Đến năm 2030 Việt Nam phải nhập khẩu 5.000 MW điện

28/05/2019 13:17

Hiện nay Việt Nam đang nhập khẩu khoảng 1.000 MW điện từ Trung Quốc và Lào, dự kiến đến năm 2030, con số nhập khẩu tăng lên khoảng 5.000MW. Đây là vấn đề được nhiều đại biểu đưa ra tại hội thảo.

Theo nhiều chuyên gia, đến năm 2030, Việt Nam phải nhập khẩu 5.000 MW điện

Phát biểu tại buổi hội thảo “Tìm giải pháp phát triển nguồn điện, đảm bảo an toàn năng lượng quốc gia” do báo Tiền Phong tổ chức vào sáng nay 28/5, ông Lê Văn Lực, phó cục trưởng Cục năng lượng tái tạo, Bộ Công Thương cho hay, đến nay đã cơ bản khai thác hết các nguồn thủy điện lớn và vừa. Chỉ còn một số ít các dự án thủy điện nhỏ, hiệu quả thấp đang khai thác dần, tiềm năng khoảng 4.000-5.000 MW.

Theo ông Lực, điện năng sản xuất từ thủy điện năm 2030 chỉ còn chiếm khoảng 12,4 %. Thủy điện có giá điện thấp nhất trong các loại nguồn điện, khoảng 1.000 đồng/kWh. Bên cạnh đó, hiện nay Việt Nam đang nhập khẩu khoảng 1.000 MW, từ Trung Quốc và Lào. Trong thời gian tới sẽ tăng cường nhập khẩu điện. Dự kiến sẽ mua thêm điện từ TQ, mua từ Lào khoảng 3.000 MW vào năm 2025 và 5.000 MW vào năm 2030.

Ông Lê Văn Lực, Phó cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, Bộ Công thương

“Bộ Công Thương đang trình Thủ tướng Chính phủ khung giá mua điện từ Lào, để làm cơ sở đàm phán mua điện nhập khẩu. Tuy nhiên tiềm năng mua cũng hạn chế và giá điện khả năng phải tương đương giá khu vực” – ông Lực nêu khó khăn.

Theo ông Lực, về vấn đề nhiệt điện khí, tổng công suất các nguồn điện khí hiện nay khoảng trên 7.000 MW, sử dụng nguồn khí ở mỏ Nam Côn Sơn, Cửu Long ở Đông Nam Bộ và PM3, Cái Nước khu vực Tây Nam Bộ. Trữ lượng các mỏ khí này bắt đầu suy giảm.

Một số dự án đang chuẩn bị đầu tư sử dụng khí Lô B và mỏ Cá Voi Xanh có giá điện cao, nhiều khả năng chậm tiến độ. Thủ tục đầu tư nhiều bước, thu xếp vốn khó khăn, thời gian đàm phán phát triển mỏ kéo dài…

Với năng lượng tái tạo, các dự án điện mặt trời chủ yếu tập trung tại khu vực Miền Trung (Ninh Thuận, Bình Thuận, Phú Yên, Khánh Hòa); Tây nguyên (Gia Lai, Dăk Lăk); Việc bổ sung quy hoạch tập trung một số tỉnh dẫn đến quá tải hệ thống truyền tải hiện có, cần phải đầu tư lưới điện 220-500 kV đồng bộ để giải tỏa công suất.

Quang cảnh hội thảo

Tuy nhiên, điện mặt trời vận hành không ổn định do phụ thuộc thời tiết. Cần bổ sung nguồn dự phòng khi nguồn ĐMT dừng hoạt động. Giá điện cao, hiện nay khoảng 2.150 đ/kWh (9,35 Cent/kWh chưa có thiết bị lưu trữ điện). Vì vậy, cần tính toán kỹ lưỡng và có giải pháp phù hợp để đảm bảo hệ thống điện vận hành an toàn, ổn định khi tích hợp lượng công suất lớn điện mặt trời vào hệ thống.

Ông Lực cho rằng, trong giai đoạn 2020-2030 và những năm tiếp theo, để đảm bảo cung cấp điện ổn định, phù hợp cho nhu cầu phát triển kinh tế xã hội đất nước, cần phải phát triển triển các dự án nguồn điện gồm: nhiệt điện than, nhiệt điện khí, năng lượng tái tạo, nhập khẩu điện, với tỷ lệ các lợi nguồn thích hợp, đảm bảo các mục tiêu chủ yếu như đã đề ra trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia. Đồng thời với phát triển năng lượng tái tạo, nhiệt điện khí thì nhiệt điện than vẫn là giải pháp cơ bản đảm bảo cung cấp điện với chi phí hợp lý, phù hợp với kinh tế đất nước và thu nhập của người dân.

Trong khi đó, ông Nguyễn Quốc Minh, Phó trưởng ban phụ trách Ban chiến lược phát triển, Tập đoàn Điện lực Việt Nam – EVN cho rằng, nguy cơ thiếu nguồn cung là rất lớn. Theo ông Minh, với tốc độ tăng trưởng phụ tải hàng năm bình quân trên 10% như hiện nay, mỗi năm hệ thống điện cần được bổ sung tối thiểu trên 6.000 MW công suất đặt. Năm 2018 toàn hệ thống điện mới sản xuất và mua được 212,9 tỷ kWh, trong khi theo Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh thì đến năm 2030 cần sản xuất được 570 tỷ kWh. Hệ thống nguồn cần được bổ sung kịp thời để đảm bảo sản xuất thêm được hơn 360 tỷ kWh so với năm 2018 vào năm 2030.

Ông Nguyễn Quốc Minh, Phó trưởng ban phụ trách Ban chiến lược phát triển, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN)

Theo Qui hoạch điện VII điều chỉnh trong 5 năm 2018-2022, tổng công suất các nguồn điện dự kiến đưa vào vận hành là 34.864 MW, trong đó nhiệt điện là 26.000 MW. Thực tế hiện nay chỉ có 7 dự án NĐ than/ 7.860 MW đã được khởi công và đang triển khai xây dựng. Còn trên 18.000 MW các dự án nhiệt điện than dự kiến vào vận hành trong giai đoạn này nhưng đến nay chưa được khởi công xây dựng.

Hiện nay, giá điện chưa phản ánh đủ chi phí sản xuất điện và chưa tách bạch được chi phí công ích trong giá điện. Giá bán lẻ điện hiện nay là giá quản lý của Nhà nước, là sản phẩm năng lượng duy nhất do nhà nước quản lý, trong khi đầu vào như than, dầu, khí biến đổi theo giá thị trường. Việc điều chỉnh giá điện khó khăn và được điều tiết ở mức thấp khiến cho ngành điện thiếu tích lũy để phục vụ tái đầu tư.

“Giá bán lẻ điện bình quân hiện nay là 1.864,44 đồng/kWh, tương đương 8 Uscents/kWh. Sau khi trừ đi chi phí truyền tải và phân phối bán lẻ điện thì giá bán điện từ các nhà máy không đủ sức hấp dẫn để thu hút các nhà đầu tư tham gia đầu tư dự án nguồn điện” – ông Minh thông tin.

Lý giải về giá điện, ông Nguyễn Quốc Minh, Phó trưởng ban phụ trách Ban chiến lược phát triển, Tập đoàn Điện lực Việt Nam – EVN cho rằng, giá điện thấp là một trong những nguyên nhân không khuyến khích người sử dụng tiết kiệm điện. Các nhà đầu tư nhập máy móc, thiết bị cũ, tốn điện, hiệu suất thấp nhằm cắt giảm chi phí. Cường độ tiêu thụ điện Việt Nam tăng rất nhanh giai đoạn 2005-2017 trong khi xu hướng của thế giới cùng kỳ là không thay đổi. Năm 2005, cường độ tiêu thụ điện của Việt Nam từ thấp hơn Trung Quốc thì đến năm 2017 cao xấp xỉ gấp đôi Trung Quốc và gấp 3 trung bình thế giới. Nói cách khác, năm 2017 để làm ra 1 đơn vị thu nhập Việt Nam đã tiêu thụ điện cao gấp 3 lần trung bình thế giới.

Uyên Phương-Ngô Bình-Trọng Thịnh (TPO)