Giảm điện than, đồng bằng sông Cửu Long có thiếu điện?

Cắt giảm nhiều dự án điện than

Theo Báo cáo Khung định hướng phát triển vùng ĐBSCL thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 của Bộ Kế hoạch và Đầu tư, khu vực ĐBSCL hiện đang có 9 nhà máy nhiệt điện chạy bằng dầu, khí và than với tổng công suất lắp đặt là 5.449 MW. Nơi đây cũng có 01 nhà máy nhiệt điện rác từ chất thải đô thị; 9 nhà máy nhiệt điện rác từ chất thải nông nghiệp (bã mía) cùng với hàng chục nhà máy điện gió, điện mặt trời với tổng công suất lắp đặt lên đến hàng ngàn MW. Tuy nhiên, trong đó, chỉ có các nhà máy nhiệt than là có công suất lớn còn công suất lắp đặt của các nhà máy còn lại là ở cỡ nhỏ và trung bình.

Vùng này cũng đã và đang xây dựng Trung tâm điện lực Ô Môn có tổng công suất 3.220MW, Trung tâm điện lực Duyên Hải, có tổng công suất 4.470MW, Trung tâm điện lực Sông Hậu có tổng công suất 3.220MW và Trung tâm điện lực Long Phú có tổng công suất 4.320MW.

Bên cạnh đó, tỉnh Long An và Bạc Liêu cũng xin chuyển đổi Trung tâm năng lượng nhiệt điện than để hình thành Trung tâm nhiệt điện LNG Long An có tổng công suất 3.000MW, Trung tâm nhiệt điện LNG Bạc Liêu có công suất 3.200MW.

Nhằm thực hiện cam kết Công ước khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu (COP26) , dự thảo Quy hoạch điện lực VIII cũng đã đề xuất cắt giảm nhiều nhà máy điện than. Nghị quyết 13-NQ/TW ngày 2/4/2022 của Bộ Chính trị về phương hướng phát triển kinh tế -xã hội, bảo đảm an ninh quốc phòng ĐBSCL đến năm 2030, tầm nhìn 2045 cũng đưa ra định hướng “chưa phát triển thêm nhiệt điện than ngoài các nhà máy đang trong quá trình xây dựng là Duyên Hải I, Long Phú I, Sông Hậu I.

Điện gió, điện khí và điện mặt trời có thể thay thế cho nhiệt điện than bị cắt giảm trong tương lai. Ảnh HB

Nguy cơ thiếu điện nếu không đẩy mạnh đầu tư năng lượng tái tạo

Theo Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), nhu cầu điện đối với các tỉnh ĐBSCL đang tăng nhanh, dự báo ở mức 8-10% mỗi năm trong thập kỷ tới, cao hơn tốc độ tăng trưởng GDP dự kiến trong tương lai (khoảng 6%). Dự báo đến năm 2030 tổng nhu cầu điện cho khu vực này sẽ tăng gấp 3 lần hiện nay lên mức 65 tỷ Kwh và như thế ĐBSCL sẽ cần một vốn đầu tư hàng chục tỷ USD cho xây dụng nhà máy điện, xây lắp các cơ sở hạ tầng cung cấp năng lượng, hệ thống truyền tải, kho lưu trữ khí đốt, nâng cấp hệ thống phân phối, đồng thời tận dụng tối đa các nguồn năng lượng sạch, sẵn có tại chỗ là hướng đi mới cho vùng.

Theo đại diện Liên danh tư vấn Royal Haskoning DHV & GIZ (đơn vị tư vấn lập quy hoạch tích hợp vùng ĐBSCL): bức xạ mặt trời ở ĐBSCL rất tốt; tốc độ gió là thuận lợi, đặc biệt là vùng ngoài khơi phía đông; và một lượng lớn sinh khối có sẵn vì ĐBSCL nằm trong một vùng tập trung về nông nghiệp. đây chính là lợi thế của địa phương trong đẩy mạnh phát triển năng lượng sạch.

Theo đơn vị này nếu khu vực ĐBSCL được quy hoạch một cách bài bản thì năng lượng điện khí, điện tái tạo không những thay thế cho điện than bị cắt giảm, đáp ứng nhu cầu sử dụng tại chỗ mà còn có thể “xuất khẩu” bán điện cho các tỉnh miền Đông Nam bộ.

Về đề xuất cụ thể, theo đại diện Liên danh tư vấn Royal Haskoning DHV & GIZ, quy hoạch phát triển điện than trong khu vực đến năm 2030 là gần 14.000MW nhưng đơn vị tư vấn đề xuất chỉ phát triển 3.600MW (những dự án đang đầu tư dang dỡ), điều này hoàn toàn phù hợp với định hướng cắt giảm điện than của Chính phủ Việt Nam.

Để bù đắp cho công suất điện than bị cắt giảm, Liên danh tư vấn Royal Haskoning DHV & GIZ đề xuất tăng công suất điện khí LNG, điện sinh khối từ 6.900MW lên 9.400MW; tăng công suất điện mặt trời từ 1.500MW lên 9.400 MW, định hướng đến năm 2030 tổng công suất lấp đặt đạt 22.300MW. Tuy nhiên, để thực hiện đạt mục tiêu trên thì ngành chức năng phải kịp thời ban hành chính sách thu hút đầu tư hấp dẫn và ổn định.

Đồng quan điểm đó, theo nhóm chuyên gia nghiên cứu Báo cáo thường niên ĐBSCL, thách thức lớn nhất trong huy động nguồn vốn tư nhân đầu tư dự án năng lượng là lãi suất tín dụng trong nước cao, trong khi muốn vay từ tổ chức tài chính quốc tế thì lại vướng khi hợp đồng mua bán điện với EVN có điều khoản miễn trừ trách nhiệm thu mua điện của EVN nếu hệ thống truyền tải chưa đáp ứng yêu cầu kỹ thuật, hệ quả là nhiều dự án năng lượng tái tạo không thể hòa lưới vì thiếu truyền tải, rủi ro này nhà đầu tư phải cam chịu.