Năm nhóm giải pháp giải cứu ngành điện Việt Nam trong năm 2024

Rủi ro tiến độ các dự án nguồn điện của Việt Nam và 4 giải pháp cấp bách, cần thiết Sau hơn 2 năm được Bộ Công Thương trình và chỉnh sửa, đến ngày 15/5/2023 Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt Quy hoạch điện VIII. Đây là một bản Quy hoạch thể hiện rõ tính “chuyển dịch năng lượng” của Việt Nam, thực hiện cam kết tiến tới trung hòa phát thải khí nhà kính vào năm 2050 (net-zero) tại COP26. Tuy nhiên, với hệ quả từ chậm trễ đầu tư xây dựng nhiều nguồn nhiệt điện lớn từ các quy hoạch điện trước, các thách thức để thực hiện Quy hoạch lần này còn rất lớn, ngay cả trong giai đoạn quan trọng trước mắt đến năm 2030. Dưới đây là phân tích của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam về nguyên nhân, bài học và đề xuất các giải pháp thực hiện Quy hoạch điện VIII hiệu quả.

Đề xuất mô hình, lộ trình đầu tư tư nhân vào lưới điện truyền tải ở Việt Nam Trong bài báo dưới đây, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam cập nhật, đánh giá 4 mô hình (kèm theo một số biến thể) của các mô hình đầu tư tư nhân khác nhau vào lưới điện truyền tải đã được triển khai trên thế giới và đề xuất lựa chọn mô hình, lộ trình phát triển cho Việt Nam.

Qua các đánh giá của Bộ Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các chuyên gia, trong năm 2024 có khả năng tiếp tục thiếu điện cả công suất, cũng như điện năng, nếu nhu cầu phụ tải tiếp tục tăng như dự kiến, điều kiện thủy văn không thuận lợi như dự báo và nước về các hồ thủy điện ít hơn sẽ ảnh hưởng đến việc huy động công suất từ nguồn thủy điện. Đặc biệt là nguy cơ thiếu điện ở khu vực miền Bắc (công suất huy động từ thủy điện chiếm 43,6% cơ cấu nguồn) khi không có nguồn cung cấp điện lớn ổn định nào được đưa vào vận hành như dự kiến theo quy hoạch.

Như chúng ta đã biết, đầu tư vào nâng cao năng lực sản xuất, xây dựng nhà máy điện lớn của ngành điện cần thời gian chuẩn bị dài. Vậy cấp bách trước mắt cho năm 2024 chúng ta có các giải pháp gì khả thi? Dưới đây là một vài giải pháp đề xuất theo tinh thần “giải cứu ngành điện” trong năm 2024, đôi bên cùng có lợi.

1. Sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả.

Đây thật sự là giải pháp cả đôi bên cùng có lợi (cho EVN và cho hộ tiêu thụ điện), bao gồm các giải pháp áp đặt (tăng giá điện đảm bảo cho chi phí sản xuất không bù lỗ cũng sẽ thúc đẩy sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả hơn, đồng thời ban hành các mệnh lệnh hành chính), cũng như tự nguyện (thông tin, tuyên truyền, hướng dẫn, kiểm tra, hỗ trợ các giải pháp tiết kiệm).

Qua tính toán giả thuyết cho thấy: Nếu sử dụng điện tiết kiệm và hiệu quả hơn 1% so với kế hoạch dự kiến, Việt Nam đã có thể tiết kiệm thêm được khoảng 2 tỷ kWh trong năm 2024. Đây đồng thời là giải pháp có lợi các bên, giảm chi phí bù lỗ cung cấp điện cho EVN trong điều kiện mặt bằng giá bán điện thấp hơn chi phí sản xuất.

2. Hỗ trợ phát triển điện mặt trời quy mô nhỏ (công sở, nhà dân, cơ sở dịch vụ thương mại, khu công nghiệp).

Việc phát triển điện mặt trời “tự sản tự tiêu” theo quy hoạch điện dường như chưa phải cơ chế khuyến khích. Cần hỗ trợ thực sự điện mặt trời quy mô nhỏ qua việc mua điện bán lên lưới hợp lý. Giải pháp này có thể triển khai nhanh và vận hành đơn giản, không dùng kinh phí đầu tư nhà nước, loại nguồn này phát điện tốt vào ngày nắng nóng (giảm nhu cầu cho điều hòa và sản xuất vào cao điểm trưa), không cần đầu tư nâng cấp lưới trung áp.

Có rất nhiều phương thức có thể đưa ra nhằm giảm ảnh hưởng biến động của điện mặt trời và gia tăng khả năng hỗ trợ cao điểm tối, cũng như biến động của mặt trời. Chẳng hạn như yêu cầu bắt buộc có tỷ lệ pin lưu trữ theo % công suất lắp đặt mới cho nối lưới, yêu cầu áp dụng biến tần bám tải (grid-forming), mua điện theo giá thị trường, hoặc theo hợp đồng ngắn hạn có phân vùng đủ khuyến khích.

Theo đó, hợp đồng có thời hạn từ 3 - 5 năm (có khả năng gia hạn) và giá điện áp dụng cho khu vực miền Bắc cao hơn khu vực khác trong phạm vi thấp hơn giá kinh doanh điện của EVN, đảm bảo EVN không phải bù lỗ, nhưng đủ khuyến khích.

Theo chúng tôi, nếu khuyến khích hợp lý, giả thuyết có thêm 2.000 MW điện mặt trời quy mô nhỏ trong năm 2024 có thể giảm đáng kể điện năng tiêu thụ 3 tỷ kWh và giảm công suất đỉnh 800 - 1.000 MW. Để có thể triển khai nhanh giải pháp này, cần ban hành khung giá mua điện đảm bảo lợi ích hài hòa cho EVN và đơn vị điện mặt trời mái nhà, ưu tiên cho các hộ có lắp pin lưu trữ % theo tỷ lệ công suất lắp đặt cao, khu vực miền Bắc.

3. Áp dụng rộng rãi quản lý phụ tải (DR).

Với tiềm năng công suất có thể thực hiện DR, cần áp dụng rộng rãi hơn nữa đối với các doanh nghiệp lớn, sử dụng nhiều năng lượng để cắt giảm công suất đỉnh trên cơ sở thỏa thuận đôi bên cùng có lợi. Khi nhu cầu phụ tải đỉnh tăng cao, thay vì chạy các nguồn điện đắt tiền (diesel), hoặc không kịp đáp ứng phụ tải tức thời (điện than), các hộ phụ tải có thể thu xếp và thỏa thuận cho phép cắt giảm phụ tải vào giờ cao điểm theo hợp đồng với ngành điện, chuyển sang sử dụng giờ thấp điểm và được hỗ trợ chi phí cho việc cắt giảm này.

Giải pháp này có ưu điểm là có thể triển khai nhanh, chi phí thấp và đều mang lại lợi ích kinh tế cho bên cấp điện, cũng như bên sử dụng điện.

Đối với các khu chung cư, tòa nhà văn phòng có máy phát điện dự phòng, ngành điện cần thỏa thuận trước về thông báo thời gian dự tính sẽ cắt điện.

Trên thực tế hiện nay, một số chung cư tự phát điện vào giờ cao điểm, nhưng dòng điện vẫn đi qua công tơ, nên mặc dù mất tiền bảo dưỡng và tiền dầu để chạy máy nhưng số điện phát ra lại là doanh thu của ngành điện. Nhưng hiện tại đã có công tơ điện tử và hệ thống có điều khiển SCADA nên việc ghi nhận điện năng của công tơ vào thời gian cắt điện lưới đã trở nên dễ dàng. Ngành điện có thể thỏa thuận với bên có máy phát để không thu tiền điện trên công tơ vào thời gian mất điện lưới. Như vậy, bên phát điện sẽ sẵn sàng phát điện theo yêu cầu của ngành điện khi cần vào giai đoạn nắng nóng.

4. Tăng cường quản lý theo thời gian thực khả năng truyền tải điện của các đường dây, tăng khả năng truyền tải cung cấp điện ra miền Bắc.

Khả năng truyền tải của các tuyến đường dây phụ thuộc nhiều vào điều kiện thời tiết thực tế (nhiệt độ, tốc độ gió, độ ẩm và mật độ không khí…). Tuy nhiên, công suất vận hành thực tế của các đường dây truyền tải thường căn cứ theo định mức của bên chế tạo đường dây tính toán, trong điều kiện thử nghiệm chưa đúng với thực tế vận hành cụ thể. Do vậy, thường chỉ sử dụng tối đa 70 - 80% khả năng mang tải tối đa của đường dây.

Hiện nay, trên thế giới đã áp dụng một số công nghệ (ví dụ công nghệ Magic ball của Heimdall Power) theo dõi điều kiện thời tiết và nhiệt độ của đường dây theo thời gian thực tại chỗ, điều này cho phép tăng khả năng mang tải của đường dây lên 20 - 30%.

Giải pháp này có chi phí thấp và triển khai nhanh, có thể triển khai trong 2024 sau khi qua giai đoạn thử nghiệm và có thể mở rộng áp dụng trong giai đoạn sau.

5. Tăng cường khả năng nhập khẩu điện cho miền Bắc.

Đây cũng là một giải pháp có thể triển khai nhanh và hợp lý, trong điều kiện giá nhập khẩu điện thấp hơn giá kinh doanh điện của EVN, không phải bù lỗ.

Song song với việc tháo gỡ vướng mắc về giải phóng mặt bằng, sớm hoàn thành đường dây 220 kV Nam Sum (Lào) để nhập khẩu khoảng trên 200 MW thủy điện Lào về Việt Nam (khu vực miền Bắc); trên cơ sở hiện trạng chúng ta đang nhập khẩu khoảng hơn 400 MW từ Trung Quốc qua các đường dây 220 và 110 kV phía Lào Cai, Hà Giang và Quảng Ninh, có thể đàm phán với Công ty Lưới điện Phương Nam - Trung Quốc để nhập khẩu thêm khoảng 200 MW (với 1 tỷ kWh), đặc biệt vào các tháng mùa khô năm 2024.

Đây chỉ là một số đề xuất các giải pháp “giải cứu ngành điện khẩn cấp” cho năm 2024 với chi phí thấp, thực hiện nhanh và đôi bên cùng có lợi. Nhưng trong tổ chức thực hiện, chúng ta cần phải có đề án nghiên cứu, tính toán chi tiết và cân nhắc thêm các giải pháp khác, riêng biệt, hoặc kết hợp, với sự tham gia đóng góp của các bên liên quan.

Chung tay giải cứu ngành điện sẽ giúp Việt Nam vượt qua được nguy cơ thiếu điện trong ngắn hạn./.

NGUYỄN ANH TUẤN (B) - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM