» Phản biện

Phát triển điện mặt trời: Việt Nam nên học hỏi kinh nghiệm gì của Đức?

14:00 |21/08/2020

 - 

Để làm rõ hơn bài học thành công của nước Đức trong phát triển điện mặt trời, Tạp chí Năng lượng Việt Nam xin giới thiệu vài trích dẫn trong bài: ‘Recent Facts about Photovoltaics in Germany’ của tiến sĩ Harry Wirth - Giám đốc Phòng Modun và Nhà máy điện mặt trời, Viện Fraunhofer về Hệ thống điện mặt trời, Cộng hòa Liên bang Đức dưới đây để bạn đọc tham khảo. [1] 


Năng lượng tái tạo ‘phi thủy điện’ thế giới và vấn đề tham khảo cho Việt Nam

Phát triển nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII và những thách thức trong lựa chọn


I. Phải chăng điện mặt trời tham gia đáng kể vào cung cấp điện của Đức?

Theo ước tính, trong năm 2017 năng lượng do điện mặt trời (ĐMT) tạo ra lên tới khoảng 40 TWh và chiếm khoảng 7,2% tiêu thụ điện ròng của Đức (bao gồm tổn thất lưới điện). Năng lượng tái tạo nói chung (NLTT) chiếm khoảng 39% điện năng tiêu thụ ròng, trong khi ĐMT và tổng NLTT chiếm khoảng 6,7% và 36% tổng tiêu thụ điện của Đức tương ứng. Vào các ngày trong tuần nắng đẹp, ĐMT có thể đáp ứng 45% nhu cầu điện lúc đó. Vào cuối tuần và ngày lễ, tỷ lệ phủ biểu đồ của ĐMT có thể đạt 60%.

Vào cuối năm 2017, tổng công suất ĐMT danh nghĩa được lắp đặt ở Đức là khoảng 43 GW. Công suất lắp đặt của tất cả các hệ thống ĐMT được trợ giá, tính đến 31/1/2018 là 1,6 triệu nhà máy điện.

II. Feed-In-Tarrif (FIT)

Để dần từ bỏ điện từ nhiên liệu hóa thạch, việc chuyển đổi năng lượng của Đức đòi hỏi đầu tư lớn vào công suất năng lượng mặt trời và gió. Để xây dựng một nhà máy ĐMT hiện nay, nhà đầu tư cần có một bảo lãnh mua điện quy định một mức giá cố định trong suốt đời sống kinh tế của nhà máy điện. Nếu không, nhà đầu tư có thể trì hoãn việc đầu tư của mình dựa trên xu hướng cho thấy chi phí nhà máy ĐMT tiếp tục giảm. Vì tất cả các nhà máy ĐMT được lắp đặt đều sản xuất điện cùng lúc, nên giá điện đắt hơn từ các nhà máy điện cũ sẽ không còn cạnh tranh trong tương lai.

Việc trì hoãn việc mở rộng ĐMT với hy vọng giảm chi phí trong tương lai sẽ không chỉ là một phản ứng hoài nghi đối với sự biến đổi khí hậu đang diễn ra mà còn làm chậm động lực giảm chi phí. Giá trị ước tính của chi phí phát điện (EEG) đầu tiên vào năm 2000 và những thay đổi sau đó đã định hình sự phát triển của việc lắp đặt ĐMT ở Đức. EEG năm 2017 chỉ rõ một hành lang mở rộng cố định cho NLTT như một phần trong tổng tiêu thụ điện, bao gồm cả hỗ trợ và hạn chế tăng trưởng công suất ĐMT:

1/ Năng lượng ĐMT tự tiêu thụ bị đánh thuế trên một công suất danh định nhất định (khoảng 10 kW) với 40% phụ phí EEG hiện tại - có nghĩa là chi phí phát điện ĐMT tăng lên khoảng 2,7 € cents/ kWh.

2/ Các hệ thống ĐMT mới lên đến 100 kWp nhận được FIT cố định.

3/ Các hệ thống ĐMT mới từ 100 đến 750 kWp phải bán năng lượng của chúng bằng cách tiếp thị trực tiếp.

4/ Hệ thống ĐMT mới trên 750 kWp được yêu cầu tham gia vào các cuộc đấu thầu và không được sử dụng để tự sản xuất nội bộ.

5/ Có nhiều quy định khác liên quan đến các khu vực tiềm năng để lắp đặt, khả năng điều khiển điện từ xa và giảm công suất, trong số những quy định khác.

Hình 1: Biểu FIT cho ĐMT theo ngày vận hành thương mại, thù lao trung bình của các vòng đấu thầu của Cơ quan Mạng lưới Liên bang Đức, giá điện đến năm 2016 và với các ước tính sau đó, mức bồi thường trung bình cho điện năng ĐMT.


Tùy thuộc vào quy mô hệ thống, FIT cho các hệ thống mái nhỏ được đưa vào vận hành vào tháng 10 năm 2018 có thể lên đến 11,84 € -c/kWh và được đảm bảo cho người vận hành trong vòng 20 năm tới. Đối với các hệ thống quy mô trung bình từ 750 kW đến 10 MW, FIT do thỏa thuận cấp phép quy định. Vòng cấp phép cuối cùng của Cơ quan Mạng lưới Liên bang Đức vào ngày đấu thầu ngày 1 tháng 2 năm 2018 đã đặt giá trị trung bình là 4,33 € -c/kWh.

Để so sánh: Đấu thầu mua điện từ hệ thống gió trên bờ trong cùng ngày đấu thầu đã đưa ra mức giá trung bình là 4,60 € -c/kWh. Trên quy mô toàn cầu, giá điện ĐMT ở các địa điểm có mức bức xạ cao đã được chào ở mức thấp kỷ lục từ 1,5 - 2,5cts/kWh (ví dụ như ở Saudia Arabia cho một nhà máy 300 MW). Mặt khác, giá mức dừng thương lượng cho nhà máy hạt nhân Hinkley Point C ở Anh được quy hoạch về cơ bản chuyển thành FIT 12 € -c/kWh cộng với điều chỉnh lạm phát trong thời gian 35 năm.

FIT cho năng lượng ĐMT giảm nhanh hơn bất kỳ nguồn năng lượng tái tạo nào khác, trong khoảng 15 năm qua. 80% cho các công trình nhỏ trên mái nhà và 90% cho các hệ thống quy mô vừa.

Sau năm 2020, biểu thuế nhập khẩu sẽ dần hết hiệu lực đối với các nhà máy ĐMT lâu đời nhất, khi đạt đến thời hạn thanh toán 20 năm. Tuy nhiên, các nhà máy này sẽ tiếp tục cung cấp điện với chi phí bình đẳng, thấp hơn tất cả các nguồn năng lượng tái tạo và nhiên liệu hóa thạch khác, do chi phí vận hành thấp và chi phí nhiên liệu bằng không.

III. Phải chăng điện mặt trời làm quá tải hệ thống điện?

Hơn 98% hệ thống điện mặt trời ở Đức được kết nối với lưới điện điện áp thấp, phi tập trung (Hình 2).

Do đó, năng lượng mặt trời chủ yếu được cung cấp một cách bình thường và hầu như không có nhu cầu mở rộng lưới điện truyền tải quốc gia của Đức. Mật độ hệ thống PV cao trong khu vực lưới điện hạ áp có thể khiến sản lượng điện sản xuất vượt quá mức tiêu thụ điện năng của khu vực này vào những ngày nắng. Máy biến áp sau đó cấp điện trở lại lưới điện trung áp. Ở mật độ nhà máy rất cao, trạm biến áp có thể đạt đến giới hạn công suất. Việc phân phối đều các cài đặt PV trên các phần mạng sẽ làm giảm nhu cầu mở rộng.

Hình 2: Trái: Nguồn cung cấp điện ĐMT, Phải: Tỷ lệ công suất ĐMT đã lắp đặt theo quy mô nhà máy.


Các nhà máy ĐMT được phân cấp và phân bổ tốt, do đó có thể đáp ứng việc cấp vào và phân phối tới lưới điện hiện có. Các nhà máy ĐMT lớn, hoặc sự tích tụ cục bộ của các nhà máy nhỏ hơn ở các vùng thưa dân cư đòi hỏi phải gia cố mạng lưới phân phối và các trạm biến áp tại một số địa điểm nhất định. Việc mở rộng hơn nữa ĐMT phải thân thiện hơn về mặt địa lý, thậm chí còn gần hơn với mức tiêu thụ, để đơn giản hóa việc phân phối điện mặt trời. Ví dụ, Brandenburg, hoặc Mecklenburg-Vorpommern đã lắp đặt điện năng ĐMT cho mỗi người dân nhiều hơn từ 3 đến 4 lần so với Saarland, NRW, Sachsen hoặc Hesse.

Theo một nghiên cứu của Agora Energiewende, lưới điện của Đức sẽ có thể vận chuyển lượng điện cần thiết ngay cả với công suất ĐMT được lắp đặt chỉ dưới 100 GW vào năm 2030. Đặc biệt, các biện pháp hiện đại hóa và cải thiện việc sử dụng các mạng hiện có là cần thiết, nhưng không cần có sự phát triển đáng kể.

Khi xảy ra tắc nghẽn mạng hiện tại, nguồn ĐMT hiếm khi là nguyên nhân (Hình 3). Do thừa năng lượng gió ở phía Bắc nước Đức, thâm hụt điện do ngừng hoạt động nhà máy điện (điện hạt nhân ở phía Nam nước Đức) và việc mở rộng lưới điện chậm chạp, lưới điện truyền tải của Đức thường xuyên xảy ra tắc nghẽn. Vì việc mở rộng lưới điện - một bước cần thiết để giảm bớt tắc nghẽn - vẫn sẽ mất một thời gian, nên các biện pháp tái điều độ sẽ ngày càng được yêu cầu trong tương lai gần.

Điều độ lại có nghĩa là đơn vị vận hành truyền tải (TSO) can thiệp vào lịch trình vận hành dựa trên thị trường của các nhà máy điện (điều độ) để phân phối lại nguồn điện cấp vào, ngăn chặn sự gia tăng điện trong lưới điện (tái điều độ phòng ngừa) hoặc để thực hiện các sửa chữa (điều độ lại khi sửa chữa). Trước khi xảy ra tắc nghẽn, năng lượng cung cấp vào bị giảm (tái điều độ âm) và sau đó tăng lên (tái điều độ dương).

Trong năm 2017, tổng chi phí của các biện pháp tái điều độ lên tới 1,4 tỷ Euro.

Hình 3: Năng lượng điện giới hạn tính bằng GWh / năm (Gesamt: toàn bộ).


IV. Các nhà máy PV có thường xuyên hoạt động hết công suất không?

Chỉ số hiệu suất “số giờ đầy tải” là thương số của năng lượng thực tế do nhà máy điện tạo ra trong khoảng thời gian một năm và công suất danh định của nó (Tmax). Do các mô hình chiếu xạ mặt trời dao động và theo chu kỳ, các nhà máy ĐMT thực sự hoạt động ít hơn một nửa trong tổng số 8.760 giờ mỗi năm và ngay cả khi chúng đang hoạt động, hệ thống thường hoạt động ở một phần tải riêng.

Dựa trên kịch bản xu hướng, các nhà điều hành hệ thống truyền tải (TSO) giả định trung bình Tmax là 980 giờ mỗi năm đối với hệ thống ĐMT ở Đức và 892 giờ mỗi năm đối với hệ thống gắn trên mái nhà. Hình 4 cung cấp Tmax được dự báo hàng năm cho các hệ thống năng lượng tái tạo khác nhau ở Đức.

Hình 4: Dự báo Tmax cho các nhà máy năng lượng tái tạo, giá trị trung bình từ 2012-2016.


Tổng bức xạ ngang trung bình ở Đức từ năm 1981 đến năm 2010 là 1055 kWh/m2 mỗi năm và dao động trong khoảng 950 đến 1.260 kWh/m2 mỗi năm. Hình 5 cho thấy sự phân bố bức xạ trên toàn nước Đức.

Để tối đa hóa năng suất, các mô-đun PV được định hướng quay mặt về phía Nam và được lắp đặt với góc nghiêng 30-40° so với phương ngang. Đặt nghiêng các mô-đun PV làm tăng tổng bức xạ tới trên các mô-đun lên khoảng 15% so với bề mặt nằm ngang. Điều này làm tăng mức chiếu xạ ngẫu nhiên trung bình lên khoảng 1.200 kWh/m2 mỗi năm trên toàn nước Đức.

Đặt định hướng lý tưởng các PV sẽ dẫn đến mức trung bình địa lý trên toàn nước Đức là hơn 1.030 giờ đầy tải đối với các PV. Vì một số hệ thống gắn trên mái không được đặt hướng lý tưởng, nên số giờ đầy tải trung bình thực tế có phần thấp hơn. Các cải tiến kỹ thuật trong mô-đun và cài đặt có thể làm tăng bức xạ ngẫu nhiên, tỷ lệ hiệu suất, năng suất và do đó tăng số giờ Tmax hệ thống PV. Những cải tiến đòi hỏi:

1/ Quan trắc.

2/ Công nghệ PV hai mặt.

3/ Giảm tổn thất do che nắng.

4/ Giảm hệ số nhiệt độ của pin mặt trời.

5/ Giảm nhiệt độ hoạt động của mô-đun bằng cách thông gió mặt sau.

6/ Tăng đặc tính của mô-đun đối với điều kiện ánh sáng yếu và ánh sáng yêu cầu.

7/ Giảm tổn thất mô-đun do bụi bẩn.

8/ Phát hiện sớm và sửa chữa lỗi giảm sản lượng phát.

9/ Giảm sự xuống cấp trong thời gian tồn tại của mô-đun.

Hình 5: Bức xạ mặt trời ngang hàng năm ở Đức từ 2018 - 2010.


V. Nhận xét

Như vậy, qua tham khảo, có thể Việt Nam nên học hỏi kinh nghiệm của Đức trên một vài điểm sau:

Một là: Thay vì phải vất vả, khó khăn trong điều chỉnh mức độ phát triển các dự án ĐMT tại một số vùng “nóng”, lại tiêu hao vốn đầu tư - chi phí vận hành cho việc nâng cấp lưới truyền tải (bao gồm cả lưới điện 500 kV), nên xem xét, định hướng phát triển ĐMT với quy mô nhỏ, cấp vào lưới hạ và trung áp và có các cơ chế khuyến khích thích hợp đối với mô hình này.

Hai là: Đối với các vùng có tiềm năng bức xạ mặt trời lớn, nhưng nhu cầu điện tại chỗ nhỏ, cần giãn bớt tiến độ các dự án để phù hợp, đồng bộ với khả năng đầu tư nâng cấp lưới truyền tải, cũng như các hệ thống thiết bị, phần mềm hỗ trợ điều độ, dự báo ngắn hạn. Hoặc sớm chuyển sang cơ chế đấu thầu các dự án ĐMT. Như vậy sẽ tránh được hệ lụy “giảm phát” đối với các chủ nhà máy ĐMT, lãng phí nguồn lực xã hội.

Đối với các vùng có bức xạ nắng thấp, nhu cầu phụ tải lại cao, nên xem xét mức giá đấu thầu cao hơn để khuyến khích sự “phân tán”, tránh bớt sự nghẽn mạch của lưới điện.

Ba là: Khi chưa có cơ chế đấu thầu, nên có các bước điều chỉnh giảm đối với ĐMT quy mô trang trại, do giá thành thiết bị tiếp tục giảm và để tránh cho người dân phải mua giá cao, nhưng nên xem xét duy trì biểu giá FIT hợp lý trong một số năm tới đối với ĐMT mái nhà nói riêng và ĐMT quy mô nhỏ nói chung./.

[1] ttps://www.ise.fraunhofer.de/en/publications/studies/recent-facts-about-pv-ingermany.html

NGUYỄN ANH TUẤN - CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM




TÒA SOẠN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM
Phòng 406-407-408, Tòa nhà Văn phòng, số 87 Láng Hạ, Ba Đình, Hà Nội.
Email: toasoan@nangluongvietnam.vn

Liên hệ Thư ký Tòa soạn: Mai Văn Thắng (Hotline: 0969998822)

Liên hệ Giám đốc Trung tâm Đối ngoại: Lê Mỹ (Hotline: 0949723223)

Liên hệ Trung tâm Quảng cáo: Nguyễn Tiến Sỹ (Hotline: 0969998811) - Phan Thanh Dũng (Hotline: 0942632014)

Trang TTĐT của Tạp chí Năng lượng Việt Nam hoạt động theo Giấy phép số: 66/GP-TTĐT, cấp ngày 30/3/2018
của Cục Quản lý Phát thanh, Truyền hình và Thông tin Điện tử - Bộ Thông tin - Truyền thông.

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3