Nhận định - Phản biện

Việt Nam nên định hướng phát triển điện gió, mặt trời thế nào?

06:44 |07/08/2019

 - 

Gần đây Việt Nam đã có những phát triển đột phá về điện mặt trời, một nguồn năng lượng tái tạo mà chúng ta có tiềm năng dồi dào. Nhưng những nảy sinh do phát triển điện mặt trời thiếu bài bản, tập trung ở một vài địa phương vốn có nhu cầu điện khiêm tốn, không đồng bộ với lưới điện... đã không phát huy được hết khả năng của loại nguồn sạch này và đang là yếu tố kìm hãm đà phát triển. Để tiếp cận định hướng, nhằm khai thác tốt tiềm năng các nguồn điện mặt trời và điện gió, Tạp chí Năng lượng Việt Nam xin nêu một số vấn đề dưới đây để bạn đọc cùng tham khảo. 

Việt Nam có nên phát triển điện mặt trời nổi trên mặt nước?



NGUYỄN ANH TUẤN - TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM


Thứ nhất: Để phát triển hiệu quả điện mặt trời và điện gió, cần phải xây dựng trước, hoặc đồng thời các nguồn điện phủ "nền" và nguồn dự trữ:

Nguồn điện mặt trời (ĐMT) và điện gió (ĐG) do mang đặc điểm của địa lý, khí hậu tự nhiên tại mỗi vùng, nên là loại bất định, nhiều biến động trong ngày đêm và các mùa trong năm, phụ thuộc vào vị trí và chúng được xây dựng. Vì vậy không phải mọi lúc và ở đâu mặt trời cũng đều sáng rực, gió cũng đều thổi mạnh.

Đặc điểm của sử dụng điện là không đều đặn, biến động theo ngày đêm, theo tháng trong năm. Dưới đây là ví dụ minh họa về biểu đồ phụ tải điện toàn quốc 24h ngày có công suất cực đại (Hình 1) và biểu đồ công suất cực đại, trung bình và cực tiểu theo tháng của năm 2018 [1].

Hình 1 - Biểu đồ phụ tải ngày đêm toàn quốc năm 2018:


Hình 2 - Công suất cực đại, trung bình và cực tiểu theo tháng năm 2018:

Theo tổng hợp tính toán từ các biểu đồ trên, năm 2018 công suất max của phụ tải là trên 35.000 MW, hệ số P trung bình/Pmax là khoảng 0.79, còn hệ số P min/ P max là 0.54. Như vậy, kể cả tháng có công suất thấp nhất (tháng 2) thì vẫn cần có trên 11.000 MW và ở tháng có công suất cao nhất (tháng 7) cũng cần có gần 20.000 MW các nguồn vào thấp điểm để đáp ứng phụ tải điện "nền", tại ngày có phụ tải max trên 35.000 MW, phụ tải thấp điểm nhất là khoảng 25.000 MW. Dự báo đến năm 2030 Pmax của phụ tải sẽ đạt khoảng 90.000 MW và với sự chuyển dịch logic thì biểu đồ sẽ còn "đầy" hơn, Pmin vào ban đêm và sáng sớm có thể lên tới 50.000 MW.

Vì ban đêm không có nguồn mặt trời, còn gió thì thất thường, nên phải có các nguồn truyền thống để đảm bảo cung cấp điện tại mọi thời điểm, nhất là vào các giờ chiều tối (cao điểm chiều), ban đêm và sáng sớm. Mặt khác, các nguồn điện truyền thống còn cần thêm một lượng dự trữ để huy động bù đắp những lúc đột ngột mây che ánh sáng mặt trời, hoặc gió ngừng.

Các nguồn điện truyền thống ở đây có thể kể đến chủ yếu là thủy điện, nhiệt điện khí và nhiệt điện than. Tuy nhiên, ở Việt Nam, tiềm năng các nguồn thủy điện vừa và lớn đã gần cạn kiệt; than đã không đủ cấp cho các nhà máy điện đang vận hành, các dự án nhiệt điện than đang và sẽ xây dựng sẽ phải phụ thuộc than nhập khẩu; khí đốt cấp cho các cụm nhà máy điện tua bin khí hỗn hợp ở Đông và Tây Nam bộ đang suy giảm nhanh và đã phải tính đến nhập khẩu LNG sau năm 2020 để duy trì vận hành; các nguồn khí mới ở mỏ Lô B và mỏ Cá Voi Xanh chỉ đủ cho khoảng 7.000 MW điện khí mới sau năm 2023. Theo dự báo, trong các năm từ nay đến 2030 mỗi năm chúng ta cần bổ sung thêm 6.000 đến 7.000 MW nguồn mới.

Vậy, bài toán ở đây là phải xem xét phát triển các nguồn nhiệt điện than và khí trong tương lai sao cho đáp ứng được bài toán hài hòa kỹ thuật - kinh tế - môi trường. Nhưng dù sao vẫn phải xây dựng thêm các nguồn nhiệt điện mới, vận hành linh hoạt để làm cơ sở cho phát triển ĐMT, ĐG.

Tiềm năng ĐMT và ĐG ở nước ta rất lớn: tiềm năng ĐG ở mức 27.000 MW (nếu tính ở mức độ sẵn sàng của hạ tầng giao thông và lưới truyền tải lân cận 10km) và tăng lên 144.000 MW (nếu tính ở mức độ sẵn sàng của hạ tầng giao thông và lưới truyền tải lân cận 20km và xây dựng tua bin gió trên đất nông nghiệp); tiềm năng điện mặt trời cón lớn hơn, gần 340.000 MW [2].

Nhưng khi phát triển ĐG và nhất là ĐMT với quy mô lớn, sẽ có một lượng năng lượng lớn dư thừa vào lúc đỉnh điểm nắng buổi trưa. Nếu không có các thiết bị dự trữ, lưu năng lượng lại lúc đó thì rất lãng phí. Vì vậy trong tổ hợp nguồn điện có ĐMT và ĐG với tỷ trọng lớn, phải phát triển các nguồn dự trữ như thủy điện tích năng và pin dự trữ.

Theo Báo cáo triển vọng Năng lượng Việt Nam, phiên bản 2019 đang được Cơ quan Năng lượng Đan Mạch phối hợp với Bộ Công Thương nghiên cứu [3]: Đến năm 2050, khi có thể phát triển công suất ĐMT và ĐG lên tới 117.000 MW và 25.000 MW tương ứng, tổng công suất các nguồn pin tích năng cần có cũng lên tới 74.000 MW (khoảng 0.5 MW pin tích năng/1 MW ĐMT+ĐG). Biểu đồ minh họa tổ hợp nguồn điện vận hành tuần thứ 39 (tuần có nhu cầu điện cao nhất) ở năm 2050 như sau:

Hình 3:


Có thể thấy vai trò của pin tích năng là giữ lại điện năng dư thừa trong vài giờ buổi trưa, sau đó phát lại hệ thống vào buổi tối, đêm và sáng sớm. Tuy còn những vấn đề cần nghiên cứu thêm và bàn cãi về hiệu năng của pin tích năng, về xử lý môi trường sau vòng đời thiết bị so với thủy điện tích năng, nhưng xu thế giá cả pin tích năng sẽ giảm nhanh, từ mức chi phí đầu tư khoảng 500 USD/kWh hiện nay sẽ xuống tới 300 và dưới 200 USD/kW trong giai đoạn đến 2030 và 2050 tương ứng.

Thứ hai: Phát triển đồng thời điện mặt trời và điện gió:

Hai loại nguồn ĐMT và ĐG đều là nguồn NLTT biến động, nhưng do đặc điểm riêng của ĐMT là chỉ có vào ban ngày, còn gió thường mạnh hơn vào ban đêm nên chúng có thể phối hợp để phát huy tác dụng vào những giờ khác nhau trong ngày, làm "mềm" hơn sự biến động khi tham gia vào cấp điện. Có thể minh họa sự có mặt của ĐMT và ĐG trong ngày đêm qua các biểu đồ đặc trưng của ĐMT và ĐG ở Hình 4 và Hình 5 sau:

Hình 4 - Đặc trưng cường độ bức xạ và công suất hàng ngày của ĐMT:

Kết quả hình ảnh cho daily solar irradiance


Hình 5 - Đặc trưng của biến động công suất ĐG trong ngày đêm:

Hình ảnh có liên quan


Ban đêm, ĐG sẽ bù lại phần nào năng lượng thiếu vắng của ĐMT, vì vậy, trong quy hoạch - kế hoạch phát triển các dạng NLTT biến động, cần song hành khuyến khích cả ĐMT và ĐG với ý nghĩa chúng hỗ trợ nhau, khắc phục nhược điểm ban đêm không có bức xạ mặt trời để có thể tăng hiệu quả chung.

Thứ ba: Phát triển điện mặt trời và điện gió phù hợp với từng khu vực, đồng bộ với nâng cấp lưới điện truyền tải:

Như đã nêu ban đầu, khi phát triển mạnh ĐMT ở một vài khu vực có tiềm năng lớn như các tỉnh Bình Thuận, Ninh Thuận, Dăk Lăk, Khánh Hòa... nhưng nhu cầu điện tại chỗ lại còn thấp, dẫn đến lưới điện phải hấp thụ lượng điện năng lớn và truyền tải sang các khu vực khác có nhu cầu điện cao. Vì lưới điện chưa kịp nâng cấp, bổ sung để truyền tải, nên hậu quả ta đã thấy là xảy ra quá tải nặng nề lưới truyền tải, không thể phát huy được công suất của các nguồn ĐMT mới vào vận hành tại các tỉnh này.

Theo thông báo được Trung tâm Điều độ Hệ thống điện miền Nam (A2) gửi tới các doanh nghiệp liên quan ngày 27/6/2019: 22 chủ đầu tư các nhà máy điện mặt trời và 2 dự án điện gió tại Ninh Thuận và Bình Thuận đã nhận được thông báo phân bổ công suất các nhà máy điện nhằm tránh quá tải lưới, với khả năng giảm phát lên tới gần 65% công suất từ ngày 28/6/2019 đến ngày 1/7/2019 [4].

Việc xây dựng ĐMT thường chỉ khoảng 6 tháng đến 1 năm, trong khi quá trình xây dựng, hoặc nâng cấp lưới điện tại một vùng thường từ 2 đến 3 năm, hoặc lâu hơn. Bất cập này chỉ được giải quyết khi:

1/ Địa phương tại các vùng tiềm năng và ngành điện có thông tin cụ thể về khả năng hiện tại tiếp nhận công suất các nguồn điện mới và tiến độ phát triển lưới điện tại địa phương để có thể tiếp nhận thêm công suất ĐMT, ĐG trong các năm tiếp theo.

2/ Các chủ đầu tư ĐMT và ĐG cần tỉnh táo khi chọn thời điểm và quy mô phát triển các dự án ĐMT, ĐG tại các vùng có nhu cầu điện tại chỗ thấp, lưới điện yếu.

3/ Cơ quan quản lý Nhà nước cần có các chính sách phân vùng giá mua điện khác nhau từ ĐMT, ĐG tại các khu vực có lưới điện mạnh, hoặc yếu, làm tín hiệu đầu tư thích hợp để phát triển ĐMT, ĐG hài hòa, tránh lãng phí nguồn lực xã hội. Thực tế này, Chính phủ, Bộ Công Thương và lãnh đạo các địa phương đã nắm rất rõ và có các biện pháp về phân vùng giá mua điện khác nhau, dự kiến trong cuối Quý III/2019 sẽ có chính sách cụ thể.

Thứ Tư: Khuyến khích mạnh phát triển điện mặt trời trên mái nhà:

Như Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã có bài đã đăng cách đây không lâu: Điện mặt trời áp mái - lựa chọn hợp lý trong phát triển NLTT, có nhiều lợi ích của điện mặt trời trên mái nhà như:

1/ Không tốn diện tích đất.

2/ Giúp tăng cường chống nóng hiệu quả cho các công trình.

3/ Có quy mô nhỏ, lắp đặt phân tán nên được đấu nối vào lưới điện hạ áp và trung áp hiện hữu, không cần đầu tư thêm hệ thống lưới điện truyền tải.

4/ Được lắp đặt nhiều ở các mái nhà trong thành phố, trong khu công nghiệp nên có tác dụng làm giảm quá tải lưới điện truyền tải từ các nguồn điện truyền thống, thường đặt ở xa các trung tâm đông dân.

5/ Với quy mô nhỏ, từ vài kW đến dưới 1 MW, thích hợp để khuyến khích nhiều cá nhân, tổ chức tham gia đầu tư kinh doanh với vốn không lớn, đạt mục tiêu xã hội hóa huy động các nguồn vốn.

Hơn nữa với đặc điểm phân tán, điện mặt trời trên mái nhà (ĐMTTMN) có thể được xây dựng tại nhiều thành phố, đô thị trên khắp cả nước, làm tăng thêm phạm vi khai thác nguồn năng lượng dồi dào này. Tiềm năng ĐMTTMN tại Việt Nam cũng được đánh giá rất lớn. Theo một nghiên cứu mới đây của WB cho Việt Nam về "Phát triển bên vững điện mặt trời áp mái (ĐMTTMN-Rooftop PV)", chỉ riêng 2 thành phố HCM và Đà Nẵng đã có tiềm năng lắp ĐMTTMN tới 7.500 MW.

Ngày 5/7/2019 Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định số 2023/QĐ-BCT phê duyệt Chương trình thúc đẩy phát triển điện mặt trời mái nhà tại Việt Nam giai đoạn 2019 - 2025, trong đó có nhiều hợp phần thực hiện chính sách khuyến khích loại hình này, với mục tiêu đến năm 2025 cả nước sẽ có 1.000 MW công suất ĐMTTMN.

Kinh nghiệm của CHLB Đức, nước có tỷ trọng ĐMT lớn nhất hiện nay đã được chia sẻ tại Hội thảo "Khởi động chương trình thúc đẩy phát triển điện mặt trời áp mái tại Việt Nam" do Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo (Bộ Công Thương) phối hợp với các nhà tài trợ tổ chức ngày 25/7 tại TP.Hồ Chí Minh: đại diện của Đại sứ quán Đức tại Việt Nam - ông Sebastian Paust đã phát biểu: 70% điện mặt trời của Đức hiện nay đến từ hơn 1,5 triệu hệ thống điện mặt trời mái nhà.

Như vậy, giải pháp phát triển điện mặt trời trên mái nhà cần được coi là một trong các ưu tiên nhất.

Phát triển hài hòa tổ hợp nguồn điện, sử dụng tài nguyên năng lượng hợp lý, kết hợp để phát huy những mặt tốt và hạn chế những mặt xấu của mỗi loại nguồn thủy - nhiệt - năng lượng tái tạo, không thiên lệch quá mức một loại hình nào sẽ là lời giải hợp lý cho bài toán cung cấp điện của Việt Nam, nhất là khi nhu cầu điện còn tăng nhanh với mức bình quân trên dưới 8%/năm trong nhiều năm tới. Tăng cường năng lực lưới truyền tải ở các vùng có tiềm năng lớn về điện mặt trời, điện gió; kết hợp phát triển các nguồn này đồng bộ với năng lực lưới điện khu vực dự án và ưu tiên thúc đẩy điện mặt trời áp mái là những giải pháp hữu hiệu nhằm tăng tốc đà phát triển của điện mặt trời, điện gió ở Việt Nam./.


Tài liệu tham khảo:

[1] Nguồn: Viện Năng lượng

[2] Quy hoạch phát triển năng lượng Quốc gia giai đoạn 2016 - 2025, định hướng đến năm 2035, Viện Năng lượng, 2017

[3] Dự thảo Báo cáo triển vọng Năng lượng Việt Nam, phiên bản 2019 (Vietnam Energy Outlook Report 2019)

[4] Theo DEVI Renewable Energies: "22 dự án điện mặt trời và 2 dự án điện gió bị giải tỏa công suất tới 65%", 02/7/2019, dẫn Bài của Thanh Huong/ Baodautu.vn



®   Khi đăng lại tin, bài, hay trích dẫn số liệu phải ghi rõ nguồn: TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM và dẫn link tới bài gốc trên NangluongVietnam.vn

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3