Vì sao lại chọn phương án kéo điện lưới ra Côn Đảo, thay vì điện gió ngoài khơi?

Phát triển nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII - Nhận diện các thách thức và đề xuất giải pháp 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.

Tập đoàn Điện lực Việt Nam năm 2023 - Hoạt động trong biến động khôn lường 2023 là năm thứ ba thực hiện Chiến lược phát triển kinh tế, xã hội (giai đoạn 2021 - 2030), nhưng lại là nửa năm đầu tiên bắt đầu triển khai Quy hoạch điện VIII và trở thành năm nhiều biến động ảnh hưởng lớn đến hoạt động sản xuất, kinh doanh của ngành điện - một ngành kinh tế hạ tầng quan trọng của đất nước. Bài viết dưới đây của Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam xin chia sẻ với bạn đọc một vài nét về những kết quả vượt thử thách trong sự biến động trong năm qua và gợi ý một số giải pháp nhằm tháo gỡ khó khăn cho EVN trong những năm sắp tới.

EVN tổng kết năm 2023 khó khăn, bước vào năm 2024 thách thức Hội nghị tổng kết năm 2023 của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) chỉ tổ chức gọn trong một buổi sáng (bao gồm cả tổng kết công tác Đảng và công tác chuyên môn). Đó là một minh chứng cho thấy nỗ lực cắt giảm chi phí của EVN.

Côn Đảo là huyện đảo gồm 16 hòn đảo lớn, nhỏ, được Chính phủ định hướng phát triển thành khu sinh thái du lịch biển đảo và văn hóa - lịch sử - tâm linh chất lượng cao, đặc sắc tầm cỡ khu vực và quốc tế. Theo dự báo phát triển Côn Đảo, dự kiến quy mô dân số đến năm 2045 đạt khoảng 25.000 người, nhu cầu phụ tải điện khoảng 94 MW cho giai đoạn 2035 - 2045.

Theo đó, giải pháp cấp điện cho Côn Đảo với tầm nhìn đến năm 2045 để vừa phải đảm bảo cấp điện liên tục, ổn định, giá cả chấp nhận được và vừa phải phù hợp với xu hướng chuyển dịch năng lượng Việt Nam theo cam kết quốc tế về phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050 là một bài toán đầy thách thức. Công ty Cổ phần Tư vấn Xây dựng Điện 2 (PECC2) là đơn vị tư vấn đi tìm lời giải cho bài toán này.

Hiện trạng cung ứng điện cho Côn Đảo:

Hiện nay, Côn Đảo đang được cấp điện từ nguồn độc lập là các tổ máy phát điện diesel của Nhà máy điện diesel An Hội và An Hội (mở rộng) thuộc sở hữu Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) với tổng công suất lắp đặt khoảng 11,82 MW, công suất khả dụng khoảng 9,65 MW.

Bên cạnh đó, một số doanh nghiệp lớn trên địa bàn huyện đảo tự trang bị thêm các tổ máy phát điện diesel nhỏ, độc lập, với số lượng khoảng 36 tổ máy, tương ứng với tổng công suất lắp đặt 10,43 MW.

Côn Đảo cũng đã có phát triển năng lượng tái tạo, tuy vẫn còn khiêm tốn. Một số hệ thống điện mặt trời trên mái nhà đã được lắp đặt với tổng công suất 746,3 kWp. Ngoài ra, còn có 26 trạm phát điện mặt trời với tổng công suất khoảng 5,1 kWp, chủ yếu phục vụ cho các hộ tiêu thụ nhỏ như các đơn vị kiểm lâm đóng trên các hòn đảo nhỏ, đơn vị thông tin trên đỉnh núi Thánh Giá, hay phục vụ cho hệ thống y tế, du lịch sinh thái tại các đảo.

Khả năng phát triển năng lượng tái tạo trên Côn Đảo bị hạn chế bởi quỹ đất. Theo kế hoạch sử dụng đất năm 2022 của huyện Côn Đảo (được phê duyệt tại Quyết định số 1209/QĐ-UBND ngày 14/4/2022 của UBND tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu), quỹ đất dành cho các công trình năng lượng chỉ vào khoảng 2,89 ha, chiếm 0,04% diện tích tự nhiên. Trong khi đó, nhu cầu sử dụng đất cho phát triển 1,0 MWp điện mặt trời vào khoảng 1,2ha. Vì vậy, việc phát triển nguồn năng lượng tái tạo trên đảo không thể đáp ứng được nhu cầu phát triển phụ tải của Côn Đảo.

Các phương án cấp điện được so sánh, lựa chọn:

Phương án 1: Phát triển nguồn điện gió ngoài khơi (ĐGNK).

Khu vực biển Côn Đảo có tiềm năng gió lớn, tốc độ gió trung bình từ 7-8 m/s và mật độ năng lượng gió trung bình năm khoảng 400 W/m2 nên thuận lợi cho việc phát triển điện gió ngoài khơi (ĐGNK).

ĐGNK là công nghệ phức tạp và quy mô, đòi hỏi vốn đầu tư lớn, chuỗi cung ứng toàn diện cùng với sự xem xét thẩm duyệt của nhiều cơ quan chức năng (cơ quan quản lý hàng hải, năng lượng, ngư nghiệp, quốc phòng…). Việc đầu tư điện gió ngoài khơi Côn Đảo phải xem xét khoảng cách đến bờ cách xa tối thiểu 3 hải lý (~ 5,5km) - nơi có độ sâu nước trung bình khoảng 25 ÷ 35m, để tránh các tác động tiêu cực về cảnh quan, khu bảo tồn biển và xung đột với các hoạt động gần bờ.

Xét về mặt năng lượng, phương án này có thể đáp ứng tổng điện năng cho toàn đảo, nhưng nếu xem xét biểu đồ phụ tải, có nhiều thời điểm ĐGNK (dù đầu tư xây dựng với công suất lớn hơn nhiều lần phụ tải) không đáp ứng nhu cầu công suất cực đại trong ngày, như được minh họa rõ hơn ở đồ thị hình dưới đây:

Hình minh họa cân bằng công suất và điện năng gió theo biểu đồ phụ tải.

Vì vậy, cần phải có giải pháp bổ sung thêm nguồn chạy bù cho điện gió để đảm bảo tính ổn định và liên tục cung cấp điện cho đảo.

Phương án 2: Phát triển nguồn điện gió ngoài khơi kết hợp với nguồn diesel hiện hữu và điện mặt trời hiện hữu.

Kết hợp phát triển ĐGNK, với các nguồn điện có sẵn trên đảo: Nguồn điện diesel với tổng công suất khả dụng khoảng 9,65 MW; nguồn điện mặt trời với tổng công suất lắp đặt khoảng 750 kWp.

Đối với phát triển nguồn ĐGNK, lựa chọn công suất đặt theo nguyên tắc:

- Điện năng sản xuất từ điện gió ≥ (sản lượng điện thương phẩm của đảo + tổn thất truyền tải - sản lượng điện từ nguồn diesel và điện mặt trời); và:

- Công suất đặt điện gió ≥ (công suất dự báo phụ tải Pmax - công suất nguồn diesel và điện mặt trời).

Nguồn điện gió có tính chất không ổn định và phụ thuộc nhiều vào điều kiện gió. Nhất là vào các tháng chuyển mùa từ mùa mưa sang mùa khô và từ mùa khô sang mùa mưa, khi gió suy yếu thì công suất và lượng điện năng cung cấp từ điện gió ngoài khơi giảm đến 80 - 90%, cho nên cần đánh giá thêm việc cân bằng công suất và điện năng trong đáp ứng biểu đồ phụ tải theo từng giờ trong năm. Việc tính toán cân bằng với biểu đồ phụ tải theo nguyên tắc sau:

- Ưu tiên nguồn điện mặt trời cung cấp cho phụ tải.

- Khi nguồn mặt trời không đủ đáp ứng tải sẽ bổ sung từ nguồn điện gió.

- Khi nguồn điện mặt trời và gió không đáp ứng tải sẽ huy động nguồn diesel.

Phương án 3: Phát triển nguồn ĐGNK, điện mặt trời kết hợp với nguồn diesel hiện hữu và hệ thống pin lưu trữ (BESS).

Phương án này dựa trên cơ cấu phát triển các nguồn như sau:

- Nguồn điện diesel hiện hữu: Tổng công suất khả dụng khoảng 9,65 MW.

- Nguồn điện mặt trời: Tổng công suất lắp đặt hiện nay khoảng 750 kWp. Dự kiến phát triển thêm các nguồn điện mặt trời để nâng công suất lên 12 MWp trên cơ sở xem xét tận dụng hết lượng đất dành cho năng lượng trên đảo (2,89ha) để phát triển thêm khoảng 2 MWp và tận dụng mặt nước các hồ chứa An Hải, Quang Trung 1 và Quang Trung 2 để lắp đặt thêm khoảng 9 MWp điện mặt trời nổi.

Đối với phát triển nguồn ĐGNK, lựa chọn công suất đặt theo nguyên tắc:

- Điện năng sản xuất từ điện gió ≥ (sản lượng điện thương phẩm của đảo + tổn thất truyền tải - sản lượng điện từ nguồn diesel và điện mặt trời); và

- Công suất đặt điện gió ≥ (công suất dự báo phụ tải Pmax - công suất nguồn diesel và điện mặt trời).

Phương án này, khác với các phương án 1 và 2, có xem xét đầu tư thêm hệ thống pin lưu trữ (BESS) nhằm tận dụng lượng điện năng thừa từ gió và mặt trời để phục vụ cung cấp điện. Nguồn BESS được lựa chọn quy mô theo nguyên tắc sau:

- Công suất lắp đặt BESS: Khoảng 10% phụ tải cực đại Pmax, có thể đáp ứng các phụ tải quan trọng khi không có các nguồn năng lượng tái tạo.

- Dung lượng BESS: Khoảng 10 giờ lưu trữ, đảm bảo cho ngày làm việc hành chính (bao gồm nghỉ trưa).

Phương án 4: Cấp điện từ lưới điện quốc gia bằng tuyến cáp ngầm vượt biển.

Nguồn điện từ lưới điện quốc gia có tính chất đa dạng về loại hình nguồn, có độ dự trữ cao cho nên đảm bảo việc cung cấp điện liên tục, ổn định và lâu dài theo nhu cầu phụ tải cực đại trên đảo trong từng giai đoạn phát triển.

Việc cấp điện từ lưới điện quốc gia bằng tuyến cáp ngầm vượt biển có ưu điểm như sau:

- Đáp ứng tiêu chí cung cấp điện liên tục, ổn định và lâu dài theo nhu cầu phụ tải cực đại trên đảo trong từng giai đoạn phát triển.

- Phù hợp với Quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu (giai đoạn 2016 - 2025, có xét tới 2035) - Hợp phần Quy hoạch phát triển hệ thống điện 110 kV (được phê duyệt tại Quyết định số 4694/QĐ-BCT ngày 1/12/2016 của Bộ Công Thương).

- Chiếm ít diện tích đất trên đảo.

- Không ảnh hưởng nhiều đến các khu vực dân cư, quy hoạch chung trên đảo.

- Không gây tác động xấu đến môi trường và cảnh quan xung quanh.

Kết quả so sánh các phương án cấp nguồn cho Côn Đảo như sau:

Giải pháp cấp điện bền vững được lựa chọn cho Côn Đảo:

Phương án cấp điện từ lưới điện quốc gia bằng tuyến cáp ngầm vượt biển ra Côn Đảo là giải pháp cung cấp điện ổn định, tin cậy, giá điện ở mức chấp nhận được và đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải qua các giai đoạn phát triển của huyện đảo.

Bên cạnh đó, theo xu thế và lộ trình phát triển điện gió ngoài khơi tại Việt Nam, tuyến cáp ngầm cấp điện cho Côn Đảo khi được xây dựng sẽ tạo cơ hội đầu tư các dự án điện gió ngoài khơi Côn Đảo với quy mô khoảng 200 MW theo lộ trình phù hợp. Khi đó, tuyến cáp ngầm vượt biển đóng vai trò điều tiết và cân bằng công suất, điện năng giữa đất liền với Côn Đảo. Tuyến cáp sẽ truyền tải nguồn điện năng dư từ điện gió ngoài khơi Côn Đảo (sau khi đã cấp đủ cho phụ tải tại huyện Côn Đảo) vào đất liền ở chế độ gió trung bình năm và ngược lại sẽ truyền tải nguồn điện năng từ đất liền cấp cho đảo ở các chế độ giảm gió./.

TRƯƠNG VĂN CƯỜNG, LÊ ĐỨC THIỆN VƯƠNG