Đó là, công suất nguồn điện tuy lớn, nhưng lúc cần lại không thể huy động được; hệ thống cũng chưa được tính toán tối ưu để có chi phí tốt nhất. 

Từ đầu năm đến nay, Covid-19 diễn biến có phần phức tạp hơn năm 2020, song sản xuất và tiêu thụ điện lại đang chứng kiến mức tăng trưởng cao. Nếu như cả năm 2020, sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống tăng 2,9%; điện thương phẩm tăng 3,42% so với năm 2019, thì chỉ trong 5 tháng đầu năm 2021, mức tăng trưởng của 2 chỉ số này đều trên 8,5%.

Đợt nắng nóng gay gắt vừa qua tại miền Bắc và Bắc Trung bộ cũng khiến công suất phụ tải thiết lập đỉnh mới ở mốc 41.549 MW trong ngày 31/5/2021. Đáng nói là, đỉnh này lại diễn ra vào hơn 22h, tức là gần nửa đêm, khi không có sự đóng góp của các nguồn điện mặt trời.

Cũng trong đợt nắng nóng này, nhu cầu phụ tải đỉnh (Pmax) của riêng miền Bắc tăng đột biến, lên tới 21.500 MW, cao hơn 15% so với cùng kỳ năm 2020.   

Dù đã huy động tối đa nguồn điện trên hệ thống điện miền Bắc và khai thác tối đa khả năng truyền tải từ miền Trung, nhưng bởi đang là cuối mùa khô, mực nước tại các hồ thủy điện xuống thấp, nên ngành điện đã buộc phải cắt điện trong các ngày 31/5 - 3/6, với công suất có lúc lên tới 2.000 MW.

Năm 2019, khi nhắc tới biện pháp kêu gọi khách hàng lớn hợp tác tiết giảm điện vào giờ cao điểm, ông Thái Phụng Nê, người nhiều năm là phái viên của Thủ tướng Chính phủ về các công trình điện cho rằng, giải pháp này chỉ có thể thực hiện được trước mắt, chứ không thể thực hiện lâu dài. Song, thực tế tiết giảm điện ở miền Bắc tuần qua cho thấy, đây vẫn là giải pháp không thể bỏ qua.

Dẫu là tình huống khẩn cấp để đảm bảo vận hành an toàn hệ thống, nhưng việc tiết giảm phụ tải tại miền Bắc cũng đã phơi bày những điểm không tối ưu của hệ thống điện.

Trước hết, tổng công suất nguồn điện đặt hiện có của cả nước là hơn 71.000 MW, trong đó, công suất của điện mặt trời lên khoảng 17.000 MW, được đầu tư chủ yếu ở miền Trung và miền Nam. Do không có hệ thống lưu trữ và khả năng truyền tải điện từ miền Trung, miền Nam ra miền Bắc bị giới hạn, nên tuy có nguồn, nhưng khi cần lại không dùng được và phải cắt điện.

Thêm nữa, tại khu vực miền Trung và miền Nam, do được bổ sung quá nhiều nguồn điện mới, đặc biệt là điện mặt trời, nên lại phải ứng phó với việc không thể huy động được hết các nguồn điện “trời cho” này và chống quá tải.

Cũng bởi điện mặt trời chiếm tỷ lệ cao trong hệ thống, với hơn 24% công suất nguồn đặt và có những thời điểm được huy động tới hơn 50% công suất, cộng với mục tiêu huy động tối đa nguồn năng lượng tái tạo, do vậy đã dẫn tới tình trạng phải ngừng, khởi động, thay đổi công suất phát các tổ máy nhiệt điện nhiều lần, gây ảnh hưởng đến tuổi thọ, độ an toàn của các tổ máy, giảm hiệu suất và phát sinh nhiều chi phí vận hành.

Đó là chưa kể, hệ thống vẫn phải đối mặt với các thách thức về kỹ thuật như sóng hài, độ nhấp nháy điện áp hay buộc phải có dự phòng công suất các nguồn điện khác ngoài năng lượng tái tạo để đáp ứng sự thay đổi công suất của điện mặt trời giữa các thời điểm trong ngày, thậm chí cả khi bất ngờ có cơn giông hay đám mây bay qua.

Thực tế thiếu điện ở miền Bắc đang đòi hỏi những giải pháp cụ thể và quyết liệt. Từ năm 2016 tới nay, số lượng nguồn mới được bổ sung ở khu vực này khá ít và chủ yếu là nhiệt điện. Trong khi đó, tốc độ tăng trưởng tiêu thụ điện của miền Bắc luôn cao hơn mức trung bình của cả nước. Việc cho phép dịch chuyển giờ phát điện của các nhà máy thủy điện nhỏ ở miền Bắc cách đây ít ngày dù có thể giúp hệ thống bổ sung khoảng 1.500 - 2.500 MW trong năm nay, nhưng đó không phải là giải pháp lâu dài.

Nếu các nhà máy điện trong nước không được xây dựng nhanh với tinh thần “dám nghĩ, dám làm” trên cơ sở phân bổ cân đối vùng miền và tối ưu hóa chi phí sản xuất điện, thì lời cảnh báo từ năm 2019 của ông Thái Phụng Nê, rằng “chúng ta sẽ lâm vào tình trạng cắt điện triền miên như trước đây” sẽ nhanh chóng trở thành hiện thực, ngay cả khi mua điện của nước ngoài để bổ sung nguồn cung.