Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) vừa có báo cáo phương thức vận hành tháng 11 và các tháng còn lại của năm 2023.
Với giả thiết điện sản xuất và nhập khẩu (ĐSX&NK) toàn hệ thống tháng 10 đạt khoảng 23,9 tỷ kWh (trung bình ngày đạt khoảng 770.9 tr.kWh/ngày), A0 đưa ra hai kịch bản về nhu cầu sử dụng điện (phụ tải).
Cụ thể, kịch bản 1 dự kiến tổng sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu tháng 11 trung bình mỗi ngày là 763,5 triệu kWh/ngày, tăng 7,09% so với cùng kỳ năm 2022 (trong đó miền Bắc: 335,3 triệu kWh, miền Trung 66,4 triệu kWh, miền Nam 361,8 triệu kWh).
Đối với tháng 12, A0 tiếp tục giả thiết nhu cầu ĐSX&NK tương tự theo kế hoạch năm đã được phê duyệt. Theo đó, tổng sản lượng ĐSX&NK năm 2023 dự kiến xấp xỉ 281,1 tỷ kWh, tăng trường 4,75% so với năm 2022.
Ở kịch bản 2, dự kiến tổng sản lượng sản xuất và nhập khẩu tháng 11 là 781,8 triệu kWh/ngày, tăng trưởng 9,66% so với cùng kỳ năm 2022 (miền Bắc 350,5 triệu kWh, miền Trung 66,6 triệu kWh, miền Nam 364,7 triệu kWh). Cả năm sản lượng điện là 281,7 tỉ kWh, tăng 4,96%.
Về nhập khẩu điện, khả năng mua điện Trung Quốc trong các tháng cuối năm cập nhật theo đàm phán mới nhất từ Công ty Mua bán điện (EPTC), theo đó, phía Trung Quốc đồng ý bán điện cho Việt Nam theo hướng Lào Cai với tổng sản lượng tháng 11, 12/2023 lần lượt là 90 và 93 triệu kWh và chưa có kế hoạch xác nhận bán điện theo hướng Hà Giang trong năm 2023. Phía 110 kV tạm thời không mua do chưa đàm phán hợp đồng.
Cạnh đó, còn có sản lượng dự kiến mua từ các cụm Xekaman 1, 3, Sanxay, Nậm San 3A, 3B, Nậm Tai và Nậm Kong 2, 3. Tổng sản lượng dự kiến mua tháng 11 là 272 triệu kWh. Sản lượng tháng 11 - 12 dự kiến là 387 triệu kWh.
Tổng sản lượng điện mặt trời trang trại và điện gió được huy động đến hết năm 2023 dự kiến là 14,97 tỉ kWh và 11,4 tỉ kWh. Nguồn điện mặt trời mái nhà được huy động trong tháng 11 tương đương gần 956 triệu kWh.
Với các nhà máy nhiệt điện BOT, theo A0, được huy động theo thứ tự cạnh tranh giá và nhu cầu hệ thống điện. Cụ thể, nhà máy nhiệt điện Nghi Sơn 2 bao tiêu 6,4 tỉ kWh; nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ 3 dự kiến huy động gần 4,1 tỉ kWh; nhiệt điện Phú Mỹ 2.2 đã huy động 3,7 tỉ kWh.
Đánh giá về khả năng đảm bảo cân đối nguồn điện, A0 khẳng định, hệ thống điện miền Bắc dự kiến đáp ứng đủ công suất dự phòng ở giai đoạn tháng 11 và 12.
Kể cả trong trường hợp phụ tải miền Bắc tăng trưởng cao và xét đến rủi ro, như phụ tải tăng trưởng cực đoan là 15%; sự cố thêm với các tổ máy ở mức công suất tương đương 700 MW, công suất khả dụng ở miền Bắc sẽ giao động ở mức gần 24.000 - 25.213 MW. Như vậy công suất dự phòng đạt từ 1.794 - 2.597 MW.
Với hệ thống điện miền Nam, có xét tới các yếu tố suy giảm công suất thủy điện, nhiệt điện than, tuabin khí, năng lượng tái tạo…, công suất khả dụng sẽ giao động trên 22.401 - 22.956 MW. Hệ thống điện miền Nam cũng cơ bản đáp ứng đủ công suất dự phòng, ngay cả trường hợp phụ tải tăng trưởng cực đoan với 12%.
Về cân bằng cung cầu và đáp ứng cung ứng điện, hệ thống điện miền Nam và miền Trung đảm bảo cung ứng điện. Miền Nam gần như không phải huy động nhiệt điện dầu do dự phòng nhiệt điện than ở miền Nam đủ ở cả 2 phương án.
Tuy nhiên, trường hợp yếu tố bất thường xảy ra (sự cố tổ máy, nhiên liệu sơ cấp, thủy văn, phụ tải...), hệ thống có khả năng cần huy động thêm các nguồn NĐ dầu để phủ đỉnh.
Hệ thống điện miền Bắc đảm bảo cung ứng điện trong tháng 11 ở cả 2 phương án. Tuy nhiên, đối với phương án 2, khi các yếu tố bất lợi và cực đoan xảy ra đồng thời như phụ tải tăng cao, thủy điện nước về kém, theo đó sẽ cần tăng cường huy động nhiệt điện than (385,7 triệu kWh/ngày).
Trên cơ sở đánh giá an ninh hệ thống điện, A0 nhận định với 2 phương án, hệ thống điện quốc gia và 3 miền đảm bảo mức dự phòng sản lượng giai đoạn từ tháng 11 lớn hơn 10%. Tuy nhiên, ở tháng 12, dự phòng hệ thống điện miền Bắc giảm thấp xuống 9% ở phương án 1 và 7% ở phương án 2.
Trong trường hợp xếp chồng các yếu tố bất lợi như phụ tải tăng cao; xảy ra sự cố xếp chồng thêm 2 tổ máy nhiệt điện than dài ngày, A0 lưu ý, hệ thống điện miền Bắc có nguy cơ thiếu hụt về sản lượng nhiệt điện than khoảng 800 - 1000 MW, tương ứng với sản lượng thiếu hụt khoảng 200 triệu kWh và có khả năng ảnh hưởng lớn đến khả năng tích nước giai đoạn cuối năm của các hồ thủy điện miền Bắc.
Do đó, A0 kiến nghị vận hành linh hoạt hồ chứa theo lưu lượng nước về, đảm bảo tích nước cuối năm 2023, giảm lưu lượng cấp nước hạ du.
Đồng thời, các nhà máy nhiệt điện bám sát kế hoạch sửa chữa thiết bị của nhà máy đảm bảo khả dụng vận hành, cung cấp than liên tục ổn định, tuyệt đối không để tình trạng thiếu than, tăng cường kiểm tra, củng cố thiết bị, khắc phục khuyết điểm để nâng cao độ tin cậy vận hành; đảm bảo công tác vận hành các nhà máy điện, đẩy mạnh xây dựng dự án nguồn và lưới điện…