Sản lượng kỷ lục 1,212 tỉ kWh, cao hơn 9,1% so kỷ lục năm ngoái
Dưới tác động của hiệu ứng tích tụ nhiệt kéo dài, nhu cầu tiêu thụ điện tiếp tục đà tăng mạnh. Phụ tải của hệ thống điện quốc gia và khu vực miền Bắc đã đồng loạt xác lập kỷ lục mới về cả công suất cực đại lẫn sản lượng tiêu thụ trong năm 2026.
Trong ngày 26.5, hệ thống điện quốc gia đạt kỷ lục công suất cực đại 58.103 MW (vào thời điểm 13 giờ 40), tăng 5,7% so với kỷ lục năm 2025, sản lượng kỷ lục 1,212 tỉ kWh, cao hơn 9,1% so với kỷ lục của năm 2025. So với cùng kỳ năm 2025, sản lượng quốc gia cao hơn 15,7% và công suất cực đại cao hơn 15,4%.
Hệ thống điện miền Bắc đạt kỷ lục công suất cực đại 29.716 MW (vào thời điểm 13 giờ 20), tăng 5,4% so với kỷ lục của năm 2025, sản lượng kỷ lục 629 triệu kWh, cao hơn 5,4% so với kỷ lục của năm 2025. So với cùng kỳ năm 2025, sản lượng miền Bắc cao hơn 25,4% và công suất cực đại cao hơn 26,4%.
Đặc biệt, lúc 18 giờ 55 phút tối 26.5, theo NSMO, có sự cố thiết bị cục bộ trên lưới 110kV, gây gián đoạn cấp điện tại một số khu vực ở Bắc Ninh và Hải Dương cũ, sau đó đã được các đơn vị phối hợp khôi phục cấp điện toàn bộ phụ tải vào lúc 19 giờ 10 phút cùng ngày.
Tăng chạy điện dầu, điện khí; đề xuất áp khung giờ cao điểm tối
So với cùng kỳ năm 2025, sản lượng miền Bắc cao hơn 25,4% và công suất cực đại cao hơn 26,4%
ẢNH: Đình Huy
Dựa theo quy luật thực nghiệm tại Việt Nam, nếu nền kinh tế thực sự tăng trưởng trên 10%, nhu cầu phụ tải điện sẽ phải tăng tương ứng hoặc lớn hơn. Đây là một sức ép lớn lên hệ thống điện quốc gia, đòi hỏi giải quyết đồng bộ ba trụ cột bao gồm: chạy đua phát triển nguồn và lưới điện truyền tải đồng bộ với phát triển phụ tải; nâng cao năng lực điều độ, dự báo, tối ưu việc vận hành và đẩy nhanh số hóa, tự động hóa trong điều độ và vận hành hệ thống điện.
Khi nắng nóng xảy ra trên diện rộng và kéo dài, đỉnh phụ tải thường dịch chuyển sang khung giờ tối (20 - 23 giờ), thậm chí vượt cả cao điểm ban ngày. Đây cũng là thời điểm hệ thống chịu áp lực lớn nhất do không còn nguồn điện mặt trời hỗ trợ, trong khi nhiều nhà máy thủy điện nhỏ nước về kém không đủ nước phát điện, làm khả năng đáp ứng phụ tải và duy trì dự phòng của hệ thống bị thu hẹp đáng kể.
Bên cạnh đó, hệ thống cũng đang phải đối mặt với một số rủi ro tiềm ẩn như: suy giảm công suất các tổ máy nhiệt điện than do đã vận hành ở mức công suất cao trong thời gian dài hoặc yêu cầu về môi trường.
Để tiếp tục thực hiện tốt nhiệm vụ vận hành hệ thống điện quốc gia, bảo đảm cung cấp điện an toàn, ổn định, NSMO cho biết đã phối hợp với các đơn vị sửa chữa, bảo dưỡng lưới điện nhằm bảo đảm mức khả dụng cao nhất cho hệ thống truyền tải và phân phối, đặc biệt đối với các công trình phục vụ cấp điện cho miền Bắc.
Bên cạnh đó, thực hiện vận hành linh hoạt hồ chứa, chủ động tích nước các thủy điện nhỏ, huy động hợp lý để phát điện vào khung giờ cao điểm tối. Đồng thời, phối hợp dịch chuyển giờ phát của các nhà máy thủy điện nhỏ miền Bắc để hỗ trợ hệ thống trong giờ cao điểm. Đến nay, xấp xỉ 100% số nhà máy (301/301 nhà máy điện với công suất 3.000MW) được yêu cầu đã điều chỉnh biểu đồ phát điện theo khung giờ mới.
Nhiệt điện than cũng được huy động tối đa các tổ máy khả dụng để đảm bảo dự phòng, chủ động phối hợp giảm công suất giờ thấp điểm để huy động cao khả dụng công suất cao nhất vào cao điểm. Đặc biệt, ngoài điện khí LNG, NSMO cho biết đã linh hoạt chuyển đổi giữa khí nội địa, LNG và dầu DO nhằm phát tối đa trong giờ cao điểm và giảm chi phí hệ thống. Huy động cao nguồn LNG và các tổ máy chạy dầu chi phí cao: như nhiệt điện Ô Môn I dùng dầu FO, các tổ tuabin khí dùng dầu DO như nhà máy điện Thủ Đức, Cần Thơ.
