Đánh giá Quy hoạch điện 7 và đề xuất lập Quy hoạch điện 8 [Kỳ 1]

Để đánh giá về ưu, nhược điểm của phương pháp luận, công cụ tính toán; chương trình phát triển nguồn điện; lưới điện… của Quy hoạch điện 7 và Quy hoạch (điều chỉnh), qua đó đề xuất một số nội dung cải tiến trong lập Quy hoạch điện 8 sắp tới, Tạp chí Năng lượng Việt Nam giới thiệu một số bài viết của tác giả Nguyễn Anh Tuấn (nguyên Phó Viện trưởng Viện Năng lượng – Bộ Công Thương) – là người tham gia từ những ngày đầu lập Đề án Quy hoạch, điều chỉnh Quy hoạch sau này, cũng như theo dõi sát sao quá trình tổ chức thực hiện để bạn đọc tham khảo, cùng tham gia phản biện, đóng góp ý kiến cho Quy hoạch điện mới của Việt Nam.

I. Quy hoạch điện 7

Quy hoạch điện 7 (QHĐ7) được lập theo Luật Điện lực số 28/2004/QH11, theo hướng dẫn tại Quyết định số 42/2005/QĐ-BCN ngày 30/12/2005 của Bộ Công nghiệp về quy định nội dung trình tự, thủ tục lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch điện.

Đề án QHĐ7 được bắt đầu lập vào tháng 6/2009 theo Công văn số 11693/BCT-NL ngày 9/12/2008 của Bộ Công Thương về việc giao Viện Năng lượng chuẩn bị đề cương và dự toán lập QHĐ7, Công văn số 1541/BCT-NL ngày 24/02/2009 cña Bộ Công Thương về việc giao Viện Năng lượng bổ sung hoàn chỉnh đề cương và dự toán lập QHĐ7 trình Bộ Công Thương xem xét phê duyệt trong tháng 3 năm 2009 và Quyết định của Bộ Công Thương số 3038/QĐ-BCT ngày 16/6/2009 giao Viện Năng lượng triển khai lập QHĐ7. Đề án QHĐ7 được Viện Năng lượng hoàn thành và trình bản Dự thảo cuối cùng vào tháng 6/2010.

Quá trình lập Đề án QHĐ7 đã được tiến hành song song với quá trình lập Báo cáo Đánh giá Môi trường Chiến lược (SEA), phối hợp giữa quy hoạch và giảm thiểu các tác động xấu tới môi trường. SEA đã được trình Bộ tài nguyên và Môi trường – MONRE để thẩm định độc lập, báo cáo Chính phủ.

Sau các quá trình báo cáo, thẩm định, chỉnh lý, bổ sung, QHĐ7 đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trong Quyết định số 1208/QĐ-TTg ngày 21/7/2011.

Từ năm 2013, sau khi có Luật sửa đổi, bổ sung một số điều của Luật Điện lực, số 24/ 2012/QH13, nội dung, trình tự lập, thẩm định, phê duyệt và điều chỉnh QHĐ đã được quy định trong Thông tư số 43/TT-BCT ban hành ngày 21/12/2013 của Bộ Công Thương. Thông tư 43/TT-BCT có điều chỉnh, bỏ bớt một số nội dung và bổ sung một số nội dung mới của Đề án QHĐ, phù hợp với Luật số 24/QH13.

II. Điều chỉnh Quy hoạch điện 7

Như đã nêu, QHĐ7 được lập theo quy định tại Quyết định 42/QĐ-BCN, nhưng thời điểm lập điều chỉnh QHĐ7 lại có quy định mới tại Thông tư 43/TT-BCT. Theo quy định này, điều chỉnh QHĐ7 thuộc loại “Điều chỉnh quy hoạch quốc gia” theo chu kỳ 5 năm bao gồm 10 nội dung chính, trong đó có 6 nội dung cập nhật:

1/ Hiện trạng hệ thống điện quốc gia và đánh giá tình hình thực hiện Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia trong 5 năm vừa qua.

2/ Cập nhật dự báo phát triển kinh tế – xã hội trong giai đoạn quy hoạch.

3/ Cập nhật dự báo nhu cầu điện theo tỉnh, vùng miền và tổng hợp toàn quốc cho từng giai đoạn quy hoạch.

4/ Cập nhật các thông số đầu vào cho lập quy hoạch, đánh giá nguồn năng lượng sơ cấp và giá nhiên liệu cho sản xuất điện.

5/ Cập nhật và bổ sung chương trình phát triển nguồn điện.

6/ Cập nhật và bổ sung chương trình phát triển lưới điện truyền tải từ cấp điện áp 220kV trở lên.

7/ Tổng hợp khối lượng đầu tư và nhu cầu vốn đầu tư cho các năm còn lại của giai đoạn quy hoạch.

8/ Đánh giá hiệu quả kinh tế chương trình phát triển điện lực quốc gia.

9/ Cập nhật và bổ sung các cơ chế thực hiện quy hoạch.

10/ Các kết luận và kiến nghị.

Đề án Điều chỉnh QHĐ7 được Viện Năng lượng triển khai lập sau khi Bộ Công Thương ra Quyết định số 4060/QĐ-BCT ngày 9/5/2014 phê duyệt đề cương – dự toán lập Điều chỉnh QHĐ7. Dự thảo lần thứ nhất của Đề án được trình Bộ Công Thương ngày 1/10/2014.

Ngày 8/9/2014 Bộ Công Thương đã ra quyết định thành lập Hội đồng thẩm định Nhà nước về Điều chỉnh QHĐ7. Sau cuộc họp báo cáo Hội đồng thẩm định ngày 16/10/2014, bản Dự thảo Điều chỉnh QHĐ7 lần 2 đã được Viện Năng lượng bổ sung hiệu chỉnh và trình Bộ Công Thương Tháng 11/2014.

Viện Năng lượng đã tham khảo: Dự thảo Điều chỉnh Quy hoạch ngành than giai đoạn 2010 – 2020 có xét đến năm 2030; Dự thảo Quy hoạch phát triển ngành công nghiệp khí đến năm 2025, định hướng đến 2035; Quyết định 2068/QĐ-TTg ngày 25/11/2015 về Phê duyệt Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 để xác định khả năng cung cấp nhiên liệu trong nước và định hướng phát triển năng lượng tái tạo (NLTT), phục vụ cho bài toán phát triển nguồn điện trong Điều chỉnh QHĐ7.

Hiện trạng nguồn, lưới điện và các kế hoạch phát triển ngắn và trung hạn cũng được EVN, EVNNPT, PVN và TKV cung cấp cho Viện Năng lượng để tổng hợp các yếu tố đầu vào cho chương trình phát triển nguồn và lưới điện.

Báo cáo Đánh giá Môi trường chiến lược SEA trong Điều chỉnh QHĐ7 cũng được lập song song với Đề án Điều chỉnh QHĐ7.

Các chuyên gia thuộc nhóm môi trường của ADB cũng đóng góp các vấn đề về tích hợp song hành Điều chỉnh QHĐ7 và Báo cáo SEA.

Bộ Công Thương, trong quá trình thẩm định Đề án Điều chỉnh QHĐ7 đã mời tư vấn quốc tế (Intelligent Energy System-IES) thẩm định độc lập, góp ý cho Đề án.

Khi trình Đề án lên Thủ tướng Chính phủ, đã có kiến góp ý độc lập của Trung tâm Phát triển Sáng tạo Xanh (GreenID) và các thành viên Liên minh Năng lượng bền vững Việt Nam (VSEA) về vấn đề môi trường.

Bộ Tài nguyên và Môi trường đã gửi báo cáo thẩm định báo cáo ĐMC của Đề án Điều chỉnh QHĐ7 đến Thủ tướng Chính phủ (Công văn số: 4423/BTNMT-TCMT ngày 19 tháng 10 năm 2015).

Do các năm 2014-2015 có nhiều biến động, bất định về xây dựng các nguồn điện, nhiều dự án nguồn điện ở miền Nam chậm tiến độ, quá trình tính toán bổ sung và thẩm định kéo dài, đến ngày 31 tháng 12 năm 2015 Bộ Công Thương đã báo cáo và trình Đề án lên Thủ tướng Chính phủ. Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt Đề án Điều chỉnh QHĐ7 trong Quyết định số 428/QĐ-TTg vào ngày 18/3/2016.

Sơ đồ thực hiện các nội dung của Điều chỉnh QHĐ theo chu kỳ (Thông tư 43/2013/TT-BCT)

Kỳ tới: Đánh giá những ưu điểm trong điều chỉnh Quy hoạch điện 7

THS. NGUYỄN ANH TUẤN – HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Đánh giá Quy hoạch điện 7 và đề xuất lập Quy hoạch điện 8 [Kỳ 2]

Theo đánh giá của nhiều chuyên gia, việc lập quy hoạch tập trung, sử dụng phương pháp luận “chi phí tối thiểu” với bài toán quy hoạch động tìm lời giải tối ưu trong Quy hoạch điện 7 và điều chỉnh Quy hoạch điện 7 được đánh giá là phù hợp trong điều kiện Việt Nam – quốc gia đang phát triển có mức thu nhập trung bình, với dự kiến nhu cầu điện vẫn còn tăng trưởng ở mức 7-8%/năm trong vòng 2 thập kỷ tới.

III. Đánh giá những ưu điểm về Điều chỉnh Quy hoạch điện 7

1. Về phương pháp luận và công cụ tính toán:

1.1. Đối với dự báo nhu cầu điện:

Dự báo nhu cầu điện được thực hiện với tổ hợp 2 phương pháp tiếp cận: Tiếp cận “từ trên xuống” và tiếp cận “từ dưới lên”.

Tiếp cận từ trên xuống: trên cơ sở các kịch bản tăng trưởng GDP, dân số; dự báo kết quả chương trình mục tiêu quốc gia về tiết kiệm và hiệu quả năng lượng; dự báo về cường độ năng lượng;… sử dụng phần mềm dự báo Simple-E dự báo nhu cầu năng lượng/ điện trong giai đoạn 2016-2030.

Tiếp cận từ dưới lên: thu thập thống kê sử dụng điện tại các loại hộ tiêu thụ công nghiệp, dân dụng, thương mại, nông nghiệp theo các tỉnh, thành phố; thu thập, đánh giá kế hoạch, quy hoạch các hộ phụ tải công nghiệp – xây dựng lớn; từ đó dự báo nhu cầu điện trong ngắn hạn 3-5 năm.

Theo đó, điều chỉnh QHĐ7 đã rà soát nhu cầu điện thực tế giai đoạn 2011-2015; đánh giá lại và cập nhật dự báo các kịch bản phát triển kinh tế – xã hội; điều chỉnh lại dự báo nhu cầu điện giai đoạn 2016 – 2030 cho phù hợp với tình hình mới.

Kết quả cập nhật dự báo nhu cầu điện giai đoạn 2016 – 2030 cho thấy, nhu cầu điện giảm trong Điều chỉnh QHĐ7 khoảng trên 19.5 GW so với dự báo trong QHĐ7.

So sánh giữa việc chậm nguồn điện với giảm dự báo phụ tải cho thấy công suất suy giảm do dự báo phụ tải nhỏ hơn nhiều so với chậm nguồn điện. Năm 2020, dự báo phụ tải giảm 9.960 MW trong khi công suất chậm nguồn giảm khoảng 13.000MW. Tuy nhiên, phân bố lại không đều, việc chậm nguồn tập trung ở miền Nam nên sẽ xảy ra hiện tượng: miền Bắc và miền Trung thừa công suất nguồn trong khi miền Nam thiếu công suất nguồn.

So sánh dự báo Pmax của điều chỉnh QHĐ7 với dự báo của QHĐ7 (kịch bản cơ sở – MW)

Năm

2015

2020

2025

2030

Kịch bản cơ sở QHĐ7

30803

52040

77084

110215

Kịch bản cơ sở ĐIềU CHỉNH QHĐ7

25295

42080

63471

90651

Chênh lệch

5508

9960

13613

19564

Do đó, trong điều chỉnh QHĐ7, phương án phát triển nguồn điện cho hệ thống điện Việt Nam giai đoạn 2016-:-2020 chủ yếu đi theo hướng giãn bớt các nguồn miền Bắc và miền Trung, đẩy sớm hơn một số nguồn nhiệt điện than miền Nam như Duyên Hải 3 mở rộng, Vĩnh Tân 4, Vĩnh Tân 4 mở rộng.

1.2. Đối với chương trình phát triển nguồn điện:

Việc lập quy hoạch tập trung, sử dụng phương pháp luận “chi phí tối thiểu” với bài toán quy hoạch động tìm lời giải tối ưu trong QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7 được đánh giá là phù hợp trong điều kiện Việt Nam là nước đang phát triển có mức thu nhập trung bình, với dự kiến nhu cầu điện vẫn còn tăng trưởng ở mức 7-8%/năm trong vòng 2 thập kỷ tới.

Việc chia hệ thống điện Việt Nam thành 3 hệ thống con với các trung tâm phụ tải nằm ở miền Nam (chiếm tỷ lệ khoảng 50% nhu cầu điện toàn quốc), ở miền Trung (tỷ lệ ~10% nhu cầu điện) và miền Bắc (~40% nhu cầu điện), với khoảng cách mỗi trung tâm phụ tải khoảng 800 – 900 km là phù hợp để có thể nghiên cứu các dự án nguồn điện tại chỗ, giảm truyền tải xa; đồng thời, xét tới đặc điểm về phân bố các nguồn tài nguyên năng lượng theo miền (thủy điện, than, khí đốt, năng lượng tái tạo) để tìm quy mô các đường dây liên kết xương sống phù hợp.

Trong QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7, chương trình phát triển nguồn điện được thực hiện qua giải bài toán chi phí cực tiểu, sử dụng các chương trình tính toán quy hoạch STRATEGIST và QHĐAT II.

STRATEGIST là phần mềm quy hoạch động theo phương pháp “cực tiểu chi phí”, lập và giải bài toán tối ưu phát triển nguồn dài hạn theo nguyên lý tối ưu Bellman, có xét đến hiệu ích của trao đổi liên kết nhiều hệ thống điện con với nhau (có thể tới 15 hệ thống con liên kết). Kết quả lời giải từ STRATEGIST cho phép xác định được lượng công suất tối ưu đưa vào hàng năm trong kỳ quy hoạch theo dạng nhiên liệu: thuỷ điện và thuỷ điện tích năng, nhiệt điện than, nhiệt điện khí và dầu, tua bin khí chu trình hỗn hợp, điện hạt nhân, nguồn điện từ năng lượng tái tạo (điện gió, thuỷ điện nhỏ, điện sinh khối…), nhập khẩu; theo đơn vị tổ máy và cỡ công suất tổ máy; theo vị trí các miền Bắc, Trung và Nam.

Sau khi có lời giải về tổ hợp nhiên liệu trong chương trình nguồn (coi như phương án cơ sở), việc tái mô phỏng tổ hợp nhiên liệu trong quá trình huy động các tổ máy thuỷ, nhiệt được thực hiện bằng chương trình QHĐAT II, cho biết quá trình làm việc theo thời gian thực của các loại nhà máy điện, khi tham gia phủ biểu đồ phụ tải theo ngày, tuần điển hình và toàn bộ thời gian trong năm quy hoạch. Từ đó có thể nghiên cứu một số các phương án khác nhau, trong đó xét tới các yếu tố can thiệp như: chính sách tăng cường tỷ lệ nguồn dùng năng lượng tái tạo, hoặc tăng thêm các nhà máy điện hạt nhân, v.v… So sánh tổng chi phí các phương án đưa ra sẽ cho nhà quy hoạch cân nhắc các chi phí được – mất của các quyết sách.

Hiện nay một số nước trong khu vực ASEAN cũng sử dụng STRATEGIST trong bài toán quy hoạch phát triển nguồn điện.

1.3. Đối với Chương trình phát triển lưới điện:

Sơ đồ phương pháp luận lập quy hoạch lưới điện truyền tải trình bày trong hình vẽ sau:

Phương pháp sử dụng cho chương trình phát triển lưới điện của hệ thống điện dựa trên cân bằng công suất các miền, các khu vực của Việt Nam. Phương pháp này đòi hỏi sự chuẩn xác của các số liệu đầu vào như:

1/ Quy mô công suất, thời điểm vận hành và vị trí chuẩn xác của các nguồn điện.

2/ Quy mô, thời điểm và vị trí của các phụ tải điện.

3/ Hiện trạng lưới điện và các công trình lưới điện dự kiến sẽ xây dựng.

4/ Các nghiên cứu trước đây về kết nối lưới điện của các nguồn điện lớn, liên kết lưới điện vùng, miền; liên kết lưới điện với các nước láng giềng.

5/ Các nghiên cứu trước đây về lưới điện cung cấp cho phụ tải địa phương.

Công cụ phần mềm sử dụng: trong quá trình xây dựng chương trình phát triển lưới điện của QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7, Viện Năng lượng đã sử dụng phần mềm chương trình phân tích hệ thống điện PSS/E (Power System Simulator for Engineering) của Siemens. Chương trình PSS/E dùng để nghiên cứu mô phỏng, tính toán các chế độ của hệ thống điện ở trạng thái xác lập và phân tích ổn định động của hệ thống điện. Chương trình PSS/E còn cho phép xác định dòng điện ngắn mạch 1 và 3 pha tại các nút trong hệ thống điện. Đây là chương trình thương mại đã được công nhận và được sử dụng rộng rãi trên thế giới và được đánh giá là đáp ứng được nhu cầu sử dụng trong thiết kế lưới điện.

Cho đến nay, theo Luật Điện lực và hướng dẫn tại Thông tư 43/2013/TT/BCT, toàn bộ 64 tỉnh, thành phố đều có quy hoạch phát triển lưới điện 110 kV và lưới điện trung áp trên địa bàn. Đây là một cơ sở quan trọng để QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7 nghiên cứu các vùng phụ tải tập trung, hệ thống lưới điện 110 kV tại các địa phương, từ đó kiến nghị bố trí vị trí và tiến độ xây dựng các nguồn điện, lưới truyền tải phù hợp với quy mô phát triển phụ tải tên các vùng miền. Hệ thống điện toàn quốc được thiết kế trên cơ sở xây dựng “từ dưới lên” gắn kết lưới điện quốc gia với lưới điện địa phương.

2. Về nội dung tính toán chương trình phát triển nguồn điện:

1/ Nội dung tính toán được thực hiện theo quy định và hướng dẫn tại Thông tư số 43/2013/TT-BCT.

2/ Các thông số đầu vào cho tính toán đầy đủ và tương đối cập nhật, theo các yếu tố kinh tế – kỹ thuật, được tham chiếu từ các công trình nhà máy điện đang vận hành, các dự án đang triển khai.

3/ Các giả thiết, kịch bản về khả năng cung cấp nhiên liệu trong nước cho phát điện được tham khảo từ các dự thảo quy hoạch khai thác than (của TKV), dự thảo quy hoạch khai thác khí (của PVN). Do đó tính đồng bộ trong phối hợp khai thác nguồn tài nguyên đã được xét đến.

4/ Các giả thiết, thông số đầu vào về nhập khẩu điện được tham khảo từ các đề án nghiên cứu riêng về kết nối/ mua bán điện giữa các nước láng giềng và báo cáo cập nhật tình hình triển khai các dự án nhập khẩu điện.

5/ Các kịch bản được đưa vào tính toán đã xét đến các yếu tố về các kịch bản phát triển kinh tế; nhu cầu điện theo các phương án cao, cơ sở và thấp; các mục tiêu của Nhà nước về NLTT, về có hoặc chưa có nhà máy điện hạt nhân; các kịch bản về thay đổi phương án cung cấp nhiên liệu các kịch bản về rủi ro khi một số dự án nguồn điện chậm trễ so với đăng ký…

3. Về nội dung tính toán chương trình phát triển lưới điện:

3.1. Thiết lập lưới điện truyền tải xương sống liên kết hệ thống điện ba miền Bắc – Trung – Nam. Căn cứ vào đặc điểm địa lý tự nhiên và hạ tầng kỹ thuật của Việt Nam, hệ thống điện toàn quốc được chia thành 3 hệ thống điện miền như sau:

1/ Hệ thống điện miền Bắc (bao gồm các tỉnh miền Bắc từ Quảng Bình trở ra.

2/ Hệ thống điện miền Trung (bao gồm các tỉnh duyên hải miền Trung từ Quảng Trị đến Khánh Hoà và bốn tỉnh Tây Nguyên: Kon Tum, Gia Lai, Đắc Lắc, Đắc Nông).

3/ Hệ thống điện miền Nam (bao gồm các tỉnh Nam Bộ và các tỉnh Bình Thuận, Ninh Thuận, Lâm Đồng).

Căn cứ vào tính toán cân bằng điện năng theo từng năm tại chương trình phát triển nguồn điện, xác định được lượng điện năng truyền tải liên miền Bắc – Trung – Nam theo từng năm. Kết quả được minh họa qua hình vẽ sau:

Căn cứ vào lượng điện năng cần truyền tải liên miền, vào hiện trạng lưới điện 500kV và kế hoạch xây dựng lưới điện 500kV, các phương án xây dựng lưới điện liên kết 3 miền Bắc – Trung – Nam đã được xem xét như sau:

Cấp điện áp truyền tải và phương thức thức truyền tải liên kết Bắc – Trung: Tại thời điểm lập QHĐ7 đã tồn tại hệ thống truyền tải 500 kV gồm 2 mạch đơn liên kết Bắc – Trung – Nam với khả năng truyền tải khoảng trên 2.000 MW. Lượng điện năng truyền tải Bắc – Trung dự kiến cao nhất chỉ khoảng hơn 10 tỷ kWh và không cần thiết phải xây thêm đường dây liên kết Bắc – Trung.

Với liên kết Trung – Nam: Nhu cầu truyền tải trên 25 tỷ kWh/ năm, cần phải xây thêm đường dây mới để tăng cường truyền tải. Điều chỉnh QHĐ7 đã đề xuất 2 phương án: truyền tải bằng 500 kV HVAC và truyền tải bằng dòng điện một chiều HVDC. Thực hiện tính toán so sánh đã kết luận lựa chọn phương án truyền tải bằng cấp điện áp 500 kV, phương thức truyền tải bằng dòng điện xoay chiều.

Các tính toán và phân tích trên đã cho phép xác định cấp điện áp truyền tải và lưới điện truyền tải xương sống của Việt Nam tới 2030: cấp điện áp truyền tải tối đa: 500 kV; Liên kết Bắc – Trung: 02 mạch ĐZ 500 kV; Liên kết Trung – Nam: 06 mạch ĐZ 500 kV.

3.2. Thiết kế lưới điện truyền tải liên khu vực, liên tỉnh, lưới điện đấu nối các trung tâm điện lực lớn vào hệ thống điện:

Hệ thống điện Việt Nam được chia thành 11 khu vực: Tây Bắc, Đông Bắc, khu vực Hà Nội, khu vực Nam Hà Nội, khu vực Bắc Trung bộ, khu vực Trung Trung bộ, khu vực Tây Nguyên, khu vực Nam Trung bộ 1, khu vực Nam Trung bộ 2, khu vực Đông Nam bộ, khu vực Tây Nam bộ. Tại mỗi khu vực sẽ cân đối công suất phát của nguồn điện và nhu cầu phụ tải.

Kết quả sẽ cho thấy sơ bộ dòng công suất cần trao đổi giữa các khu vực theo các năm mốc trong giai đoạn quy hoạch (năm 2020, 2025, 2030). Minh họa về cân đối công suất của các khu vực miền Nam năm 2030 trình bày trong hình vẽ:

3.3. Thiết kế lưới điện truyền tải cung cấp cho phụ tải địa phương:

Các nguyên tắc sử dụng trong thiết kế lưới điện cung cấp cho phụ tải địa phương như sau:

Thứ nhất: Có tính kế thừa và phát triển những nghiên cứu trong Quy hoạch phát triển điện lực địa phương giai đoạn trước.

Thứ hai: Cân đối cung cầu để xác định các trạm nguồn 220 kV, 500 kV cung cấp điện cho phụ tải địa phương.

Thứ ba: Thiết kế lưới điện đáp ứng tiêu chí N-1: Nếu xảy ra sự cố bất kỳ một phần từ nào trong hệ thống điện thì các phần tử còn lại phải đảm bảo làm việc bình thường, không quá tải và đảm bảo cấp điện đầy đủ với chất lượng đảm bảo tới toàn bộ các phụ tải.

Điều chỉnh QHĐ7 cân đối giữa dự báo nhu cầu công suất của địa phương, nguồn phát điện tại chỗ, khả năng liên kết với các địa phương khác. Trên cơ sở cân đối đó, đơn vị tư vấn sẽ xác định được nhu cầu công suất cần cung cấp cho địa phương.

Từ nhu cầu công suất, căn cứ theo kết lưới 500kV, sẽ xác định được phương án cấp nguồn công suất cho địa phương từ các trạm nguồn 500 kV, 220 kV.

Căn cứ theo hiện trạng lưới điện, các dự báo phát triển phụ tải, các quy hoạch phát triển công nghiệp, hạ tầng không gian đô thị, quy hoạch sử dụng đất, các phụ tải là các dự án lớn đang và sẽ triển khai xây dựng… sẽ xác định được vị trí của các trạm biến áp cấp nguồn 220 kV, 500 kV cho địa phương.

Trên cơ sở những tính toán, phân tích trên, đều chỉnh QHĐ7 tiến hành thiết kế lưới điện 220 kV, 500 kV cấp điện cho phụ tải địa phương theo những nguyên tắc thiết kế đã nêu.

3.4. Liên kết lưới điện với các nước láng giềng:

Tại thời điểm lập QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7 có nhiều nghiên cứu đã được thực hiện trong các năm trước đó về liên kết lưới điện với Trung Quốc, liên kết lưới điện với Lào, liên kết lưới điện với Campuchia. Đây là những tài liệu rất có giá trị đối với thiết kế lưới điện liên kết với các nước láng giềng tại QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7. Căn cứ theo các tài liệu này và dự kiến liên kết với các nước láng giềng tại chương trình phát triển nguồn điện, QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7 đã đưa ra thiết kế hệ thống liên kết lưới điện giữa Việt Nam và các nước láng giềng.

Thông thường, các số liệu đầu vào cho chương trình phát triển lưới điện rất lớn, nhiều số liệu có tính chất bất định, đặt biệt là sự thay đổi của nguồn điện và phụ tải điện về quy mô và thời điểm vận hành. Mỗi khi nguồn điện và phụ tải điện có những biến động thì thông thường đều cần phải điều chỉnh lại chương trình phát triển lưới điện.

Các tài liệu cần thu thập để thực hiện chương trình phát triển lưới điện gồm: Danh mục các nguồn điện dự kiến xây dựng (quy mô công suất và thời điểm vận hành); Cân đối công suất và cân đối điện năng của chương trình phát triển nguồn điện; Dự báo phụ tải theo các tỉnh; Kế hoạch xây dựng các trạm biến áp, đường dây truyền tải trong giai đoạn ngắn hạn và trung hạn của NPT; Các tiêu chí, tiêu chuẩn kỹ thuật được áp dụng trong thiết kế hệ thống truyền tải điện,…

Trên cơ sở lưới điện toàn quốc đã được thiết lập và tính toán kiểm chứng, điều chỉnh QHĐ7 đưa ra danh mục các trạm biến áp, các đường dây truyền tải cần xây dựng. Danh mục này được đưa ra theo từng giai đoạn 5 năm trong suốt thời gian quy hoạch (QHĐ7 có thời gian quy hoạch là 20 năm).

Kỳ tới: Đánh giá nhược điểm điều chỉnh Quy hoạch điện 7 và đề xuất cải tiến trong lập Quy hoạch điện 8

THS. NGUYỄN ANH TUẤN – HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Đánh giá Quy hoạch điện 7 và đề xuất lập Quy hoạch điện 8 [Kỳ cuối]

 Qua xem xét điều chỉnh Quy hoạch điện 7 cho thấy, chúng ta chưa có những cảnh báo nghiêm ngặt và chế tài với hậu quả của việc không thực hiện đúng tiến độ đưa các công trình nguồn điện vào, buộc phải đưa vào/ đẩy sớm lên các dự án nguồn tương tự quy mô, nhưng lại ở vị trí xa trung tâm phụ tải, dẫn đến phải sử dụng các biện pháp truyền tải chi phí lớn, rủi ro mà chưa chắc đã đáp ứng an ninh cung cấp điện.

IV. Đánh giá những nhược điểm về Điều chỉnh Quy hoạch điện 7

Thứ Nhất: Thời điểm 2009, khi lập Quy hoạch điện 7 (QHĐ7) và 2015 khi lập điều chỉnh QHĐ7, tư vấn trong nước chưa có các công cụ, phần mềm tính toán được quy mô lớn nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) tích hợp vào hệ thống điện, vì vậy bài toán phát triển nguồn điện chưa xét được lưới điện cần thiết tăng thêm/ nâng cấp để phát triển mạnh NLTT.

Sau khi Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg về cơ chế khuyến khích phát triển điện mặt trời, hàng loạt dự án đã được trình bổ sung quy hoạch với tổng công suất dự kiến đưa vào trước năm 2020 là trên 14.000 MW, tập trung nhiều nhất tại các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, Đắk Lắk, Tây Ninh. Theo các tính toán chuyên gia, chỉ tính các dự án điện mặt trời (khoảng trên 4.700 MW) và điện gió đã được phê duyệt thì lưới điện 220 kV và 110 kV tại các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận và Đắk Lắk sẽ không còn khả năng hấp thụ thêm các dự án mới, và còn xảy ra quá tại cục bộ một số điểm do lưới điện hiện trạng và theo quy hoạch không đủ năng lực hấp thụ, truyền tải công suất lớn.

Thứ Hai: Trong điều chỉnh QHĐ7 chưa có những cảnh báo nghiêm ngặt và chế tài với hậu quả của việc không thực hiện đúng tiến độ đưa các công trình nguồn điện vào, buộc phải đưa vào/ đẩy sớm lên các dự án nguồn tương tự quy mô, nhưng lại ở vị trí xa trung tâm phụ tải dẫn đến phải sử dụng các biện pháp truyền tải chi phí lớn, rủi ro mà chưa chắc đã đáp ứng an ninh cung cấp điện.

Do nhiều lý do khó khăn khác nhau về: thiếu vốn đầu tư; vướng mắc khi thực hiện các hợp đồng EPC; vướng mắc trong đàm phán các hợp đồng với các dự án BOT; các vấn đề về hiệu quả kinh tế khi đưa khí Lô B vào vận hành các nhà máy điện khí Ô Môn, v.v… hiện hàng loạt các dự án nguồn điện đang chậm tiến độ so với phê duyệt trong Điều chỉnh QHĐ7, nhất là ở khu vực miền Nam.

Do đó, nguy cơ thiếu điện ở miền Nam trong giai đoạn sau năm 2020 là rất cao.

Thứ Ba: Chương trình phát triển lưới điện tại QHĐ7 và điều chỉnh QHĐ7 chưa chú trọng đúng mức tới ứng dụng của các thiết bị điều khiển, quá trình tự động hóa hệ thống điện và việc ứng dụng lưới điện thông minh.

V. Các đề xuất cải tiến trong lập Quy hoạch điện 8

Thứ nhất: các cơ quan quản lý Nhà nước cần sớm ban hành Thông tư hướng dẫn về lập, thẩm định và phê duyệt Quy hoạch điện phù hợp với Luật Quy hoạch vừa ban hành.

Do trong Luật Quy hoạch không còn các quy hoạch điện địa phương lập riêng, cần có giải pháp tích hợp được sự phát triển của lưới điện các tỉnh, thành với phát triển hệ thống điện quốc gia.

Thứ hai: Theo quy định hiện hành, Quy hoạch điện được lập 10 năm/ lần và điều chỉnh Quy hoạch điện mỗi 5 năm, trong khi nhiều yếu tố biến động nhanh chỉ 1 đến 2 năm khi triển khai thực hiện như:

1/ Các chính sách của Nhà nước thay đổi (chính sách bảo lãnh tiền chuyển về với các dự án BOT, quy định bảo lãnh vay vốn,…).

2/ Sự chậm trễ, rủi ro của các dự án cung cấp nhiên liệu (khí đốt).

3/ Sự chậm trễ đầu tư các kho trung chuyển than, cảng – kho nhập khẩu LNG.

4/ Đàm phán hợp đồng BOT kéo dài.

5/ Rủi ro từ các nhà cung cấp thiết bị (chẳng hạn: bị cấm vận như trường hợp của Power Machine tại dự án nhiệt điện Long Phú 1), vv…

Vì vậy, tiến độ các dự án nguồn điện thường bị phá vỡ, không theo Quy hoạch. Do đó kiến nghị cần thực hiện điều chỉnh Quy hoạch điện thường xuyên hơn, khoảng 2 năm/ lần để có các giải pháp điều hành kịp thời, hiệu quả.

Thứ ba: Do Việt Nam đã từ quốc gia xuất khẩu tịnh năng lượng bước sang nhập khẩu tịnh năng lượng từ 2015, và xu hướng nhập khẩu năng lượng tiếp tục gia tăng, cần thiết bổ sung thêm nội dung: “Các giải pháp nhập khẩu nhiên liệu cho phát điện trong Quy hoạch điện mới”.

Thứ tư: Trang bị các công cụ (phần mềm tính toán, phân tích) mạnh và phù hợp với Việt Nam để cơ quan nghiên cứu lập Quy hoạch điện có giải pháp đưa vào Quy hoạch điện khối lượng lớn các nguồn điện mặt trời, điện gió cùng với đầu tư thêm lưới điện và các thiết bị kỹ thuật cần thiết.

Thứ năm: Trong phê duyệt Quy hoạch điện, cần có chế tài nghiêm ngặt về tiến độ vào vận hành đối với các dự án nguồn điện đã đang ký đầu tư, bao gồm cả các dự án thuộc công ty Nhà nước và thuộc các dạng đầu tư khác.

Thứ sáu: Do tính phức tạp của triển khai các dự án nguồn điện dạng BOT, thường dẫn đến kéo rất dài thời gian thực hiện, gây rủi ro về an ninh cung cấp điện, cần các nghiên cứu chuyển các dự án nguồn điện dạng BOT sang dạng đồng nhất BOO để giảm thời gian thương thảo, phù hợp với lộ trình thị trường điện bán buôn vào sau năm 2022, và phù hợp với chủ trương đa dạng hóa, xã hội hóa đầu tư kinh doanh nguồn điện.

Thứ bảy: Nghiên cứu, áp dụng cơ chế đấu thầu các dự án nguồn điện từ sau năm 2025 để tăng tính cạnh tranh, hiệu quả, giảm chi phí xã hội trong phát triển điện lực.

THS. NGUYỄN ANH TUẤN – HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Bổ sung dự án điện gió An Thọ vào Quy hoạch điện quốc gia

Thủ tướng Chính phủ đồng ý bổ sung dự án Trang trại phong điện An Thọ (giai đoạn 1), công suất 200 MW vào Quy hoạch điện VII (điều chỉnh). Đây là dự án điện gió lớn nhất tại Phú Yên đến thời điểm hiện tại. Dự án được nhà đầu trong nước liên danh với Tập đoàn Sembcorp (Singapore) triển khai thực hiện.

Theo đó, xét đề nghị của Bộ Công Thương (Công văn số 7946/BCT-ĐL ngày 01/10/2018) về việc bổ sung dự án Trang trại phong điện An Thọ vào Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020, có xét đến năm 2030 (Quy hoạch điện VII điều chỉnh), Thủ tướng Chính phủ có ý kiến:

Đồng ý bổ sung dự án Trang trại phong điện An Thọ (giai đoạn 1) vào Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) như đề nghị của Bộ Công Thương (sau khi đã chủ trì, phối hợp cùng các cơ quan liên quan thực hiện thẩm định theo quy định).

Thủ tướng Chính phủ giao Bộ Công Thương chịu trách nhiệm toàn diện về các nội dung thẩm định, nhất là các nội dung cần thiết bổ sung vào Quy hoạch, quy mô công suất, không sử dụng đất rừng tự nhiên, phương án đấu nối đảm bảo vận hành tin cậy và ổn định, mức độ khả thi… và sự phù hợp với các quy định hiện hành của pháp luật.

Quy mô giai đoạn 1 với công suất 200MW, tổng vốn đầu tư hơn 6.000 tỉ đồng, dự kiến đưa vào vận hành năm 2021, tại xã An Thọ, An Hiệp và An Lĩnh huyện Tuy An (Phú Yên).

Trang trại phong điện An Thọ được đấu nối vào hệ thống điện quốc gia bằng cấp điện áp 220kV; danh mục công trình đấu nối như đề nghị của Bộ Công Thương…

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tạo đột phá từ điện gió ngoài khơi Kê Gà

Ngày 07/12/2018, tại Hà Nội, nhà đầu tư Enterprize Energy Pte. Ltd (EE) phối hợp với Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) tổ chức hội thảo “Điện gió ngoài khơi Kê Gà

Toàn cảnh hội thảo.

Phát biểu tại hội thảo, ông Ian Hatton, Chủ tịch Enterprize Energy cho biết, dự án điện gió ngoài khơi Kê Gà có tổng công suất 3.400MW và được chia ra nhiều phân kỳ đầu tư, mỗi phân kỳ đầu tư sẽ cho ra công suất khoảng 600MW.

Vốn đầu tư được thu xếp cho toàn bộ dự án 3.400MW tương ứng khoảng 11,9 tỷ USD, chưa kể phần đầu tư cho kết nối vào hệ thống điện quốc gia.

Theo ông Ian Hatton, nhà đầu tư đã làm việc với UBND tỉnh Bình Thuận và được UBND tỉnh Bình Thuận đặc biệt ủng hộ. Tỉnh Bình Thuận đã có văn bản trình Thủ tướng Chính phủ xem xét; Chính phủ đã có công văn số 6964/VPCP-QHQT ngày 25 tháng 6 năm 2018 trên cơ sở báo cáo của Công ty Enterprize Energy.

Ngày 07/09/2018, thực hiện ý kiến chỉ đạo của Thủ tướng, Bộ Công Thương đã có văn bản số 7250/BCT-BN, về việc đề nghị công ty Enterprize Energy thực hiện một số quy trình để đảm bảo dự án hoàn thành được các thủ tục cần thiết. “Các quy trình này đang được nhà đầu tư khẩn trương triển khai và đang đi vào giai đoạn cuối cùng” – Ông Ian Hatton, nhấn mạnh.

Cũng theo ông Ian Hatton, với những quy định phù hợp và ổn định từ Chính phủ, hợp đồng mua bán điện hợp lý, sử dụng những công nghệ tua bin được kiểm chứng từ nhà thầu uy tín để chế tạo và lắp đặt, các ngân hàng quốc tế sẽ đảm bảo đủ vốn cho việc xây dựng dự án.

Ông Trần Viết Ngãi, Chủ tịch VEA đánh giá dự án điện gió ngoài khơi Kê Gà sẽ là dự án điện gió ngoài khơi đầu tiên tại Việt Nam, vô cùng tiềm năng, hiện đại và khả thi.

Thành công của dự án sẽ cung cấp một lượng điện năng sạch rất lớn cho hệ thống điện Việt Nam, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng và bảo vệ môi trường trong tương lai. “Một dự án lớn và ý nghĩa như điện gió ngoài khơi Kê Gà sẽ tạo một bước đột phá cho nền kinh tế Việt Nam và nên được triển khai sớm” – Ông Trần Viết Ngãi, nhấn mạnh.

Tại hội thảo, các chuyên gia hàng đầu về năng lượng cũng đã phân tích và đưa ra những ý kiến, nhận định sâu sắc về cơ hội và thách thức đối với dự án này như vai trò của dự án trong chiến lược đến 2030 và tầm nhìn đến 2045 của ngành năng lượng Việt Nam; hiệu quả kinh tế của dự án; vấn đề truyền tải điện và đấu nối với hệ thống điện quốc gia cùng nhiều vấn đề khác có liên quan.

Các chuyên gia đề xuất, cần phát triển dự án điện gió ngoài khơi Kê Gà như là một trong những dự án trọng điểm quốc gia về năng lượng. Các ý kiến tại hội thảo thể hiện sự đồng thuận giữa các bên liên quan.

Enterprize Energy và các đơn vị đối tác Việt Nam là PVC – MS và Vietsovpetro cũng đã trình bày chi tiết về năng lực của các bên tham gia dự án và các phương án, kế hoạch triển khai.

Đại diện đến từ Ngân hàng Société Générale và liên doanh MHI Vestas – công ty sản xuất tua bin gió hàng đầu thế giới cũng đưa ra những nhận định khả quan và khẳng định sự hợp tác tối đa của hai đơn vị này đối với dự án.

MAI THẮNG

Phát triển điện tái tạo Bình Thuận: Vướng ở khâu truyền tải

Mới đây, tại buổi làm việc với Bộ trưởng Bộ Công Thương Trần Tuấn Anh, ông Phạm Văn Hậu – Phó Chủ tịch UBND tỉnh Ninh Thuận, cho biết: UBND tỉnh đã cấp quyết định chủ trương đầu tư cho 30 dự án điện mặt trời và 14 dự án điện gió, với tổng công suất 2.737,5MW. Tuy nhiên, hệ thống truyền tải trên địa bàn tỉnh mới chỉ giải phóng được 777,35MW, chưa đáp ứng được nhu cầu giải tỏa công suất các dự án điện năng lượng đang triển khai đầu tư trên địa bàn tỉnh. Đây là một trong những vướng mắc lớn nhất đối với các dự án năng lượng tái tạo trên địa bàn tỉnh trong thời điểm hiện nay.

Ông Phạm Văn Hậu cho biết, về các dự án điện mặt trời, trên cơ sở các dự án đã được Thủ tướng Chính phủ, Bộ Công Thương phê duyệt bổ sung quy hoạch 29 dự án, với tổng quy mô công suất 1.938,8MW, UBND tỉnh Ninh Thuận đã cấp quyết định chủ trương đầu tư cho 30 dự án, với tổng công suất 1.788,79MW, trong đó Nhà máy Điện mặt trời Xuân Thiện Thuận Bắc chia làm 2 giai đoạn và cấp 2 quyết định đầu tư.

Các dự án đã cấp quyết định đầu tư có 19 dự án đã ký hợp đồng mua bán điện PPA với tổng công 1.002,9MW; 18 dự án đã khởi công và dự kiến đi vào hoạt động cuối năm 2018; đầu năm 2019 có 3 dự án với công suất 75,8MW là Nhà máy điện mặt trời hồ Bầu Ngứ giai đoạn 1 (15MW), Nhà máy điện mặt trời Bim (24MW) và Nhà máy điện mặt trời BP Solar 1 (36,8MW).

Đến tháng 6/2019, dự kiến Ninh Thuận sẽ đưa vào vận hành 13 dự án, công suất 922MW và tiếp tục khởi công đối với các dự án đã cấp quyết định đầu tư còn lại.

Bên cạnh đó, hiện có 7 dự án, Bộ Công Thương đã tổ chức thẩm định và đang chờ phê duyệt, với tổng công suất 416MW; 13 dự án Bộ Công Thương chưa tổ chức thẩm định, tổng quy mô công suất 604MW.

Về dự án điện gió, UBND tỉnh Ninh Thuận đã cấp quyết định chủ trương đầu tư 14 dự án, với tổng công suất 798,75MW, trong đó có 3 dự án đi vào hoạt động là điện gió Đầm Nại, điện gió Trung Nam và điện gió Mũi Dinh.

Dự kiến, năm 2019, có 8 trụ gió còn lại của Công ty Trung Nam sẽ đi vào hoạt động trước tháng 6/2019, công suất 18,8MW.

Các dự án dự kiến tiếp tục được khởi công năm 2019, tổng công suất 252,9MW/89 trụ, bao gồm: Nhà máy Điện gió Phước Hữu – Duyên Hải 1, khởi công trong quý I/2019; Nhà máy Điện gió Lợi Hải 2, dự kiến khởi công trong quý I/2019; Nhà máy điện gió Win Energy Chiến Thắng, dự kiến khởi công quý I/2019; Nhà máy điện gió Phước Minh, dự kiến khởi công trong quý I/2019; Nhà máy điện gió Hanbaram, khởi công trong quý III/2019.

Theo ông Phạm Văn Hậu, qua rà soát và tính toán, khả năng mang tải lưới điện truyền tải hiện hữu trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận có quy mô công suất khoảng 1.270MW. Tuy nhiên, chỉ tính lưới điện nội tại của tỉnh Ninh Thuận, lưới điện các tỉnh liên kết với nhau nên tùy từng chế độ có thể công suất giải phóng được sẽ ít hơn do nguồn phát lưới 110kV tại các tỉnh lân cận Khánh Hòa, Bình Thuận. Do vậy, khả năng tỏa công suất ước tính trên địa bàn tỉnh Ninh Thuận khoảng 777,35MW.

UBND tỉnh đã cấp quyết định chủ trương đầu tư cho 30 dự án điện mặt trời và 14 dự án điện gió, với tổng công suất 2.737,5MW. “Tuy nhiên, hệ thống truyền tải trên địa bàn tỉnh mới chỉ giải phóng được 777,35MW, chưa đáp ứng được nhu cầu giải tỏa công suất các dự án điện năng lượng đang triển khai đầu tư trên địa bàn tỉnh” – Ông Hậu khẳng định.

Theo ông Hậu, đây là một trong những vướng mắc lớn nhất đối với các dự án năng lượng tái tạo trên địa bàn tỉnh trong thời điểm hiện nay mà nhiều doanh nghiệp cũng như lãnh đạo tỉnh đang tìm kiếm hướng giải quyết cụ thể.

TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Công nghệ rải cáp điện ngầm dưới biển

Nhờ kỹ thuật sản xuất cáp điện lực hiện đại, lại có công nghệ tự động chôn cáp ngầm tiên tiến, giờ đây việc cấp điện cho các tuyến đảo xa bờ không còn khó khăn. Có nhiều giải pháp thi công các tuyến cáp điện ngầm được ứng dụng ở các quốc gia…

Một máy chôn cáp tự động đang được đưa xuống nước, bàn trượt phía trước chỉnh độ sâu-nông

Những sự cố, những mối nguy hại làm hỏng đường cáp dưới đáy biển là: Việc neo đậu tàu, lưới cá, đặc biệt là loại lưới rà đáy, ngoài ra còn do các dòng hải lưu, thậm chí do con người trong thi công các tuyến cáp điện khác giăng chéo, chằng chịt dưới đáy biển gây ra.

Đường cáp điện cao thế dưới đáy biển cũng có “ngã tư”, “cầu vượt”, “đường ngầm”, thế giới hiện đại cũng được thể hiện dưới đáy biển. Để làm việc này, người ta đã áp dụng nhiều loại công nghệ.

Rải và chôn cáp đồng thời – sử dụng công nghệ này, máy chôn cáp về bản chất là một robot lớn. Nó được tàu chuyên dùng kéo theo đúng tuyến đã được thiết kế và được hệ thống định vị toàn cầu GPS “dẫn đường”.

Có một hệ thống ống phun nước áp lực cao tạo rãnh, hoặc lưỡi cày, máy đào gàu xúc ( dạng xích) tùy theo cấu tạo của máy, tùy theo chất đấy biển gắn trên máy. Máy này tạo nên rãnh cáp ở phía trước có độ sâu theo thiết kế.

Độ sâu chôn sâu-nông cáp chỉnh bằng 2 chân trượt phía trước. Tối đa có thể chôn sâu 3m so với mặt đáy biển tùy thuộc công suất của máy và yêu cầu từng vùng chôn…

Quy trình đào, chôn được giám sát, kiểm soát, điều chỉnh liên tục từ trên tàu chuyên dùng. Phương pháp này có ưu điểm là giảm thiểu tối đa hư hỏng cáp ngầm, tuy nhiên chi phí đầu tư cao do công nghệ phức tạp.

Rải trước, chôn sau – theo cách này, cáp được rải xuống bằng hệ thống rải cáp theo từng tuyến, sau đó máy chôn cáp thực hiện theo chiều sâu thiết kế. Hệ thống cảm biến nhận dạng cáp giúp máy chôn cáp định hướng di chuyển dọc theo thân sợi cáp. Phương pháp này có nguy cơ hư hỏng cáp ngầm trong quá trình thi công do neo tàu, hải lưu, lưới cá.

Đào rãnh trước, chôn sau: Dùng phương pháp này, rãnh cáp được đào sẵn theo độ sâu thiết kế bằng các thiết bị như: rôbốt, máy xúc, xáng cạp, sau đó cáp được rải xuống và lấp đất lại. So với 2 phương pháp trên, phương pháp này khá đơn giản và được chống được sự thủy phân …

Cáp biển ngày càng hiện đại

Hiện có hai loại cáp điện là cáp dầu hoặc cáp cách điện XLPE được sử dụng. Cáp cách điện giấy tẩm dầu, sử dụng cách điện đúc và được cải tiến liên tục để truyền được điện áp cao trong nhiều loại môi trường khác nhau như: chôn ngầm dưới đất, trong đường hầm, trong hầm lò và ở độ sâu dưới đại dương.

Cáp ngầm dưới biển có vỏ bọc bảo vệ bằng dây thép, cộng với lớp nhựa bitum phủ bên ngoài và các lớp sợi polypropylen để chống ăn mòn. Đối với các ứng dụng ở sâu dưới nước, vỏ bọc bảo vệ gồm có hai lớp dây quấn chéo nhau để tạo ra độ cân bằng lực xoắn.

Với các công trình công suất dẫn đi lớn, có thể phải qui định lớp vỏ bọc bằng đồng hoặc nhôm trong trường hợp cần đáp ứng các yêu cầu về thiết kế cơ khí.

Loại cáp XLPE cao áp gồm lõi dẫn bằng đồng hoặc nhôm bện xoắn cùng với một hệ thống cách điện đúc và các màn chắn, vỏ bọc và vỏ bảo vệ khác nhau. Giống như cáp dầu, trong ứng dụng thông thường, cáp XPLE có vỏ bọc bằng chì.

Cáp phải kín nước, nhất là chỗ mối nối và chống chịu được hiện tượng ăn mòn và mài mòn do các dòng hải lưu và sóng biển. Ở vùng nước sâu, chúng cũng phải chịu được áp suất cao tối đa ở độ sâu 210m là 2.000 kPa.

Hệ thống cách điện trên sợi cáp gồm có một màn chắn dẫn điện siêu nhẵn, lớp cách điện làm bằng XLPE siêu sạch và một lớp vỏ bọc cách điện. Hệ thống này đã được thực hiện trên máy quấn bốn đầu chéo nhau đặt trong dây chuyền đúc thẳng đứng. Công đoạn lưu hoá và làm mát đều được thực hiện trong môi trường nitơ khô. Băng nở chống nước được bố trí giữa hệ thống cách điện và vỏ chì bảo vệ để ngăn ngừa nước thâm nhập nếu chẳng may vỏ chì bị chọc thủng.

Vỏ bảo vệ cáp gồm hai lớp dây đồng đúc trong nhựa bitum. Bước xoắn của hai lớp được lựa chọn để tạo ra được một kiểu cáp cân bằng xoắn. Hai lớp sợi polypropylen được quấn bên ngoài vỏ bọc để bảo vệ chống ăn mòn.

Thiết kế các mối nối mới phức tạp. Nó có thân làm bằng cao su EPDM được đúc sẵn, có vỏ bảo vệ dày bên ngoài. Cách điện chỗ ngắt đoạn màn chắn được thiết kế chịu được điện áp xung 125 kV vì khoảng cách giữa các mối nối chuyển tiếp là lớn hơn 3 m. Mối nối được thi công trên bờ. Nếu cáp hỏng, cũng phải lôi cáp lên tàu để tạo mối nối mới, đo thử công phu rồi đưa xuống chôn lại.

Theo lý thuyết, có các sợi cáp quang được “gói” trong các cáp điện để điều hành quá trình dẫn điện đi xa dưới đáy biển. Từ đây có thể biết chất lượng dẫn điện từng đoạn, kịp xử lý.

Các cáp viễn thông chôn dưới biển cũng có các sợi cáp quang điều hành, có tác dụng kiểm tra, duy trì các “trạm lặp”, duy trì tín hiệu không bị suy hao do quãng đường và môi trường.

Tàu rải cáp chuyên dùng

Các con tàu này có sức chứa hàng ngàn tấn cáp, được trang bị hệ thống định vị tự động, máy lặn điều khiển từ xa được sử dụng để theo dõi cáp chạm đất trong quá trình rải cáp cùng hệ thống tời, ròng rọc, phao nâng cáp cự ly xa.

Các nhà quản lý cáp sau khi hoàn thành rải mỗi tuyến, phải trình và đăng ký thể hiện tuyến cáp trên hải đồ, để các ngành hoạt động trên đại dương đề phòng. Mỗi con tàu đều phải biết tuyến cáp trên hải đồ để tránh thả neo ở những nơi cáp đi qua, dễ mất an toàn.

Na Uy có một nhà máy xử lý và nén khí tiêu thụ một lượng điện năng khổng lồ. Người ta đã lắp đặt hệ thống cáp điện dưới biển, công suất 1.000 MW. Nước này cũng đã lập kỷ lục mới về cáp điện ngầm dưới đáy biển với cấp điện áp cao (đưa điện xoay chiều 420 kV từ đất liền ra biển)

Tập đoàn ABB của châu Âu cũng cung cấp cáp điện dẫn điện, tải được 350 MW dưới Vịnh Phần Lan để kết nối lưới điện Phần Lan và Estonia nhờ công nghệ truyền dẫn DC cao áp. Cáp truyền tải điện không tạo ra trường điện từ.

Việt Nam cũng tiến hành đưa cáp điện ngầm dẫn điện ra các đảo như Phú Quốc, Lý Sơn…điện áp tới 22 kV.

Việt Hưng (Chinhphu.vn)

Vì sao năng lượng tái tạo chưa thể thay thế nhiệt điện than?

 Năng lượng tái tạo trên toàn cầu mặc dù được đầu tư ngày một lớn, nhưng sản lượng điện phát ra thấp. Xét về mặt kỹ thuật, để hệ thống điện vận hành ổn định, tỷ trọng của phong điện và quang điện không nên cao hơn 25%. Đức là quốc gia có công suất quang điện công nghệ PV lớn nhất, nhưng tỷ trọng quang điện trong tổng sản lượng điện cũng chỉ ở mức rất khiêm tốn 5% (năm 2014). Còn ở Việt Nam, việc thay thế nhiệt điện than bằng điện gió và điện mặt trời là khó khả thi về mặt kinh tế…

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

Nhiệt điện than trên thế giới và ở Việt Nam

Cách đây 40 năm, khi Việt Nam (VN) gia nhập Hội đồng Tương trợ kinh tế COMECON (hay còn được gọi tắt theo tiếng Nga là ‘SEV’), thế giới (TG) đã có tiêu chuẩn tổng quát về 5 sản phẩm chủ yếu tính trên đầu người để đánh giá một quốc gia bắt đầu hết đói nghèo. Đó là: 500kg lương thực, 500kg dầu, 500kg thép, 500kg than, 500kWh điện. Khi đó, 3 nước thành viên: Việt Nam, Cu Ba, Mông Cổ được coi là quốc gia hạng hai của COMECON.

Căn cứ vào 5 tiêu chuẩn đó, hiện nay VN cũng mới chỉ đạt được 2 tiêu chuẩn cách đây gần nửa thế kỷ của TG là lương thực và điện năng. 3 sản phẩm còn lại (dầu mỏ, thép, và than) chỉ có thể đạt được thông qua nhập khẩu.

Năm 2017, nền kinh tế toàn cầu sử dụng khoảng 8 tỷ tấn than (bình quân đầu người 1,06 tấn than/người. Trong khi đó, mức sử dụng than của nền kinh tế Việt Nam là 54,6 triệu tấn (= khai thác trong nước + nhập khẩu – xuất khẩu). Bình quân 0,575 tấn/người, trong đó, than nhập khẩu chiếm khoảng 27% (14,5 triệu tấn).

Trong tổng tiêu dùng than của VN năm 2017, than dùng cho lò hơi (phát điện) gần 38 triệu tấn, chiếm gần 70%. Như vậy, mặc dù phải nhập khẩu tới gần 30%, mức sử dụng than cho phát điện của VN tương đương với mức bình quân chung của TG. Điều này cho thấy việc sử dụng than để phát điện phục vụ cho nền kinh tế của VN hiện nay và trong tương lai là một điều bình thường. Ngoài ra, VN nên tranh thủ nhập khẩu nguồn tài nguyên khoáng sản vốn có hạn (than đá, than mỡ) của các nước khác, nhất là của các nước trong khu vực và gần VN như Trung Quốc (than lò coke, than lò cao), Indonesia (than lò hơi), Úc (than lò hơi, lò quay, lò cao, lò coke), Nga (than lò hơi, lò quay, lò coke).

Trong lĩnh vực dùng than phát điện, VN đang ở vị trí rất khiêm tốn. Theo số liệu của IEA, tính đến năm 2014: VN xếp thứ 22 trên TG về tổng công suất nhiệt điện chạy than (trong khi VN xếp thứ 15 về dân số); tỷ trọng nhiệt điện than trong tổng công suất phát điện của VN chỉ chiếm 26,3%, trong khi mức bình quân của TG là 36%; tỷ trọng nhiệt điện than của VN so với TG chỉ chiếm 0,3% (trong khi dân số chiếm tỷ trọng 1,2%, gấp 4 lần). Cụ thể xem bảng sau:

Bảng 1: Tỷ trọng công suất nhiệt điện chạy than của các nước

No

Công suất phát điện của các nước

Công suất nhiệt điện chạy than, GW

Tổng công suất điện, GW

Tỷ trọng nhiệt điện chạy than, %

Tỷ trọng nhiệt điện than trên TG, %

Tổng TG

1900.00

5250.00

36%

100.0%

1

Trung Quốc

915.00

1360.00

67%

48.2%

2

Mỹ

322.50

1039.00

31%

17.0%

3

Ấn Độ

165.00

208.10

79%

8.7%

4

Đức

54.00

153.20

35%

2.8%

5

Nga

49.00

223.00

22%

2.6%

6

Nhật

41.75

287.00

15%

2.2%

7

Nam Phi

38.40

44.26

87%

2.0%

8

Ba Lan

32.20

33.36

97%

1.7%

9

Úc

28.10

59.13

48%

1.5%

10

Hàn Quốc

26.90

84.66

32%

1.4%

11

Ucraina

24.80

54.88

45%

1.3%

12

Indonesia

22.90

39.99

57%

1.2%

13

Anh

18.40

94.35

20%

1.0%

14

Đài Loan

17.70

41.80

42%

0.9%

15

Thổ

13.80

49.52

28%

0.7%

16

Kazakhstan

11.50

18.73

61%

0.6%

17

Ý

11.30

122.30

9%

0.6%

18

Tây Ba Nha

11.00

101.70

11%

0.6%

19

Sec

9.40

18.30

51%

0.5%

20

Canada

9.20

136.90

7%

0.5%

21

Malaysia

7.90

25.39

31%

0.4%

22

Việt Nam

6.00

26.30

23%

0.3%

23

Pháp

5.80

124.30

5%

0.3%

24

Thái Lan

5.70

32.60

17%

0.3%

25

Philippines

5.60

16.36

34%

0.3%

26

Israel

4.90

15.33

32%

0.3%

27

Brazil

3.40

113.70

3%

0.2%

28

Pakistan

0.09

22.30

0.4%

0.0%

Nguồn: Lars Schernikau, Economics of the International Coal Trade, 2016

Bảng trên còn cho thấy, một số nước phát triển như Nhật, Hàn Quốc mặc dù không có ngành khai thác than trong nước nhưng cũng xếp thứ 6 và thứ 10 trên TG về công suất nhiệt điện chạy than.

Mức tiêu dùng các nguồn năng lượng sơ cấp (than, dầu, khí, uranium) của TG sẽ tăng liên tục từ 8,12 tỷ TOE (tấn dầu quy đổi) vào năm 1990 lên 17,455 tỷ TOE vào năm 2035. Xem đồ thị sau:

Tổng mức tiêu dùng năng lượng sơ cấp của thế giới, tỷ TOE

Nếu tính theo mức tiêu dùng các nguồn năng lượng sơ cấp năm 2013 (là 12,73 tỷ TOE như trên), thời gian loài người còn khai thác được các nguồn năng lượng như trong bảng sau.

Bảng 2: Thời gian tồn tại của các nguồn năng lượng hóa thạch

Các nguồn NL hóa thạch

Thời gian tồn tại, năm

Tính theo trữ lượng

Tính theo tiềm năng

Than nâu

265

4436

Than đá

96

2552

Khí thiên nhiên

58

244

Uranium

52

132

Dầu mỏ

20

245

Nguồn: IEA, Energy Outlook 2014

Nếu tính theo sản lượng năm 2013 của TG là 7,2 tỷ tấn than, thời gian tồn tại của ngành than ở các nước như sau:

No

Các nước

Sản lượng 2013, tr.t

Trữ lượng Reserve, tr.t

Tiềm năng Resources, tr.t

Thời gian khai thác, năm

Tính theo tiềm năng

Tính theo trữ lượng

1

Mỹ

823

223,435

6,457,573

8,118

271

2

Trung Quốc

3,533

120,697

5,344,649

1,547

34

3

India

565

81,897

175,656

456

145

4

Nga

279

69,634

2,624,612

9,657

250

5

Australia

409

62,095

1,536,666

3,909

152

6

Ucraina

83

32,039

49,006

976

386

7

Kazakhstan

115

25,605

123,090

1,293

223

8

Ba Lan

77

15,890

162,581

2,318

206

9

Indonesia

430

13,511

91,285

244

31

10

Nam Phi

256

9,863

203,667

834

39

11

Colombia

86

4,881

9,928

172

57

12

Các nước khác

544

29,453

906,287

1,720

54

Tổng cộng

7,200

689,000

17,685,000

2,552

96

Nguồn: Nguồn: Lars Schernikau, Economics of the International Coal Trade, 2016

Trong bảng trên, VN nằm trong số các nước khác. Thời gian tồn tại của ngành than VN tính theo trữ lượng và mức khai thác năm 2014 là 33 năm, tức chưa bằng 1/3 mức bình quân của TG. Nếu tính theo tiềm năng của bể than đồng bằng sông Hồng – thời gian tồn tại khoảng 800 năm (cũng chưa bằng 1/3 mức binh quân của TG).

Mức độ đầu tư nhiệt điện than trên thế giới

Theo số liệu tổng hợp của IEA, trong giai đoạn từ năm 2014 đến 2035, mức độ đầu tư cho các công nghệ phát điện được tổng hợp như trong bảng sau:

Bảng 3: Mức đầu tư cho phát điện trên TG giai đoạn 2014-2035

Công nghệ phát điện

Tổng mức đầu tư, tỷ $

Công suất tăng thêm, GW

Suất đầu tư, tr.$/MW

Công suất đặt năm 2035, GW

Sản lượng điện 2035, Twh

Tổng

9553

5660

1.7

9750

36910

Nhiệt điện than

1528

1070

1.4

2500

12120

Nhiệt điện khí

1054

1270

0.8

2450

8300

Nhiệt điện dầu

52

90

0.6

290

560

Điện nguyên tử

1061

300

3.5

580

4290

Thủy điện

1507

2930

2.0

3930

11640

Điện sinh khối

639

Phong điện

1989

Quang điện

1276

Các dạng khác

447

Nguồn: Lars Schernikau, Economics of the International Coal Trade, 2016

Bảng trên cho thấy những vấn đề tham khảo rất có ý nghĩa đối với Việt Nam:

1/ Tổng công suất nhiệt điện chạy than sẽ tăng từ 1900 GW năm 2014 (xem bảng trên) sẽ tăng lên 2500 GW vào năm 2035. Theo đó, tổng công suất các nhà máy nhiệt điện chạy than lạc hậu bị loại 450 GW, và tổng công suất nhiệt điện chạy than tăng lên 1070 GW.

2/ Tổng mức đầu tư cho phát điện của TG là 9.553 tỷ $, tổng công suất phát tăng thêm là 5.660 GW. Trong đó, đầu tư cho nhiệt điện chạy than là 1.528 tỷ $.

3/ Suất đầu tư bình quân của ngành điện thế giới: 1,7 triệu $/MW, trong đó, suất đầu tư của nhiệt điện than 1,4 triệu $/MW. Suất đầu tư cao nhất là của điện nguyên tử.

4/ Vốn đầu tư cho nhiệt điện chạy than chỉ chiếm 16%, công suất tăng thêm chiếm 17%, nhưng sản lượng của nhiệt điện than chiếm 33%.

Các nguồn điện “sạch” còn đắt và có quy mô nhỏ

Mặc dù được đầu tư ngày một lớn, hiện trạng chung của phong điện và quang điện trên thế giới (cũng tương tự như thủy điện truyền thống) là công suất lắp đặt cao, nhưng sản lượng điện phát ra thấp. Hay nói cách khác, số giờ vận hành của các nguồn điện sạch này chỉ bằng dưới 50% so với của nhiệt điện hóa thạch.

Bảng trên cũng cho thấy, mức độ phát triển các nguồn điện tái tạo, mới, và sạch (gồm thủy điện, phong điện, quang điện và các dạng khác) đến năm 2035 trên thế giới rất lớn, chiếm tới 61% tổng vốn đầu tư cho các nguồn điện. Tuy nhiên, tỷ trọng trong cân bằng điện của các nguồn này vẫn rất kiêm tốn. Nếu không tính nguồn thủy điện truyền thống, tỷ trọng của các nguồn điện sạch (phong điện, quang điện, điện sinh khối và các dạng khác) qua các năm như sau: 2005: 3%; 2010: 4%; 2015: 6%; 2030: 4%.

Xét về mặt kỹ thuật, để hệ thống điện vận hành ổn định, tỷ trọng của phong điện và quang điện không nên cao hơn 25%. Đức là quốc gia có công suất quang điện công nghệ PV lớn nhất (khoảng 38GW, chiếm 25%), nhưng tỷ trọng quang điện năm 2014 trong tổng sản lượng điện của Đức cũng chỉ ở mức rất khiêm tốn 5%. Tổng công suất PV của Mỹ (lớn tiếng nhất) năm 2015 cũng chỉ 25GW, chiếm tỷ trọng 2,4% về công suất và <1% về sản lượng.

Việc thay thế nhiệt điện than bằng điện gió và điện mặt trời ở VN còn khó khả thi về mặt kinh tế. Trên đất liền, để thay thế 1.000MW công suất nhiệt điện chạy than (tương đương với cụm nhiệt điện Phả Lại), VN phải xây dựng khoảng 1.500 cột gió loại có công suất 2MW. Còn ở ngài khơi, cũng phải xây dựng tới 1.000 cột gió loại 3MW.

Trêm TG, chi phí phát của phong điện bình quân (Levelized Cost of Electricity LCOE) trên đất liền khoảng 70÷80 U$/MWh, ngoài khơi (do khó xây dựng)- 190÷200 U$/MWh. Suất đầu tư của quang điện đang có xu hướng giảm rất nhanh, từ 76.000 $/kW vào năm 1977 xuống còn 2000÷3000 $/kW vào giai đoạn các năm 2000÷2008, và giảm còn 300 $/kW vào năm 2015. Vì vậy, dự kiến LCOE của quang điện đến 2020, chỉ còn khoàng 125 $/MWh.

Với mức giá điện cao như vậy, các ngành kinh tế sử dụng nhiều điện của VN đều không thể cạnh tranh được. Ngoài ra, vì không thể kiểm soát được lượng nước mưa, tốc độ gió và sự bao phủ của mây, nên hệ thống điện cần phải đầu tư thêm các nguồn nhiệt điện khác (chạy than, hay nguyên tử) với một lượng công suất đủ lớn để bù đắp sản lượng cho thủy điện (khi không có mưa), phong điện (khi tắt gió) và cho quang điện (vào ban đêm).

Nhiệt điện chạy than đang ngày một “sạch” hơn và hiệu quả hơn

Trên TG, tại thời điểm giá dầu như hiện nay, chi phí biên ngắn hạn của nhiệt điện than thấp hơn của nhiệt điện chạy khí 40%. Ở VN, giá thành nhiệt điện chạy than chỉ bằng 50% nhiệt điện chạy khí. Xu hướng chung giá thành nhiệt điện khí ở VN sẽ tăng.

Về mức độ gây ô nhiễm: từ những năm 1980, công nghệ sạch sử dụng than (Clean Coal Technology- CCT) trên TG đã bắt đầu phát triển theo nhiều hướng: cải tiến quy trình đốt than trong lò hơi, cải tiến qui trình phát điện trong tổ máy.

Ở Việt Nam, toàn bộ các nhà máy nhiệt điện chạy than của TKV (Na Dương, Cao Ngạn, Sơn Động, Đông Triều, Cẩm Phả, Nông Sơn, Tân Rai, Nhân Cơ) đều được triển khai với lò hơi kiểu “tầng sôi tuần hoàn” (CFB). Loại lò này có nhiều ưu việt về môi trường:

1/ Có nhiệt độ cháy của than trong buồng đốt được thiết kế ở mức khoảng 850÷900 độ C, cho phép giảm đáng kể lượng phát thải khí NOx.

2/ Đốt được mọi loại than và đốt được than kèm đá vôi để khử lưu huỳnh, cho phép giảm tới 90÷95% lượng phát thải SOx.

3/ Thời gian tuần hoàn của hạt than trong buồng đốt có thể được thiết kế kéo dài, để giảm thành phần “carbon không cháy hết” trong tro bay và xỉ đáy lò xuống mức dưới 2÷5%, cho phép sử dụng tro xỉ để làm phụ gia cho xi măng.

Tuy nhiên, cũng cần vạch rõ, do nhiều bất cập (kể cả tiêu cực) từ phía chủ đầu tư, các dự án nhiệt điện chạy than của TKV đều không tận dụng được những điểm mạnh của lò hơi CFB.

Các lò hơi trong các nhà máy nhiệt điện than của EVN, và PVN thường có công suất lớn và được thiết kế đốt than phun (PC), với các thông số hơi cận tới hạn. Những lò loại này có mức phát thải bình quân trên 1000 gCO2/kWh và có hiệu suất tối đa chỉ 30%. Các dự án nhiệt điện than mới của EVN, TKV, và kể cả của tư nhân thường được thiết kế với thông số hơi siêu tới hạn (supercritical), trên siêu tới hạn (ultra-supercritical), và trên siêu tới hạn cải tiến (advanced ultra-supercritical). Các dự án mới có lượng phát thải chỉ khoảng 700÷830 gCO2/kWh, và có hiệu suất 40÷8%.

Mức tiêu hao than bình quân trên TG cũng đã giảm từ 370 gram/kWh (năm 2000) xuống còn 321gam/kWh (năm 2014). Nói cách khác, hiệu suất sử dụng than của lò hơi đã tăng lên tới 13% trong thời gian 2000÷2014.

Tóm lại: trên thế giới cũng như ở Việt Nam, nhiệt điện chạy than vẫn còn phải tiếp tục đóng vai trò không thể thiếu và cũng không dễ thay thế, ít nhất là trong tương lai đến năm 2035.

Lưu ý: Mọi trích dẫn và sử dụng bài viết này cần được sự đồng ý của tác giả thông qua Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Từ khóa:

Tích hợp nguồn NLTT với hệ thống điện: Những thách thức phải đối mặt

Nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) đang được phát triển mạnh mẽ và sẽ trở thành nguồn phát điện chính trong tương lai không xa tại hầu hết các nước trên thế giới khi thực hiện mục tiêu chống biến đổi khí hậu toàn cầu (Thỏa thuận Paris COP 21). Tuy nhiên, các nguồn điện NLTT như gió, mặt trời, sóng biển đều dựa vào những nguồn tài nguyên không kiểm soát được nên phụ thuộc rất nhiều vào khí hậu, thời tiết và địa điểm xây dựng. Vì vậy, việc tích hợp chúng với hệ thống điện (HTĐ) phải đối mặt với những thách thức rất lớn, đặc biệt, để đảm bảo độ tin cậy và ổn định cung cấp điện cần bổ sung thêm cho hệ thống điện nguồn công suất dự trữ với chi phí đầu tư nhiều tỷ USD.
TS. NGUYỄN MẠNH HIẾN – HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Trong thời gian gần đây, NLTT đã trở thành một trong những nguồn năng lượng độc lập trong đời sống con người và nó sẽ là nguồn phát điện chính trong tương lai. Ngày nay, một số người có xu hướng sử dụng NLTT như năng lượng mặt trời, hoặc gió tại nhà, hoặc trên mảnh đất của họ. Khi đó người sử dụng được hai nguồn điện: một từ công ty kinh doanh điện và một từ nguồn NLTT tại chỗ, vì vậy việc tích hợp các nguồn tái tạo với lưới điện xoay chiều đã được thực hiện.

Tuy nhiên, việc kết nối này không dễ dàng thực hiện được. Đặc biệt, việc tích hợp sẽ phải đối mặt với những thách thức đáng kể nếu các nguồn NLTT công suất vừa và lớn đấu nối với HTĐ qua hệ thống lưới điện cao áp từ 110kV trở lên.

Như đã biết, hầu hết các nguồn năng lượng xanh đều dựa vào các nguồn tài nguyên không kiểm soát được. Nói cách khác, sản xuất điện từ NLTT đến từ các nguồn tài nguyên thiên nhiên như ánh nắng mặt trời, gió, hoặc sóng biển. Các loại nguồn này phát điện không liên tục và không ổn định, vì vậy việc tích hợp chúng với HTĐ phải đối mặt với những thách thức như:

1/ Chất lượng điện là một yếu tố quan trọng trong HTĐ nhằm đảm bảo tính ổn định và hiệu quả cao của hệ thống lưới điện, vì vậy chất lượng lý tưởng dẫn hệ thống hoạt động tốt với độ tin cậy cao và chi phí thấp hơn.

Ngược lại, chất lượng điện kém (dao động điện áp, tần số, sóng hài phát sinh từ các bộ biến đổi của nguồn NLTT…) gây bất lợi cho hoạt động của HTĐ cũng như các quy trình sản xuất công nghiệp, chi phí cao và hư hại thiết bị.

Nhiều nghiên cứu chỉ ra rằng, các vấn đề về chất lượng điện khiến nước Mỹ phải tiêu tốn khoảng 15 tỷ USD mỗi năm.

2/ Tính khả dụng của nguồn điện là một trong những mối quan tâm lớn nhất trong việc tích hợp nguồn NLTT với HTĐ: nguồn năng lượng mặt trời không phát điện vào ban đêm, và năng lượng gió phụ thuộc vào tốc độ của gió – nếu tốc độ gió bằng không hoặc rất thấp, tua bin sẽ không quay và kết quả là dòng điện không vào lưới.

Biến động công suất phát nhỏ sẽ không gây tác động đáng lo ngại, nhưng khi độ dao động lớn, thì yêu cầu đặc biệt phải được đặt ra. Tốc độ dao động công suất của các nguồn NLTT có thể thay đổi theo giờ, từng phút, hoặc thậm chí từng giây.

Trong trường hợp thay đổi chậm, thì tác động đến HTĐ không trầm trọng, nhưng nếu thay đổi với tốc độ cao, thì có thể phải đối mặt với nguy cơ, đặc biệt khi tích hợp nguồn NLTT – lưới điện quy mô lớn.

Tóm lại, để đảm bảo cho hệ thống NLTT – lưới điện vận hành được ổn định, tin cậy, cần có được nguồn công suất dự trữ đủ lớn để bù vào lượng công suất thiếu hụt do chênh lệch công suất khả dụng (cao – thấp) của các nguồn NLTT được tích hợp với HTĐ.

Theo báo cáo mới đây (tháng 5/2018) của nhóm chuyên gia Ngân hàng Thế giới về kết quả ngiên cứu sơ bộ “Tích hợp các mục tiêu NLTT vào HTĐ của Việt Nam”, để đạt được mục tiêu phát triển NLTT theo Quy hoạch điện VII hiệu chỉnh (kịch bản BAU) thì độ tin cậy của HTĐ không bị tác động lớn đến năm 2030, nhưng đến 2035 sẽ phải đầu tư thêm khoảng 3 tỷ USD cho nguồn công suất dự trữ. Trong trường hợp giảm phát thải CO2 ở mức 25%, giảm nhiệt điện than khoảng 10% so với kịch bản BAU, thì phải đầu tư 49 tỷ USD chủ yếu cho nguồn NLTT và khoảng 12 tỷ USD cho nguồn công suất dự trữ của HTĐ đến năm 2035.

3/ Dự báo tổng thể: Trong các hệ thống điện dự báo là một chủ đề chính của hệ thống quản lý năng lượng đối với việc lập quy hoạch phát triển hệ thống lưới điện nhằm đảm bảo sự ổn định và độ tin cậy cao. Bởi vì hầu hết các công nghệ NLTT phụ thuộc vào thời tiết và các yếu tố môi trường nên dự báo khả năng phát điện là rất khó chính xác. Độ chính xác thường thu được trong trường hợp dự báo phụ tải của hệ thống phân phối điện – điều đó dẫn đến chất lượng hoạt động cao do sản xuất điện liên tục và đảm bảo nhu cầu phụ tải trong tương lai.

Đối với công nghệ NLTT, các nghiên cứu dự báo về khả năng phát của nguồn điện là yêu cầu thiết yếu và nếu khả năng phát của các nguồn điện chính là không liên tục, không kiểm soát được thì việc tích hợp NLTT – lưới điện trở nên khó khăn hơn.

Ngoài ra, mỗi công nghệ NLTT có những đặc điểm riêng của nó, vì vậy các nghiên cứu dự báo sẽ khác nhau.

Hơn nữa, có một số phương pháp dự báo cho từng công nghệ như dự báo ngắn hạn và dài hạn. Dự báo ngắn hạn, thường là hàng giờ, được xem là không có vấn đề gì ảnh hưởng việc tích hợp, nhưng dự báo dài hạn, do độ chính xác kém hơn nên có ảnh hưởng đáng kể đến hoạt động của lưới điện.

4/ Địa điểm của các nguồn NLTT: Hầu hết các nhà máy điện NLTT quy mô lớn thường chiếm đất với một diện tích đáng kể. Việc chọn địa điểm xây dựng nhà máy điện NLTT sẽ kéo theo nhiều yếu tố ảnh hưởng đến việc tích hợp nó vào lưới điện. Chẳng hạn, nếu địa điểm nhà máy NLTT ở xa lưới điện thì ảnh hưởng đến chi phí và hiệu quả vận hành dự án. Khả năng phát điện của nguồn NLTT cũng phụ thuộc rất nhiều vào thời tiết, khí hậu tại địa điểm xây dựng nguồn NLTT.

5/ Vấn đề chi phí và dự toán kinh tế là một phần quan trọng trong quy hoạch tích hợp nguồn NLTT – lưới điện vì phải đảm bảo tỷ lệ chi phí thấp nhất có thể. Hai mục tiêu chính của việc phát triển dự án NLTT là kinh tế và môi trường. Mục tiêu môi trường thì đã rõ ràng trong việc giảm sử dụng nhiên liệu hóa thạch (đặc biệt là than) cho sản xuất điện dẫn tới giảm phát thải khí nhà kính và các chất độc hại khác. Còn mục tiêu kinh tế là vấn đề giảm chi phí phát điện của các dự án NLTT thì cũng tương tự như đối với các dự án nguồn điện thông thường.

Việc tích hợp một lượng công suất lớn từ các nguồn năng lượng tái tạo không thể điều tiết được trong một hệ thống cung cấp điện là một nhiệm vụ đầy thử thách. Một lựa chọn được xem xét trong nhiều nghiên cứu xử lý đối với các HTĐ tiềm năng là lắp đặt các thiết bị lưu trữ năng lượng để cân bằng các biến động trong sản xuất điện.

Tuy nhiên, vẫn chưa rõ thiết bị lưu trữ sẽ cần thiết ở mức độ như thế nào và quá trình tích hợp phụ thuộc vào các thông số lưu trữ khác nhau như thế nào. Sử dụng chuỗi dữ liệu sản xuất năng lượng mặt trời và năng lượng gió dài hạn, các chuyên gia đã đề xuất cách tiếp cận mô hình để điều tra ảnh hưởng của quy mô và hiệu quả của thiết bị lưu trữ đối với các HTĐ với tỷ lệ nguồn NLTT tăng dần.

Áp dụng phương pháp tiếp cận dữ liệu đối với nước Đức, kết quả nhận được cho thấy rằng, một HTĐ với 50% nhu cầu điện tổng thể có thể được đáp ứng bằng sự kết hợp tối ưu các nguồn năng lượng gió, mặt trời mà không phải cắt giảm phụ tải và không cần lắp đặt thiết bị lưu trữ nếu 50% nhu cầu, còn lại được cung cấp bởi các nhà máy điện linh hoạt.

Các phát hiện cũng cho thấy việc lắp đặt các thiết bị lưu trữ công suất nhỏ nhưng hiệu quả cao đã mang lại lợi ích cao cho việc tích hợp, trong khi các thiết bị lưu trữ theo mùa chỉ cần thiết khi hơn 80% nhu cầu điện có thể được đáp ứng bằng năng lượng gió và mặt trời.

Tuy nhiên, cần lưu ý rằng, hệ thống lưu trữ có chi phí cao, và đây thực sự là một thách thức về mặt kinh tế khi tích hợp nguồn năng lượng tái tạo – lưới điện quy mô lớn.

Tài liệu tham khảo:

1. Challenges and Benefits of Integrating the Renewable Energy Technologies into the AC Power System Grid. Abdulhakim Khalaf Alsaif (Department of Electrical Engineering, College of Engineering, University of South Florid, USA).

2. Tích hợp các mục tiêu năng lượng tái tạo vào hệ thống điện của Việt Nam. Kết quả sơ bộ từ những nghiên cứu của nhóm chuyên gia Ngân hàng Thế giới trình bày tại Hội thảo ngày 30/5/2018, tại Hà Nội.

Năng lượng tái tạo trong cán cân năng lượng toàn cầu

Phát triển năng lượng tái tạo hoàn toàn tùy thuộc vào tiềm năng, lợi thế của từng nguồn tài nguyên năng lượng sẵn có và khả năng tiếp cận các nguồn cung năng lượng từ bên ngoài của mỗi quốc gia. Trên thực tế, mặc dù tăng trưởng mạnh, nhưng đến nay, năng lượng tái tạo mới chỉ đóng “vai trò phụ thêm” trong cán cân năng lượng toàn thế giới. Bởi về mặt kinh tế, tuy chi phí đầu tư và vận hành các nguồn điện này có xu hướng giảm song vẫn còn ở mức cao và phải thực hiện chế độ trợ giá thông quả biểu giá FIT (giá điện hỗ trợ). Còn về mặt kỹ thuật, hiện còn gặp khó khăn trong việc nối lưới và nâng cao mức độ ổn định, an toàn của hệ thống điện.

PGS, TS. NGUYỄN CẢNH NAM – TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Tổng quan chung về tình hình năng lượng tái tạo

Năm 2017 tổng tiêu thụ năng lượng tái tạo (NLTT) toàn cầu là 486,8 triệu TOE (không bao gồm thủy điện), chiếm 3,6% tổng năng lượng sơ cấp tiêu thụ toàn cầu và thủy điện là 918,6 triệu TOE, chiếm 6,8%. Có 10 nước tiêu thụ NLTT trên 10 triệu TOE (không kể thủy điện) gồm: Trung Quốc 106,7 (chiếm 21,9%, hơn 1/5 tổng tiêu thụ NLTT toàn cầu); Mỹ 94,8 (chiếm 19,5%, gần 1/5 tổng tiêu thụ NLTT toàn cầu); Đức 44,8; Nhật Bản 22,4; Brazil 22,2; Ấn Độ 21,8; Anh 21,0; Thụy Điển 15,7; Italy 15,5; Canada 10,3 và 4 nước tiêu thụ NLTT trên 5 triệu TOE gồm: Pháp 9,4; Thụy Sĩ 6,8; Thổ Nhĩ Kỳ 6,6; Úc 5,7.

Tổng cộng tiêu thụ NLTT của 14 nước là 381,5 triệu TOE, chiếm 78,4% tổng tiêu thụ NLTT toàn cầu, riêng Trung Quốc, Mỹ, Đức chiếm 50,6%, hơn ½. So với năm 2016 tiêu thụ NLTT toàn cầu năm 2017 tăng 16,6%; chủ yếu do Trung Quốc tăng 30,6%; Anh 19,6%; Nhật Bản 19,2%; Ấn Độ 19,1%; Đức 17,0%; Mỹ tăng 14,1%. Tiêu thụ thủy điện toàn cầu năm 2017 chỉ tăng 0,6% so với năm 2016.

Tiếp tục mở rộng thị trường điện năng lượng tái tạo toàn cầu

Sản lượng điện từ các nguồn năng lượng tái tạo (không bao gồm thủy điện) và thủy điện của các nước trên thế giới được nêu ở bảng dưới đây.

Nước

Tổng SL điện

(TWh)

Điện NLTT

Thủy điện

Sản lượng (TWh)

Tỉ trọng (%)

Sản lượng (TWh)

Tỉ trọng (%)

Hoa Kỳ

4281.8

418.9

9,8

296.5

6,9

Canada (11%)

693.4

45.6

6,6

396.9

57,2

Mexico

315.0

19.6

6,3

31.7

10,1

Brazil

590.9

97.9

16,6

369.5

62,5

Đức

654.2

198.1

30,3

19.7

3,0

Italy

295.4

68.4

23,2

36.3

12,3

Hà Lan

116.6

17.5

15,0

0.1

Ba Lan

170.3

21.2

12,5

2.6

1,5

Tây Ban Nha

275.4

69.5

25,2

18.5

6,7

Thổ Nhĩ Kỳ

295.5

29.4

10,0

58.4

19,8

V.Q. Anh

335.9

92.9

27,7

5.9

1,8

Úc

259.4

25.2

9,7

13.7

5,3

Trung Quốc

6495.1

471.7

7,3

1155.8

17,8

Ấn Độ

1497.0

96.4

6,4

135.6

9,1

Indonesia

260.4

13.0

5,0

18.4

7,1

Nhật Bản

1020.0

98.9

9,7

79.2

7,8

Hàn Quốc

571.7

16.0

2,8

3.0

0,5

Thái Lan

176.6

14.8

8,4

4.7

2,7

Toàn thế giới

25551.3

2151.5

8,4

4059.9

15,9

Bắc Mỹ

5290.2

484.1

9,2

725.1

13,7

Trung & Nam Mỹ

1315.8

144.1

11,0

717.4

54,5

Châu Âu

3901.3

715.1

18,3

576.2

14,8

CIS

1539.5

3.8

0,3

250.6

16,3

Trung Đông

1210.9

6.0

0,5

20.0

1,7

Châu Phi

830.7

24.5

3,0

128.5

15,5

Châu Á-TBD

11462.9

773.9

6,8

1642.2

14,3

EU

3286.6

673.3

20,5

299.7

9,1

Nguồn: BP Statistical Review of World Energy, June 2018. (Ghi chú: NLTT không bao gồm thủy điện công suất trên 30MW)

Qua bảng trên cho thấy, năm 2017, sản lượng điện năng lượng tái tạo không bao gồm thủy điện chiếm 8,4% sản lượng điện toàn cầu, trong đó: điện gió 4,4%, PV mặt trời 1,7%, sinh khối và địa nhiệt 2,3%; nếu bao gồm cả thủy điện là 16,0% thì tổng cộng là 24,5% [2]. Đến năm 2017 toàn thế giới chi có 18 nước có sản lượng điện NLTT đạt trên 10 TWh (10 tỷ kWh), trong đó có 3 nước đạt trên 100 tỷ kWh là Trung Quốc, Hòa Kỳ, LB Đức và 6 nước đạt trên 50 tỷ kWh là Brazil, Italy, Tây Ban Nha, Nhật Bản, Ấn Độ, Vương quốc Anh.

Riêng Việt Nam, đến năm 2017 chỉ có 0,55 tỷ kWh điện NLTT (không bao gồm thủy điện quy mô công suất trên 30MW là 88,5 tỷ kWh, chiếm 45,9% tổng sản lượng điện cả nước).

Tám nước có tỷ trọng điện NLTT từ 10% trở lên trên tổng sản lượng điện là: Đức (30,3%), Anh (27,7%); Tây Ban Nha (25,2%), Italy (23,2%), Brazil (16,6%), Hà Lan (15,0%), Ba Lan (12,5%), Thổ Nhĩ Kỳ (10,0%) và 3 nước có tỷ lệ xấp xỉ 10% là: Mỹ (9,8%), Nhật Bản (9,7%), Úc (9,7%).

Công suất lắp đặt nguồn điện năng lượng tái tạo toàn cầu bao gồm cả thủy điện được dự kiến tăng từ 2.290 GW vào cuối năm 2017 lên 2.600 GW vào cuối năm 2019, trong đó 1.300 GW từ thuỷ điện, 1.300 GW từ các nguồn năng lượng tái tạo khác. Sự gia tăng công suất lắp đặt nguồn điện NLTT là cao kỷ lục, đạt trên 160 GW/năm trong hai năm liên tiếp 2016 và 2017, nhưng dự kiến sẽ giảm xuống còn khoảng 150 GW trong năm 2018-2019 khi tốc độ gia tăng PV năng lượng mặt trời giảm ở Trung Quốc. Châu Á bao gồm cả Trung Quốc và Ấn Độ chiếm khoảng 50% tổng mức tăng, trong khi châu Âu và Hoa Kỳ chiếm khoảng 30%.

Sự gia tăng hàng năm công suất lắp đặt nguồn điện năng lượng tái tạo của Trung Quốc đã đạt mức kỷ lục 79 GW vào năm 2017 với PV năng lượng mặt trời đạt mức tăng trưởng kỷ lục là 53 GW. Năm 2017 sản lượng điện NLTT chiếm tới 25,1% tổng sản lượng điện của Trung Quốc, trong đó thủy điện chiếm 17,8% và các nguồn NLTT khác chiếm 7,3%.

Tuy nhiên, mức tăng lớn hơn dự kiến đã làm tăng nguồn tài chính cho thực hiện cơ chế trợ giá theo biểu giá FIT, do vậy cuối tháng 5/2018, Trung Quốc đã công bố chính sách mới thu hẹp cơ chế trợ giá cho hợp đồng theo biểu giá FIT. Theo đó, sự gia tăng công suất PV mặt trời sẽ mất đà và được dự đoán sẽ duy trì ở mức khoảng 30 GW/năm vào năm 2018-2019.

Ấn Độ đã nhanh chóng xây dựng năng lực nguồn điện năng lượng tái tạo kể từ khi chính quyền Thủ tướng Modi nhậm chức vào năm 2014, với mục tiêu đạt 175 GW đến năm 2022, không gồm thủy điện quy mô lớn, chủ yếu là PV năng lượng mặt trời bằng cách tận dụng điều kiện ánh sáng mặt trời thuận lợi của đất nước. Công suất hàng năm tăng khoảng 16GW trong năm 2017 dự kiến sẽ tiếp tục trong 2018-2019, chủ yếu từ PV năng lượng mặt trời vào khoảng 18-20 GW. Năm 2017 sản lượng điện NLTT chiếm tới 15,5% tổng sản lượng điện của Ấn Độ, trong đó thủy điện chiếm 9,1% và các nguồn NLTT khác chiếm 6,4%.

Như vậy, công suất điện năng lượng tái tạo của Ấn Độ sẽ đạt gần 150 GW vào cuối năm 2019 và có khả năng vượt qua công suất nguồn điện năng lượng tái tạo dự kiến vào năm 2019 của Nhật Bản là 125 GW bao gồm cả thủy điện.

Năm 2017, năm đầu tiên của chính quyền Tổng thống Trump, Hoa Kỳ đã đưa vào 18 GW công suất nguồn điện năng lượng tái tạo, mức cao thứ hai cùng với năm 2013 sau kỷ lục năm 2016. Năm 2017 sản lượng điện NLTT chiếm tới 16,7% tổng sản lượng điện của Hoa Kỳ, trong đó thủy điện chiếm 6,9% và các nguồn NLTT khác chiếm 9,8%. Tại Hoa Kỳ có rất nhiều bất ổn bao gồm việc áp dụng các biện pháp tự vệ của chính quyền chống lại mô-đun năng lượng mặt trời nhập khẩu và tác động của cải cách thuế.

Tuy nhiên, sự tăng trưởng của nguồn điện năng lượng tái tạo đã duy trì đà tăng nhờ các chính sách tăng cường phát triển điện năng lượng tái tạo, mua trực tiếp điện năng lượng tái tạo của các công ty tư nhân, chi phí PV thấp hơn và biện pháp “đưa vào phút cuối” (last-minute introduction) trước khi loại bỏ PTC và ITC. Dự kiến, mức tăng công suất điện năng lượng tái tạo 20 GW/năm sẽ tiếp tục trong 2018-2019.

Tại châu Âu đã chứng kiến sự gia tăng công suất hàng năm nguồn điện năng lượng tái tạo ổn định ở mức từ 20-25 GW/năm trong 5 năm qua và mức tăng tương tự dự kiến cho 2018-2019. Điện gió ngoài khơi có cơ hội tăng trưởng nhanh hơn so với điện gió trên bờ, tăng khoảng 20%/năm, trong khi điện gió trên bờ chỉ với 5%/năm. Ngoài ra, PV năng lượng mặt trời đang có dấu hiệu phục hồi sau khi sự sụt giảm số lượng công suất mới được chấm dứt do chi phí phát điện giảm nhanh chóng. Năm 2017 sản lượng điện NLTT chiếm tới 33,1% tổng sản lượng điện của châu Âu, trong đó thủy điện chiếm 14,8% và các nguồn NLTT khác chiếm 18,3%.

Tại Nhật Bản, tổng sản lượng điện năng lượng tái tạo không bao gồm các nhà máy thủy điện lớn công suất trên 30 MW dự kiến sẽ tăng khoảng 6 GW trong năm 2018 và 5,5 GW trong năm 2019, đạt công suất tổng cộng 74 GW vào cuối năm 2019. Tổng sản lượng điện năng lượng tái tạo trừ các nhà máy thủy điện lớn trên 30 MW dự kiến đạt 135 TWh trong năm 2019, với tỷ trọng trong tổng sản lượng điện tăng gần gấp đôi từ 7% năm 2012 lên 13% năm 2019 (chiếm 17% khi bao gồm các nhà máy thủy điện lớn trên 30MW). Mức tăng trưởng của PV mặt trời chiếm khoảng 80% sự tăng trưởng trong nguồn điện năng lượng tái tạo có khả năng sẽ tiếp tục trong thời gian tới.

Công suất điện mặt trời đã đạt 75GW khi bao gồm công suất đã đi vào vận hành và công suất được chứng nhận FIT, vượt xa mục tiêu đề ra cho năm 2030 là 64GW trong Hỗn hợp Năng lượng 2030 (2030 Energy Mix). Công suất điện sinh khối cũng cao hơn mức đề ra cho năm 2030 là 6-7 GW, đạt mức 9,5 GW khi bao gồm cả công suất vận hành và công suất được chứng nhận FIT và được dự báo sẽ đạt đến mức đề ra cho năm 2030 ngay cả khi loại trừ phần công suất bị hủy do hạn chế mua nhiên liệu.

Công suất điện gió cũng đạt được sự tăng trưởng ổn định đối với phần công suất đã hoàn thành đánh giá tác động môi trường và đã được cấp giấy chứng nhận FIT, nếu cộng cả công suất đã hoạt động, thì gần như đã đạt được mục tiêu của năm 2030. Thậm chí ngay cả khi có sự chậm trễ về công suất điện địa nhiệt, mục tiêu toàn bộ sản lượng điện năng lượng tái tạo năm 2030 chiếm 22-24% tổng sản lượng điện có thể đạt được vào khoảng giữa những năm 2020 nếu chúng được phép kết nối với lưới điện mà không xảy ra vấn đề gì lớn cản trở. Trong khi đó, khoản phụ phí (trợ giá) FIT dự kiến ​​sẽ vượt quá 2 nghìn tỷ yên cho riêng năm 2017 và tổng cộng 50 nghìn tỷ yên trong vòng 20 năm tới.

Chiến lược năng lượng lần thứ năm của Nhật Bản được Chính phủ phê duyệt vào tháng 7/2018 đã đưa ra một thông điệp rõ ràng: “Phấn đấu biến nguồn điện từ các nguồn năng lượng tái tạo trở thành nguồn điện năng chủ chốt” – đó là định hướng dài hạn lần đầu tiên đề ra mục tiêu như vậy ở Nhật Bản.

Để giảm chi phí và kiểm soát gánh nặng chung của xã hội – được xác định là những thách thức đối với mục tiêu đề ra, những nỗ lực sẽ được khuyến khích thực hiện để giảm sự phụ thuộc vào chương trình FIT như tăng cường áp dụng đấu giá và mở rộng tự tiêu thụ trong tương lai. Tiếp theo, để vượt qua những thách thức lớn khác của các hạn chế về lưới điện, các nỗ lực đang được thực hiện để nâng cao hiệu quả của lưới truyền tải điện hiện có và tăng cường khả năng kết nối bằng cách thực hiện “Kết nối và quản lý Nhật Bản” trên cơ sở hợp lý hóa hệ thống điện và ứng dụng các công nghệ mới về kết nối trong hệ thống điện nhằm đảm bảo vận hành hiệu quả, ổn định, an toàn hệ thống điện.

Chi phí phát điện tiếp tục giảm trong năm 2019 đối với điện mặt trời và điện gió

Theo Cơ quan Năng lượng Tái tạo Quốc tế (IRENA), chi phí điện năng (the levelized cost of electricity – LCOE) cho PV mặt trời quy mô lớn (trung bình toàn cầu là 11 cent/kWh vào năm 2016 và 10 cent/kWh trong năm 2017) dự kiến sẽ giảm xuống còn khoảng 6 cent/kWh năm 2019. Tương tự, LCOE cho điện gió trên bờ (mức trung bình toàn cầu là 8 cent/kWh trong năm 2017) cũng có khả năng giảm xuống còn khoảng 5 cent/kWh vào năm 2019. Các yếu tố làm giảm chi phí gồm có việc thực hiện đấu giá cạnh tranh ở nhiều quốc gia khác nhau và giá mô-đun PV điện mặt trời và điện gió giảm mạnh nhờ việc tăng công suất mô-đun và mở rộng quy mô áp dụng trên khắp thế giới.

Tóm lại, qua các số liệu và phân tích nêu trên cho thấy:

Thứ nhất: Việc phát triển NLTT nói chung, từng loại NLTT nói riêng cũng như phát triển điện năng từ nguồn NLTT hoàn toàn tùy thuộc vào tiềm năng và lợi thế của từng nguồn tài nguyên năng lượng sẵn có trong nước, bao gồm cả các loại NLTT và khả năng tiếp cận các nguồn cung năng lượng từ bên ngoài của từng nước. Ví dụ:

1/ Liên bang Nga là nước giàu tài nguyên dầu mỏ, khí đốt, thủy điện, Urani, than, năm 2017 NLTT chỉ tiêu thụ 0,3 triệu TOE (chiếm 0,05% tổng năng lượng sơ cấp – NLSC) và điện năng từ NLTT chỉ có 1,2 TWh (chiếm 0,1% tổng sản lượng điện), trong khi dầu và khí đốt chiếm 74,4% tổng NLSC và điện khí chiếm 48,6%; điện nguyên tử 18,6%; thủy điện 16,8% và điện than 14% tổng sản lượng điện.

2/ Hoa Kỳ cũng giàu các nguồn tài nguyên năng lượng như LB Nga: năm 2017 NLTT chỉ tiêu thụ 94,8 triệu TOE (chiếm 4,3% tổng NLSC) và điện năng từ NLTT chỉ đạt 418,9 TWh (chiếm 9,8% tổng sản lượng điện), trong khi dầu và khí đốt chiếm 69,3% tổng NLSC và điện khí chiếm 32,0%; điện than 30,7%; điện nguyên tử 19,8% tổng sản lượng điện.

3/ Liên bang Đức chỉ giàu than, phải nhập khẩu dầu và khí đốt: năm 2017 NLTT tuy tăng cao nhưng chỉ đạt 44,8 triệu TOE (chiếm 13,4% tổng NLSC) và điện năng từ NLTT đạt 198,1 TWh (chiếm 30,3% tổng sản lượng điện), trong khi dầu và khí đốt chiếm 58,9%; than chiếm 21,3% tổng NLSC và điện than chiếm 37% và điện khí 13,3% tổng sản lượng điện.

4/ Nhật Bản nghèo tài nguyên năng lượng phải nhập khẩu tất cả nhu cầu năng lượng: năm 2017, NLTT tuy tăng cao, nhưng chỉ đạt 22,4 triệu TOE (chiếm 4,9% tổng NLSC) và điện năng từ NLTT đạt 98,9 TWh (chiếm 9,7% tổng sản lượng điện), trong khi dầu và khí đốt chiếm 63,3%; than chiếm 26,4% tổng NLSC, điện khí 39,4% và điện than chiếm 33,6% tổng sản lượng điện. Tương tự như Nhật Bản là Hàn Quốc, Đài Loan, Hồng Kông, v.v…

5/ Nam Phi chỉ giàu tài nguyên than: Năm 2017, NLTT đạt 2,0 triệu TOE (chiếm 1,7% tổng NLSC) và điện từ NLTT đạt 8,7 TWh (chiếm 3,4% tổng sản lượng điện), trong khi than chiếm 68,2% tổng NLSC và điện than chiếm 87,7% tổng sản lượng điện. Tương tự như Nam Phi là CH Séc, Ba Lan và các nước giàu tài nguyên than khác.

6/ Các nước Trung Đông giàu tài nguyên dầu mỏ và khí đốt cho nên 2 nguồn năng lượng này đóng vai trò chính trong tiêu thụ NLSC và sản xuất điện. NLTT nói chung và điện NLTT nói riêng đến nay chưa phát triển đáng kể.

7/ Úc giàu tài nguyên than và khí đốt, dầu mỏ ít phải nhập khẩu: Năm 2017, NLTT tuy tăng, nhưng chỉ đạt 5,7 triệu TOE (chiếm 4,1% tổng NLSC) và điện năng từ NLTT đạt 25,2 TWh (chiếm 9,7% tổng sản lượng điện), trong khi dầu và khí đốt chiếm 63,4%; than chiếm 30,4% tổng NLSC và điện than chiếm 61,3% và điện khí chiếm 21,2% tổng sản lượng điện.

8/ Trung Quốc cũng là nước giàu các nguồn tài nguyên năng lượng, nhất là than: Năm 2017, NLTT tuy tăng cao, nhưng chỉ đạt 106,7 triệu TOE (chiếm 3,4% tổng NLSC) và điện năng từ NLTT đạt 471.7 TWh (chiếm 7,3% tổng sản lượng điện), trong khi than chiếm 60,4%, dầu – khí đốt chiếm 26,0% NLSC và điện than chiếm 67,2%; thủy điện chiếm 17,8% tổng sản lượng điện. Tương tự như Trung Quốc là Ấn Độ.

Thứ hai: Tuy có sự tăng trưởng mạnh, nhưng đến năm 2017 NLTT nói chung và điện năng từ NLTT nói riêng mới chỉ đóng vai trò phụ thêm trong cán cân năng lượng toàn thế giới nói chung và tại hầu hết các nước trên thế giới nói riêng.

Thứ ba: Việc phát triển điện NLTT còn gặp khó khăn về mặt kinh tế và kỹ thuật. Về mặt kinh tế, tuy chi phí đầu tư và vận hành các nguồn điện NLTT có xu hướng giảm song vẫn còn ở mức cao và phải thực hiện chế độ trợ giá thông quả biểu giá FIT. Về mặt kỹ thuật còn gặp khó khăn trong việc nối lưới và nâng cao mức độ ổn định, an toàn của hệ thống điện.

Thứ tư: Để giảm chi phí và nâng cao tính ổn định và an toàn của hệ thống điện khi mở rộng công suất nguồn điện năng lượng tái tạo đòi hỏi thực hiện đồng bộ nhiều giải pháp từ khoa học công nghệ, chiến lược phát triển, tổ chức quản lý và cách thức cũng như lộ trình thực hiện đủ dài chứ không thể “đốt cháy” giai đoạn bằng cách “chém gió” như chúng ta từng chứng kiến trên công luận.

Tài liệu tham khảo:

1. BP Statistical Review of World Energy, June 2018.

2. Yasushi Ninomiya: Outlook on the Global Renewable Energy Situation – 429th Forum on Research Works on July 26, 2018. IEEJ September 2018©IEEJ2018.

3. Báo cáo năm 2017 của EVN.

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