Theo các kịch bản của dự thảo Quy hoạch Điện 8 hiện đang được Bộ Công thương lấy ý kiến và hiệu chỉnh, có thể nhận thấy, tỷ lệ dự phòng thô nếu tính cả điện gió và điện mặt trời luôn đạt cao từ khoảng 60%, nhưng nguồn điện gió và mặt trời là nguồn năng lượng tái tạo biến đổi, đóng góp rất thấp vào dự phòng hệ thống điện, đặc biệt vào lúc phụ tải cực đại buổi tối là thời điểm không có mặt trời.
Vì vậy, Bộ Công thương nhận định có thể xảy ra trường hợp các rủi ro cộng dồn, gồm phụ tải điện phát triển theo kịch bản cao, nguồn khí lô B (công suất 3.800 MW) chậm tiến độ và chỉ bắt đầu vào vận hành từ năm 2027, nguồn khí Cá Voi Xanh (3.750 MW) bắt đầu vào vận hành năm 2031, chậm tiếp 5 năm so với cân đối trong kịch bản cao. Khoảng 2.500 MW nguồn nhiệt điện than chậm sau năm 2030 do khó khăn trong huy động vốn xây dựng các nhà máy nhiệt điện than như Phả Lại 3, Công Thanh, Quảng Trạch II.
Với trường hợp rủi ro cộng dồn này, sẽ cần thiết phải đưa thêm vào các nguồn điện gió, điện mặt trời và các nguồn điện khác vào vận hành để đáp ứng nhu cầu nguồn điện và xây dựng thêm các đường dây một chiều từ khu vực Nam Trung bộ ra Bắc bộ để truyền tải công suất các nhà máy điện. Theo Bộ Công thương, để khẳng định về công suất dự phòng thừa hay thiếu, cần thiết phải tính toán số giờ kỳ vọng không đáp ứng nhu cầu phụ tải.
Nhằm bảo đảm cung ứng điện giai đoạn 2021-2025, cần xem xét các giải pháp như bảo đảm tiến độ các nguồn điện, có cơ chế thúc đẩy phát triển nguồn năng lượng tái tạo, tiếp tục tăng cường nhập khẩu điện từ Trung Quốc, Lào và đẩy nhanh tiến độ các nhà máy điện khí hóa lỏng (LNG).
Theo TTXVN
Xem thêm bình luận