Chấp thuận đầu tư dự án điện mặt trời Thuận Minh 2

UBND tỉnh Bình Thuận vừa có quyết định chấp thuận đầu tư cho Công ty Cổ phần SD Trường Thành đầu tư dự án Nhà máy điện mặt trời Thuận Minh 2, với quy mô công suất 50 MWp.

Quyết định của UBND tỉnh Bình Thuận cho biết, dự án Nhà máy điện mặt trời Thuận Minh 2 được xây dựng tại xã Thuận Minh, huyện Hàm Thuận Bắc, tỉnh Bình Thuận. Với diện tích đất sử dụng 60 ha. Tổng vốn đầu tư của dự án 1.099,63 tỷ đồng.

Theo đó, tiến độ thực hiện dự án được chia làm 3 giai đoạn: giai đoạn 1, hoàn tất thiết kế cơ sở, giải phóng mặt bằng, thủ tục đất đai, môi trường, cấp phép xây dựng trong quý IV/2018; giai đoạn 2, khởi công xây dựng vào quý I/2019; và giai đoạn 3, hoàn thành đi vào hoạt động quý III/2019.

Thời hạn hoạt động của dự án là 50 năm.

Theo UBND tỉnh Bình Thuận, dự án Nhà máy điện mặt trời Thuận Minh 2 tại huyện Hàm Thuận Bắc thuộc địa bàn có điều kiện kinh tế – xã hội khó khăn và thuộc ngành nghề đặc biệt ưu đãi đầu tư, vì vậy, Công ty Cổ phần SD Trường Thành được hưởng ưu đãi theo quy định của pháp luật hiện hành.

UBND tỉnh Bình Thuận yêu cầu, trong thời gian 12 tháng kể từ ngày UBND tỉnh phê duyệt quyết định chủ trương đầu tư, Nhà đầu tư phải tiến hành các thủ tục về đầu tư, đất đai, xây dựng theo quy định để triển khai dự án.

Sau 12 tháng kể từ ngày quyết định chủ trương đầu tư mà Nhà đầu tư không thực hiện hoặc không có khả năng thực hiện dự án theo tiến độ đã đăng ký tại quyết định chủ trương đầu tư và không thuộc trường hợp được giãn tiến độ thực hiện dự án đầu tư theo quy định tại Điều 46 của Luật Đầu tư năm 2014 thì cơ quan nhà nước có thẩm quyền tiến hành thủ tục chấm dứt hoạt động dự án.

Theo nguồn tin của Tạp chí Năng lượng Việt Nam, Bình Thuận là địa phương có tiềm năng năng lượng mặt trời thuộc loại cao nhất trong cả nước, số giờ nắng trung bình cao hơn so với số giờ trung bình ở phía Nam, bức xạ nhiệt ổn định, rất phù hợp và thuận lợi để phát triển điện mặt trời.

Theo tính toán, Quy hoạch phát triển điện mặt trời tỉnh Bình Thuận, tổng công suất tiềm năng quy hoạch là 5.321,5MWp.

Dự kiến đến năm 2020, tổng công suất lắp đặt đạt xấp xỉ 828 MW, với sản lượng điện tương ứng khoảng 1.270 triệu kWh. Đến năm 2025, tổng công suất lắp đặt tích lũy đạt xấp xỉ 2.642 MW, với sản lượng điện tương ứng xấp xỉ 4.055 triệu kWh. Đến năm 2030, tổng công suất lắp đặt tích lũy đạt xấp xỉ 4.520 MW, với sản lượng điện tương ứng khoảng 6.936 triệu kWh.

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

WB đề nghị Việt Nam sửa đổi hợp đồng mua bán điện tái tạo

Ngày 11/12, tại Hà Nội, Bộ trưởng Bộ Công Thương Trần Tuấn Anh đã có buổi làm việc với ông Ousmane Dione – Giám đốc Quốc gia Ngân hàng Thế giới (WB) tại Việt Nam về phát triển năng lượng tái tạo. Tại buổi làm việc, ông Dione đã đề nghị Việt Nam sửa đổi hợp đồng mua bán điện (cho lĩnh vực năng lượng tái tạo) phù hợp với thông lệ quốc tế phổ biến nhất theo tài phán trung lập.

Theo Bộ trưởng Trần Tuấn Anh, trong thời gian qua, Chính phủ Việt Nam đã có nhiều ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo, như ban hành chiến lược phát triển năng lượng tái tạo, đặt ra mục tiêu cụ thể đối với từng loại hình năng lượng tái tạo trong Quy hoạch điện VII (điều chỉnh). Đặc biệt là ban hành nhiều cơ chế khuyến khích phát triển từng loại hình năng lượng tái tạo như: điện gió (năm 2011), điện sinh khối, điện từ rác thải (năm 2014) và mặt trời (năm 2017).

Ông Ousmane Dione cho rằng, hiện tổ chức này đang nỗ lực nghiên cứu tìm cách thu hút chuyên gia quốc tế và vốn tư nhân vào thị trường năng lượng tái tạo tại Việt Nam. Do đó, đề nghị Việt Nam cần sớm tạo các khuôn khổ pháp lý, cải thiện các cơ chế, chính sách, trước hết là các quy định hiện hành về giá năng lượng tái tạo.

Theo ông Dione, hợp đồng mua bán điện cần phải được điều chỉnh để phù hợp với thông lệ quốc tế phổ biến nhất theo tài phán trung lập. Bên cạnh cơ chế giá (FiT) hiện tại, chủ yếu nhằm vào các nhà đầu tư trong nước, việc đầu tư mua sắm trong dự án năng lượng tái tạo thông qua hệ thống đấu giá với mẫu tài liệu ngân hàng quốc tế sẽ cho phép Việt Nam thực hiện cắt giảm chi phí.

Đối với đề nghị này của WB, Bộ trưởng Công Thương cho biết, sẽ xem xét, cân nhắc thận trọng đối với từng loại hình năng lượng tái tạo, trong từng bối cảnh cụ thể.

Về dự án phát triển năng lượng tái tạo (REDP), Bộ trưởng Trần Tuấn Anh đã đánh giá cao sự hỗ trợ của WB trong giai đoạn I (áp dụng cho các dự án thủy điện nhỏ). Theo Bộ trưởng, sự tham gia của REDP giai đoạn II là rất cần thiết, là chất xúc tác giúp các ngân hàng thương mại trong nước, các chủ đầu tư điện gió, mặt trời, sinh khối phát triển dự án, đáp ứng các điều kiện môi trường. Đồng thời đề nghị phía WB tích cực phối hợp với các biên liên quan, xây dựng dự án REDP giai đoạn II trình các cấp có thẩm quyền phê duyệt để sớm triển khai.

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Trong tương lai gần, Ninh Thuận sẽ là trung tâm điện tái tạo

Ninh Thuận là tỉnh có tiềm năng lớn về năng lượng mặt trời, với tổng số giờ nắng trung bình 2.843 giờ/năm, cao nhất cả nước, lượng bức xạ thực tế hàng năm là 161,6 kcal/cm2, trung bình ngày tương đương với 5,221 kWh/m2, chênh lệch về lượng bức xạ mặt trời giữa các mùa không cao. Ninh Thuận đang phấn đấu sớm trở thành trung tâm năng lượng tái tạo trong cả nước.

LÊ KIM HÙNG – GIÁM ĐỐC SỞ KHOA HỌC VÀ CÔNG NGHỆ NINH THUẬN

Từ trước năm 2000, ngành Bưu điện đã có ứng dụng điện mặt trời (độc lập) để cấp điện cho các bưu cục ở các xã vùng sâu, vùng xa của tỉnh, nơi chưa có lưới điện quốc gia. Năm 2006-2007, Sở Kế hoạch và Đầu tư thực hiện dự án nghiên cứu ứng dụng công nghệ điện mặt trời (độc lập) cung cấp điện cho các vùng đặc thù và trang trại chăn nuôi chưa có lưới điện đi qua tại tỉnh Ninh Thuận. Quy mô công suất 2 kWp cho 2 trang trại nông nghiệp, 10 hộ dân ở huyện Ninh Sơn và đèn tín hiệu khu vực bãi rùa đẻ ở huyện Ninh Hải, với kinh phí đầu tư 237,4 triệu đồng (suất đầu tư 168,7 triệu đồng/kwp).

Năm 2010, Công ty TNHH Tập đoàn Quốc tế Kim Đỉnh (Hà Nội) đã tài trợ lắp đặt tại Quảng trường 16 Tháng Tư 2 trụ đèn chiếu sáng, công suất 35 Wp/trụ ứng dụng điện mặt trời và điện gió tại Phan Rang – Tháp Chàm. Ngày 17-12-2012, khánh thành công trình hệ thống phát điện sử dụng năng lượng mặt trời (nối lưới), công suất 10 kWp do Công ty Hanvit (Hàn Quốc) tài trợ cho thôn Đá Hang (xã Vĩnh Hải, Ninh Hải). Ngày 30-12-2012, trạm điện mặt trời (hỗn hợp) tại khu vực Văn phòng UBND tỉnh Ninh Thuận đã được bàn giao đưa vào sử dụng, với công suất 14,82 kWp; kinh phí đầu tư thiết bị là 1.482,66 triệu đồng (suất đầu tư 100 triệu đồng/kWp).

Năm 2013, từ nguồn kinh phí tài trợ 100 triệu đồng của Công ty Holcim, Trường Đại học Bách khoa TP. Hồ Chí Minh phối hợp với Hội Nông dân tỉnh đã thực hiện mô hình tưới phun mưa sử dụng năng lượng mặt trời cho hộ nông dân thuộc xã An Hải (Ninh Phước), với công suất 0,8 kWp. Năm 2016, Công ty Cổ phần Đường Biên Hòa – Phan Rang đưa vào sử dụng hệ thống bơm tưới mía bằng năng lượng điện mặt trời tại huyện Ninh Sơn, với công suất 3,52 kWp để chạy bơm nước 3 pha, 380V, 2,2 kW, kinh phí đầu tư 67,7 triệu đồng (suất đầu tư 19,2 triệu đồng/kWp) và hệ thống năng lượng điện mặt trời hòa lưới phục vụ khối văn phòng công ty, với công suất 38,4 kWp, kinh phí đầu tư 838,8 triệu đồng (suất đầu tư 21,8 triệu đồng/kWp), vv…

Phát triển các dự án điện mặt trời có quy mô công nghiệp (công suất bằng, hoặc lớn hơn 1 MW) thực hiện theo Quy hoạch phát triển điện mặt trời tỉnh Ninh Thuận giai đoạn 2016-2020, tầm nhìn đến năm 2030. Phát triển các dự án điện mặt trời phục vụ sản xuất và sinh hoạt, đây là hệ thống điện mặt trời trên mái nhà có công suất nhỏ hơn 1 MW. Việc triển khai nhân rộng ứng dụng điện mặt trời sắp tới có nhiều thuận lợi.

Về cơ chế, chính sách đã đầy đủ. Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11-4-2017 về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) sẽ mua điện dư theo cơ chế bù trừ điện năng, sử dụng hệ thống công tơ hai chiều. Khi kết thúc năm, hoặc khi kết thúc hợp đồng mua bán điện, lượng điện phát dư sẽ được EVN mua với giá bán điện theo quy định (2.086 đồng/kWh chưa bao gồm thuế giá trị gia tăng, tương đương với 9,35 Uscents/kWh); Bộ Công Thương đã ban hành Thông tư số 16/2017/TT-BCT ngày 12-9-2017 Quy định về phát triển dự án và hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời. Thông tư này có hiệu lực thi hành kể từ ngày 26/10/2017.

Hiệu quả kinh tế đầu tư hệ thống điện mặt trời ngày càng tăng cao. Về công nghệ sản xuất tấm pin mặt trời có hiệu suất hiện nay là 12-16%, sẽ tăng lên tới 25% vào năm 2030. Thời gian sử dụng tấm pin mặt trời hiện nay là 20 năm, dự báo sẽ tăng từ 25 năm đến 40 năm, dẫn tới giá thành điện mặt trời sẽ thấp.

Suất đầu tư điện mặt trời ngày càng thấp và giảm rất nhanh. Thực tế tại Ninh Thuận vào năm 2006 suất đầu tư 168,7 triệu đồng/kWp; năm 2012 là 100 triệu đồng/kWp; năm 2016 từ 19,2-21,8 triệu đồng/kWp. Giá mua điện của EVN (chưa bao gồm thuế VAT) từ ngày 1-6-2017 đến 30-6-2019 là 2.086 đồng/kWh (tương đương với 9,35 Uscents/kWh, theo tỷ giá do Ngân hàng Nhà nước Việt Nam công bố).

Việc đầu tư hệ thống điện mặt trời trên mái nhà đã có chủ trương của Chính phủ, Bộ Công Thương cho đấu nối hai chiều với lưới điện hạ áp 1 pha hoặc 3 pha của quốc gia, sẽ phát huy hiệu quả kinh tế cao so với hệ thống điện mặt trời độc lập (tích điện năng qua bình ắc-quy). Hiện Trung tâm Sản xuất thiết bị đo điện tử Điện lực miền Trung đã sản xuất được công tơ điện tử 2 chiều 1 pha DT01P80-RF, với giá bán 620.000 đồng/cái chưa có VAT và công tơ điện tử 2 chiều 3 pha DT03P80-RF, với giá bán 2.200.000 đồng/cái chưa có VAT.

Về lợi ích bảo vệ môi trường, giảm phát sinh khí nhà kính của dự án điện mặt trời được nhiều nhà tài trợ trong và ngoài nước quan tâm. Tỉnh cũng sẽ có những cơ chế, chính sách khuyến khích, hỗ trợ đầu tư phát triển điện mặt trời phục vụ sản xuất (nhất là trong nông nghiệp) và sinh hoạt (ở vùng khó khăn). Tuy nhiên, vướng mắc hiện nay đó là chưa có sự vào cuộc của EVN chỉ đạo các công ty điện lực tỉnh thực hiện Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg và Thông tư số 16/2017/TT-BCT.

Cụ thể, chỉ đạo công ty điện lực tỉnh ký kết hợp đồng mua bán điện và phối hợp với các tổ chức, cá nhân đầu tư hệ thống điện mặt trời trên mái nhà để lắp đặt công tơ hai chiều, ghi nhận sản lượng điện tiêu thụ và sản lượng điện mặt trời sản xuất hàng tháng và quyết toán theo năm. Chi phí đầu tư công tơ hai chiều do công ty điện lực tỉnh và hộ gia đình cùng chi trả.

Theo chúng tôi, khắc phục được vướng mắc này, trong tương lai gần chắc chắn Ninh Thuận sẽ trở thành trung tâm năng lượng tái tạo và việc ứng dụng năng lượng mặt trời phục vụ sản xuất và sinh hoạt sẽ được phổ biến rộng rãi trên địa bàn tỉnh.

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Ninh thuận đã cấp phép đầu tư cho 27 dự án điện mặt trời

Theo Sở Kế hoạch và Đầu tư tỉnh Ninh Thuận, tính đến thời điểm hiện nay, tỉnh đã cấp quyết định chủ trương đầu tư cho 27 dự án điện mặt trời với quy mô công suất 1.618,85MW (tương đương 2.023MWp).

Trong đó, huyện Ninh Sơn có 4 dự án với tổng công suất 258 MW, tổng vốn đầu tư 8.202 tỷ đồng; huyện Ninh Phước có 9 dự án với tổng công suất 308 MW, tổng vốn đầu tư 9.298,7 tỷ đồng; huyện Thuận Nam có 10 dự án với tổng công suất 558,84 MW, tổng vốn đầu tư 15.562 tỷ đồng; huyện Thuận Bắc có 3 dự án với tổng công suất 404MW, tổng vốn đầu tư 11.096 tỷ đồng; huyện Bác Ái có 1 dự án với công suất 50MW, tổng vốn đầu tư 1.418 tỷ đồng.

Ngoài ra, hiện nay có 3 dự án đã được Bộ Công thương bổ sung vào quy hoạch phát triển điện lực tỉnh Ninh Thuận, với công suất 119,94 MW đang hoàn tất hồ sơ quyết định chủ trương đầu tư.

Đến nay có 15/27 dự án đã thực hiện nghĩa vụ ký quỹ đảm bảo thực hiện dự án, 1 dự án đang thỏa thuận ký quỹ, 11 dự án chưa thỏa thuận ký quỹ; 17/27 dự án đã được phê duyệt Báo cáo đánh giá tác động môi trường; 17/27 dự án đã được phê thiết kế cơ sở (FS); 14/27 dự án đã được phê duyệt đấu nối; 15/27 dự án cơ bản hoàn tất thủ tục đất đai.

Dự kiến có 12 dự án khởi công trong quý III/2018, bao gồm: dự án Nhà máy điện mặt trời Mỹ Sơn – Hoàn Lộc Việt, dự án Nhà máy điện mặt trời Bim 2, dự án Nhà máy điện năng lượng tái tạo Bim 3, dự án Nhà máy điện mặt trời Mỹ Sơn 2, dự án Nhà máy điện mặt trời Ninh Phước 6.1, dự án Nhà máy điện mặt trời Ninh Phước 6.2, dự án Nhà máy điện mặt trời Phước Hữu – Điện lực 1, dự án điện mặt trời Ninh Thuận 1, dự án Nhà máy điện mặt trời Hacom Solar, dự án Nhà máy điện mặt trời Adani Phước Minh, dự án Nhà máy điện mặt trời Xuân Thiện Thuận Bắc – Giai đoạn 1, và dự án Nhà máy điện mặt trời Xuân Thiện Thuận Bắc – Giai đoạn 2.

Theo nguồn tin của Tạp chí Năng lượng Việt Nam, Ninh Thuận là tỉnh có tiềm năng lớn về năng lượng mặt trời, với tổng số giờ nắng trung bình 2.843 giờ/năm, cao nhất cả nước, lượng bức xạ thực tế hàng năm là 161,6 kcal/cm2, trung bình ngày tương đương với 5,221 kWh/m2, chênh lệch về lượng bức xạ mặt trời giữa các mùa không cao. Ninh Thuận đang phấn đấu sớm trở thành trung tâm năng lượng tái tạo trong cả nước.

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Giới khoa học nhận xét về phản biện của Tạp chí Năng lượng Việt Nam

– Lời đầu tiên, chúng tôi xin gửi lời cảm ơn chân thành nhất tới TS. Tô Văn Trường (chuyên gia độc lập về tài nguyên và môi trường) cùng với đồng nghiệp của mình đã có ý kiến nhận xét về “phản biện khoa học, kiến nghị giải pháp nâng cao hiệu quả hoạt động ngành Dầu khí Việt Nam trong giai đoạn tới” của Tạp chí Năng lượng Việt Nam gửi Thủ tướng Chính phủ. Chúng tôi trân trọng tiếp thu các ý kiến nhận xét và rất mong các chuyên gia, nhà khoa học, cũng như bạn đọc ở trong nước và quốc tế tiếp tục đóng góp ý kiến cho Tạp chí Năng lượng Việt Nam trong các phản biện, kiến nghị sắp tới.
Thủ tướng giao BCT nghiên cứu phản biện của Tạp chí Năng lượng Việt Nam
Thủ tướng đề nghị Tạp chí Năng lượng VN tiếp tục đóng góp cho ngành dầu khí
DƯỚI ĐÂY LÀ NỘI DUNG NHẬN XÉT CỦA TS. TÔ VĂN TRƯỜNG:

Văn phòng Chính phủ có Công văn số: 6885/VPCP-CN, ngày 20 tháng 7 năm 2018 do Bộ trưởng, Chủ nhiệm Văn phòng Chính phủ Mai Tiến Dũng ký, truyền đạt ý kiến của Thủ tướng Nguyễn Xuân Phúc đề nghị Bộ Công Thương chủ trì, phối hợp với các cơ quan liên quan nghiên cứu các kiến nghị của Tạp chí Năng lượng Việt Nam về “phản biện khoa học, kiến nghị giải pháp nâng cao hiệu quả hoạt động ngành Dầu khí Việt Nam trong giai đoạn tới”. Trong quá trình thực hiện chức năng nhiệm vụ được giao, đề xuất, báo cáo Thủ tướng Chính phủ những vấn đề vượt thẩm quyền.

Sau khi thảo luận với bạn hữu, đồng nghiệp, dưới góc nhìn của chuyên gia độc lập về tài nguyên và môi trường, tôi có một số ý kiến nhận xét dưới đây để những người quan tâm tham khảo.

Nhận xét chung

Tạp chí Năng lượng Việt Nam là một trong những tạp chí khoa học có uy tín, được nhiều người quan tâm, đón đọc. Các kiến nghị đề xuất được tổng hợp từ các bài báo phản biện khoa học, có giá trị tham khảo lớn trong việc hình thành một chiến lược phát triển của công nghiệp dầu khí.

Về cơ bản, dầu khí là nguồn năng lượng nhiên liệu chiến lược của nhiều quốc gia phục vụ cho nhiều mục tiêu không thể thay thế được, hoặc khó khăn trong việc thay thế bao gồm:

1/ Làm nhiên liệu cho việc chạy các động cơ dùng trong ngành giao thông vận tải (xăng máy bay, xăng dầu cho xe ô tô, tàu vận tải đường sắt và đường thủy).

2/ Làm nhiên liệu cho các lò nung đốt trong công nghiệp như các loại lò hơi trong sản xuất công nghiệp dân dụng, phân bón, hóa dầu, lò nung gốm sứ, v.v.

3/ Làm nhiên liệu cho nhu cầu sinh sống trong gia đình.

4/ Làm nhiên liệu cho phát điện tại các nhà máy nhiệt điện dầu và khí.

5/ Cuộc chiến về giá dầu mang yếu tố chính trị rất cao, đã tác động sâu rộng lên nhiều nền kinh tế của các quốc gia liên quan. Điển hình là cuộc chiến giá dầu Mỹ – Nga vừa qua đã làm kinh tế Nga lâm vào khó khăn. Tương tự là việc giảm giá dầu nhờ dầu/khí đá phiến cũng làm khối OPEC đau đầu đối phó. Chính yếu tố giá dầu thấp làm cho các dự án về xăng E5 không đạt hiệu quả như mong đợi.

6/ Với Việt Nam, thách thức lớn nhất là đảm bảo nguồn cung ứng dầu khí cho các nhu cầu nội địa, đặc biệt là trong sản xuất điện năng. Kể cả khi đã huy động tất cả các nguồn cung khí đốt từ các mỏ Lô B, Sư Tử Trắng, Cá Rồng Đỏ, Cá Voi Xanh thì Việt Nam vẫn phải tính đến các phương án nhập khẩu năng lượng.

7/ Giai đoạn trước, việc tận thu khai thác dầu để đảm bảo các chỉ tiêu tăng trưởng GDP đã dẫn tới hệ luỵ là nhiều mỏ suy kiệt nhanh hơn dự kiến, do không đủ thời gian phục hồi.

Trong quá trình hình thành và phát triển, ngành dầu khí ban đầu tập trung nhiều vào phần tìm kiếm và khai thác với sự hợp tác của các chuyên gia và công ty nước ngoài với mục tiêu bán sản phẩm dầu thô rồi sau đó triển khai sang hoạt động chế biến sản xuất các sản phẩm với các nhà máy lọc dầu như: Dung Quất, Nghi Sơn và rồi sau này phát triển sang nhiều lĩnh vực khác như sản xuất cồn, xơ sợi, đầu tư xây dựng các nhà máy nhiệt điện, đóng tàu và nhiều đầu tư ngoài ngành khác.

Lĩnh vực cốt lõi của ngành dầu khí vẫn là tìm kiếm và khai thác với nguồn lực đã được đầu tư từ lâu có kinh nghiệm, có nghiên cứu và phát triển vậy nên nguồn lực này cần tiếp tục phát huy. Ngày nay, việc phát huy nguồn lực không nên chỉ chú trọng trong nước mà cần phải nhìn ra toàn thế giới trong thời kỳ hội nhập. Nếu chỉ nhìn trong nước thì khi trong nước hết nguồn thì ta hết việc. Tuy nhiên, nếu ta nhìn ra nước ngoài thì cơ hội vẫn luôn có đó. Các tập đoàn năng lượng lớn đâu có khai thác trong nước đâu. Xin lưu ý khi đem chuông đi đánh nước người thì phải sẵn sàng cho việc trả giá để đừng vì những thất bại ban đầu mà nhụt chí, đồng thời phải có mức dự phòng tốt để những thất bại khi xảy ra không làm cho mình bị tê liệt. Đây là bài toán vô cùng khó đòi hỏi mấy vấn đề sau:

1/ Cần người đứng đầu chịu trách nhiệm là người có tâm và có tầm.

2/ Cần phải cho họ sự chủ động tự làm, tự chịu trách nhiệm.

3/ Cần sự đãi ngộ sòng phẳng xứng đáng theo cơ chế thị trường.

4/ Việc đem chuông đi đánh xứ người cần có đội ngũ nhân sự giỏi và được đãi ngộ xứng đáng. Bởi vậy, cơ chế cần phải là cơ chế doanh nghiệp tự chủ và trong nhiều trường hợp cần ra ngoài khuôn phép nhà nước.

5/ Cần có phương thức người đứng đầu chịu trách nhiệm hưởng theo lợi nhuận đạt được và mức độ chịu trách nhiệm khi thất bại một cách rõ ràng. Loại bỏ được các yếu tố phi chuyên môn để người quản lý doanh nghiệp chuyên tâm với công việc kinh doanh của mình.

6/ Có phương thức rút kinh nghiệm hợp lý để hình thành chiến lược dài hơi cho hoạt động bền vững lâu dài của doanh nghiệp trong hoạt động tìm kiếm khai thác trong ngành dầu khí không bị phụ thuộc vào nguồn mỏ trong nước.

Ngành dầu khí luôn liên quan đến an ninh năng lượng. Giá dầu khí luôn là vũ khí để các cường quốc kinh tế quân sự, hoặc cường quốc dầu mỏ đấu tranh với nhau nên biến động lên xuống thất thường và việc giảm sự phụ thuộc vào dầu khí sẽ đem lại lợi ích lớn trong cân bằng năng lượng của quốc gia. Ta hãy đánh giá bài toán về năng lượng.

7/ Năng lượng cơ bản nhất được sử dụng phổ biến là điện năng. Điện năng có thể chuyển đổi thành hầu hết các dạng năng lượng khác. Điện năng có thể được sản xuất bởi than, dầu, khí, năng lượng tái tạo (sinh khối, gió, mặt trời, vv…).

8/ Dầu sau khi được tinh chế thành các sản phẩm (xăng, dầu diesel) được sử dụng cho các động cơ trong ngành giao thông vận tải. Tuy nhiên, các động cơ này sử dụng xăng dầu nhiều trong các khu dân cư đông đúc là nguồn gây ô nhiễm không khí và bụi PM2.5 ở mức độ cao. Đây là lý do nhiều nước châu Âu chuyển sang xu hướng dùng các phương tiên giao thông chạy điện. Đây là xu thế tất yếu để đảm bảo môi trường trong lành ở các khu đô thị lớn. Việc sử dụng khí thiên nhiên trong giao thông cũng được coi là giảm ô nhiễm môi trường đô thị do mức phát thải thấp hơn dầu.

9/ Việc phát điện bằng khí thiên nhiên hóa lỏng do đặc tính giá thành cao, mặc dù có lợi thế về đầu tư nhanh, thiết bị gọn, ít phát thải nhưng Việt Nam chỉ nên đầu tư nhiệt điện khí, khi ta có nguồn cấp ổn định tại chỗ phong phú và đầy đủ (hoặc nhập khẩu) trong tuổi thọ dự án và đã hoàn thành công tác quy hoạch hệ thống cảng xuất nhập, kho bãi, đường ống dẫn. Nhân đây, tôi muốn nói rõ hơn việc xây dựng các cụm điện khí ở miền Nam nhằm thực hiện hai mục tiêu: (i) tận dụng nguồn khí đồng hành từ các dự án khai thác dầu khí để phát điện; (ii) đảm bảo tính đa dạng của cơ cấu nguồn điện, từ góc nhìn an ninh năng lượng.

10/ Nhiệt điện than mặc dù có nhược điểm là phát thải môi trường lớn nhưng giá than ít biến động, nguồn cấp cũng khá phong phú. Điều quan trọng là phải đảm bảo sử dụng được công nghệ ít phát thải và trang thiết bị tiêu chuẩn phù hợp, áp dụng các quy trình quản lý xây lắp và quản lý môi trường theo Best Available Practice (ví dụ trường hợp Nhiệt điện than Mông Dương 2), đồng thời có được chính sách tốt, đồng bộ cho khả năng tận dụng tro xỉ thải làm vật liệu xây dựng, phụ gia xi măng, hay các ứng dụng dân dụng khác.

11/ Năng lượng tái tạo là một cơ hội lớn đang phát triển của thế giới nhằm giảm sự phụ thuộc vào dầu, khí và năng lượng hóa thạch khác. Hiện tại, nó chưa đủ phù hợp để thay thế năng lượng hóa thạch, tuy nhiên nó có tiềm năng lớn trong tương lai. Để phát triển được nó thì cần phát triển mạnh các nghiên cứu khoa học, công nghệ liên quan đến nó và ngành dầu khí với nguồn lực vượt trội và kinh nghiệm về thăm dò, khai thác ngoài khơi có ưu thế lớn để phát triển năng lượng đại dương như năng lượng gió ngoài khơi, sóng biển, thủy triều và có thể là năng lượng mặt trời, đặc biệt cho các vùng hải đảo xa bờ. Tuy nhiên, không nên hy vọng thu lời ngắn hạn với các dự án này. Bởi vậy, việc dịch chuyển PVN thành tập đoàn năng lượng mà lại chỉ loay hoay với năng lượng tái tạo thì sẽ không phù hợp.

12/ Ngành dầu khí có lợi thế về năng lực chế tạo lắp đặt các kết cấu ngoài khơi nên có thể dễ dàng làm chủ công nghệ gió xa bờ (tất nhiên turbine gió vẫn phải nhập ngoại). Ngoài ra, các công nghệ năng lượng mới như điện thuỷ triều cũng cần được ưu tiên nghiên cứu và ngành dầu khí có đủ trang thiết bị cần thiết để thực hiện đo đạc mô phỏng các dòng chảy, vv…

13/ PVN với khả năng của mình, cũng có thể chuyển dịch sang hướng tìm hiểu và khai thác các nguồn lợi hải sản, cơ khí đóng tàu, nghiên cứu hệ sinh thái biển, vv… góp phần cho đảm bảo chủ quyền biển đảo.

14/ Với các dự án bị chậm tiến độ và đội vốn như Nhiệt điện Thái Bình, Sông Hậu, Long Phú cần nhanh chóng tạo cơ chế đặc biệt nhằm thúc đẩy hoàn thiện dự án để đưa vào vận hành, khai thác. Các nhà máy nhiên liệu sinh học, nhà máy đóng tàu Dung Quất nên xem xét đánh giá dây chuyền công nghệ đã đầu tư và chất lượng sản phẩm để đưa ra các quyết định phù hợp. Sự thua lỗ của các nhà máy nhiên liệu sinh học có một phần nguyên nhân từ chính sách sử dụng xăng pha cồn không được thực hiện như kế hoạch, trong khi các quyết định đầu tư luôn được thực hiện theo xu hướng đón đầu thị trường. Việc thoái vốn và bán cổ phần trong những dự án này cần cân nhắc kỹ, bởi lẽ nó đem lại thiệt hại lớn cho nhà nước trong khi chỉ một chính sách về nhiên liệu sinh học hợp lý là có thể khiến cho các nhà máy hoạt động có lãi và tránh được giải thể.

Theo tôi, nên thanh lý, hoặc cho phá sản các nhà máy nhiên liệu sinh học không hiệu quả, đóng tàu Dung Quất, sản xuất sợi để PVN tập trung vào làm các mục tiêu đã đề ra.

Việc phát triển một lĩnh vực luôn có yếu tố quyết định của người đứng đầu. Trong yếu tố con người thì lựa chọn được người lãnh đạo có phẩm chất tốt là quan trọng nhất.

Việc phát triển yếu tố con người cần được thực hiện thông qua 3 hoạt động:

Một là: Thuê nhân sự phù hợp với nhiệm vụ.

Hai là: Đào tạo nhân sự đáp ứng nhiệm vụ.

Ba là: Tạo cơ chế để nhân sự phát triển được sở trường năng lực và chịu trách nhiệm đối với công việc của mình.

Tất cả những yếu tố đó đều đòi hỏi người lãnh đạo phải có tầm nhìn và phẩm chất nổi bật để sử dụng, phát triển nguồn nhân lực.

Việc phát triển một ngành công nghiệp đương nhiên không đồng nghĩa với việc phát triển một công ty hay một tập đoàn. Bởi vậy, việc tạo cơ chế khuyến khích để tất cả các thành phần kinh tế tham gia được vào sân chơi trong lĩnh vực dầu khí, đặc biệt là các doanh nghiệp nội địa sẽ tạo ra một môi trường phát triển và cạnh tranh lành mạnh theo thông lệ kinh tế thị trường. Điều này giúp thúc đẩy các doanh nghiệp trong ngành từ thượng nguồn đến hạ nguồn cùng phát triển, từ thăm dò khai thác đến dịch vụ khoan, địa vật lý giếng khoan, cung cấp trang thiết bị, các dịch vụ kỹ thuật, khoa học công nghệ, đào tạo, nghiên cứu triển khai, hợp tác quốc tế, vv… Tất cả những doanh nghiệp này có thể xoay quanh để phục vụ cho doanh nghiệp mẹ hoặc đôi khi có thể có những doanh nghiệp lớn tạo ra thế cạnh tranh với PVN để hình thành một thị trường sôi động, loại bỏ tính độc quyền. Đây là cơ sở quan trọng cho sự phát triển của ngành dầu khí cũng như của tất cả các lĩnh vực kinh tế khác của đất nước.

Nhận xét cụ thể

Người đọc nhận thấy trong báo cáo có một số điểm cần trao đổi:

1/ Mục “2.4 Trong khi đó, trên thế giới: (i) Xu thế chung là các nguồn năng lượng tái tạo (mặt trời, gió, sinh khối, điện nhiệt, sóng biển, vv…) đang được quan tâm, đầu tư và phát triển mạnh mẽ”.

Dẫn chứng trên là chuẩn xác. Tuy nhiên, với điều kiện Việt Nam chưa làm chủ được công nghệ điện năng lượng tái tạo, hoàn toàn phụ thuộc vào công nghệ nước ngoài. Nếu phát triển mạnh mẽ nguồn năng lượng tái tạo (mặt trời, gió, sinh khối, địa nhiệt, sóng biển,…) thì chi phí đầu tư khá cao. Các nhà đầu tư của tư nhân trong nước, chỉ quan tâm đến hiệu quả đầu tư (hiệu quả về mặt tài chính) của dự án mà ít quan tâm đến vấn đề công nghệ có lạc hậu hay không? Thực trạng này bị “sụp bẫy” công nghệ lạc hậu, rẻ tiền, gây ô nhiễm môi trường. Tích lũy dần theo thời gian, Việt Nam sẽ trở thành bãi rác khổng lồ. Đây thực sự đây là mối lo ngại của những người làm chuyên môn trước sức ép truyền thông rất lớn trong thời gian gần đây để PR cho điện mặt trời và điện gió. Thực tế, khi rà soát các dự án đầu tư điện tái tạo đã cho thấy trong trường hợp dự án điện gió Tuy Phong (dự án đầu tiên của Việt Nam) thì chủ đầu tư đã “sập bẫy” của nhà cung cấp giải pháp turbine.

2/ Mục 4.1. nói “…vừa thăm dò khai thác dầu khí, vừa sản xuất các loại năng lượng tái tạo” trong thực tế đang thiếu tiền để thăm dò, nghiên cứu phát triển… Hay trong khi ta còn yếu kém về trình độ, trang thiết bị và con người… lại xin “cho phép PVN rút ngắn quy trình thẩm định, phê duyệt (các dự án) với các cơ quan liên quan…”?

3/ “Trữ lượng dầu mỏ và khí thiên nhiên… của VN không lớn”, “…có nguồn tài nguyên dầu khí đủ để phát triển hoàn chỉnh chuỗi giá trị”, “NHƯNG VỀ CƠ BẢN SẼ NHẬP KHẨU RÒNG DẦU KHÍ”?

4/ “Các công nghệ thăm dò, khai thác dầu khí ngày càng phát triển càng làm cho giá dầu khó dự báo và tăng nguy cơ giảm hiệu quả, năng lực cạnh tranh của ngành dầu khí Việt Nam,…”

Xin lưu ý: Mới đầu khai thác dầu đá phiến ở Mỹ thì giá dầu đá phiến cao, có lo ngại không cạnh tranh được với dầu khai thác thông thường, rồi phong trào phản đối vì tác động môi trường. Nhưng nhờ có công nghệ được cải tiến làm cho giá dầu này giảm đi và tác động môi trường cũng giảm đi, khiến cho sản lượng dầu đá phiến Mỹ tăng và xuất khẩu sang các nước khác.

Tôi đã tra cứu nhiều thông tin tư liệu về đề tài dầu đá phiến đăng tải trên tạp chí Công nghiệp và tạp chí Công nghiệp khai thác mỏ nhận thấy:

Thứ nhất: Dầu khí thuộc an ninh năng lượng quốc gia, ở nước nào cũng chú ý. Nhưng tôi có cảm nhận chỉ có PVN lo vấn đề này ư? Vì sao báo cáo không đề cập đến lĩnh vực tư nhân, hoặc nước ngoài tham gia trong khi nhà nước không có nhiều vốn? Nếu tách bạch quản lý nhà nước và quản lý doanh nghiệp, thì cả PVN và tư nhân mới có điều kiện phát triển độc lập.

Theo một nghiên cứu của một nhóm chuyên gia kinh tế Harvard thì cần xem xét kỹ lưỡng vấn đề tư nhân hoá trong an ninh năng lượng, vì đầu tư cho tư nhân là nhằm mục tiêu tối đa hoá lợi nhuận nên sẵn sằng hy sinh các mục tiêu an ninh năng lượng cho lợi nhuận (kể cả bán cho Trung Quốc). Do đó, việc tham gia của khối tư nhân cần được tách bạch rõ ràng: Nhà nước nắm các cơ sở trọng yếu về an ninh, và tập trung đầu tư các dự án theo chỉ tiêu kinh tế – xã hội, trong khi tạo điều kiện cho khối tư nhân đầu tư vào các dự án với các chỉ tiêu tài chính tốt. Các dịch vụ công phục vụ khối tư nhân cần được tính đúng, tính đủ để tránh lợi dụng chính sách.

Thứ hai: Phải chăng, tập đoàn nhà nước nên chú trọng vào THƯỢNG NGUỒN, còn HẠ NGUỒN nên tạo điều kiện cho tư nhân và nước ngoài tham gia liên doanh, hoặc đầu tư 100%, kể cả khâu phân phối.

Thứ ba: Hệ số đàn hồi điện/GDP của Việt Nam luôn ở mức cao từ 1,6 đến 2,0 trong khi tại nhiều nước trên thế giới con số này là dưới 1,0. Hệ số đàn hồi cao này của Việt Nam phản ảnh việc sử dụng điện quá nhiều vì giá điện thấp như công nghiệp thép, xi măng,… chính sách tiết kiệm điện chưa đi vào thực tiễn.

Lưu ý vấn đề của Việt Nam là chạy đua theo các chỉ tiêu FDI và GDP nên sẵn sàng chấp nhận các dự án đầu tư với công nghệ trung bình của thế giới, dẫn tới tiêu thụ điện năng lớn. Đồng thời với việc duy trì giá bán điện giá thấp, các doanh nghiệp sử dụng nhiều điện năng ít có động lực sử dụng điện năng hiệu quả.

Thứ tư: Về phát triển năng lượng tái tạo, ở các nước ASEAN như: Thái Lan, Malaysia, Indonesia,… kể cả anh Trung Quốc, họ đều làm dự án thí điểm, có sự hỗ trợ về mặt tài chính từ nhà nước, trên cơ sở thí điểm họ xây dựng Quy chuẩn, Tiêu chuẩn, Quy định,… Sau khi nắm vững công nghệ mới chuyển sang cho phép đầu tư đại trà. Trong khi đó, ở Việt Nam thì làm ngược lại (như các dự án điện mặt trời hiện nay). Cách làm này, thật sự không ổn, tiềm ẩn nhiều rủi ro, không lường hết được. Nguy cơ vận hành không an toàn hệ thống điện quốc gia là có khả năng xảy ra.

Thứ năm: Mục “5.3. Đối với mỏ khí Cá Voi Xanh hợp tác với ExxonMobil (Hoa Kỳ), cần xác định các ưu tiên về an ninh biển đảo ở khu vực trục dọc trên cụm đảo Hoàng Sa xuống dưới Trường Sa khi đàm phán. Ngoài ra, cần thấy là trữ lượng dầu đã cạn, thì với trữ lượng khí lớn như mỏ Cá Voi Xanh (tương đương 176 tỷ m3 khí), mang lại 20 tỷ USD cho ngân sách quốc gia trong vòng đời 20 năm khai thác là rất lớn. Theo đó, các dự án điện hạ nguồn có thể cho phép các nhà đầu tư nước ngoài tham gia theo hình thức BOT”.

Hiện nay ta mới thăm dò, khai thác ở thềm lục địa, chưa có thể vươn ra ngoài khơi xa của Biển Đông do tiềm lực kinh tế, quốc phòng và kỹ thuật, chưa thu hút được các tập đoàn nước ngoài vào vì họ cũng rất ngại các vùng tranh chấp và cũng không muốn mất đi đối tác làm ăn lớn hơn ta nhiều lần. Cho nên về lâu về dài, vấn đề này xử lý thế nào với TQ là chủ yếu, rồi với Indonesia, Philippines, Brunei…

Thứ sáu: Dự án nhiệt điện khí, có ưu điểm là ít gây ô nhiễm môi trường hơn nhiệt điện than nhiều, khả năng khởi động nhanh, đáp ứng nhu cầu chạy phủ đỉnh cho hệ thống điện. EVN có kinh nghiệm trong việc quản lý đầu tư xây dựng và vận hành an toàn, tin cậy các nhà máy điện khí BOT Phú Mỹ. Câu hỏi đặt ra là có cần thiết đề xuất “các dự án điện hạ nguồn có thể cho phép các nhà đầu tư nước ngoài tham gia theo hình thức BOT”? Câu trả lời là không nên, cần để cho các nhà đầu tư trong nước có cơ hội làm chủ và lớn dần theo thời gian. Việc xây dựng các nhà máy điện khí khí này nên giao EVN quản lý, thực hiện đầu tư. Do đó, cần có cơ chế/mô hình đầu tư phù hợp để EVN chủ động trong việc kêu gọi cùng đầu tư các dự án điện khí.

Theo tôi hiểu mô hình BOT trong đầu tư nguồn điện đang không được Bộ Công Thương ủng hộ vì lý do giá điện mà EVN phải mua bị cố định ở mức cao trong toàn bộ thời hạn hợp đồng, và do thiếu điện nghiêm trọng nên Việt Nam phải chấp nhận hy sinh trong giai đoạn vừa qua. Trong giai đoạn tới đây, khi Việt Nam chuyển sang áp dụng thị trường bán buôn điện cạnh tranh thì các bên mua buôn điện (các tổng công ty điện lực và các hộ tiêu thụ điện lớn) sẽ ưu tiên chọn mua nguồn điện giá rẻ hơn (thường là thuỷ điện, hoặc điện than), nhưng các dự án BOT giá cao lại không bị bắt buộc tham gia thị trường điện để giảm giá, đồng thời cũng không bị ràng buộc trách nhiệm trong việc hỗ trợ điều độ lưới, đặc biệt là điều độ tần số khi có sự tham gia lớn của các nguồn điện mặt trời và điện gió.

Kết luận

Bản báo cáo kiến nghị của Hội đồng Phản biện Tạp chí Năng lương Việt Nam rất có giá trị, đặc biệt đi sâu phân tích cả thời cơ và thách thức của ngành dầu khí. Tuy nhiên, cần phải nêu rõ thêm mục tiêu và chiến lược phát triển ngành dầu khí Việt Nam là gì, đã đúng và đủ chưa (cả về kinh tế, chính trị, xã hội, ngoại giao…) sau đó mới là việc thực hiện mục tiêu chiến lược ấy ra sao, rồi đưa ra các phân tích đầy đủ hơn để đưa ra các đề xuất, mà trước tiên là về vĩ mô rồi mới đến các việc cụ thể. TVT

——————————–

LTS: Vì trong khuôn khổ “Báo cáo tổng hợp các bài báo phản biện khoa học” (6 trang nội dung) gửi Thủ tướng không thể liệt kê hết tất cả các thông tin, do đó, chúng tôi có gửi kèm theo “Phụ lục các bài báo phản biện” bao gồm 22 bài viết, khoảng 140 trang. Nếu bạn đọc quan tâm, có thể tham khảo thêm thông tin trên NangluongVietnam.vn trong chuyên mục: Nhận định – Phản biện. Xin trân trọng cảm ơn.

Điện mặt trời nổi: Công nghệ hứa hẹn của tương lai

Với gần ba phần tư hành tinh của chúng ta được bao phủ bởi nước, trong khi ngày càng có nhiều người sống và ăn ở trên những vùng đất đang trở nên khan hiếm, thì việc sử dụng mặt nước của chúng ta để sản xuất điện sạch sẽ là một ý tưởng tuyệt vời.

Một ý tưởng hoàn hảo?

Trên thị trường thế giới hiện nay mới chỉ có một số ít các công ty đang tập trung vào thị trường điện mặt trời nổi.

Trong bài báo này, chúng ta sẽ khám phá những quốc gia nơi điện mặt trời nổi nổi đang cất cánh, những nhà phát triển chính và các công nghệ khác nhau của họ, cũng như những thuận lợi và ý nghĩa của việc lắp đặt các tấm pin năng lượng mặt trời trên bề mặt nước.

Theo ông Yossi Fisher, Giám đốc điều hành của Solaris Synergy, người tiên phong trong lĩnh vực điện mặt trời nổi: “Thị trường điện mặt trời nổi là một thị trường mới đang phát triển. Có rất nhiều nơi trên thế giới không có đất cho các công trình điện mặt trời, chủ yếu là các đảo như: Nhật Bản, Singapore, Hàn Quốc, Philippines và nhiều nơi khác. Nói chung chi phí sử dụng mặt nước thấp hơn nhiều so với chi phí sử dụng đất. Ngày nay đã có nhu cầu về điện mặt trời nổi tại Nhật Bản, Mỹ, Hàn Quốc, Úc, Brasil, Ấn Độ và các nước khác. Nhu cầu này dự kiến ​​sẽ tăng và sẽ lan rộng ra khắp thế giới “.

Có một sự kết hợp tuyệt vời của điện mặt trời nổi với các đập thủy điện do cơ sở hạ tầng, chẳng hạn như lưới điện, đội ngũ nhân công, đường xá, đã có sẵn.

“Nổi” và “trên mặt đất” – hệ thống nào sản sinh ra nhiều điện hơn?

Các hệ thống điện mặt trời được lắp đặt trên bề mặt nước được hưởng lợi từ nhiệt độ môi trường thấp hơn đáng kể do tác động bay hơi, làm mát của nước. Các khung nhôm chắc chắn cũng truyền nhiệt độ mát hơn từ nước, làm giảm nhiệt độ tổng thể của các mô-đun.

Tuy nhiên, lợi thế hiệu suất thực tế so với lắp đặt trên mặt đất có vẻ như thay đổi do rất nhiều yếu tố.

Nghiên cứu do Tổng công ty Tài nguyên nước Hàn Quốc tiến hành đã chỉ ra rằng các hệ thống điện mặt trời nổi có hiệu suất vượt trội so với các hệ thống điện mặt trời tiêu chuẩn được lắp đặt trên mặt đất là 11%. Đó quả là một sự khác biệt đáng kể.

Một nghiên cứu đáng chú ý khác đang được tiến hành là Nghiên cứu so sánh Hệ điện mặt trời nổi của Viện nghiên cứu năng lượng mặt trời Singapore (SERIS).

Chính phủ Singapore đang tiến hành một nghiên cứu so sánh lớn nhất từ trước tới nay giữa các hệ thống điện mặt trời nổi được quản lý bởi SERIS. Dự án trị giá 11 triệu đô la này sẽ được tổ chức thành hai giai đoạn trong thời gian 4 năm, và trong giai đoạn một, bắt đầu từ năm 2015, sẽ triển khai 10 hệ thống điện mặt trời nổi, mỗi hệ thống có công suất khoảng 100 kWp. Giai đoạn hai, bắt đầu sau khi các hệ thống của giai đoạn một đã được thử nghiệm tương đối trong vài tháng, và sẽ mở rộng thêm 2-3 MWp khác.

Làm thế nào khi có sóng và gió mạnh?

Hệ thống điện mặt trời nổi chắc chắn sẽ bị di chuyển theo sóng và gió mạnh. Hệ thống điện mặt trời nổi cần phải có khả năng chịu đựng được những sức mạnh tác động của thiên nhiên.

Làm thế nào để hệ thống năng lượng mặt trời nổi chịu được sóng to và gió mạnh?

Công nghệ năng lượng mặt trời nổi của Ciel & Terre được gọi là Hydrelio © được thử nghiệm bởi ONERA (phòng thí nghiệm vũ trụ của Pháp) để chịu được sức gió lên đến 190 km/h (118mp/h). Cấu trúc cáp của Solaris Synergy cũng có thể chịu được các cơn gió ở cấp độ bão.

Một chiếc phao nổi khác được phát triển bởi Infratech Industries Inc có thể chịu được mực nước thay đổi tối đa là 10 mét và cột sóng cao nhất là 2 mét.

Làm thế nào để các hệ thống điện mặt trời nổi được trên biển?

Với hơn ba phần tư bề mặt trái đất được bao phủ bởi nước, một câu hỏi hợp lý sẽ là triển khai các hệ thống năng lượng mặt trời nổi trên biển. Liệu điều này có khả thi?

Solaris Synergy nhận xét:

“Hệ thống nổi của chúng tôi có thể chịu được cột sóng lên đến 2 mét, và có thể được lắp đặt trong đầm phá hoặc vịnh.Vấn đề ngày nay với nước mặn là các nhà sản xuất tấm pin mặt trời chưa sẵn sàng để cung cấp bảo hành cho việc lắp đặt trong khu vực nước mặn.

Nếu các nhà sản xuất tấm pin mặt trời chưa sẵn sàng cung cấp sự đảm bảo khắt khe cho các tấm pin lắp đặt trên biển, chúng ta có thể dùng các tấm pin “chuyên dụng cho quân đội” cho các dự án trên biển, hoặc hạn chế việc lắp đặt các hệ thống điện mặt trời nổi chỉ trên các hồ nước ngọt”.

Những ảnh hưởng của nước mặn trên các tấm pin mặt trời là gì?

Người ta biết rằng, rỉ sét kim loại do sương muối có thể ảnh hưởng đến tuổi thọ của các tấm pin mặt trời được lắp đặt gần bờ biển.

Các nhà sản xuất hiện nay cũng cung cấp một chứng nhận đặc biệt chứng minh rằng họ có thể sản xuất các tấm pin có thể chịu được sự ăn mòn sương muối theo các tiêu chuẩn cụ thể. Tiêu chuẩn ăn mòn sương muối này là IEC 61701.

Như chúng ta biết về những sai sót và những khó khăn liên quan đến bảo hành tấm pin mặt trời, các chi tiết hợp đồng bảo hành rất khác nhau và thường dễ bị vô hiệu nếu các tấm pin không được xử lý và lắp đặt theo đúng điều kiện bảo hành.

Bất cứ thứ gì được lắp đặt trên biển đều cần phải có khả năng chống ăn mòn và dường như hầu hết các nhà sản xuất pin năng lượng mặt trời tiêu chuẩn vẫn chưa hoàn toàn tự tin để bảo hành cho các tấm pin mặt trời lắp đặt trên biển.

Trong thực tế hầu hết các chính sách bảo hành tấm pin năng lượng mặt trời không bao gồm các tấm pin ‘có tiếp xúc với ăn mòn’. Dưới đây là một trích dẫn ví dụ từ chính sách bảo hành của Trina Solar:

“Bảo hành có giới hạn” không áp dụng đối với bất kỳ sản phẩm nào có điều kiện môi trường khắc nghiệt hoặc bị ăn mòn, oxy hoá”.

Những nhà cung cấp hệ thống điện mặt trời nổi trên thị trường là ai?

1/ Solaris Synergy

Công nghệ độc quyền của Solaris Synergy khác với hầu hết các giải pháp nền tảng nổi trên thị trường. Thiết bị nổi của nó đã đạt được một chi phí tương đương với các hệ thống giá đỡ lắp trên mặt đất.

Hệ thống độc quyền dựa trên nền tảng lưới của công ty Solaris Synergy cho phép các tấm pin điện mặt trời trôi nổi độc lập với nhau trong khi vẫn duy trì cấu hình hình học được xác định trước bằng hệ thống cáp căng được kết nối hình mạng nhện và được hỗ trợ bởi một hệ thống trụ nổi cứng.

Hãy tưởng tượng một cấu trúc tương tự như một cây vợt tennis, nơi mà các cạnh cứng là khung của cây vợt, và lưới của dây căng là các dây của vợt chạy theo chiều dọc và chiều rộng. Trong các hình vuông được hình thành bởi các dây căng chéo qua – các tấm pin mặt trời được đặt và được néo lỏng lẻo vào các góc của hình vuông bằng dây cáp.

Hệ thống dựa trên Grid-Solaris-Synergy

Hệ thống nổi dạng lưới của Solaris Synergy. Nguồn: Solaris-synergy.

2/ Ciel et Terre

Hệ thống điện mặt trời nổi HYDRELIO của Ciel et Terre gồm các phao đã được cấp bằng sáng chế được biết đến nhờ khả năng lắp đặt dễ dàng. Hệ thống có thể được lắp ghép với nhau mà không cần bất kỳ công cụ gì.

3/ Kyocera

Những năm vừa qua Kyocera TCL Solar đã tung ra các hệ thống điện mặt trời nổi quy mô lớn tại Nhật Bản. Do thiếu không gian, nhưng lại phong phú về bề mặt nước chưa sử dụng, công ty đã được xây dựng một số hệ thống điện mặt trời nổi.

Hệ thống điện mặt mặt trời mới nhất,và là hệ thứ ba, có công suất lắp đặt 2,3MW, được xây dựng ở Hyogo Prefecture, Nhật Bản. Cấu trúc nổi được cung cấp bởi Ciel et Terre.

Công ty hiện đang triển khai một hệ thống khổng lồ mới có công suất 13,4MW, sẽ được đặt nổi trên một hồ chứa đập ở quận Chiba.

https://assets.rbl.ms/6640820/980x.jpg

Hệ thống điện mặt trời nổi công suất 13,7MW trên hồ Yamakura Dam tại Nhật Bản. Nguồn: Kyocera

Các công ty hoạt động trong lĩnh vực điện mặt trời nổi trên thế giới hiện nay không nhiều. Tiêu biểu gồm có: Ciel & Terre, Pháp; LG CNS: Hàn Quốc; Sunfloat: Hà Lan; Takiron Engineering: Nhật Bản; Solaris Energy: Israel; SPG Solar:, Hoa Kỳ; và Sunergy: Úc. Trong đó Ciel & Terre chiếm hơn một nửa thị phần hiện tại.

Hiện có ít nhất 100 dự án điện mặt trời nổi trên thế giới đang hoạt động trên khắp thế giới, thay đổi kích cỡ từ một vài mô hình trình diễn kW đến các dự án quy mô công suất lớn tới 40 MW. Các nước chính có các dự án điện mặt trời nổi như Trung Quốc (40MW), Nhật Bản với 56MW công suất, Anh Quốc với 10MW, Hàn Quốc với 7MW, và Mỹ với ~ 1 MW. Ngoài ra, điện mặt trời nổi cũng đang được quan tâm và có tiềm năng cho một số nước khác như Ấn Độ, Pháp, Israel, Ý, Malaysia, Thái Lan, Đài Loan, Úc, Brazil, Việt Nam và Singapore.

Các thành phần/vật liệu được sử dụng cho các hệ thống điện mặt trời nổi là gì?

Hệ thống năng lượng mặt trời điển hình nổi (PV) bao gồm các thành phần sau:

1/ Một hệ thống nổi, bao gồm một ụ nổi hoặc phao riêng biệt:

Bè nổi – một thiết bị dạng xuồng nổi có khoang rỗng đủ để tự nổi cũng như chịu tải nặng.

Phao – thường gồm nhiều phao nhựa nổi được ghép lại, tạo thành một bè khổng lồ. Phao nổi thường được làm bằng HDPE (polyethylene-ethylene), loại vật liệu có độ bền kéo, chống tia cực tím và khả năng chống ăn mòn. Một lợi thế quan trọng của phao nổi được làm bằng HDPE là những chất này có thể được sử dụng trong các hồ chứa nước uống. HDPE thường được sử dụng để chế tạo chai sữa, ống nước, thùng nhiên liệu. HDPE cũng có thể được tái chế.

2/ Hệ thống neo, hệ thống neo đậu thường đề cập đến bất kỳ cấu trúc vĩnh cửu nào mà tàu có thể được bảo vệ. Ví dụ bao gồm bến cảng, cầu cảng, bến tàu, phao neo. Trong trường hợp của một hệ điện mặt trời nổi, hệ thống neo giữ các tấm pin ở cùng vị trí và ngăn không cho chúng bị lật hoặc trôi nổi. Việc lắp đặt một hệ thống neo đậu có thể là một thách thức và tốn kém trong điều kiện nước sâu. Không phải tất cả các công ty đều đang sử dụng hệ thống neo đậu. Ví dụ công ty Solaris Synergy của Israel không sử dụng hệ thống neo đậu, và sử dụng hệ thống lưới dựa trên bằng sáng chế của họ, đảm bảo các tấm pin mặt trời nổi được.

3/ Các tấm pin mặt trời, hiện tại các tấm pin mặt trời tiêu chuẩn được sử dụng cho các hệ thống điện mặt trời nổi được lắp đặt từ trước tới nay. Tuy nhiên, một khi các dự án được lắp đặt trên bề mặt nước mặn, hy vọng các tấm pin mặt trời chế tạo đặc biệt sẽ được yêu cầu để chống lại sự tiếp xúc lâu dài với muối. Gần như bất kỳ kim loại nào sẽ ăn mòn theo thời gian và do đó có những giải pháp thay thế cho khung nhôm tiêu chuẩn, chẳng hạn như khung polymer sau được làm từ Suntech Power, không bị ăn mòn.

4/ Dây cáp. Điện được lấy ra từ các tấm pin mặt trời và được vận chuyển đến đất. Trên mặt đất, điện có thể được nạp vào lưới, hoặc được lưu trữ trong các hệ ắc quy. Các dự án chúng tôi đã biết cho đến nay không có cáp kéo dưới nước, mà vẫn giữ dây trên mặt nước. Mặc dù không có các thành phần điện nào dưới nước, các loại cáp được kiểm định chính xác và hộp nối không thấm nước theo tiêu chuẩn IP67 rất quan trọng với các dự án điện mặt trời nổi. Các thành phần điện khác như biến tần và ắc quy vẫn được giữ “đẹp và khô” trên đất.

Điện mặt trời nổi ở Việt Nam

Tháng 3/2017, một nhà lắp đặt điện mặt trời Hàn Quốc là công ty Solkiss cũng đã tổ chức chuyến khảo sát hồ thủy điện Thác Bà tại Yên Bái để chuẩn bị xây dựng nhà máy điện mặt trời nổi.

Tại một hội thảo hồi tháng 5 năm 2017, Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho biết đang xem xét nghiên cứu một loạt các dự án điện mặt trời ở các khu vực hồ thủy điện cho EVN sở hữu. Trong đó có một số dự án điển hình như dự án trên hồ Trị An công suất 126MW (Đồng Nai), dự án trên hồ Sê San 4 công suất 47MW (Gia Lai), và dự án trên hồ Đa Mi công suất 47.5MW (Bình Thuận). Với lợi thế về mặt diện tích bề mặt rộng lớn, hệ thống hạ tầng lưới điện và đội ngũ nhân lực sẵn có, việc đầu tư các dự án điện mặt trời nổi trên mặt hồ thủy điện là giải pháp tối ưu trong bối cảnh diện tích đất khan hiếm như hiện nay.

Về công nghệ thiết bị nổi, hiện nay Viện Nghiên cứu Cơ khí (NARIME) cũng đang phối hợp với các đơn vị khác cùng nghiên cứu hệ thống thiết bị cho các nhà máy điện mặt trời nổi bao gồm: Nghiên cứu hệ thống phao nổi, hệ thống neo; Vật liệu chế tạo phao nổi, các tiêu chuẩn, phương pháp kiểm tra độ bền cơ lý hoá, độ bền theo thời gian; Phương án sản xuất, kết nối, lắp phao tại hiện trường; Máy móc, thiết bị chế tạo, lắp đặt phao; Tính toán, thiết kế hệ thống neo, các tiêu chuẩn áp dụng vv…

ĐỖ ĐỨC TƯỞNG (TỔNG HỢP)

Tỷ lệ tổn thất của EVNNPC giảm so với cùng kỳ

Tổng công ty Điện lực miền Bắc (EVNNPC) cho biết: Lũy kế 4 tháng đầu năm, điện thương phẩm ước tính 19.006 triệu kWh, tăng 13,29% so với cùng kỳ và đạt 29,74% kế hoạch năm 2018. Đặc biệt, tỷ lệ tổn thất điện năng lũy kế 4 tháng đầu năm đạt 5,21%, giảm 0,34% so với cùng kỳ năm 2017.

Theo EVNNPC, trong tháng 4/2018, đã đảm bảo cấp điện an toàn, ổn định, đáp ứng nhu cầu điện cho sản xuất kinh doanh và sinh hoạt của nhân dân trên địa bàn 27 tỉnh miền Bắc, đặc biệt đã cung ứng điện an toàn, liên tục cho các hoạt động nhân ngày Giỗ Tổ Hùng Vương, kỷ niệm ngày giải phóng miền Nam (30/4) và Quốc tế lao động (1/5/).

Sản lượng điện thương phẩm tháng 4 ước đạt 5.139,69 triệu kWh, tăng 10,63% so với cùng kỳ năm 2017, trong đó thành phần công nghiệp xây dựng chiếm 68,19% và tăng 13,08% so với cùng kỳ, thành phần quản lý tiêu dùng chiếm 25,97% và tăng 4,05%.

Nhiều công trình lưới điện trung, hạ thế đã được NPC đóng điện, góp phần nâng cao năng lực lưới điện và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.

Lũy kế 4 tháng đầu năm, điện thương phẩm ước tính 19.006 triệu kWh, tăng 13,29% so với cùng kỳ và đạt 29,74% kế hoạch năm 2018, trong đó 2 thành phần chiếm tỷ trọng lớn là công nghiệp xây dựng chiếm tỷ trọng 65,93%, tăng trưởng 15,25%, quản lý tiêu dùng chiếm 28,2% và tăng trưởng 8,26%.

Tháng 4, tỷ lệ tổn thất điện năng ước thực hiện đạt 4,66%, lũy kế 4 tháng đầu năm đạt 5,21%, giảm 0,34% so với cùng kỳ năm 2017.

Để đảm bảo cấp điện cho mùa khô 2018 và đặc biệt là các tháng cao điểm mùa hè, EVNNPC đã đóng điện được 9 dự án, với năng lực tăng thêm 165MVA và 60km ĐZ 110kV như: Đấu nối 110kV sau TBA 220kV Phú Thọ; Cải tạo ĐZ 110kV Kim Động – Phố Cao – TP. Hưng Yên để cấp điện cho khu vực TP Hưng Yên từ TBA 220kV Kim Động; Treo dây mạch 2 ĐZ 110kV Quỳnh Lưu – Diễn Châu – Cửa Lò – Hưng Đông… và khởi công 6 dự án: Lắp MBA T2 TBA 110kV Bắc Quang, tỉnh Hà Giang; ĐZ và TBA 110kV Kim Bảng – Hà Nam… cùng nhiều công trình lưới điện trung, hạ thế, góp phần nâng cao năng lực lưới điện và nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.

Đặc biệt, tất cả 14 chỉ tiêu dịch vụ khách hàng đều đạt theo quy định, trong đó đã tiếp nhận và giải quyết cấp điện mới cho 166 khách hàng trung áp với thời gian bình quân là 6,12/7 ngày, giảm 0,88 ngày so với quy định. Trong tháng 4 có 42,88% khách hàng thanh toán tiền điện qua ngân hàng và tổ chức trung gian, tăng hơn so với tháng 4/2017.

Trong tháng 5, EVNNPC tiếp tục tăng cường các giải pháp đảm bảo cung ứng điện an toàn, ổn định cho khách hàng, giảm tổn thất điện năng, đẩy nhanh tiến độ thi công các công trình điện, tiếp tục triển khai các hoạt động tuyên truyền sử dụng điện tiết kiệm mùa nắng nóng, hưởng ứng tháng hành động về an toàn, vệ sinh lao động năm 2018 của Tổng công ty Điện lực miền Bắc.

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Khởi động dự án Nhà máy điện khí LNG tại Bạc Liêu

UBND tỉnh Bạc Liêu vừa tổ chức lễ ký kết Biên bản ghi nhớ hợp tác phát triển dự án Nhà máy điện khí LNG trên địa bàn tỉnh Bạc Liêu với Liên doanh đầu tư Energy Capital Vietnam (Mỹ).

Theo Biên bản ghi nhớ, dự án Nhà máy điện khí LNG tại Bạc Liêu do Liên doanh đầu tư Energy Capital Việt Nam làm chủ đầu tư. Quy mô công suất tối đa lên đến 3.200MW, được xây dựng trên diện tích 100 ha, dự kiến chia làm 3 giai đoạn.

Giai đoạn 1: Hoàn thành xây dựng nhà máy điện công suất 1.000 MW, dự kiến khởi động trong năm 2018, hoạt động cuối năm 2021.

Giai đoạn 2: Xây dựng bổ sung nhà máy điện công suất 1.000 MW, hoạt động cuối năm 2024.

Giai đoạn 3: Xây dựng bổ sung nhà máy điện khí công suất 1.200 MW, đi vào hoạt động năm 2027.

Tổng mức đầu tư dự án khoảng 91.400 tỷ đồng, tương đương 4 tỷ USD…

Phát biểu tại lễ ký kết, ông Dương Thành Trung, Chủ tịch UBND tỉnh Bạc Liêu đã giới thiệu với nhà đầu tư về định hướng phát triển các dự án năng lượng của tỉnh Bạc Liêu. Theo đó, tỉnh đã tiến hành khảo sát vị trí, độ sâu để đặt kho nổi chứa khí theo yêu cầu của nhà đầu tư…

“Tỉnh Bạc Liêu sẽ tạo mọi điều kiện để nhà đầu tư thi công dự án cung cấp khí LNG và Nhà máy điện khí Bạc Liêu” – Ông Dương Thành Trung nhấn mạnh.

Đại diện nhà đầu tư, ông David Lewis, Chủ tịch Hội đồng Quản trị Liên doanh đầu tư Energy Capital Việt Nam bày tỏ vui mừng khi được hợp tác xây dựng dự án điện khí trên địa bàn tỉnh Bạc Liêu.

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Đóng điện Trạm biến áp 220 kV Đắk Nông

Vào lúc 22h05 ngày 29/4/2018, Ban Quản lý dự án các công trình điện miền Trung (CPMB) đã phối hợp với các đơn vị liên quan tổ chức đóng điện Trạm biến áp 220 kV Đắk Nông.

220DakNong_020518.jpg

Trạm biến áp 220 kV Đăk Nông.

Dự án “Trạm biến áp 220 kV Đắk Nông” có tổng mức đầu tư 364 tỷ đồng do Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) làm chủ đầu tư, CPMB thay mặt EVNNPT quản lý điều hành dự án, Công ty Truyền tải điện 3 (PTC3) tiếp nhận quản lý vận hành khi công trình hoàn thành.

Công trình có quy mô:

1/ Xây dựng mới trạm biến áp 220 kV gồm 2 máy biến áp 220/110kV-125MVA; hệ thống phân phối 220 kV gồm 8 ngăn, giai đoạn này lắp đặt thiết bị cho 6 ngăn, dự phòng 2 ngăn; hệ thống phân phối 110 kV gồm 14 ngăn, giai đoạn này lắp đặt thiết bị cho 8 ngăn, dự phòng 6 ngăn.

2/ Xây dựng tuyến đường dây 2 mạch dài 1,1km đấu nối chuyển tiếp trên 1 mạch đường dây 220 kV Đắk Nông – Phước Long – Bình Long.

Trạm được xây dựng tại xã Nhơn Cơ, huyện Đắk R’Lấp, tỉnh Đắk Nông.

Việc đóng điện Trạm biến áp 220 kV Đắk Nông sẽ góp phần tăng cường khả năng cung cấp điện, đáp ứng nhu cầu phụ tải tăng cao khu vực tỉnh Đắk Nông; nâng cao độ an toàn, tin cậy, ổn định trong vận hành, chất lượng điện năng cho hệ thống điện khu vực, đồng thời hạn chế tổn thất công suất trong lưới điện truyền tải, tăng hiệu quả sản xuất kinh doanh.

Đây là công trình chào mừng kỷ niệm 43 năm ngày giải phóng miền Nam, thống nhất đất nước (30/4/1975 – 30/4/2018), 10 năm thành lập EVNNPT (1/7/2008 – 1/7/2018) và 30 năm thành lập CPMB (7/7/1988 – 7/7/2018).

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Vì sao điện gió chưa thể thay thế nhiệt điện than?

Theo đánh giá của các chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam, mặc dù tăng trưởng rất nhanh về công suất, nhưng sản lượng năng lượng gió (phong điện) chỉ chiếm 3% (khoảng 706 TWh/2014) trong tổng sản lượng điện của thế giới. Với Việt Nam, để giảm được 70 triệu tấn than phải nhập khẩu hàng năm, cần xây dựng khoảng 48,3GW công suất phong điện (bằng gần 1/3 công suất nguồn điện này của Trung Quốc). Để đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, chúng ta cần có công suất phong điện lớn hơn công suất của nhiệt điện than 3,25 lần. Tương tự, vốn đầu tư sẽ phải cao hơn 4,06 lần và giá điện sẽ tăng lên tương ứng (vì phong điện chỉ có thành phần “giá công suất”), vv… Và tránh trường hợp rã lưới, chúng ta cần khảo sát đánh giá khoa học có tính đến xác suất sự cố của các nguồn khác.

I – Tính khả thi về kỹ thuật củ​a phong điện

1/ Về kỹ thuật/công nghệ, phong điện là nguồn điện không ổn định (khó lường) nhất. Phong điện dựa trên cơ sở chuyển động của luồng không khí trong khí quyển ở gần bề mặt trái đất dưới tác động của mặt trời. Chuyển động của không khí trong khí quyển đến độ cao 2000m thuộc dạng hỗn loạn (turbulent flow). Hiện tượng hỗn loạn này càng gần bề mặt đất càng tăng. Để biến động năng của gió thành điện năng, con người hiện mới chỉ chinh phục được ở độ cao dưới 200m cách bề mặt đất.

Vì vậy, phong điện có “đầu vào” là gió thuộc hiện tượng rất “hỗn loạn”.

2/ Gần đây, nhờ các tiến bộ kỹ thuật, các tua bin gió có thể phát được điện ở tốc độ gió từ 3m/s trở lên và tự động ngừng phát điện khi tốc độ gió hơn 25m/s. Về lý thuyết, công suất phát của phong điện tỷ lệ bậc 3 với tốc độ của gió (tốc độ gió tăng/giảm 2 lần, công suất phát tăng/giảm 8 lần). Tốc độ gió thay đổi liên tục và “hỗn loạn” theo không gian và thời gian. Vì vậy, sản lượng phong điện sẽ thay đổi theo giờ, theo ngày, theo tháng, theo năm. Trong khi đó, như ta đã biết, độ chính xác trong dự báo về gió/bão hiện nay rất thấp. Vì vậy, sản lượng phong điện rất khó dự báo (trong khi sản lượng các nguồn nhiệt điện than, dầu, khí có thể xác định chủ động 100%).

Điều này rất quan trọng đối với công tác điều độ của hệ thống điện vì trong thực tế, nhu cầu sử dụng điện cũng thay đổi theo từng giờ trong ngày, theo ngày trong tuần, và theo tháng trong năm.

II – Tính khả thi về kinh tế của phong điện

1/ Nếu hoạt động độc lập (không nối lưới), phong điện (vốn đã bất định) sẽ không thể đáp ứng cho việc thay đổi của phụ tải, đòi hỏi phải đầu tư thêm các thiết bị chuyển đổi (convertor) và lưu trữ điện năng (ác quy). Chi phí đầu tư cho các thiết bị này có thể chiếm tới 50% tổng mức đầu tư. Vì vậy, suất đầu tư bình quân của phong điện khoảng 1000 U$/kW, cao hơn 25÷30% so với nhiệt điện than (suất đầu tư của nhiệt điện chạy than 750÷800 U$/kW).

2/ Nếu nối lưới (thường công suất lớn), phong điện sẽ đòi hỏi hệ thống điện quốc gia phải đầu tư thêm nguồn dự phòng (điện chạy than, khí, nguyên tử). Tỷ lệ nguồn điện dự phòng tăng thêm này trong hệ thống càng lớn, giá thành điện bình quân của cả hệ thống càng tăng.

3/ Thực tế cho thấy, do điều kiện xây dựng và thiết kế công nghệ bị hạn chế, công suất tổ máy của phong điện nhỏ so với nhiệt điện. Vì vậy, tính kinh tế của quy mô khi phát triển các nguồn phong điện không thể hiện rõ như các nguồn điện khác. Trên đất liền có thể xây dựng các trạm phong điện công suất lớn, việc đấu nối với hệ thống điện thuận tiện, nhưng tốc độ gió thường thấp. Ngoài khơi (biển) và trên vùng đồi núi cao có tốc độ gió lớn nhưng việc xây dựng các trạm phong điện công suất lớn rất khó khăn và chi phí đấu nối lớn.

4/ Đối với các trạm phong điện nhỏ, vấn đề đấu nối sẽ chiếm tỷ trọng lớn trong chi phí. Đối với các trạm phong điện lớn, sửa chữa lại là vấn đề nan giải vì việc thay thế các chi tiết/phụ tùng có trọng lượng lớn (hàng trăm tấn) như cánh quạt, rotor, vv… ở độ cao vài chục mét đòi hỏi chi phí rất cao.

Ở Mỹ, theo số liệu của Earth Policy Institute chỉ ở 2 bang (Texas và Colorado) các dự án phong điện của Austin Energy và Xcel Energy có chi phí thấp hơn các nguồn điện truyền thống.

Trên thế giới, mặc dù chi phí xây dựng các trạm phong điện ngoài khơi đã giảm, nhưng chi phí phát điện vẫn ở mức cao, khoảng 125÷200 U$/MWh. Các hãng MHI-VestasSiemensDONG Energyđã ký một thỏa thuận nhằm giảm chi phí phát điện xuống còn 120 U$/MWh vào năm 2020.

5/ Đối với một số lĩnh vực sử dụng điện, khi vấn đề ổn định và liên tục trong cung cấp điện được đặt lên hàng đầu thì phong điện (và cả quang điện) sẽ hoàn toàn không đáp ứng được (không có khả năng cạnh tranh).

Tóm lại, về mặt kinh tế và kỹ thuật, bản thân hệ thống điện của tất cả các nước đều không sẵn sàng để tiếp nhận sự hòa lưới của bất kỳ trạm phong điện nào và bất kỳ một trạm phong điện nào nếu không hòa lưới thì cũng không thể cung cấp điện độc lập một cách ổn định và hiệu quả được. Vì vậy, tất cả các nước cần phải có các quy chế (đạo luật) riêng để điều chỉnh (áp đặt) việc đấu nối các nguồn phong điện vào lưới quốc gia.

III – Trên thế giới, phong điện phát triển nhanh nhưng tỷ trọng thấp, quy mô nhỏ

1/ Tốc độ phát triển của phong điện nhanh nhưng sản lượng chưa bằng điện hạt nhân. Trong vòng 16 năm, công suất phong điện đã tăng hơn 42 lần (xem đồ thị dưới đây). Năm 1997 tổng công suất phong điện trên toàn thế giới chỉ có 7,5 GW, đến năm 2013 là 318,5 GW. Tính đến đầu năm 2015, tổng công suất lắp đặt phong điện của 85 nước trên thế giới khoảng 369 GW và năm 2016 là 432 GW, lớn hơn tổng công suất lắp đặt của điện nguyên tử. Tuy nhiên, về sản lượng, điện nguyên tử lớn hơn 5 lần so với phong điện.

Mặc dù tăng trưởng rất nhanh về công suất, nhưng sản lượng của phong điện chỉ chiếm 3% (khoảng 706 TWh/2014) trong tổng sản lượng điện của thế giới (điện nguyên tử chiếm khoảng 15%).

2/ Loại tua bin phổ biến nhất có công suất 1,5÷2,5MW (năm 2009 chiếm 82%). Công suất tổ máy lớn nhất có tăng lên trong thời gian qua, nhưng chậm và nhỏ: Tua bin E-112 của hãng Enercon xuất hiện tháng 8/2002 có công suất 4,5MW; tháng 12/2004 hãng REpower Systems, Đức đưa vào vận hành tua bin công suất 5,0MW; Cuối 2005, Enecon tăng công suất lên 6MW, đường kính rotor-114m, chiều cao tháp 124m. Từ 2014, Vestas Đan Mạch đã thử nghiệm thành công và chế tạo tua bin V-164 công suất 8MW. Hiện tua bin được chế tạo có công suất lớn nhất là 10MW.

Trong khi đó, công suất tổ máy lớn nhất của nhiệt điện (than, nguyên tử) hiện nay đã đạt 1200÷1300MW. Như vậy, cần phải xây dựng ít nhất 120÷130 tua bin gió để thay thế cho 1 tổ máy phát nhiệt điện chạy than, hoặc nguyên tử.

3/ Thiết bị phong điện công suất đơn chiếc nhỏ nhưng thuộc loại siêu trường, siêu trọng. Ví dụ, tua bin 3MW (V-90) của Vestas Đan Mạch sản xuất có tổng chiều cao 115m, chiều cao tháp 70m và đường kính quay của cánh quạt 90m. Tua bin 5MW có chiều cao của tháp 120m, đường kính quay của rotor 126m và tổng trọng lượng tổ máy lên tới 200 tấn.

4/ Điều kiện thi công thường không thuận lợi: Vùng ven bờ (cách đất liền 10÷12km) được coi là có triển vọng nhất để xây dựng các trạm phát điện gần bờ vì chi phí đầu tư cao hơn 1,5÷2 lần so với trong đất liền, nhưng tốc độ gió cao. Các tháp gió được xây dựng trên các cọc được đóng sâu vào đáy biển khoảng 30m. Việc đầu nối với hệ thống trên bờ được thực hiện bằng cáp ngầm đặt dưới đáy biển. Vùng xa bờ có tốc độ gió cao, nhưng nước sâu, phải xây dựng các trạm phong điện nổi, có công suất nhỏ (nhẹ) nhưng chi phí rất cao. Các vùng núi cao cũng có tốc độ gió lớn, nhưng điều kiện thi công cũng rất khó khăn.

IV – Ở Việt Nam, phong điện chưa thể thay được nhiệt điện than

1/ Về giảm nhập khẩu than: Theo lý thuyết, cứ 1 MW công suất phong điện hoạt động liên tục trong 20 năm có thể thay thế được khoảng 29.000 tấn than, hoặc 92.000 thùng dầu mỏ (hàng năm 1 MW công suất phong điện có thể thay thế được 1.450 tấn than, hoặc 4.600 thùng dầu mỏ). Như vậy, để giảm được 70 triệu tấn than phải nhập khẩu hàng năm thì Việt Nam phải xây dựng khoảng 48,3 GW công suất phong điện (bằng gần 1/3 của Trung Quốc – nước đang dẫn đầu thế giới về phong điện)!

2/ Về nhu cầu vốn và giá điện: Thời gian vận hành bình quân hàng năm của nhiệt điện chạy than khoảng 6500h/năm, của phong điện khoảng 2000h/năm (mức bình quân toàn thế giới năm 2014 là 1913h). Như vậy, nếu để đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, Việt Nam sử dụng năng lượng của gió để thay thế năng lượng của than trong phát điện, thì công suất phong điện phải lớn hơn công suất của nhiệt điện than 3,25 lần.

Tương tự, vốn đầu tư sẽ phải cao hơn (3,25 x 1,25 =) 4,06 lần. Nếu “xã hội hóa”, giá điện sẽ phải tăng lên tương ứng (vì phong điện chỉ có thành phần “giá công suất”).

3/ Về tiến độ triển khai: Theo Quy hoạch điện, để đáp ứng nhu cầu điện của nền kinh tế đang ngày càng tăng, đến năm 2030, Việt Nam phải xây dựng và đưa vào phát điện bình quân khoảng 3,5GW/năm công suất nhiệt điện chạy than. Nếu thay thế than bằng sức gió, Việt Nam phải xây dựng các trạm phong điện với tổng công suất 11,4 GW/năm. Trong khi, cả thế giới trong vòng 19 năm (1997-2016) mới chỉ xây dựng được tổng số 432 GW (bình quân 22,7 GW/năm).

Như vậy, quy mô phát triển phong điện của Việt Nam hàng năm phải bằng ½ của thế giới. Điều này là không thể có.

4/ Về địa điểm xây dựng: Nếu sử dụng loại máy phát phong điện công suất lớn nhất hiện nay, mỗi năm Việt Nam phải xây dựng ít nhất khoảng 2300÷2500 “cối xay gió” ở Bình Thuận (trên đất liền) hay Cà Mau (ngoài khơi). Điều này là không thể xẩy ra vì không có chỗ để xây.

5/ Về tính an toàn của hệ thống: Đối với hệ thống điện của Việt Nam, nếu tỷ trọng về công suất đặt của phong điện trong hệ thống điện quốc gia đạt 20÷25% (cao hơn so với dự tính trong quy hoạch) sẽ dẫn đến nhiều bất ổn. Để tránh trường hợp rã lưới, cần khảo sát đánh giá khoa học có tính đến xác suất sự cố của các nguồn khác.

V – Các “cường quốc” về phong điện

1. Trung Quốc

Đứng đầu thế giới về phong điện. Theo số liệu công bố 8/2017, đến cuối 2016 tổng công suất phong điện của Trung Quốc (TQ) là 169 GW, chiếm 34% của toàn thế giới.

Năm 2014, sản lượng phong điện của TQ là 138 tỷ kWh/2014, chiếm tỷ trọng 2,6%. Chỉ trong năm 2015, TQ đã xây dựng 33 GW công suất phong điện mới – kỷ lục của thế giới. Sản lượng phong điện năm 2015 ở TQ là 186,3 tỷ kWh/2015, chiếm tỷ trọng 3,3%. Trong giai đoạn 2016÷2020, TQ dự kiến sẽ xây dựng thêm 100 GW phong điện.

Theo đánh giá của Viện Nghiên cứu Khí hậu TQ (China Climate Science Research Institute), tiềm năng phong điện của TQ đạt 3.220 GW. Trong đó, tiềm năng kỹ thuật khoảng 1.000 GW, gồm 253 GW trong đất liền và 750 GW ngoài khơi.

Nội Mông là tỉnh có tiềm năng phong điện lớn nhất, chiếm 40% công suất phong điện của TQ. Đứng thứ hai là khu tự trị Tây Tạng.

Năm 2009, trạm phong điện ngoài khơi “Juwuba” được xây dựng ở Thượng Hải với công suất 100 MW, sản lượng 260 triệu kWh/năm, sử dụng 34 tua bin gió của hãng Sinovel công suất 3 MW mỗi chiếc. Đến 2013, tổng công suất phong điện ngoài khơi của TQ đạt 428,6 MW.

Tính đến 2005, TQ có 320 nghìn cột gió (phong điện nhỏ) với tổng công suất 65 MW (công suất bình quân hơn 203 W).

2. Mỹ

Trước đây, Pacific Northwest Laboratory đã đánh giá tiềm năng phong điện của 20 bang ở Mỹ tương đương với 10.777 tỷ kWh/năm (gấp 3 lần nhu cầu của cả nước Mỹ khi đó – năm 2001). Bang North Dakota được coi là “Ả Rập Xê Út về năng lượng gió” của Mỹ.

Theo nghiên cứu của National Renewable Energy Laboratory (NREL) vào năm 2010, tiềm năng phong điện ngoài khơi của Mỹ được đánh giá là 4.150 GW (năm 2008 tổng tiềm năng phong điện của Mỹ được đánh giá chỉ có 1.010 GW).

Phong điện của Mỹ là lĩnh vực phát triển tương đối nhanh. Năm 2008, Bộ Năng lượng Mỹ (DoE) đã đưa ra kế hoạch “20% Wind Energy” (đến 2030, tỷ trọng phong điện ở Mỹ phải đạt 20%). Năm 2014, đã có 34 bang sử dụng phong điện. Trong đó, 10 bang dẫn đầu (với tổng công suất lắp đặt 65,879 GW) gồm: Texas (14,098); Califonia (5,917); Iova (5,688); Окlahoma (3,782); Illinois (3,568); Оregon (3,153); Washington (3,075); Minnesota (3,035); Kаnsas (2,967); Colorado (2,593). Năm 2015 công suất lắp đặt tăng thêm 8,6 GW. Đến cuối 2015, tổng công suất lắp đặt đạt 74,5 GW (đứng thứ hai trên thế giới, sau Trung Quốc). Tỷ trọng phong điện chiếm 5% trong tổng sản lượng điện của Mỹ.

Giá thành phong điện công suất nhỏ ở Mỹ là 0,1÷0,11$/kWh (2006). Theo dự báo của Hiệp hội Năng lượng gió của Mỹ (AWEA), sau 5 năm giá thành phong điện nhỏ còn 7cents/kWh, và đến 2020, tổng công suất lắp đặt của phong điện nhỏ tăng lên 50 GW (cấp điện cho 15 triệu gia đình và 1 triệu doanh nghiệp nhỏ), chiếm 3% tổng công suất lắp đặt của cả nước. Những vùng có triển vọng phát triển phong điện nhỏ là những vùng có giá điện cao hơn 0,1$/kWh.

Các hãng cung cấp thiết bị phong điện chính ở Mỹ (2007) như sau:

TT Hãng Nước Số lượng tua bin, cái Tổng công suất, MW Công suất b/q, MW
1 GE Energy Mỹ 1561 2342 1.5
2 Vestas Dan Mạch 537 953 1.8
3 Siemens Đức 375 863 2.3
4 Gamesa Tây Ba Nha 242 484 2.0
5 Mitsubishi Nhật 356 356 1.0
6 Suzlon Energy Ấn Độ 97 197 2.0
Cộng 3188 5244 1.6

3. Đức

Đức là quốc gia đứng thứ ba trên thế giới về công suất lắp đặt và có tốc độ phát triển rất nhanh về phong điện. Năm 2006, sản lượng phong điện đạt 20,6 tỷ kWh (tương đương thủy điện – 21,6 tỷ kWh/2006), chiếm tỷ trọng 3,5%. Tổng nguồn thu liên quan đến phong điện là 7,2 tỷ Euro. Trong đó giá trị thiết bị phong điện là 5,6 tỷ Euro.

Theo đánh giá của Viện nghiên cứu Phong điện của Đức (DEWI), tỷ trọng thiết bị của Đức chiếm 50% trên thị trường phong điện thế giới năm 2007. Năm 2011, tỷ trọng phong điện tăng lên 8%. Năm 2014, ở Đức có 24.867 tua bin gió với tổng công suất 38,116 GW và sản lượng phong điện chiếm tỷ trọng 8,6%. Năm 2015, tổng công suất lắp đặt phong điện của Đức là 44,9 GW, chiếm 8% tổng công suất phát điện của cả nước.

Từ 2007, các công ty lưới điện đã phải trả tiền mua điện cho các chủ cối xay gió với giá 0,0836/kWh trong vòng 5 năm đầu, sau đó mỗi năm giá mua giảm 2%.

Tua bin gió ngoài khơi đầu tiên (hãng Nordex AG) có công suất 2,5 MW, đường kính cánh 90m, đường kính móng 18m, tổng chiều cao 125m được xây dựng từ 2006 ở khu vực có độ sâu 2m, cách bờ biển Vostok 500m. Móng tua bin được xây bằng 500 tấn bê tông, 550 tấn cát và 100 tấn thép.

Dự kiến đến 2030, Đức sẽ xây dựng 25 GW công suất phong điện ngoài khơi biển Ban tích và Biển Bắc.

VI – Tóm lại

Phong điện là nguồn năng lượng tái tạo, sạch, nhưng rất bất định vì phụ thuộc vào thiên nhiên. Trong hệ thống điện quốc gia, tỷ trọng của phong điện cao sẽ gây bất ổn trong vận hành và đòi hỏi phải xây thêm công suất phát điện dự phòng từ các nguồn khác. Điều này làm tăng đáng kể giá điện.

Trên thế giới, phong điện đang có tốc độ tăng trưởng cao, nhưng chưa thể thay thế được nhiệt điện (than, dầu, khí) về quy mô (về sản lượng) và về giá. Ở Việt Nam, mức độ phát triển phong điện phụ thuộc vào sức mua điện của các ngành kinh tế và cơ chế hỗ trợ về giá của Chính phủ.

Trong dự báo về phát triển năng lượng của thế giới đến 2035, Viện nghiên cứu Năng lượng của Viện Hàn lâm Khoa học Nga đã kết luận: (i) Nguồn năng lượng tái tạo có xu hướng tăng trưởng; nhưng, (ii) chưa thể cạnh tranh được với than và khí; và, (iii) phụ thuộc vào sự bảo trợ của nhà nước.

TS. NGUYỄN THÀNH SƠN – HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Chuẩn bị vận hành thương mại Nhiệt điện Vĩnh Tân 1

Ông Phan Ngọc Cẩm Thành, Phó Tổng giám đốc Công ty TNHH Vĩnh Tân 1 cho biết: dự án Nhiệt điện Vĩnh Tân 1 sẽ về đích trước kế hoạch gần 1 năm so với cam kết của Chính phủ, trong đó, tổ máy số 1 sẽ sớm hơn 5 tháng, tổ máy số 2 sẽ sớm hơn 6 tháng.

Theo ông Phan Ngọc Cẩm Thành, sau 1.025 ngày liên tục làm việc trên tinh thần an toàn, đảm bảo môi trường và chất lượng, hiện tại tổng khối lượng công trình của dự án đã hoàn thành trên 93%.

Ngày 18/4/2018, tổ máy số 1 đã hòa lưới thành công ngay từ lần đầu với kế hoạch vận hành thương mại vào tháng 7/2018.

Dự án nhà máy BOT Nhiệt điện Vĩnh Tân 1, có công suất 1.240 MW, tổng mức đầu tư 1.755 tỷ USD được khởi công xây dựng từ tháng 7/2015. Đây là dự án nhiệt điện đầu tiên sử dụng công nghệ lò hơi siêu tới hạn đốt than phun sử dụng than antraxit Việt Nam.

Dự án do Công ty TNHH Lưới điện Phương Nam Trung Quốc, Công ty TNHH Điện lực quốc tế Trung Quốc và Tổng Công ty Điện lực (Vinacomin) góp vốn đầu tư, với tỷ lệ đóng góp cổ phần tương ứng là: 55%, 45% và 5%.

Mới đây, tại buổi làm việc với Bộ trưởng, Chủ nhiệm Văn phòng Chính phủ Mai Tiến Dũng, ông Trương Đàm Chí, Phó tổng giám đốc Công ty TNHH Lưới điện Quốc tế Phương Nam kiêm Chủ tịch Công ty BOT Nhiệt điện Vĩnh Tân 1 cũng cho biết, dự án dự kiến sẽ vượt tiến độ khi hoàn thành sớm hơn 11 tháng so với tiến độ cam kết với Chính phủ Việt Nam.

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Đóng điện kháng bù ngang tại các TBA 500 kV Pleiku 2 và Đắk Nông

Vào lúc 19h40 ngày 25/4/2018 và lúc 01h04 ngày 27/4/2018, tại Trạm biến áp (TBA) 500 kV Pleiku 2 và TBA 500 kV Đắk Nông, Công ty Truyền tải điện 3 (PTC3) đã phối hợp với các đơn vị liên quan tổ chức đóng điện đưa vào vận hành an toàn các kháng điện bù ngang 500kV-128MVAr KH594 và KH503.

KhangPTC3_280418_1.JPG

Kháng 500kV-128MVAr tại TBA 500 k​V Pleiku 2.

Đây là 2 trong 6 kháng điện thuộc dự án “Trang bị kháng điện bù ngang trên lưới 500 kV” do Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (EVNNPT) đầu tư, có quy mô lắp đặt 6 kháng điện 500kV-128 MVAr và các thiết bị liên quan đấu nối vào hệ thống thanh cái 500 kV tại 6 TBA 500 kV Cầu Bông, Sông Mây, Di Linh, Đắk Nông, Pleiku 2 và Vũng Áng.

Việc đóng điện đưa vào vận hành thành công các kháng điện bù ngang KH594 tại TBA 500 kV Pleiku 2 và KH503 tại TBA 500 kV Đắk Nông đã phát huy hiệu quả ngay lập tức. Điện áp tại thanh cái 500 kV của TBA 500 kV Pleiku 2 và TBA 500 kV Đắk Nông luôn giữ ổn định trong phạm vi cho phép.

Khi dự án hoàn thành sẽ góp phần nâng cao tính linh hoạt trong việc điều chỉnh điện áp hệ thống điện, nâng cao khả năng vận hành an toàn, ổn định, tin cậy, giảm tổn thất hệ thống, tăng khả năng truyền tải trên các cung đoạn đường dây 500 kV, đảm bảo chất lượng điện năng phục vụ cho việc phát triển kinh tế, xã hội của đất nước.

Việc hoàn thành công trình là thành tích thiết thực của CBCNV Công ty Truyền tải điện 3 chào mừng kỷ niệm 10 năm thành lập Tổng công ty Truyền tải điện Quốc gia (1/7/2008 – 1/7/2018).

Trước đó, vào ngày 22/3/2018, kháng bù ngang 500kV-128MVAr tại TBA 500 kV Di Linh đã được đóng điện đưa vào vận hành an toàn.

TRỊNH VĂN HẢI