong giai đoạn 2021 - 2030. Về dài hạn, từ 2030 - 2050, tăng trưởng kép điện khí sẽ chậm lại, chiếm 15% tổng công suất. Đặc biệt, sẽ dần chuyển dịch sang đốt kèm với hydro.

Câu chuyện của năng lượng tái tạo có sự phân hóa. Trong khi điện gió được định hướng trở thành mục tiêu quan trọng trong ngắn và dài hạn, điện mặt trời sẽ bị giới hạn công suất tăng trưởng đến năm 2030 sau giai đoạn ồ ạt phát triển năm 2020 - 2021. Dẫu vậy, điện mặt trời được khuyến khích phát triển không giới hạn với mục đích tự tiêu thụ. Dự kiến, điện gió sẽ chiếm khoảng 13 - 14% trong trung và dài hạn, còn điện mặt trời sẽ chiếm khoảng 33% tổng công suất nguồn điện tới năm 2050.

Thủy điện được đánh giá đã gần hết tiềm năng khai thác, chỉ còn dư địa cho thủy điện vừa và nhỏ. Còn điện than sẽ được định hướng loại bỏ 13,220 MW, để hướng tới mục tiêu “net zero”.

Với định hướng như vậy, có thể thấy QHĐ8 đã có sự ưu tiên lớn dành cho điện tái tạo, đặc biệt là điện gió. Theo chia sẻ của một doanh nghiệp chuyên về điện gió, QHĐ8 đóng vai trò khích lệ tinh thần lớn trong ngắn hạn, và trung hạn là cơ sở để doanh nghiệp xây dựng chiến lược phát triển, phát triển danh mục theo chủ trương của Nhà nước.

“Điện 8 ưu tiên phát triển điện gió onshore (trên bờ) và offshore (xa bờ), điều tiết lại điện mặt trời về đúng với giải tỏa công suất. Đây được xem là chủ trương của Nhà nước trong việc thúc đẩy các loại hình năng lượng tái tạo, phù hợp với cơ sở vật chất và tình hình hiện tại” - trích lời vị đại diện doanh nghiệp.

Dẫu vậy, trong ngắn hạn, doanh nghiệp điện gió vẫn còn gặp khó khăn với mức giá tạm tính được thông qua bằng 50% giá trần. “Với mức giá hiện tại thì đang lỗ, chỉ là giờ được phát điện để thu hồi đồng vốn đã thu về” - vị đại diện chia sẻ thêm.

Trong khi đó, tiến sĩ Hà Đăng Sơn nhận định, QHĐ8 thực chất không được tường minh về chi tiết như QHĐ7 hoặc 7 điều chỉnh. Theo vị chuyên gia, QHĐ8 có liên quan đến tích hợp tổng thể quốc gia và điều này gây khó khăn lớn vì cần phải có sự đồng bộ tích hợp tổng thể từ kinh tế xã hội, quy hoạch ngành, đất đai, không gian biển, quy hoạch tỉnh… Trong khi đó, quy hoạch được xây dựng từ khi chưa có quy hoạch tổng thể (mới chỉ ban hành gần đây).

“Sau khi Quốc hội thông qua quy hoạch tổng thể, lúc này điện 8 lại phải điều chỉnh để khớp với định hướng tổng thể” - trích lời ông Sơn.

“Thách thức này không hề nhỏ. Chúng ta phải hiểu QHĐ8 không chỉ là một bài toán có bao nhiêu nguồn, xây thêm bao nhiêu nguồn, xây thêm bao nhiêu lưới là xong. Nó là bài toán rất khó, phải tính toán, phân tích các kịch bản, cân bằng theo từng giờ.

Mà thực chất chúng ta có những người rất không chuyên nhưng lại nói nhiều về câu chuyện này. Một hệ thống vận hành 8760h/năm phải xây dựng quy hoạch chính xác, mô phỏng lại trong ngần ấy thời gian, hệ thống điện vận hành như thế nào. Và không chỉ một năm, mà kéo dài đến 2030 và 2050. Tầm nhìn như vậy là rất xa” - vị chuyên gia chia sẻ thêm.

Một thách thức khác của QHĐ8 là thời gian chỉnh sửa khá lâu: mất 5 năm để rà soát, chỉnh sửa và 10 năm để làm mới chu trình.

“Thế giới chuyển dịch sang năng lượng tái tạo như điện gió và điện mặt trời, là những nguồn không ổn định. Các bài toán cho những nguồn không ổn định lại khác nữa, phải linh hoạt hơn và cũng không thể chờ 5 năm mới điều chỉnh. Như vừa qua, giá thiết bị đầu tư năng lượng mặt trời giảm rất nhanh. Trước kia tại QHĐ7, giá khá đắt đỏ. Nhưng chỉ 3 - 4 năm, giá thay đổi chóng mặt vì công nghệ thay đổi. Bởi vậy, không thể cứng nhắc với thời hạn 5 năm mà không có điều chỉnh, thay thế nào cả” - ông Sơn nói thêm.