Dự án điện của cả 3 “ông lớn” đều chậm

Như đã thông tin, tổng hợp tiến độ thực hiện 62 dự án có công suất lớn trên 200MW, có 47 dự án chậm/chưa xác định tiến độ so với Quy hoạch điện (QHĐ) VII điều chỉnh. Trong số 23 dự án do EVN thực hiện với tổng công suất 14.809MW (giai đoạn 2016 - 2020 là 12 dự án, giai đoạn 2021 - 2030 là 11 dự án), có13 dự án chậm/lùi tiến độ.

Tương tự, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đang được giao 8 dự án trọng điểm với tổng công suất phát 11.400 MW. Trong đó giai đoạn 2016 – 2020 có 3 dự án và giai đoạn 2021 – 2025 có 5 dự án. Tuy vậy, đến nay, cả 8 dự án đều gặp khó khăn, vướng mắc và “khó có thể hoàn thành theo tiến độ trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh”.

Trong đó, PVN đang xây dựng 3 dự án thì đều chậm tiến độ 2-3 năm, đang thực hiện thủ tục xây dựng 4 dự án, nhưng dự kiến đều chậm tiến độ phát điện 2,5 - 3,5 năm so với yêu cầu của QHĐ VII điều chỉnh. Ngoài ra, có 1 dự án đã đề nghị giao chủ đầu tư khác (Long Phú III).

Tập đoàn Công nghiệp Than – Khoáng sản Việt Nam (TKV) đang thực hiện 4 dự án với tổng công suất 2.950 MW (giai đoạn 2016-2020 có 2 dự án và giai đoạn 2021-2030 có 2 dự án). Hiện cả 4 dự án này đều chậm tiến độ từ 2 năm trở lên (đang làm thủ tục chuẩn bị đầu tư 3 dự án, trong đó 1 dự án chưa tìm được địa điểm, 1 dự án đang điều chỉnh chủ đầu tư). Riêng dự án Hải Phòng III chưa được triển khai thủ tục chuẩn bị đầu tư.

Liên quan tới các dự án BOT, giai đoạn 2016 - 2020 có 1 dự án, giai đoạn 2021 - 2030 là 14 dự án. Nhưng hiện chỉ có 3 dự án đạt tiến độ (Vĩnh Tân 1 đã phát điện sớm tiến độ 6 tháng), còn lại 12 dự án đều chậm hoặc chưa thể xác định tiến độ do còn vướng mắc trong đàm phán.

Đáng chú ý, tình trạng “không thể xác định được thời gian hoàn thành” còn có ở các dự án IPP (dự án nguồn phát điện độc lập có công suất từ 30MW trở lên do các nhà đầu tư tư nhân làm chủ đầu tư). Theo Bộ Công Thương, hiện có 8 dự án theo hình thức IPP với tổng công suất 7.390 MW. Trong số này, 1 dự án hoàn thành và đóng điện đúng tiến độ, giai đoạn 2016-2020 có 2 dự án có khả năng đạt tiến độ, các dự án còn lại đều chậm, thậm chí không thể xác định được thời gian hoàn thành.

Hiện, có 5 dự án cung cấp nguồn điện chưa có chủ đầu tư. Các trường hợp này đều thuộc giai đoạn 2021 - 2030. Trong đó 1 dự án đã loại khỏi quy hoạch (Nhiệt điện Bạc Liêu) và 4 dự án chưa rõ tiến độ (do chưa có chủ đầu tư nên khả năng đều chậm tiến độ).

Thậm chí, phát triển năng lượng tái tạo cũng gặp khó về yêu cầu truyền tải. Đến nay Thủ tướng Chính phủ và Bộ Công Thương đã phê duyệt bổ sung quy hoạch 130 dự án điện mặt trời (tổng công suất khoảng hơn 8.500MW) và các dự án điện gió (tổng công suất khoảng 2.000MW). Hầu hết công suất phát của các dự án sẽ phải thu gom, đấu nối lên lưới điện truyền tải. Tuy nhiên, hạ tầng lưới điện 110 - 500kV tại các khu vực này không đáp ứng được yêu cầu truyền tải công suất từ các dự án mới được bổ sung quy hoạch.

Nhiên liệu cho phát điện: Thiếu trước, hụt sau

Về cung cấp than, TKV đã báo cáo dừng thực hiện dự án cảng trung chuyển than Đồng bằng sông Cửu Long do không thỏa thuận được địa điểm. Các nhà máy Nhiệt điện Long Phú 1, Sông Hậu 1 dự kiến cấp than bằng cảng Gò Da theo phương án sang mạn tàu. Còn Nhiệt điện Long Phú 2, Sông Hậu 2 hiện chưa rõ phương án vận chuyển than.

Do đó, việc cung cấp than cho các nhà máy điện chưa đáp ứng yêu cầu về cả khối lượng và chủng loại than. Bộ Công Thương cho biết, năm 2018, dù sản lượng huy động nhiệt điện than thấp hơn so với kế hoạch, nhưng đã xảy ra tình trạng thiếu than cho các tháng cuối năm.

Về cung cấp khí, việc cấp cho cụm Nhiệt điện Phú Mỹ sẽ suy giảm từ sau năm 2020, tới năm 2023 - 2024 dự kiến thiếu hụt khoảng 2 - 3 tỷ m3/năm, lượng thiếu hụt này tăng rất nhanh (tới trên 10 tỷ m3 năm 2030). Như vậy, nếu cảng Sơn Mỹ không vận hành vào năm 2023 thì cụm Nhiệt điện Phú Mỹ - Bà Rịa sẽ thiếu khí tương đương với khoảng 13 tỷ kWh. Tương tự, khí cấp cho cụm nhiệt điện Cà Mau cũng sẽ thiếu từ năm 2019 (thiếu từ 0,5 - 1 tỷ m3). Được biết, hiện PVN đang đàm phán với Malaysia để mua thêm khí bổ sung vào nguồn thiếu hụt nêu trên.

Cụm Nhiệt điện Ô Môn hiện đang vướng cơ chế về giá khí cao ảnh hưởng tới giá điện. Bộ Công Thương xác định, đây là các dự án rất quan trọng cho cấp điện tại miền Nam tới năm 2025 và việc sử dụng khí LNG (khí hóa lỏng) để phát điện sau năm 2023 là không thể tránh khỏi. Do vậy, cần xem xét nâng cao hiệu suất của các nhà máy Nhiệt điện Ô Môn 3,4 để giảm giá thành điện năng.

Tuy nhiên, sau năm 2022, các nhà máy nhiệt điện sử dụng LNG như Nhơn Trạch 3, 4 sẽ thiếu khí và bắt buộc phải bù bằng LNG. Vì vậy, cần thiết phải đưa cảng LNG Thị Vải và Sơn Mỹ vào vận hành trong giai đoạn 2023 để bù khí cho cụm nhiệt điện Phú Mỹ và cấp cho dự án Nhơn Trạch 3, 4. Trường hợp các cảng Thị Vải, Sơn Mỹ chậm tiến độ, Bộ Công thương tính tới khả năng sử dụng Cảng LNG khu vực Cái Mép (2 - 3 triệu tấn/năm) để cấp bù. Thậm chí là xem xét xây dựng mới 1 nhà máy điện sử dụng LNG khu vực này.

Trong nhóm các giải pháp nhằm đảm bảo nguồn cấp điện (đáng chú ý có nội dung xem xét bổ sung một số nhà máy điện sử dụng khí LNG đang được các tỉnh và nhà đầu tư đề xuất, như Long Sơn (Bà Rịa – Vũng Tàu) hay Cà Ná (Ninh Thuận) nhằm thay thế các nguồn điện chậm tiến độ. Đồng thời, Bộ Công Thương cũng tính tới việc tăng cường mua điện từ Lào và Trung Quốc.

Cụ thể, cho phép EVN đàm phán với CSG để tăng nhập khẩu điện Trung Quốc qua đường dây 220kV hiện hữu và phối hợp CSG đầu tư hệ thống Back-to-Back để tăng mua điện từ năm 2022 mà không phải thực hiện tách lưới. Giao EVN đàm phán, thống nhất với CSG về phương án nhập khẩu và các điều khoản thương mại, giá điện từng giai đoạn.