Điện mặt trời áp mái : Giải pháp khả thi bù đắp thiếu hụt điện năng

Phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt là điện mặt trời áp mái (ĐMTAM) đang được Chính phủ, Bộ Công Thương và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đặc biệt quan tâm với mục tiêu bù đắp nguồn năng lượng thiếu hụt. Tại Hội thảo “Khởi động chương trình thúc đẩy phát triển ĐMTAM tại Việt Nam” do Bộ Công Thương chủ trì tổ chức tại TP HCM vừa qua, phóng viên Báo Năng lượng Mới có cuộc trao đổi với ông Nguyễn Quốc Dũng – Trưởng ban Kinh doanh EVN – xung quanh vấn đề này.  

PV: Ông có thể cho biết về tình hình cung ứng và tiêu thụ điện của nước ta trong năm 2019 và những năm tiếp theo?

Ông Nguyễn Quốc Dũng: Trong năm 2019, theo quy hoạch, tổng nguồn cung năng lượng điện là 52.600 MW. Tuy nhiên đến thời điểm hiện tại, nguồn cung mới đạt 48.800 MW, thiếu hụt khoảng 3.000 MW. Đến năm 2025, nguồn cung điện theo quy hoạch phải đạt 89.000 MW, đến năm 2030 đạt 110.000 MW.

Tổng nhu cầu điện của cả nước giai đoạn 2019-2030 sẽ tiếp tục tăng cao. Dự kiến trong năm 2019, công suất phụ tải là 38.147 MW, năm 2025 tăng lên 63.400 MW và đến 2030 lên tới 90.000 MW.

Chúng ta đang mất cân đối cung – cầu điện. Trong đó, những năm 2019-2020 là giai đoạn đặc biệt khó khăn đối với ngành điện. Chúng ta đã huy động hết toàn bộ các nguồn nhiệt điện và đã phát điện chạy dầu (rất đắt) nhưng cũng không đủ đáp ứng nhu cầu. Theo kế hoạch, EVN dự kiến phát điện dầu khoảng 1,7 tỉ kWh trong năm 2019, chúng ta đã sử dụng đến hơn 700 triệu kWh từ điện chạy dầu giá cao để đủ điện cho sản xuất, sinh hoạt. Dự kiến của EVN là từ nay đến cuối năm 2019 phải tăng điện chạy dầu thêm 1,8 tỉ kWh nữa.

Trong giai đoạn 2021-2025, khả năng nước ta tiếp tục mất cân đối về cung – cầu điện và thiếu hụt khoảng 3,7 tỉ kWh vào năm 2021, tới 10 tỉ kWh vào năm 2022 và đến năm 2023 thiếu hụt khoảng 12 tỉ kWh.

PV: Nguyên nhân nào khiến mất cân đối lớn về cung – cầu điện, thưa ông?

Ông Nguyễn Quốc Dũng: Nguyên nhân chính là hiện tại rất nhiều dự án điện độc lập (IPP) không đáp ứng tiến độ, không theo quy hoạch. Hiện tại, chúng ta có khoảng 7-8 nhà máy chậm tiến độ với lượng công suất thiếu hụt khoảng 2.200 MW.

Bên cạnh đó là khó khăn trong việc bảo đảm nguồn nhiên liệu cho phát điện.

Tình trạng thiếu điện một mặt do thiếu nguồn, công suất, sản lượng, một mặt chúng ta không truyền tải được nguồn năng lượng tái tạo ở miền Trung. Đây là một trong những nguyên nhân rất là đáng tiếc. Chúng ta đã phát triển được năng lượng tái tạo ở mức độ rất cao trong thời gian qua, nhưng năng lượng tái tạo tập trung rất nhiều ở khu vực miền Trung mà ở đây lưới điện truyền tải phát triển chưa theo kịp tốc độ phát triển của điện mặt trời, gây quá tải lưới điện. EVN đang cùng Bộ Công Thương, UBND các tỉnh tập trung giải quyết các vấn đề về truyền tải điện ở khu vực miền Trung.

PV: Trước những khó khăn đó, EVN đã có giải pháp gì để bù đắp lượng điện thiếu hụt?

Ông Nguyễn Quốc Dũng: Có nhiều giải pháp đồng bộ được triển khai, trong đó có phát triển năng lượng tái tạo, đặc biệt là ĐMTAM đang được Chính phủ, Bộ Công Thương và EVN đặc biệt quan tâm. Chúng tôi đã xây dựng các chương trình, mục tiêu để phát triển một cách nhanh nhất ĐMTAM tại Việt Nam nhằm bù đắp lại nguồn năng lượng đang thiếu hụt và có thể thiếu hụt trong tương lai.

Tiềm năng điện mặt trời của chúng ta rất lớn. Theo thống kê ở 3 miền Bắc – Trung – Nam cho thấy khu vực có tiềm năng lớn nhất là tại miền Nam, tất cả 15 tỉnh được thống kê với bức xạ rất tốt, có tiềm năng phát triển tới 9.737 MWp. Khu vực thứ hai là miền Trung, 11 tỉnh được thống kê với tiềm năng phát triển là 3.202 MWp. Tại khu vực miền Bắc, thống kê ở 3 tỉnh Thanh Hóa, Sơn La, Hà Tĩnh, tiềm năng phát triển là 353 MWp. Như vậy, tổng tiềm năng điện mặt trời có thể phát triển trên toàn quốc là 13.293 MWp.

PV: Ông có thể cho biết, hiện nay có những chương trình nào thúc đẩy phát triển ĐMTAM ở nước ta?

Ông Nguyễn Quốc Dũng: ĐMTAM được khuyến khích phát triển ở tất cả mọi nơi, ưu tiên ở những khu vực khả thi về mặt đấu nối và gần phụ tải. EVN tiếp tục hỗ trợ, khuyến khích tất cả các khách hàng sử dụng điện (điện sinh hoạt, điện công nghiệp, thương mại dịch vụ) đầu tư vào phát triển ĐMTAM, đặc biệt tại những khu vực có nhiều tiềm năng như miền Trung, miền Nam. EVN cũng khuyến khích các hộ lắp ĐMTAM đầu tư các hệ thống tích trữ năng lượng để nâng cao hiệu quả phát điện cho các dự án cũng như tăng độ ổn định cho lưới điện.

Bên cạnh chỉ đạo các trụ sở doanh nghiệp thuộc EVN tiên phong lắp đặt và khuyến khích CBCNV thuộc EVN lắp ĐMTAM, EVN cũng tăng cường quảng bá, tuyên truyền tới các khách hàng cơ quan, công sở của Nhà nước, doanh nghiệp và hộ gia đình về ĐMTAM. Bộ Công Thương đã chỉ đạo EVN triển khai “Chương trình phát triển năng lượng tái tạo Việt Nam” (GET FiT) với mục tiêu hỗ trợ khoảng 50.000-70.000 khách hàng lắp đặt ĐMTAM nối lưới, công suất lắp đặt dự kiến 130-150MWp, dành cho đối tượng hộ gia đình trên phạm vi toàn quốc. Mức hỗ trợ (dự kiến) là 3 triệu đồng/kWp và không quá 6-10 triệu đồng/hộ. Chương trình diễn ra từ năm 2019-2021, được thực hiện bằng nguồn vốn viện trợ không hoàn lại 14,5 triệu eur của Chính phủ Đức thông qua Ngân hàng Tái thiết Đức (KfW).

PV: Khi hộ gia đình lắp đặt ĐMTAM thì quy trình đấu nối, bán điện cho EVN như thế nào, có phức tạp không?

Ông Nguyễn Quốc Dũng: Ngay từ đầu, EVN đã xác định phải làm sao thật công khai, minh bạch và tạo điều kiện thuận lợi nhất với khách hàng lắp đặt ĐMTAM, bảo đảm nhanh chóng, kịp thời và an toàn vận hành. Theo quy định, hệ thống ĐMTAM dưới 3 kWp sẽ được đấu nối vào hệ thống điện 1 pha và trên 3 kWp sẽ đấu vào hệ thống điện 3 pha. Tuy nhiên, chúng tôi sẽ đề xuất với Bộ Công Thương, trong trường hợp các hệ thống trên 3 kWp lắp đặt ở khu vực không có lưới điện 3 pha, nhưng lưới điện 1 pha vẫn đáp ứng yêu cầu kỹ thuật thì vẫn cho phép đấu nối vào lưới điện 1 pha. EVN cũng có kế hoạch nâng cấp hệ thống điện để đáp ứng nhu cầu nối lưới của ĐMTAM.

Hồ sơ đăng ký mua bán điện rất đơn giản, 3 ngày trước ngày hoàn thành, khách hàng gửi giấy đề nghị bán điện đến các doanh nghiệp điện lực địa phương. Hiện nay tất cả các hồ sơ đã được EVN thống nhất và công khai trên trang web của EVN. Ngoài ra, khách hàng cần gửi cho các doanh nghiệp điện lực hồ sơ kỹ thuật. Chúng tôi lưu ý là phải có hồ sơ kỹ thuật vì cần đánh giá chất lượng của các tấm pin, inverter, đánh giá về nhà sản xuất trong tương lai, cũng như về nhà lắp đặt, nhằm đưa ra các khuyến nghị với người tiêu dùng liên quan đến vấn đề kỹ thuật.

Sau khi ký kết hợp đồng mua bán điện, việc ghi chỉ số sẽ được thực hiện 1 tháng 1 lần. Hằng tháng, chúng tôi sẽ thu thập số lượng một cách tự động và thông báo đến khách hàng. Về thanh toán, chúng tôi sẽ chuyển khoản cho chủ đầu tư. Việc thanh toán rất dễ dàng sau khi có chỉ số, qua chuyển khoản ngân hàng.

PV: Xin cảm ơn ông!

Lo thiếu điện, đề nghị quy hoạch thêm 6GW điện mặt trời và 12GW điện gió

Để tính toán cân đối cung cầu điện giai đoạn đến 2025, Viện Năng lượng (Bộ Công Thương) đã đưa ra các giả thiết về: công suất điện gió – điện mặt trời, lượng điện nhập khẩu từ Lào, giới hạn truền tải liên kết Bắc – Trung – Nam và tiến độ các dự án nguồn điện.

Cụ thể, về công suất điện gió, Viện Năng lượng dự kiến năm 2019, công suất điện gió là 490 MW, năm 2020 là 1.010 MW, năm 2021 là 2.730 MW, năm 2022 là 3.630 MW, năm 2023 – 2025 là 4.830 MW.

Công suất điện mặt trời dự kiến năm 2019 là 4.790 MW, năm 2020 là 6.670 MW, năm 2021 là 8.050 MW, năm 2023 là 9.250 MW, năm 2024 là 10.000 MW và năm 2025 là 10.500 MW.

Từ năm 2022, Viện Năng lượng dự kiến Việt Nam sẽ mua điện từ các nhà máy điện của Lào (ngoài Quy hoạch 7 điều chỉnh). Tới năm 2025, tổng công suất đặt mua điện từ Lào gồm cả các nhà máy hiện trạng sẽ đạt 3.000 MW.

Về truyền tải liên kết Bắc – Trung – Nam, giới hạn truyền tải Bắc – Trung đạt 2.200 MW, giới hạn truyền tải Trung – Nam đạt 4.200 MW. Từ năm 2020 khi xây dựng xong ĐZ 500 kV Vũng Áng – Dốc Sỏi – PleiKu thì năng lực truyền tải trên tuyến Bắc – Trung nâng lên 4.200 MW. Khi ĐZ 500 kV Krong Buk – Tây Ninh đi vào vận hành thì năng lực truyền tải Trung – Nam tăng lên 6.000 MW.

Dựa trên các nguồn dự kiến này, với tình trạng hàng loạt dự án điện chậm tiến độ, Viện Năng lượng đã tính toán 2 phương án cân bằng điện năng của hệ thống: phương án 1 (với tần suất nước: năm nước trung bình 50%) và phương án 2 (với tần suất nước: năm nước khô hạn 75%).

Với phương án 1, Viện Năng lượng tính toán cân bằng điện năng của hệ thống sẽ là số âm từ năm 2020 đến năm 2024. Số âm lần lượt là: -264 GWh, -745 GWh, -1442 GWh, -1778 GWh, -115 GWh.

Kết quả này đồng nghĩa với việc đã xuất hiện khả năng thiếu hụt điện năng trong hệ thống điện với sản lượng khoảng 264 triệu kWh vào năm 2020 và gần 1,8 tỷ kWh vào năm 2023.

Các nhà máy điện toàn quốc sẽ vận hành với số giờ Tmax trên 6.500 giờ/năm trong giai đoạn 2020 – 2024, điều này tiềm ẩn nguy cơ sự cố.

Với phương án 2, do khô hạn nên sản lượng thủy điện của phương án 2 thấp hơn phương án 1 khoảng 15 tỷ kWh/năm, vì vậy thiếu hụt điện năng sẽ xảy ra ở tất cả các năm, từ 2019 – 2025.

Giai đoạn thiếu hụt nghiêm trọng nhất tập trung ở giai đoạn 2020 – 2023, với sản lượng thiếu hụt từ 1,5 tỷ kWh  – 5 tỷ kWh. Các năm còn lại thiếu từ 100 triệu kWh – 500 triệu kWh.

Huy động điện mặt trời, điện gió để bù đắp điện năng thiếu hụt

Theo Viện Năng lượng, để đảm bảo cân đối cung cầu điện từ năm 2021, cần sử dụng tối đa các nguồn điện hiện có và tăng cường phát triển các nguồn điện năng lượng tái tạo do có thể thực hiện nhanh, đáp ứng tiến độ vận hành ngày từ năm 2021.

Cụ thể, Viện đề xuất chuyển đổi nhiên liệu cho nhiệt điện Hiệp Phước 375 MW từ sử dụng FO sang sử dụng LNG; xây dựng cơ chế cung cấp LNG cho nhà máy để có thể đưa vào vận hành từ năm 2021 (có thể sử dụng LNG từ kho LNG Hải Linh);

Bổ sung thêm các nguồn điện mặt trời và điện gió; tiếp tục ký hợp đồng mua bán điện để nhập khẩu điện từ Lào phù hợp với biên bản ghi nhớ đã ký kết giữa hai chính phủ.

Về điện mặt trời – điện gió, Viện Năng lượng tính toán rằng: để đảm bảo cân đối cung cầu điện theo phương án 1 (năm nước trung bình 50%) điện gió cần đạt công suất lần lượt là: 2.730 MW (2021), 3.630 MW (2022), 4.830 MW (2023 – 2025); điện mặt trời cần đạt công suất lần lượt là: 9.650 MW (2021), 11.700 MW (2022), 13.850 MW (2023 – 2025).

Theo phương án 2 (năm nước khô hạn 75%), điện gió cần đạt công suất lần lượt là: 4.830 MW (2021), 5.230 MW (2022), 6.030 MW (2023 – 2025); điện mặt trời cần đạt công suất lần lượt là: 11.500 MW (2021), 13.700 MW (2022), 16.250 MW (2023 – 2025).

Kết quả này cho thấy để đảm bảo cân đối cung cầu giai đoạn 2023 – 2025, ngay cả trong trường hợp năm khô hạn, cần bổ sung quy hoạch thêm khoảng 6.000 MW điện mặt trời và 12.000 MW điện gió vào vận hành trong giai đoạn 2021 – 2023 so với số lượng đã được bổ sung quy hoạch.

Trong đó, nguồn điện gió và điện mặt trời bổ sung quy hoạch thêm đều lựa chọn các dự án nằm tại hệ thống điện miền Nam, gần trung tâm phụ tải thì mới có thể đưa vào vận hành kịp tiến độ 2021 – 2023.

“Để có thể tích hợp khối lượng lớn nguồn điện gió và mặt trời như trên, các nguồn điện gió và điện mặt trời bổ sung mới cần nằm ở trung tâm phụ tải miền Nam, giảm nhu cầu đầu tư lưới điện truyền tải. Ngoài ra, cần sớm đưa vào vận hành thủy điện tích năng Bác Ái theo đúng tiến độ trong Quy hoạch điện 7 điều chỉnh, đồng thời bổ sung nguồn pin tích năng ngay từ các năm 2022- 2023 tại khu vực miền Nam”, Viện Năng lượng cho hay.