Cơ chế nào để Việt Nam phát triển pin lưu trữ điện năng và thủy điện tích năng?

Kiến nghị ‘ứng dụng hệ thống lưu trữ năng lượng’ đang được Bộ Công Thương xử lý Văn phòng Chính phủ vừa có công văn số 39/PC-VPCP, ngày 6/1/2022, chuyển báo cáo Thủ tướng Chính phủ kết quả “Hội thảo khoa học ứng dụng hệ thống lưu trữ năng lượng và công nghệ nâng cao hiệu suất cho các dự án năng lượng tái tạo của Việt Nam và một số đề xuất, kiến nghị” của Tạp chí Năng lượng Việt Nam đến Bộ Công Thương để xem xét, xử lý theo quy định.

Đề xuất 7 giải pháp ứng dụng lưu trữ điện cho hệ thống năng lượng tái tạo Việt Nam Từ kết quả “Hội thảo khoa học ứng dụng hệ thống lưu trữ năng lượng và công nghệ nâng cao hiệu suất cho các dự án năng lượng tái tạo của Việt Nam” tổ chức hồi cuối tháng 11/2021 tại Hà Nội, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam vừa có Văn bản báo cáo, phân tích tình hình hệ thống điện, sự cần thiết, vai trò hệ thống lưu trữ năng lượng, những thách thức trong phát triển lưu trữ năng lượng và một số đề xuất, kiến nghị tới Thủ tướng Chính phủ, Trưởng Ban Kinh tế Trung ương, Bộ trưởng Bộ Công Thương.

Lưu trữ điện năng - Xu thế tất yếu khi Việt Nam phát triển năng lượng tái tạo Việc phát triển hệ thống tích trữ năng lượng ở Việt Nam khi nguồn điện từ năng lượng tái tạo tăng cao là xu thế tất yếu nhằm đảm bảo vận hành hệ thống điện ổn định, an toàn. Nhưng vấn đề đặt ra là cơ chế đầu tư, vận hành BESS và giá mua điện từ hệ thống (trong chế độ nạp điện), cũng như giá bán điện từ BESS như thế nào? Phân tích của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Thực hiện cam kết đưa phát thải ròng về không (Net Zero) vào năm 2050 như Thủ tướng Chính phủ đã tuyên bố, Quy hoạch điện VIII đã được hoàn chỉnh theo mục tiêu đó.

Kết quả tính toán nhu cầu tổng công suất các nhà máy điện tính đến năm 2030, Việt Nam cần:

- Khoảng 145.930 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát), trong đó nhiệt điện than có công suất 37.467 MW (chiểm tỷ lệ 25,7%) vào năm 2030 và không phát triển thêm cho tới năm 2045 (đến thời điểm này tỷ lệ giảm xuống chỉ còn 9,6%).

- Nguồn điện khí LNG sẽ đạt 23.900 MW (tỷ lệ 16,4%) vào năm 2030 và tăng lên đến 31.400 MW (tỷ lệ 14,8%) vào năm 2035, sau đó giữ nguyên đến năm 2045.

- Điện gió trên bờ đạt 16.121 MW (tỷ lệ 11%) vào năm 2030 và tăng công suất lên đến 55.950 MW (tỷ lệ 14,3%) vào năm 2045.

- Điện gió ngoài khơi sẽ được đầu tư xây dựng 7.000 MW (tỷ lệ 4,8%) vào năm 2030 và tăng lên đến 66.500 MW (tỷ lệ 17%) vào năm 2045.

- Riêng điện mặt trời quy mô lớn vào năm 2030 vẫn được giữ nguyên như hiện tại là 8.736 MW (tỷ lệ 6%) và dự kiến đạt khoảng 76.000 MW (tỷ lệ 19,4%) vào năm 2045.

- Phát triển điện sinh khối và các dạng năng lượng tái tạo khác dự kiến đạt 1.230 MW (tỷ lệ 0,8%) vào năm 2030 và phát triển lên đến 5.210 MW (tỷ lệ 1,3%) vào năm 2045.

- Riêng thủy điện tích năng và pin lưu trữ đạt 2.450 MW (tỷ lệ 1,7%) vào năm 2030 và đạt 29.250 MW (tỷ lệ 7,5%) vào năm 2045.

Tuy nhiên, nhu cầu truyền tải công suất phát của điện mặt trời và điện gió lúc cao điểm làm gia tăng hiện tượng quá tải lưới điện cục bộ và tăng nhu cầu dịch chuyển đỉnh - đáy của các loại nguồn thủy điện, điện than và khí. Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia đã có nhiều nỗ lực, sáng kiến trong điều độ nguồn - lưới, nhưng hiện nay nhiều thời điểm đang buộc phải cắt giảm khá lớn nguồn điện năng lượng tái tạo, dẫn đến thiệt hại kinh tế của các nhà đầu tư và xã hội là đáng kể.

Do vậy, để tránh trường hợp tương tự tiếp tục xảy ra, cần có cơ chế xây dựng hệ thống lưu trữ điện năng nhằm tích trữ năng lượng (của điện mặt trời, điện gió) vào thời điểm nhu cầu phụ tải thấp và phát lên hệ thống khi nhu cầu phụ tải cao.

Hệ thống lưu trữ năng lượng bao gồm thủy điện tích năng và pin lưu trữ. Pin lưu trữ và thủy điện tích năng sẽ làm nhiệm vụ phủ đỉnh trong hệ thống điện khi điện gió không có gió, điện mặt trời không có nắng.

Theo số liệu thống kê, số giờ phụ tải đỉnh của hệ thống điện nước ta dao động vào khoảng 1.800 - 2.500 giờ hàng năm. Vì vậy, nếu xây dựng thủy điện tích năng để phủ đỉnh tối đa cho hệ thống điện với khả năng bơm để tích nước trong ngày đêm khoảng 7 giờ và phát điện trong vòng 5 giờ, về lý thuyết số giờ hoạt động của nhà máy thủy điện tích năng tương đương khoảng trên 4.000 giờ/ năm, trong đó số giờ phát điện khoảng 1.800 giờ và số giờ bơm là 2.200 giờ.

Ác quy lưu trữ có thời lượng xả năng lượng từ 2 tới 4 giờ mỗi chu kỳ nạp - xả. Nhằm mục tiêu trung hòa carbon vào năm 2050, vai trò của lưu trữ năng lượng, tận dụng tích trữ năng lượng dư thừa do các nguồn năng lượng tái tạo không thể điều độ công suất vào các giờ thấp điểm của nhu cầu, cũng như phát lên hệ thống vào những giờ cao điểm đang và sẽ ngày càng quan trọng.

Theo Quy hoạch điện VIII, công suất và điện năng của pin lưu trữ và thủy điện tích năng trong cơ cấu nguồn điện đến năm 2045 được tính toán cụ thể cho từng giai đoạn như sau (xem bảng 1 và 2).

Bảng 1: Công suất thủy điện và thủy điện tích năng giai đoạn 2025 - 2040:

Đơn vị: MW

Nguồn: Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Phiên bản Tháng 4 năm 2022.

Bảng 2: Cân bằng điện năng thủy điện và thủy điện tích năng giai đoạn 2025 - 2040:

Đơn vị: GWh

Nguồn: Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2045. Phiên bản Tháng 4 năm 2022.

Theo kết quả nghiên cứu của Tư vấn Quốc tế Lahmeyer International về “Chiến lược phát triển nguồn điện tích năng tại Việt Nam” năm 2016, thì tiềm năng phát triển thủy điện tích năng của nước ta có thể đạt 12.500 MW với 9 vị trí tiềm năng (được nêu ở bảng 3).

Bảng 3: Danh mục các dự án thủy điện tích năng có thể phát triển tại Việt Nam:

Nguồn: Chiến lược phát triển nguồn thủy điện tích năng tại Việt Nam”, 2016, Laymeyer.

Tiềm năng phát triển thủy điện tích năng với tổng công suất đạt tới 12.500 MW gồm 9 vị trí có thể xây dựng thuộc các trung tâm năng lượng tái tạo, hay khu vực có nhu cầu phụ tải lớn, do vậy, ngoài việc đẩy nhanh tiến độ mở rộng các dự án thủy điện hiện hữu có tiềm năng nâng công suất, xây dựng thêm các nhà máy thủy điện nhỏ (TĐN) thì chúng ta cần tính toán, ưu tiên đầu tư xây dựng thủy điện tích năng nhằm khắc phục tình trạng giảm huy động điện mặt trời và điện gió như hiện nay.

Hiện nay Nhà máy Thủy điện Tích năng Bác Ái, tỉnh Ninh Thuận là công trình thủy điện tích năng đầu tiên tại Việt Nam đã được khởi công xây dựng đầu năm 2020 với tổng mức đầu tư khoảng 21.100 tỷ đồng. Dự án gồm 4 tổ máy, với tổng công suất 1.200 MW. Công trình này sử dụng nguồn nước từ hồ Sông Cái thuộc hệ thống thủy lợi Tân Mỹ làm hồ dưới. Nước được bơm lên hồ trên tích nước để phát điện thông qua 2 đường ống song song có đường kính thay đổi từ 5,5 đến 7,5 m, dài 2,7 km. Nhà máy được trang bị bơm - tua bin đảo chiều và động cơ - máy phát đảo chiều hiện đại. Dự kiến toàn bộ dự án Nhà máy Thủy điện Tích năng Bác Ái sẽ được hoàn thành và đưa vào vận hành vào năm 2028.

Một số đề xuất, kiến nghị cho việc phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng ở Việt Nam:

Thứ nhất: Cần ưu tiên xây dựng các nhà máy thủy điện tích năng trong điều kiện phát triển mạnh điện gió và điện mặt trời do chúng ta có kinh nghiệm xây dựng, quản lý và vận hành các nhà máy thủy điện. Hiện nay các thành phần kinh tế đã tham gia đầu tư phát triển điện gió và điện mặt trời, vì vậy, tiếp tục khuyến khích họ tham gia phát triển các dự án thủy điện tích năng nhằm giảm bớt gánh nặng tài chính cho EVN.

Theo đó, dự án Thủy điện Tích năng Ninh Sơn với công suất thiết kế 1.200 MW nên được xem xét, nghiên cứu xây dựng và đưa vào vận hành trong giai đoạn đến năm 2030. Nếu được cấp phép đầu tư xây dựng Thủy điện Tích năng Ninh Sơn, tổng công suất huy động từ hai dự án thủy điện tích năng sẽ chiếm 2.400 MW, còn lại 50 MW sẽ được đầu tư xây dựng hệ thống pin lưu trữ điện năng (tổng công suất thủy điện tích năng và pin lưu trữ đến năm 2030 dự kiến đạt 2.450 MW - xem Bảng 1). Điều này sẽ hợp lý hơn vì giá thành đầu tư pin lưu trữ điện năng hiện nay còn cao và những tác động đến môi trường ra sao khi xử lý pin hết hạn sử dụng vẫn chưa được kiểm chứng.

Dự án Thủy điện Tích năng Ninh Sơn do doanh nghiệp tư nhân Trung Nam Group đề xuất đầu tư với số vốn 1 tỷ USD và Ban Quản lý dự án điện 3 đã báo cáo EVN để trình bổ sung vào Quy hoạch điện VIII (tại Văn bản số 876/EVNPMB3-TB ngày 1/9/2020).

Vì vậy, Bộ Công Thương cần nhanh chóng quy định khung giá mua bán điện (hoặc cơ chế giá điện, cơ chế dịch vụ phụ thị trường điện) từ thủy điện tích năng để minh bạch rõ ràng trong xác định hiệu quả đầu tư khi các nhà đầu tư tham gia phát triển dự án, cũng như có cơ sở để huy động vốn từ các tổ chức tín dụng tài chính.

Thứ hai: Tiếp tục khuyến khích đầu tư xây dựng các nhà máy thủy điện nhỏ với điều kiện tác động môi trường không đáng kể nhằm khai thác tối ưu nguồn tài nguyên nước. Cần có cơ chế giá mua điện hợp lý từ các nhà máy TĐN sắp được xây dựng (so với giá điện mặt trời và gió) vì các địa điểm xây dựng TĐN hiện nay khó khăn, phức tạp và đều xa các trung tâm phụ tải.

Thứ ba: Quy định giá bán điện từ pin lưu trữ tương đương với giá điện các giờ cao điểm của hệ thống, hoặc quy định giá dịch vụ phụ hệ thống điện, cũng như cho phép giá bán điện từ các dự án năng lượng tái tạo có đầu tư pin lưu trữ cao hơn các dự án thông thường nhằm khuyến khích đầu tư phát triển hệ thống pin lưu trữ điện năng.

Kết luận:

Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030 tầm nhìn đến năm 2045 là bước đột phá chuyển dịch năng lượng nước ta. Cơ cấu nguồn điện phù hợp hơn, giảm dần năng lượng hoá thạch, tăng năng lượng tái tạo và phát triển hệ thống lưu trữ năng lượng trong tổng cơ cấu nguồn. Tỷ trọng ngày càng tăng của điện mặt trời và điện gió, đặc biệt là điện gió ngoài khơi đòi hỏi phải áp dụng các giải pháp linh hoạt về kinh tế và kỹ thuật.

Vì vậy, hơn lúc nào hết, các cơ quan quản lý cần khẩn trương xây dựng cơ chế hợp lý để phát triển hệ thống lưu trữ lưu năng lượng. Ngoài ra, cần tiếp tục phát triển thêm các nhà máy thủy điện nhỏ và mở rộng công suất một số nhà máy thủy điện đang vận hành; phát triển công nghiệp khí hydro; chuyển đổi nhiên liệu từ than sang khí. Những giải pháp này sẽ dần đáp ứng được mục tiêu Net zero vào năm 2050 trên cơ sở đảm bảo điều kiện vận hành an toàn cho hệ thống điện quốc gia./.

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM