Hệ thống điện – thị trường điện đã xuất hiện thêm nhiều thách thức khó khăn như sự xâm nhập cao của các nguồn năng lượng tái tạo, thay đổi về cam kết Qc, nguồn nhiên liệu suy giảm… khiến các nhà máy phải có giải pháp để ứng phó.
Giá bán lẻ chưa đủ chi phí, nhà máy điện khó khăn
Theo ông Phan Tử Giang, Phó tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam), các nhà máy điện của Tập đoàn hiện chiếm 8% công suất lắp đặt toàn bộ hệ thống điện trên toàn quốc.
Đối mặt với tình trạng các nhà máy điện hoạt động dưới công suất đặt, bên cạnh những nguyên nhân khách quan, ông Giang cũng cho rằng, cần thẳng thắn nhìn nhận tồn tại chủ quan có ảnh hưởng tới quá trình vận hành.
 |
| Nhà máy điện Cà Mau 1&2. Ảnh Petrotimes |
Chia sẻ thực tế giá bán lẻ điện chưa phản ánh đầy đủ chi phí sản xuất điện khiến các nhà máy điện gặp khó khăn, ông Nguyễn Thành Nam, Phó trưởng Ban Điện và Năng lượng tái tạo Petrovietnam cho rằng, để các nhà máy điện yên tâm đầu tư, sản xuất, cần có tổng sản lượng hợp đồng năm (Qc) lâu dài, ổn định.
Cả nước hiện có khoảng 400 nhà máy thuộc điều động của Điều độ Hệ thống điện Quốc gia, tuy nhiên, chỉ có 112 nhà máy trực tiếp tham gia thị trường điện. Ngoài ra, Việt Nam cũng đang nhập khẩu điện từ Lào, Trung Quốc và xuất khẩu sang Campuchia.
Trong 3-4 năm gần đây, các nguồn điện năng lượng tái tạo đã có sự xâm nhập lớn vào hệ thống nhưng có đặc điểm là không ổn định, ảnh hưởng lớn đến quá trình vận hành hệ thống điện.
Bên cạnh đó, hệ thống điện – thị trường điện cũng đã xuất hiện thêm nhiều thách thức khó khăn như thay đổi về cam kết Qc, nguồn nhiên liệu suy giảm….
Vì vậy, việc các nhà máy điện của Petrovietnam cần tìm ra phương án tối ưu chi phí và hiệu quả sản xuất cũng được đặc biệt nhấn mạnh.
Ban Điện và Năng lượng tái tạo đề nghị, các đơn vị sản xuất điện trong Tập đoàn chuẩn bị sẵn sàng về nhân lực, thiết bị, nguồn nhiên liệu, đảm bảo khả dụng, độ sẵn sàng của các tổ máy phát công suất khi hệ thống có nhu cầu.
Với thực tế đường dây 500 kV mạch 3 đã đi vào vận hành, giúp truyền tải công suất liên miền tăng, việc các đơn vị cần nâng cao hiệu quả vận hành, giảm chi phí sản xuất, giảm giá thành, tăng cơ hội phát điện trên thị trường đã được khuyến nghị.
“Các đơn vị cũng cần theo dõi sát sao diễn biến của thị trường, xây dựng những công cụ phân tích, đánh giá chuyên sâu để đưa ra chiến lược hiệu quả nhất; nghiên cứu, tìm hiểu các quy định mới nhất của thị trường (cơ chế bao tiêu, DPPA, sàn giao dịch hợp đồng,…) để có những bước chuẩn bị, tránh bị động”, ông Huy nói thêm.
Theo Petrovietnam cho hay, sản lượng hợp đồng các nhà máy điện của Tập đoàn theo Qc năm 2024 là 13,47 tỷ kWh. Trong đó, Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) là 8,86 tỷ kWh và Chi nhánh Phát điện Dầu khí (PVPGB) là 4,61 tỷ kWh).
Tuy nhiên, lũy kế sản lượng điện tính đến ngày 20/9/2024, toàn Tập đoàn đã đạt 20,26 tỷ kWh, vượt Qc năm 2024, hoàn thành 72,8% kế hoạch năm.
Lên kế hoạch bảo dưỡng dài hạn sớm để tiết kiệm chi phí
Ông Hồ Công Kỳ, Giám đốc Chi nhánh Phát điện Dầu khí (PVPGB) cho biết, đơn vị này ước đạt trên 9,4 tỷ kWh trong 9 tháng đầu năm 2024 với 4 tổ máy vận hành ổn định, an toàn.
Để đạt được mục tiêu đó, PVPGB đã triển khai đồng bộ các công tác xây dựng quản lý nội bộ, quản trị nhân lực, quản lý tốt các yếu tố sản xuất. Trong đó, công tác vận hành, bảo dưỡng, sửa chữa các nhà máy điện thường xuyên, định kỳ được PVPGB chú trọng từ ngày tiếp nhận, đảm bảo máy móc thiết bị khả dụng, hiệu suất tốt.
Chia sẻ kinh nghiệm, ông Kỳ cho rằng kế hoạch bảo dưỡng, sửa chữa cần chuẩn bị sớm, đối với tiểu tu trước 6 tháng và đại tu trước 12 tháng. Trong kế hoạch, PVPGB sẽ xác định phần nào tự thực hiện và phần nào thuê ngoài nhằm chủ động nguồn lực.
Cùng với đó, công tác chuẩn bị về mặt nhân sự cần được thực hiện song hành. Kết quả được nhìn thấy ở quá trình bảo dưỡng Nhà máy nhiệt điện Sông Hậu 1 và Thái Bình 2 là tiết kiệm chi phí, chất lượng đảm bảo, tiến độ rút ngắn từ 1-2 ngày.
Tuy nhiên, ông Hồ Công Kỳ cũng đề cập tới những tồn tại trong công tác cung ứng nhiên liệu than, đặc biệt là than nhập khẩu cho Nhà máy nhiệt điện Sông Hậu 1. Đó là vào mùa cao điểm (cuối tháng 4, đầu tháng 5), tiến độ giao hàng chậm do quá trình phối hợp, điều độ giữa các bên chưa tốt.
Cùng nói về kinh nghiệm sử dụng nhiên liệu than, ông Nguyễn Hữu Hùng, Phó trưởng ban Ban Kỹ thuật của PV Power cho hay, Petrovietnam đang thực hiện nhiệm vụ chính trị được giao phó là tiêu thụ 10% trong 20 triệu tấn than Việt Nam hỗ trợ Lào.
“Tại Petrovietnam, chỉ có các các nhà máy Vũng Áng 1 và Thái Bình 2 có thể đốt được loại than này, tuy nhiên, việc thay đổi nhiên liệu gây nên nhiều thử thách cho nhà máy. Do đó, Nhà máy Vũng Áng 1 đã lên kế hoạch đánh giá suất hao nhiệt, tìm ra giải giải pháp kỹ thuật để quản lý hiệu năng, tiết kiệm chi phí đầu vào sản xuất”, ông Hùng nói. Vừa kết thúc đợt bảo dưỡng, ông Mai Văn Long, Giám đốc Nhà máy điện Thái Bình 2 cũng chia sẻ về kinh nghiệm thực tiễn trong việc tìm nhà thầu tiềm năng và giải pháp xử lý các tồn tại, bất thường về kỹ thuật (bộ gia nhiệt, các thiết bị điều khiển, UPS,…) nhằm nâng cao độ tin cậy trong công tác vận hành.
Để công tác bảo trì, sửa chữa đạt hiệu quả cao, ông Long kiến nghị Tập đoàn lập kế hoạch bảo trì, bảo dưỡng dài hạn 3 năm cho các nhà máy, để có thể mua được vật tư tối ưu với chi phí hợp lý.
Nhờ đó, tình hình vận hành năm 2024 tại các nhà máy điện của Petrovietnam tương đối ổn định, an toàn.
Đối với các nhà máy nhiệt điện than, Nhà máy Thái Bình 2 đã chính thức tham gia thị trường điện từ ngày 1/8/2024. Với lợi thế chi phí nhiên liệu nằm trong top các nhà máy rẻ nhất miền Bắc, Thái Bình 2 cũng có nhiều dư địa phát điện trên thị trường.
Ở phía Nam, Nhà máy Sông Hậu 1 hiện nằm trong top các nhà máy nhiệt điện than có giá biến đổi rẻ nhất nên luôn được ưu tiên huy động để đáp ứng nhu cầu hệ thống.
Còn Nhà máy Vũng Áng 1 vận hành theo cấu hình tối thiểu của hệ thống điện, Nhà máy được ưu tiên huy động 1 tổ. Tuy nhiên, do nằm ở điểm nghẽn truyền tải Trung – Bắc, Nhà máy thường xuyên bị giảm công suất khi năng lượng tái tạo phát cao.
Đối với tuabin khí, các Nhà máy Cà Mau 1&2, Nhơn Trạch 2 có mức giá rẻ ở khu vực miền Nam vì thế luôn được huy động ở mức công suất cao để đáp ứng nhu cầu phụ tải của hệ thống điện trong mùa nắng nóng.
Ở các nhà máy thủy điện, do đặc thù có mức giá biến đổi thấp hơn nhiều các nhà máy nhiệt điện nên thứ tự huy động cao hơn. Tuy nhiên, khối nhà máy thủy điện lại bị phụ thuộc nhiều vào yếu tố thủy văn trong quá trình vận hành.
Cụ thể, Nhà máy Hủa Na bị ảnh hưởng lớn do việc tích nước các thủy điện thượng nguồn bên Lào. Lưu lượng nước về giảm hơn so với các năm trước đó nên thường xuyên bị hạn chế huy động do vi phạm mực nước giới hạn. Nhà máy Đakđrinh nằm ở khu vực miền Trung có thủy văn về tốt nên sản lượng của Nhà máy luôn đạt mức cao.
Ở khối nhà máy LNG, khí tự nhiên trong nước, khi được phê duyệt các cơ chế khuyến khích về giá và sản lượng sẽ cạnh tranh trực tiếp thị phần với các nhà máy điện hiện tại.
Nguồn: https://baodautu.vn/petrovietnam-tim-giai-phap-tang-hieu-qua-cac-nha-may-dien-d226049.html
