Miền Nam thời gian tới sẽ thêm khả năng mất điện do nhiều dự án chậm tiến độ - Ảnh: H.VIỆT CƯỜNG
Tổng công suất nguồn điện đưa vào vận hành giai đoạn 2016-2020 chỉ đạt 15.500 MW, thiếu gần 30% so với mục tiêu đề ra.
Ba "ông lớn" chậm hàng chục dự án
Theo Bộ Công thương, các dự án nguồn điện đang được thực hiện theo 3 nhóm, nhóm các dự án do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam (PVN), Tập đoàn Công nghiệp than và khoáng sản Việt Nam (TKV) đầu tư; các dự án đầu tư theo BOT và các dự án điện độc lập (IPP).
Trong số 15 dự án điện do EVN đầu tư, có 4 dự án chậm tiến độ, nhiệt điện turbine khí Ô Môn 3 & 4 (1.500 MW) chậm 2 năm, nhiệt điện Quảng Trạch 1 (1.200 MW) chậm 1 năm, thủy điện Hòa Bình mở rộng (480 MW) chậm 1 năm, thủy điện Ialy mở rộng (360 MW) chậm 2 năm....
Ông Đinh Quang Tri - quyền tổng giám đốc EVN - cho biết các dự án chậm chủ yếu liên quan đến các bộ, ngành phê duyệt báo cáo đánh giá tác động môi trường, thiết kế cơ sở... Giờ các bộ, ngành quá tải nên duyệt chậm.
Đáng kể nhất là PVN được giao đầu tư 8 dự án nhiệt điện thì tất cả đều rơi vào tình trạng chậm, khó đáp ứng tiến độ. Đây là các dự án có công suất trên 1.200 MW nên nếu không đưa vào vận hành đúng tiến độ sẽ tạo sự thiếu hụt nguồn cung điện rất lớn.
Báo cáo của Bộ Công thương cũng khẳng định bốn dự án điện khác do TKV đầu tư được xác định chậm tiến độ trên 2 năm.
Trả lời Tuổi Trẻ, ông Nguyễn Anh Tuấn - phó tổng giám đốc TKV - khẳng định tập đoàn chỉ đang triển khai 3 dự án nhiệt điện than. Dự án nhiệt điện Hải Phòng 3 TKV còn chưa triển khai. Lý do chậm, nhiệt điện Cẩm Phả 3 còn... chưa được tỉnh Quảng Ninh chấp thuận địa điểm đầu tư.
Hiện có 27 dự án điện do PVN, các nhà đầu tư BOT, IPP thực hiện chậm tiến độ. Trong số các dự án này, có dự án đang đàm phán hợp đồng, dự án không thu xếp được vốn hoặc thi công bị chậm. Hầu hết các dự án này đặt tại khu vực miền Nam và miền Trung, nên dẫn đến nguy cơ thiếu điện tại miền Nam trong những năm tới.
Giải pháp ứng cứu cũng... chậm tiến độ
Kết quả tính toán của Viện Năng lượng Việt Nam cho thấy từ nay đến năm 2025, miền Nam vẫn phải tiếp nhận điện từ miền Trung và miền Bắc. An toàn cung cấp điện trong giai đoạn này phụ thuộc nhiều vào đường dây điện liên kết Bắc - Trung - Nam.
Vì vậy, phải đẩy nhanh tiến độ dự án đường dây 500kV Vũng Áng - Dốc Sỏi - Pleiku 2 để tăng cường khả năng truyền tải. Nhưng hiện dự án này cũng đang chậm tiến độ 1 năm.
Đủ thứ vướng mắc
Khó khăn nhất của TKV trong triển khai các dự án điện, theo ông Tuấn, là đàm phán giá điện chứ không vướng do vốn.
Ví dụ, TKV đàm phán giá bán điện dự án Na Dương 2 (Lạng Sơn) rất vướng vì giá trần của bộ quy định dành cho các tổ máy công suất lớn, nhưng Na Dương 2 công suất nhỏ 110 MW. Chưa đàm phán xong giá bán điện, tập đoàn không triển khai dự án bởi phải có hiệu quả mới làm.
Với dự án Quỳnh Lập 1 (Nghệ An), quan điểm của TKV nếu được Chính phủ giao, phải nắm cổ phần chính, còn như đề xuất của Geleximco (TKV nắm từ 20-25%), ông Tuấn cho biết không đúng với chủ trương của tập đoàn, nên TKV không tham gia vì không kiểm soát được vốn bỏ ra...
Ông Đinh Quang Tri cho rằng nguyên nhân chậm tiến độ của hàng chục dự án điện BOT, IPP không phải do giá điện bán lẻ thấp. Từng nhà máy sẽ đàm phán giá bán điện với EVN, dựa theo tổng mức đầu tư, tỉ lệ hoàn vốn dự án 10-12%, bảo đảm nhà đầu tư hoàn vốn hết. Nhiều dự án điện gặp khó khăn vì không thu xếp được vốn, vấn đề môi trường hay vận chuyển than.
Còn theo đánh giá của Bộ Công thương, các dự án điện có vốn đầu tư rất lớn nên gặp nhiều vướng mắc trong quyết định chủ trương đầu tư, công tác đền bù các dự án điện cũng đang gặp nhiều khó khăn.
Việc thu xếp vốn đầu tư các dự án điện lớn vô cùng khó khăn, các chủ đầu tư BOT trong nước rất khó vay vốn thực hiện dự án vì Chính phủ đã tạm dừng chủ trương cấp bảo lãnh vốn vay.
Mức độ thiếu điện tăng
Kết quả đánh giá cung - cầu điện và khả năng cung cấp điện giai đoạn 2018-2020, định hướng đến 2025 do EVN và Viện Năng lượng Việt Nam tính toán cho thấy xác suất mất tải (có thể dẫn đến mất điện một số nhu cầu điện) của hệ thống điện miền Nam rất cao.
Cụ thể, dự báo trong các năm 2020, 2021, 2022 lần lượt là 373 giờ, 293 giờ, 593 giờ. Con số này cao hơn rất nhiều so với tiêu chuẩn an toàn của hệ thống điện (khả năng mất tải hệ thống chỉ 24 giờ). Vì vậy, nguy cơ xảy ra thiếu điện khi có sự cố nhiệt điện là khá lớn.
Bộ Công thương cảnh báo trong các năm tới, nếu tiến độ đàm phán và xây dựng dự án điện không bảo đảm tiến độ sẽ gây rủi ro, khó khăn không nhỏ đối với hệ thống điện. Cứ mỗi dự án điện than công suất 1.200 MW tại miền Nam bị chậm tiến độ sẽ làm mức độ thiếu điện tại miền Nam tăng thêm 7,2-7,5 tỉ kWh/năm.
TS Nguyễn Ngọc Hưng - Viện Năng lượng Việt Nam:
Năm nay có thể thiếu điện
Nhu cầu tiêu thụ điện tăng trung bình khoảng 10%/năm, tình trạng nhiều dự án nhiệt điện lớn chậm tiến độ đồng loạt sẽ ảnh hưởng lớn đến nguồn cung điện, khả năng thiếu điện năm 2018, 2019 hoàn toàn có thể xảy ra, năm 2020 nguy cơ thiếu điện rất cao.
Tuy nhiên, khả năng thiếu điện trên thực tế còn phụ thuộc vào tăng nhu cầu điện trên thực tế. Nếu các dự án điện mặt trời, điện gió được đưa vào quy hoạch nhiều hơn thì sẽ bù đắp lại phần thiếu hụt của điện than.
Có nhiều giải pháp để khắc phục tình trạng này, vấn đề là Bộ Công thương, EVN chọn giải pháp nào.
Tối đa: 1500 ký tự
Hiện chưa có bình luận nào, hãy là người đầu tiên bình luận