Theo Kết luận thanh tra số 4463/KL-BCT về việc thực hiện các quy định của pháp luật về quản lý và điều hành cung cấp điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các đơn vị có liên quan đến cung cấp điện cho thấy, có nhiều nguyên nhân dẫn đến tình trạng thiếu điện. Trong đó, việc quản lý, vận hành cung cấp điện của EVN và đơn vị liên quan tại cả hai nguồn chính của miền Bắc là thủy điện và nhiệt điện đều có bất cập. Bộ Công Thương cũng yêu cầu 4 đơn vị thuộc bộ kiểm điểm, xử lý vi phạm, kỷ luật nếu có.
Nhiều nhiệt điện thiếu than và vận hành thủy điện có vấn đề
Kết luận thanh tra của Bộ Công Thương cho thấy, việc EVN chỉ đạo định hướng hạ mực nước các hồ thuỷ điện cuối năm 2022 và huy động đầu năm 2023 (thủy điện chiếm khoảng 29% cơ cấu nguồn) đã gây ảnh hưởng tới điều tiết nước cho phát điện mùa khô 2023. Việc vận hành này được đánh giá chưa sát thực tế thủy văn khi dự báo lưu lượng nước về giảm 20-40% so với trung bình nhiều năm.
Báo cáo của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) cho thấy, đến cuối 2022, sản lượng huy động từ nguồn này đạt gần 13 tỷ kWh, giảm 2,1 tỷ kWh so với mức nước dâng bình thường và thấp hơn 1,5 tỷ kWh kế hoạch 2022. Trong đó, miền Bắc thiếu 1,26 tỷ kWh.
Hồi tháng 3, sản lượng các hồ thấp hơn 563 triệu kWh so với kế hoạch năm. Con số thiếu hụt tăng lên 765 triệu kWh vào tháng 4 do nước về giảm mạnh. Tuy nhiên, các nhà máy thủy điện vẫn được huy động cao từ tháng 3 đến tháng 5, dẫn tới hầu hết hồ miền Bắc, một số hồ miền Trung và Nam không đảm bảo mực nước theo kế hoạch.
Vào thời điểm miền Trung và Nam bước vào cao điểm nắng nóng, việc không huy động các nguồn điện than lớn miền Nam (Duyên Hải 2, Duyên Hải 3 và 3 mở rộng) trong thời gian đầu tháng 4 khi các diễn biến vận hành hệ thống điện biến động nhanh, dẫn tới các nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu phía Bắc phải khai thác bổ sung.
Chẳng hạn, sản lượng phát của nhà máy thủy điện Sơn La (công suất 2.400 MW) trung bình trong nửa đầu tháng 4 gần 28,4 triệu kWh, ngày cao nhất xấp xỉ 42 triệu kWh. Nhà máy này tiếp tục được huy động trong trung tuần tháng 7, bình quân hơn 37 triệu kWh một ngày, khiến nước hồ giảm nhanh, tới 28/4 là 188 m, cách mực nước chết (ngưỡng phát an toàn) 13 m.
Tính chung, đến hết tháng 3, điện thiếu hụt từ thủy điện là 462 triệu kWh so với kế hoạch năm, và con số này tăng lên hơn 1,63 tỷ kWh vào cuối tháng 4. Riêng miền Bắc thiếu 576 triệu kWh so với kế hoạch. Nhiều thời điểm vận hành trong tháng 5 và 6, tổng công suất có khả năng huy động của hệ thống miền Bắc chỉ hơn 17.000 MW, không đáp ứng đủ nhu cầu sử dụng, dẫn tới phải cắt điện ở các địa phương.
“EVN chưa thực hiện đầy đủ trách nhiệm trong lập kế hoạch, phương án đảm bảo cung cấp điện mùa khô 2023. A0 chưa tuân thủ đầy đủ quy định về lập lịch, huy động, điều tiết các nguồn điện. Việc A0 chậm trễ trong ra lệnh điều độ, huy động nguồn điện, triển khai các giải pháp khẩn cấp trong điều kiện diễn biến phụ tải, thủy văn thay đổi nhanh, gây ảnh hưởng cung ứng điện cho miền Bắc", kết luận thanh tra nêu rõ.
Nguyên nhân thiếu điện cũng được đoàn thanh tra Bộ Công Thương chỉ rõ xuất phát từ việc nhiệt điện - nguồn chiếm hơn 32% cơ cấu và cung ứng gần một nửa sản lượng cả nước, trong đó có miền Bắc, cũng gặp những đứt gãy khi tồn kho nhiên liệu của nhiều nhà máy ở mức thấp trong khi các nhà máy thiếu than phần lớn thuộc quản lý của EVN.
Theo kết luận thanh tra, tổng sản lượng nguồn nhiệt điện than thực hiện năm 2021-2022 đạt thấp hơn so với kế hoạch cung cấp điện và vận hành hệ thống điện quốc gia được Bộ Công Thương phê duyệt.
Trong 5 tháng đầu năm, TKV và Tổng công ty Đông Bắc cơ bản cung cấp đủ khối lượng than cam kết tại Hợp đồng mua bán than năm 2023 đã ký, dự kiến cả năm 2023 cấp đạt và vượt khối lượng than đã cam kết tại hợp đồng năm 2023. Tuy nhiên, xuất hiện tình trạng thiếu than cục bộ ở một số nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) tại thời điểm đầu năm và kéo dài đến tháng 5.
Điển hình là Nhiệt điện Duyên Hải 1 tồn kho dưới 70%, Nhiệt điện Duyên Hải 3 tồn kho từ 67% vào cuối tháng 4 giảm xuống còn 8% vào cuối tháng 5; Nhiệt điện Hải Phòng tồn kho duy trì mức 40-50% trong 2-3 tháng; Nhiệt điện Thái Bình là 18-44% trong 4 tháng đầu năm. Tồn kho than thấp đã khiến một số nhà máy phải dừng tổ máy trong nhiều ngày.
"Các chủ đầu tư nhà máy chưa chấp hành nghiêm quy định của EVN về định mức than tồn kho, ảnh hưởng tới đảm bảo dự phòng vận hành nhà máy ổn định, an toàn, thông qua thiếu than cho sản xuất điện ở một số thời điểm năm 2022 và những tháng đầu năm 2023", kết luận thanh tra nêu.
Cùng với việc để thiếu than cho sản xuất điện, việc nhiều tổ máy gặp sự cố kéo dài, trong đó phần lớn thuộc các dự án điện thuộc TKV, PVN như Phả Lại 1, Vũng Áng 1... cũng là nguyên nhân ảnh hưởng tới cung ứng điện.
Với điện khí (chiếm hơn 9% cơ cấu nguồn điện), kết luận thanh tra cho biết, năm 2021-2022 và quý I/2023, khả năng cấp khí tại khu vực Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ đáp ứng nhu cầu vận hành thực tế các nhà máy.
Tuy nhiên, tháng 4-5/2023 việc cấp khí không đủ nhu cầu nâng công suất tối đa các nhà máy tại cùng khung giờ cần huy động cao (16h hôm trước đến 7h sáng hôm sau) khi điện mặt trời, gió không thể phát. Nguyên nhân là lưu lượng khí theo giờ tại khu vực Đông Nam Bộ không đáp ứng đủ nhu cầu do giới hạn điều kiện vận hành kỹ thuật hệ thống khai thác, vận chuyển và cung cấp khí.
Bên cạnh những vấn đề của EVN, việc cung ứng than, khí của PVN, TKV cũng được thanh tra nhắc đến. Cùng với đó, bản thân các đơn vị có liên quan thuộc Bộ Công Thương cũng chưa làm tròn trách nhiệm giám sát, kiểm tra và đây cũng là một phần nguyên nhân để xảy ra tình trạng thiếu điện. “Trách nhiệm thuộc về Cục Điều tiết điện lực, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo; Cục Kỹ thuật an toàn và môi trường công nghiệp và Vụ Dầu khí, than”, kết luận thanh tra nêu rõ.
Bộ Công Thương cũng yêu cầu Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, Cục Điều tiết điện lực, Cục Kỹ thuật an toàn và Môi trường công nghiệp, Vụ Dầu khí và Than căn cứ kết luận thanh tra, tổ chức kiểm điểm nghiêm túc, rút kinh nghiệm sâu sắc trong việc thực hiện chức năng kiểm tra, giám sát trong lĩnh vực được giao, tiến hành xử lý trách nhiệm đối với tập thể, cá nhân có sai phạm (nếu có).
Nhiều dự án nguồn điện và lưới điện chậm tiến độ kéo dài
Kết luận thanh tra cho rằng: Việc thực hiện dự án nguồn điện và lưới điện không đảm bảo tiến độ (theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh đã duyệt) thuộc trách nhiệm của EVN, các Ban Quản lý dự án điện 1, 2, 3, EVNNPT, GENCO3 và 5 Tổng công ty Điện lực trực thuộc EVN.
Đơn cử, với dự án nhiệt điện Quảng Trạch I, theo hợp đồng EPC, công suất tinh của mỗi tổ máy là 654,7MW (tương ứng với công suất thô của tổ máy là 701,5 MW, toàn nhà máy 1.403 MW), thời gian hoàn thành để bàn giao dự án vào năm 2025. Tuy nhiên, tính đến thời điểm thanh tra, dự án này đã chậm tiến độ 3 năm.
Với dự án nhà máy thủy điện (NMTĐ) Ialy mở rộng, công suất 360 MW, gồm 2 tổ máy. EVN đã quyết định đầu tư dự án tại Quyết định số 384/QĐ-EVN ngày 27/9/2019. Trong đó, tiến độ phát điện tổ máy số 1 là quý II/2024 và tổ máy 2 là quý III/2024.
Dự án đã khởi công tháng 6/2021, nhưng theo tính toán, dự án này sẽ chậm tiến độ khoảng 45 tháng so với quy hoạch điện VII điều chỉnh, chậm khoảng 12 tháng đến 24 tháng so với chủ trương đầu tư được phê duyệt.
Còn dự án Nhà máy nhiệt điện Hòa Bình mở rộng có công suất 360MW, dự kiến cũng sẽ chậm tiến độ khoảng 45 tháng so với quy hoạch điện VII điều chỉnh, chậm khoảng 12 tháng đến 24 tháng so với chủ trương đầu tư được phê duyệt.
Dự án Ô Môn III, theo quy hoạch điện VII điều chỉnh, dự án dự kiến đưa vào vận hành năm 2020. Nhưng đến nay chỉ mới dừng ở mức chuẩn bị các bước đầu tư. Đoàn thanh tra chỉ ra lý do nằm ngoài khả năng kiểm soát của EVN, đó là tiến độ cấp khí cho các dự án nhà máy nhiệt điện trong Trung tâm điện lực Ô Môn bị chậm tiến độ so với kế hoạch đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.
Tương tự, với dự án Ô Môn IV, EVN đã hoàn thành các thủ tục chuẩn bị đầu tư để thực hiện dự án. Tuy nhiên, do tiến độ cấp khí của mỏ khí Lô B bị chậm tiến độ nên dự án bị chậm tiến độ theo quy hoạch VII điều chỉnh và Quyết định phê duyệt kế hoạch khai thác mỏ khí Lô B của Thủ tướng Chính phủ (mới đây, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam đã nhận đầu tư dự án nhiệt điện Ô Môn III và Ô Môn IV từ EVN - PV).
Với dự án Dung Quất I và dự án Dung Quất III, EVN đã hoàn thành các thủ tục chuẩn bị đầu tư để thực hiện dự án. Tuy nhiên, kết luận thanh tra cho rằng, do chưa xác định tiến độ của mỏ khí Cá Voi Xanh nên EVN chưa thể phê duyệt dự án đầu tư và triển khai các bước tiếp theo.
Dự án Nhà máy nhiệt điện Trị An mở rộng, đến thời điểm thanh tra, dự án chưa được Ủy ban Quản lý vốn nhà nước tại doanh nghiệp (UBQLV) phê duyệt nên EVN chưa có cơ sở để triển khai đầu tư theo quy định. Dự án chậm tiến độ khoảng 1 năm so với Quy hoạch điện VII điều chỉnh.
Kết luận thanh tra cũng chỉ ra, một số dự án truyền tải 500-220 kV do EVN trực tiếp đầu tư, thông qua các Ban Quản lý dự án điện 1, 2, 3 bị chậm tiến độ.
Như là, dự án đường dây 220kV Nậm Mô (Lào) - Tương Dương (đoạn trên lãnh thổ Việt Nam); dự án Trạm cắt 220kV Bờ Y và các đường dây 220kV đấu nối cụm Nhà máy nhiệt điện NamKong 1, 2, 3 (Lào) vào hệ thống điện Việt Nam.
Dự án Trạm cắt 220kV Đăk Oóc và các đường dây 220kV đấu nối cụm Nhà máy nhiệt điện Nam Emoun (Lào) vào Hệ thống điện Việt Nam; dự án mở rộng Trạm biến áp 220kV Phước Thái; dự án Trạm biến áp 220kV Vĩnh Hảo và đường dây 220kV nhánh rẽ đấu nối.
Nhiều dự án, công trình truyền tải (220-500kV) do EVNNPT đầu tư cũng chậm tiến độ, trong đó có: Đường dây 500 kV mạch 3; các công trình lưới điện phục vụ nhập khẩu điện từ Lào; các công trình phục vụ giải tỏa công suất thủy điện phía Bắc; phục vụ giải tỏa công suất nguồn điện năng lượng tái tạo; các dự án Đường dây 220 kV: Nghĩa Lộ - Trạm 500 kV Việt Trì, Huội Quảng - Nghĩa Lộ, Nha Trang - Tháp Chàm…
Theo kết luận thanh tra:“Việc thực hiện đầu tư của EVN và EVNNPT chưa đáp ứng tiến độ theo quy hoạch điện VII điều chỉnh được duyệt. Việc chậm tiến độ các dự án lưới điện truyền tải (đường dây và trạm biến áp) làm giảm độ an toàn, tin cậy và khả năng cung cấp điện hiện tại cũng như các năm giai đoạn 2023-2025”.
