Vận hành tại Công ty nhiệt điện Phú Mỹ. Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Giờ đây, nguy cơ này càng rõ rệt hơn khi các hồ thủy điện đối diện tình trạng thiếu hụt nước. Tuy nhiên, mọi nỗ lực hiện nay mới chỉ nhằm giảm nguy cơ thiếu điện mà chưa tính đến đối phó tình trạng này một cách căn cơ.
Huy động tối đa các nguồn đắt tiền
Công suất khả dụng của Hệ thống điện Quốc gia (HTĐQG) hiện nay có khoảng 39.000 MW. Tuy nhiên vấn đề đáng lo ngại cho hệ thống cấp điện chính là tình trạng hầu hết các hồ thủy điện ở cả ba miền trên cả nước, lượng nước về các hồ thủy điện tiếp tục thấp.
Toàn quốc có 385 nhà máy thủy điện đang vận hành, với tổng công suất lắp đặt 18.564MW, nhưng chỉ có bốn hồ thủy điện ở miền nam là Trị An, Đồng Nai, Hàm Thuận, Thác Mơ và hồ thủy điện Tuyên Quang ở miền bắc có lưu lượng nước về hồ ở mức trung bình, còn lại 380 hồ thủy điện, lưu lượng nước về hồ đều thấp hơn rất nhiều so trung bình nhiều năm (tần suất đạt từ 81%-99%). Theo đó, tổng sản lượng hữu ích của các hồ thủy điện chỉ còn khoảng 9,45 tỷ kWh, thấp hơn 1,98 tỷ kWh so với phương thức vận hành trong tháng 10 vừa qua và thấp hơn so với kế hoạch năm 3,1 triệu kWh.
Theo dự báo khí tượng thủy văn, tần suất nước về trong tháng 11 và 12 cũng không có tín hiệu khả quan mấy so tình hình tháng 10: Tần suất 65% có tám hồ, tần suất 75% có 10 hồ, còn lại 367 hồ tần suất 90%. Dự kiến, tổng sản lượng thủy điện theo nước về hai tháng cuối năm (11 và 12) chỉ đạt 10,8 tỷ kWh, thấp hơn 2,16 tỷ kWh so kế hoạch năm. Tính đến hết năm 2019, tổng sản lượng thủy điện theo nước về chỉ đạt 65,9 tỷ kWh, thấp hơn 9,26 tỷ kWh so kế hoạch năm (kế hoạch năm 2019 là 75,18 tỷ kWh).
Trước tình trạng này, để bảo đảm điện cho mùa khô năm 2020, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đang thực hiện kế hoạch điều tiết với phương án tích nước các hồ thủy điện ở mức tối đa. Theo đó, một số hồ thủy điện huy động ở mức rất thấp, thậm chí ngừng huy động vào tháng 11 và 12 năm nay, như: Nậm Chiến 1, Quảng Trị, Bình Điền, A Vương, Sông Bung 4, Krông Hnăng và Sông Hinh. Để bù vào sản lượng thủy điện thiếu hụt, EVN phát điện bằng chạy dầu với sản lượng là 1,9 tỷ kWh.
Các tổ máy nhiệt điện than cũng đều được huy động cao với khả năng tối đa trong tháng 11 là 11.188 triệu kWh, tăng 11% so kế hoạch và tháng 12 là 12.425 triệu kWh, tăng 8% so kế hoạch.
Như vậy có thể thấy, hiện nay, tất cả các tổ máy nhiệt điện than và nhiệt điện chạy dầu đều phải vận hành ở mức tối đa (chưa tính tới sự cố tổ máy, suy giảm công suất do thiếu than).
Thiếu hụt 2,15 tỷ kWh điện
Nhà máy thủy điện Hàm Thuận- Đa Mi cạn nước. Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Ngoài các yếu tố về thủy văn, khả dụng của các nhà máy điện than, hệ thống điện còn có nhiều yếu tố bất định khác về phụ tải và khả năng cung cấp khí. Ở vào giai đoạn hiện nay, nếu có bất kỳ một sự cố nào xảy ra ở các mỏ khí cũng đều ảnh hưởng đến vận hành HTĐQG, sẽ phải phát thủy điện, đồng nghĩa ảnh hưởng đến kế hoạch tích nước, càng gây áp lực thiếu điện cho năm 2020.
Theo kế hoạch điều tiết nước các hồ chứa thủy điện phục vụ gieo cấy lúa vụ đông xuân 2019-2020, khu vực trung du đồng bằng Bắc Bộ, dự kiến, tổng lượng nước xả đông xuân là 3,5 tỷ m3 nước. Kế hoạch xả nước đông xuân sẽ ảnh hưởng rất lớn đến kế hoạch huy động các nguồn thủy điện trên hệ thống sông Đà, trong điều kiện lượng mưa và nước về trên sông Đà tương đương tần suất 90%. Sau khi đáp ứng đổ ải đông xuân 2019-2020 với 3,5 tỷ m3 nước vào hai tháng đầu năm 2020, tổng sản lượng dự kiến từ tháng 3 đến tháng 6-2020 của Nhà máy Thủy điện Hòa Bình (đã tính lưu lượng nước về từ các hồ bậc thang trên) với các tần suất 65%, 75% và 90% tương đương sản lượng 2977,3 triệu kWh; 2847,4 triệu kWh và 2506,4 triệu kWh. Mặc dù sản lượng trên thấp hơn sản lượng thực tế năm 2019 nhưng hệ thống vẫn có khả năng đáp ứng đủ về mặt công suất và điện năng trong giai đoạn mùa khô trong trường hợp các tổ máy nhiệt điện than và khí vận hành ổn định.
Tuy nhiên, trong giai đoạn cuối mùa khô 2020, khi mực nước các hồ về gần mực nước chết và chưa kịp nâng công suất máy biến áp Nho Quan thì hệ thống sẽ không đáp ứng được về mặt công suất khi phụ tải miền bắc tăng cao.
Với giả thiết, sản lượng thủy điện hữu ích đầu năm 2020 là 11,6 tỷ kWh, thấp hơn khoảng 3,5 tỷ kWh so với mực nước dâng bình thường, sẽ xảy ra hai phương án: Tần suất nước về 65% là phương án cơ sở và tần suất nước về 75% là phương án kiểm tra.
Với phương án cơ sở, hệ thống đáp ứng nhu cầu phụ tải nhưng phải bảo đảm điều kiện các nguồn điện huy động tối đa theo khả dụng tổ máy, khả năng cấp nhiên liệu sơ cấp và sản lượng điện chạy dầu cần huy động là 3,74 tỷ kWh/mùa khô và 6,16 tỷ kWh/năm. Với phương án kiểm tra, sản lượng thủy điện dự kiến là 25,4 tỷ kWh/mùa khô và 65,3 tỷ kWh/năm, thấp hơn 2,7 tỷ kWh/mùa khô và 9,9 tỷ kWh/năm so phương án cơ sở. Để bù phần sản lượng thiếu hụt này, hệ thống phải huy động các nguồn khác thay thế, như: Nguồn nhiệt điện than phải huy động từ 6.700 đến 7.000 giờ/năm với sản lượng 13,1 tỷ kWh, cao hơn 1,9 tỷ kWh so phương án cơ sở; sản lượng điện chạy từ dầu, cao hơn 6,2 tỷ kWh so phương án cơ sở. Trong đó, một số tổ máy tua-bin khí Nhơn Trạch 1, Nhơn Trạch 2, Phú Mỹ 2.1 phải chuyển sang chạy nhiên liệu dầu do thiếu khí. Các tổ máy dầu Thủ Đức, Cần Thơ, Ô Môn huy động tối đa. Điều này sẽ tiềm ẩn nhiều rủi ro trong quá trình vận hành tổ máy.
Như vậy, với tất cả các phương án trên, dự kiến vẫn phải tiết giảm phụ tải từ tháng 6 đến tháng 10-2020 với tổng sản lượng phụ tải thiếu hụt trong năm 2020 khoảng 2,15 tỷ kWh.
EVNHANOI tuyên truyền các doanh nghiệp trên địa bàn Hà Nội tiết kiệm điện. Ảnh: Ngọc Hà/Icon.com.vn
Với tình trạng trên, hiện nay, Trung tâm Điều độ HTĐQG đã phải tính toán an ninh cung cấp điện cho HTĐQG và Hệ thống điện các miền với công suất dự phòng điều tần và dự phòng quay, bao gồm: công suất, sản lượng, hệ số alpha, mực nước giới hạn. Đồng thời, tính toán nhu cầu dự phòng điều tần trong bối cảnh 4.500MW điện mặt trời tham gia vận hành, với độ sụt giảm công suất trung bình 7%-10%Pđm (tương đương 300-450MW) trong thời gian 8-10 phút. Tốc độ sụt giảm trung bình 30MW/phút, tốc độ phục hồi công suất trung bình 15MW/phút và tính toán nhu cầu dự phòng công suất trong trường hợp nguồn năng lượng tái tạo suy giảm 10% trong 5 phút, kèm theo sự cố một tổ máy 600MW, là tổ máy có công suất lớn nhất trong Hệ thống điện Việt Nam hiện nay.
Do nguồn năng lượng tái tạo tập trung hầu hết ở khu vực miền Nam và miền Trung nên khu vực huy động nhu cầu dự phòng cũng phụ thuộc mức độ truyền tải trên các cung đoạn 500kV từ miền bắc đến Pleiku, khi mức độ truyền tải càng cao từ phía bắc vào thì lượng dự phòng quay càng cần được huy động từ Hệ thống điện miền Nam và nam miền Trung.
Năm 2020, các tính toán đều xảy ra tình huống thiếu điện, vì vậy, để hạn chế tình trạng thiếu điện và bảo đảm kế hoạch tích nước các hồ thủy điện cuối năm 2019, Tập đoàn Công nghiệp Than-Khoáng sản Việt Nam và Than Đông Bắc phải tiếp tục bảo đảm cung cấp than đáp ứng nhu cầu huy động đối với các nhà máy nhiệt điện than và chỉ đạo để bảo đảm đủ than cho các nhà máy điện Vĩnh Tân 4, Vĩnh Tân 4MR vận hành theo nhu cầu hệ thống; Tập đoàn Dầu khí Quốc gia phải vận hành ổn định các nguồn khí và khả dụng tối đa cho phát điện, trường hợp sự cố bất thường xảy ra, phải ưu tiên khí của các hộ thấp áp cho phát điện; các Công ty nhiệt điện hạch toán phụ thuộc, các tổng công ty Phát điện (GENCO) phải nhanh chóng đưa các tổ máy nhiệt điện than đang sửa chữa sớm vào vận hành; Bộ Công thương cần sớm có ý kiến và phê duyệt nguyên tắc huy động nguồn điện khi có sự tham gia vận hành của các nguồn năng lượng tái tạo điện gió và mặt trời trong trường hợp gây quá tải và mất ổn định lưới điện khu vực. Đặc biệt, cần phải có giải pháp lấy nước tại các hồ thủy điện đa mục tiêu, như: Yêu cầu Công ty cổ phần Đầu tư nước sạch sông Đà phải có giải pháp để bảo đảm duy trì hoạt động sản xuất kinh doanh, thích ứng với các chế độ điều tiết, vận hành hồ chứa thủy điện Hòa Bình; Bộ Nông nghiệp và Phát triển nông thôn cần sớm có giải pháp về cấp nước hạ du trong vụ Đông Xuân 2019-2020.
Để giải quyết tình trạng thiếu điện, cần thiết phải có các biện pháp dài hơi khác như quản lý phía nhu cầu, tuyên truyền vận động khách hàng hạn chế sử dụng điện vào giờ cao điểm, thậm chí phải hạn chế, cắt giảm phụ tải theo từng thời điểm thiếu điện… Tất cả các giải pháp trên phải được sớm cảnh báo để khách hàng chủ động, tránh việc gây nên sự xáo trộn lớn ảnh hưởng tới sản xuất và sinh hoạt của người dân.