Mất điện diện rộng ở Trung Quốc và một góc nhìn cho hệ thống điện Việt Nam

Theo dõi KTMT trên

Trung Quốc có hệ thống điện đứng đầu thế giới về mọi mặt. Sản lượng điện năm 2020 đạt 7.620 tỉ kWh, bỏ xa nước đứng thứ nhì là Hoa Kỳ với sản lượng 4.009 tỉ kWh. Công suất lắp đặt đến tháng 5/2021 là 2.240 GW, gần gấp đôi tổng công suất đặt 1.226 GW của Hoa Kỳ.

Chiều dài đường dây truyền tải siêu cao áp UHV (800 kV và 1.000 kV, DC và AC), tính cả đường dây đang xây dựng, kéo dài 41.000 km từ Tây sang Đông, từ Bắc xuống Nam, kết nối 7 vùng điện lực Trung Quốc. Khác với các nước phát triển, sản lượng điện của Trung Quốc vẫn tăng liên tục.

Nhưng gã khổng lồ nào cũng có điểm yếu. Trong vòng chưa đầy 12 tháng, điểm yếu đó đã 2 lần bộc lộ. Lần đầu điểm yếu bộc lộ qua một chuỗi cắt điện trong cao điểm mùa đông lạnh giá cuối tháng 12/2020 kéo sang đầu năm 2021 ở Hồ Nam, Giang Tây và Chiết Giang. Lần thứ 2 vào cuối tháng 9/2021 ở cả loạt tỉnh miền Đông Bắc, xuống Quảng Đông và sang cả phía Tây là Vân Nam.

Từ ngày 10/9/2021 nguồn điện lưới bên ngoài cấp cho Liêu Ninh đã giảm mạnh, buộc tỉnh phải chuyển sang các biện pháp sử dụng điện "có trật tự" - tức là tắt bớt phụ tải theo kế hoạch, nhất là vào thời điểm đỉnh phụ tải ở mức 4.169 MW.

Hàng chục ngàn hộ dân cũng nằm trong kế hoạch này. Từ ngày 10 đến 22/9, tỉnh đã phải thực hiện 6 lần cắt điện theo kế hoạch do thiếu hụt 5 - 10% công suất và 3 lần cắt điện do thiếu 5% công suất.

Ở tỉnh Hắc Long Giang, từ đầu năm đến nay, hoạt động kinh tế tiếp tục cải thiện và nhu cầu dùng điện tăng nhanh chóng. Từ tháng Giêng đến tháng Tám năm nay, tiêu thụ điện trong tỉnh đạt 71,3 tỉ kWh, tăng 9,16% so với cùng kỳ năm ngoái. Trong khi dự báo tăng trưởng điện cho cả nước chỉ nằm ở khoảng 6 - 7%.

Hắc Long Giang chuẩn bị vào mùa đông vốn nổi tiếng với những "băng đăng" ở Cáp Nhĩ Tân buộc một loạt nhà máy nhiệt điện phải dừng máy để bảo trì chuẩn bị cho mùa đông dài khắc nghiệt. Cùng lúc, thời tiết buộc nguồn điện năng lượng tái tạo phải giảm công suất phát, buộc từ ngày 10/9 Hắc Long Giang phải chuyển sang cắt điện theo kế hoạch.

Từ 10 - 22/9 Hắc Long Giang đã phải cắt điện 13 lần. Trong khi đó, ở miền Đông Bắc, nhiệt độ ngoài trời buổi tối đã xuống 1 độ C, người dân bắt đầu cần sưởi ấm.

Ngày 23/9 hệ thống điện Đông Bắc bị giảm cả công suất nguồn thủy điện do thiếu nước, gần như mất nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) vào lúc chiều tối, nên 3 tỉnh Đông Bắc là Liêu Ninh, Cát Lâm và Hắc Long Giang buộc phải cắt điện khẩn cấp từ 16h30 đến 21h30. Liêu Ninh cắt 440 MW phụ tải, Cát Lâm cắt 360 MW và Hắc Long Giang cắt 200 MW để cứu hệ thống điện Đông Bắc vì tần số đã tụt xuống thấp hơn 49,80 Hz.

Việc cắt điện khẩn cấp làm đảo lộn cuộc sống của người dân, gây tắc đường giao thông vì mất đèn tín hiệu, dân bị kẹt trong thang máy, làm thiệt hại cho sản xuất và thậm chí gây tai nạn trong sản xuất do điện mất đột ngột. Khu vực Đông Bắc đã 20 năm nay không mất điện nên mọi người chủ quan, không có các biện pháp đề phòng. Nhưng nếu không cắt điện thì rã lưới điện Đông Bắc.

Trong khi miền Đông Bắc bắt đầu vào mùa đông thì ở Quảng Đông vẫn là mùa hè, một mùa hè nóng bức khiến cho nhu cầu chạy điều hòa nhiệt độ tăng cao. Cộng với phụ tải điện tăng mạnh do sản xuất của Quảng Đông tăng vọt.

Phụ tải đỉnh hồi tháng Giêng đến tháng 3 chỉ là 100 GW nhưng đến tháng 9 tăng lên đến 135 GW. Trong khi đó nguồn điện không những không tăng kịp mà còn giảm vì giá khí tự nhiên và than tăng, đồng thời cũng khó mua hơn. Các công ty nhiệt điện cũng không có động lực để phát điện. Các tổ máy phát bù phủ đỉnh lại bị trục trặc.

Từ đầu tháng 9, hàng loạt nhà máy sản xuất ở Quảng Đông nhận được yêu cầu phải cắt giảm tiêu thụ điện năng, đặc biệt là vào giờ cao điểm. Họ không biết đến bao giờ thì yêu cầu đó được gỡ bỏ. Thậm chí ở Đông Quản (Dongguan), trung tâm sản xuất của cả thế giới, yêu cầu cắt giảm điện còn bắt cắt điện tới 4 ngày đối với xí nghiệp bình thường và 5 ngày trong một tuần đối với xí nghiệp thâm dụng năng lượng, gây khó khăn cho sản xuất đáp ứng đơn hàng cuối năm.

Đúng là phụ tải tăng bất ngờ thật, nhưng làm sao một đất nước có công suất đặt 2.240 GW lại thiếu điện khi đỉnh phụ tải đạt 1.200 GW? - Tức phụ tải đỉnh chỉ bằng 53,6 % so công suất đặt hệ thống? Đa phần mọi người sẽ đổ lỗi cho thiếu than để sản xuất điện. Nhưng nếu nhìn vào tổng sản lượng than trong đồ thị chúng ta thấy lượng than cung ứng vẫn không giảm so với năm 2019.

Vậy thiếu than chỉ là một phần nhỏ của nguyên nhân thiếu điện. Thậm chí khó có thể hy vọng Trung Quốc sẽ tiêu thụ nhiều than hơn do lãnh đạo Trung Quốc đã cam kết đạt đỉnh phát thải CO2 vào năm 2030. Sự kiện thiếu điện xảy ra do sự trùng hợp của nhiều nguyên nhân bao gồm cả ngẫu nhiên và tất nhiên.

Theo cam kết, Trung Quốc đạt đỉnh phát thải CO2 vào năm 2030 và sau đó đạt trung hòa carbon vào năm 2060, các nguồn điện từ năng lượng tái tạo mặt trời và gió tăng rất nhanh. Giả sử nguồn cung nhiên liệu than không tăng so với 2019 thì phần nguồn điện tái tạo (điện mặt trời và điện gió) với công suất đặt 550 GW phải đáp ứng được phần phụ tải tăng. Nhưng vì đó là nguồn không chủ động, nên lúc cao điểm vào chập tối coi như 260 GW nguồn điện mặt trời không tồn tại.

Đã có đợt gió cũng chỉ thổi ở mức 10% so với bình thường, nghĩa là có những lúc 290 GW công suất điện gió cũng chỉ còn 29 GW (ngày 7/1/2021). Vậy là 550 GW điện tái tạo thực chất chỉ có 29 GW là bền vững mọi thời điểm.

Thủy điện năm nay cũng không còn phát điện hết công suất như mùa mưa lũ năm 2020 khi mà nhóm Thủy điện Tam Hiệp đạt kỷ lục phát điện. Biến đổi khí hậu làm cho nước về hồ không đều, năm thì nhiều, năm thì ít. Do đó công suất đặt của thủy điện chỉ có thể tin tưởng được một phần.

Như vậy, chỉ còn nhiệt điện và điện hạt nhân là có thể chủ động huy động đáp ứng phụ tải tăng. Một phần của nhiệt điện đang ở thời kỳ bảo dưỡng để chuẩn bị phát không nghỉ cho mùa đông khi nhu cầu cao. Một phần nữa không muốn chạy máy vì giá than quá cao, khiến cho giá thành điện cao hơn giá điện bán ra.

Như vậy, thiếu than chỉ là một phần. Giá than mới là phần chính. Than chuẩn Shanxi 5.000 kcal hồi tháng 4/2020 có giá 467 nhân dân tệ/tấn thì tháng 8 đã lên 865 tệ/tấn và tháng 9/2021 vượt 1.000 tệ/tấn. Giá khí tự nhiên cũng tăng vọt. Với giá nhiên liệu đó, càng phát điện càng lỗ. Nhiệt điện, do đó không đảm bảo 1.260 GW lắp đặt hoàn toàn khả dụng.

Điện hạt nhân của Trung Quốc có công suất lắp đặt 51 GW, là con số đáng nể ngay cả trong mắt cường quốc hạt nhân như Pháp. Tuy nhiên, con số đó quá nhỏ bé so với phụ tải đỉnh 1.200 GW.

Trung Quốc vẫn tiếp tục theo đuổi mục tiêu kép: Giảm phát thải CO2 trên một đơn vị GDP và hạn chế tăng lượng phát thải CO2 để đạt trung hòa vào năm 2060. Chính phủ Trung ương sẽ ép các tỉnh chưa đạt mức giảm kép nói trên phải đạt trong năm nay, kể cả bằng cách cắt giảm sản xuất. Chính phủ luôn hứa là công suất điện hiện tại đủ để đảm bảo điện sinh hoạt không bị cắt.

Nhiều bài báo Trung Quốc đã bắt đầu lên tiếng về nhu cầu phải đảm bảo nguồn điện chủ động và tăng giá điện. Tỉnh Quảng Đông đã tăng giá điện công nghiệp bằng cách tăng giá giờ cao điểm và thấp điểm kể từ ngày 1/10/2021. Điện sinh hoạt giữ nguyên ở giá trung bình 0,542 nhân dân tệ/kWh (khoảng 1.950 VNĐ/kWh).

Trong khi nguyên nhân giá than tăng là mới xảy ra, nguyên nhân mất cân đối do lượng điện NLTT quá cao đã gây thiếu điện cho Trung Quốc từ tháng 12/2020 và là nguyên nhân không bất ngờ - cho dù thời tiết luôn diễn biến bất ngờ.

Tất nhiên là khi nền kinh tế tiến đến trung hòa carbon thì còn nhiều lần phải đau đầu với sự đỏng đảnh của điện NLTT. Mặc dù Trung Quốc đã có 36 GW thủy điện tích năng (công suất lớn hàng đầu thế giới), và hệ thống truyền tải siêu cao áp Đông - Tây, nhưng vẫn chưa đủ để cân bằng 550 GW công suất NLTT.

Ngoài ra, thủy điện tích năng có nhiệm vụ "chính trị" là đệm cho điện hạt nhân. Muốn tăng phần lưu trữ điện thì giá điện bán lẻ cũng phải tăng.

Kết luận và góc nhìn liên tưởng với hệ thống điện Việt Nam

Nguyên nhân mất điện của Trung Quốc thời gian qua có thể tóm tắt như sau:

1/ Sự gia tăng đột biến của tiêu thụ điện do Trung Quốc không chỉ tăng sản xuất để đáp ứng hồi phục sau Covid của riêng họ mà còn đáp ứng một phần sự phục hồi của cả thế giới.

2/ Gia tăng đột biến của tiêu thụ điện do thời tiết.

3/ Giá nhiên liệu than và khí đốt tăng cao trong khi giá bán lẻ điện không đổi làm cho nhiệt điện không mang lại lợi nhuận, thậm chí có thời điểm bị lỗ khi phát điện.

4/ Nguồn cung ứng than ổn định trong mấy năm qua và không thể tăng đột biến theo phụ tải điện. Cam kết về khí hậu của Trung Quốc không cho phép nguồn than tăng mãi mà sẽ phải giảm.

5/ Cam kết về biến đổi khí hậu buộc một số tỉnh phải cắt giảm sử dụng điện nhằm đạt tỷ lệ phát thải CO2/GDP, không được phép tăng tổng phát thải.

6/ Tỉ lệ điện NLTT cao, nhưng không đủ lưu trữ làm cho tổng công suất lắp đặt có vẻ dư thừa nhưng lại không đáp ứng được phụ tải khi cần.

7/ Biến đổi khí hậu làm cho nguồn nước thủy điện không ổn định, chỉ một phần công suất có thể chủ động phát điện.

8/ Giá bán lẻ điện thấp, chưa theo thị trường và chênh giá vào giờ cao điểm chưa đủ để khuyến khích doanh nghiệp sử dụng điện hợp lý hơn.

Ở mỗi tỉnh và khu vực điện lực, sự kết hợp của các nguyên nhân đó là khác nhau, có sự gia giảm của nhóm nguyên nhân này so với nhóm nguyên nhân khác.

Từ những nguyên nhân thiếu điện của Trung Quốc nêu trên, hệ thống điện Việt Nam cần lưu ý khi xác định cơ cấu nguồn điện, nhất là phải tính đến tỉ lệ công suất hợp lý của NLTT trong toàn hệ thống theo từng giai đoạn, vấn đề lưu trữ năng lượng, cũng như lưu ý những yếu tố bất ngờ của biến đổi khí hậu (tác động ảnh hưởng đến cả nguồn công suất phát điện, phụ tải tiêu thụ điện), khả năng tăng giá bán lẻ điện và vận hành của thị trường bán lẻ điện cạnh tranh.

Đào Nhật Đình - Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam

Theo Năng lượng Việt Nam