Cần giải pháp đột phá giải tỏa công suất điện gió, mặt trời

Hệ thống điện đang thiếu hụt nguồn cung, nhưng nhà máy lại không thể phát hết công suất là vấn đề nóng đang được ngành điện dồn lực tháo gỡ.

Điện mặt trời phát triển nóng, lưới điện quá tải

Tại Hội nghị vận hành các nhà máy điện mặt trời và gió các tỉnh Ninh Thuận, Bình Thuận, do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tổ chức vào đầu tháng 7 vừa qua, EVN cho biết tính cuối tháng 6/2019, cả nước có 89 nhà máy điện gió và mặt trời, với tổng công suất đặt 4.543,8 MW, chiếm 8,3% tổng công suất của hệ thống điện quốc gia. Con số này đã vượt xa so với dự kiến của Quy hoạch điện VII điều chỉnh (chỉ 850 MW điện mặt trời vào năm 2020).

Trong đó chỉ tính riêng 2 tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận hiện có 38 nhà máy điện gió, điện mặt trời, với tổng công suất đặt 2.027 MW. Dự kiến, đến tháng 12/2020, công suất điện gió và điện mặt trời ở 2 tỉnh này sẽ tăng lên 4.240 MW.

Thực tế cho thấy trong khi nguồn công suất tại chỗ của tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận rất lớn thì nhu cầu phụ tải tại 2 địa phương này lại rất nhỏ.

Theo tính toán cân bằng công suất của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) tại tỉnh Ninh Thuận từ nay đến tháng 12/2020 chỉ dao động từ 100-115 MW và Bình Thuận từ 250-280 MW. Chính vì vậy, công suất cần phải truyền tải từ 2 địa phương này cũng rất lớn, với Ninh Thuận là từ 1.000-2.000 MW và Bình Thuận là từ 5.700 – 6.800 MW (bao gồm cả các nguồn điện truyền thống).

Theo tính toán, sự phát triển nóng này đã dẫn tới tình trạng đa số các đường dây, trạm biến áp (TBA) từ 110-500 kV trên địa bàn đều quá tải. Đặc biệt, có đường dây quá tải lên đến 360%.

Cụ thể, các đường dây, trạm biến áp trên địa bàn 2 tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận luôn bị tình trạng quá tải là: Đường dây 110 kV Tháp Chàm – Hậu Sanh – Tuy Phong – Phan Rí mức mang tải lên tới 260-360%; đường dây 110 kV Phan Rí – Sông Bình – Đại Ninh mang tải 140%; đường dây 110 kV Đa Nhim – Đơn Dương mang tải 123%; TBA 550 kV Di Linh mang tải 140%; TBA 220 kV Đức Trọng – Di Linh mang tải 110 %… dự báo mức mang tải của các đường dây này còn tiếp tục tăng lên trong thời gian tới.

Ông Nguyễn Đức Cường, Giám đốc A0 cho biết ngay từ đầu, việc quá tải lưới điện đã được EVN và A0 cảnh báo tới các chủ đầu tư. Hiện nay, Tập đoàn Điện lực Việt Nam và A0 cũng áp dụng mọi giải pháp, sáng tạo, nghiên cứu để tạo điều kiện cho các nhà máy được phát điện ở mức tối đa.

Về phần mình, đại diện Cục Điện tiết Điện lực (Bộ Công Thương) khẳng định, phần lớn các chủ đầu tư điện mặt trời ở khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận đều đã biết trước việc quá tải lưới truyền tải và phải tiết giảm công suất. Việc cần làm trước mắt là tìm giải pháp để đẩy nhanh các dự án lưới điện truyền tải.

Cắt giảm công suất phát vì an toàn hệ thống điện

Tình trạng quá tải hệ thống lưới truyền tải buộc A0 phải cắt giảm công suất của các nhà máy điện gió, điện mặt trời ở một số thời điểm, nhằm bảo đảm an toàn cho hệ thống điện.

Theo đó việc tăng, giảm công suất các nhà máy năng lượng tái tạo (NLTT) đều được A0 thực hiện theo quy định bảo đảm tính công khai, minh bạch và kịp thời. Đặc biệt, A0 cũng ứng dụng phần mềm tự động điều chỉnh công suất (AGC), trực tiếp điều khiển công suất các nhà máy năng lượng tái tạo, nhằm duy trì trào lưu công suất trong ngưỡng cho phép.

Đại diện A0 cho biết, con số cắt giảm 60% công suất như một số chủ đầu tư nêu ra và đang được đăng tải trên các phương tiện thông tin đại chúng chỉ là con số ở một thời điểm nhất định. Nếu tính trung bình ngày, trong tháng 6 và tháng 7/2019, công suất cắt giảm chỉ dao động ở mức 30-35%.

Theo ông Nguyễn Đức Cường, EVN và A0 cũng rất mong muốn được phát hết công suất nguồn điện từ NLTTT, bởi giá điện NLTT dù có đắt (2.086 đồng/kWh), nhưng vẫn rẻ hơn nhiệt điện dầu (3.000-5.000 đồng/kWh). Trong khi đó, hiện nay, EVN vẫn đang phải huy động nhiệt điện dầu để đảm bảo cung ứng điện đáp ứng nhu cầu phụ tải.

Trong chế độ huy động nguồn, các nguồn NLTT cũng luôn được ưu tiên huy động tối đa theo quy định.

“Chúng tôi đã dồn toàn lực trong thời gian qua để mong các nhà máy điện mặt trời đưa vào vận hành, bổ sung công suất cho hệ thống. Nhưng hiện nay phải giảm công suất do quá tải lưới điện, là điều mà EVN/A0 không hề mong muốn”, ông Cường khẳng định.

Vướng giải phóng mặt bằng các dự án truyền tải

Theo ông Tô Văn Dần, Trưởng Ban Quản lý Đầu tư, Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT) để giải tỏa công suất các nguồn NLTT khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận giai đoạn 2020-2021, Tổng công ty đã  triển khai 12 dự án đường dây/TBA 220 kV – 500 kV; trong đó 6 dự án đang triển khai đã nằm trong quy hoạch và 6 dự án hiện chưa có quy hoạch.

Ông Dần cũng thẳng thắn nếu rõ, 2 dự án ở giai đoạn thi công đang gặp khó khăn trong công tác giải phóng mặt bằng. Cụ thể, dự án TBA 220 kV Phan Rí dù đã có nhà thầu xây lắp từ tháng 12/2018, nhưng đến nay vẫn chưa thi công được do khặp khó khăn trong công tác bồi thường, GPMB. Tính đến 20/6/2019, mới vận động bàn giao được 4.508 m2/39.619,2 m2 mặt bằng.

Đối với dự án đường dây 220 kV Nha Trang – Tháp Chàm, theo kế hoạch sẽ đóng điện vào tháng 12/2019. Tuy nhiên, hiện đang gặp vướng mắc ở 55 vị trí móng qua rừng tự nhiên phải báo cáo Thủ tướng có quyết định chuyển đổi mục đích sử dụng rừng.

Giải phóng mặt bằng cũng là một trong những thách thức lớn của Tổng công ty Điện lực miền Nam (EVNSPC) khi triển khai các dự án giải tỏa công suất năng lượng tái tạo, điển hình như Dự án 110 kV Lương Sơn – Hòa Thắng – Mũi Né; thay dây dẫn đường dây 110 kV Ninh Phước – Tuy Phong.

Ông Lâm Xuân Tuấn, Phó Tổng giám đốc EVNSPC cho biết, bên cạnh giải phóng mặt bằng, thì công tác lựa chọn nhà thầu ở thời điểm này cũng là một thách thức, do hàng loạt dự án nguồn NLTT đang triển khai đã thu hút gần như toàn bộ nhân lực của các nhà thầu xây lắp.

Đâu là giải pháp?

Thời gian tới, rất cần sự chung tay từ Bộ Công Thương, chính quyền các địa phương, chủ đầu tư, EVN để tháo gỡ các vướng mắc, đẩy nhanh tiến độ các dự án lưới điện truyền tải nhằm giải tỏa hết công suất của các nhà máy, bổ sung thêm nguồn điện cho đất nước.

Ông Trần Đình Nhân, Tổng giám đốc Tập đoàn Điện lực Việt Nam cho biết, EVN xác định việc giải tỏa công suất các dự án NLTT là nhiệm vụ đặc biệt quan trọng. Tập đoàn đã chỉ đạo quyết liệt Tổng công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT) và Tổng công ty Điện lực miền Nam ( EVNSPC) đẩy nhanh tiến độ các dự án lưới điện.

Đồng thời, lãnh đạo EVN cũng đã làm việc với lãnh đạo các địa phương nhằm đẩy nhanh công tác giải phóng mặt bằng cho các dự án. Tuy nhiên, hiện nhiều dự án giải tỏa công suất vẫn còn gặp khó khăn do các vướng mắc về thủ tục, công tác giải phóng mặt bằng.

Cũng theo ông Nhân, để triển khai một dự án điện mặt trời chỉ mất khoảng 6 tháng, thậm chí trong thời gian ngắn hơn. Trong khi đó, để thực hiện một dự án lưới điện truyền tải 220 kV, 500 kV mất khoảng 3-5 năm. Do đó, song song với nỗ lực tối đa của EVN, để triển khai nhanh nhất có thể các dự án giải tỏa công suất các nhà máy NLTT đang vận hành, ông Trần Đình Nhân mong muốn nhận được sự chia sẻ, hỗ trợ từ chính quyền các địa phương và các chủ đầu tư.

Ngoài ra, để nhà máy điện mặt trời vận hành an toàn, tin cậy, EVN cũng đề nghị các chủ đầu tư hoàn thiện các tồn tại kĩ thuật và hoàn thành các thử nghiệm theo yêu cầu; khẩn trương đầu tư và lắp đặt hệ thống dự báo công suất phát các nguồn điện mặt trời và điện gió, truyền số liệu về cấp điều độ.

Đề cập đến giải pháp để giải tỏa công suất các dự án điện mặt trời, GS Trần Đình Long, Phó Chủ tịch Hội Điện lực Việt Nam cho rằng, vào giờ điện mặt trời có công suất cao (từ 8h sáng đến 4h chiều) thì có thể ưu tiên cho các nhà máy điện mặt trời. Các nguồn điện khác, như thủy điện, thì phát thấp đi, tích nước lại rồi phát bù sau.

Chuyên gia hiến kế : giải tỏa công suất điện mặt trời

Theo ông Trần Đình Long, Phó chủ tịch Hội Điện lực Việt Nam, để giải quyết vấn đề quá tải lưới điện, trước mắt cần thương lượng để ưu tiên cho các dự án điện mặt trời, còn các nguồn khác (như thủy điện) có thể phát thấp đi.

Điện mặt trời đang khiến lưới truyền tải bị quá tải

Theo báo cáo của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), tính đến cuối tháng 6/2019, cả nước có 89 nhà máy điện gió và điện mặt trời với tổng công suất đặt 4.543,8 MW. Riêng hai tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận đã có 38 nhà máy điện gió, điện mặt trời với tổng công suất đặt 2.027 MW. Dự kiến, đến tháng 12/2020, công suất điện gió và điện mặt trời ở 2 tỉnh này sẽ tăng lên 4.240 MW.

Sự phát triển nhanh chóng của điện mặt trời và điện gió đã khiến lưới điện tại hai địa phương trên bị quá tải. Các đường dây quá tải có thể kể đến như: đường dây 110 kV Tháp Chàm-Hậu Sanh-Tuy Phong-Phan Rí mức mang tải lên tới 260-360%; đường dây 110 kV Phan Rí-Sông Bình-Đại Ninh mang tải 140%; đường dây 110 kV Đa Nhim-Đơn Dương mang tải 123%; trạm biến áp 550 kV Di Linh mang tải 140%; trạm biến áp 220 kV Đức Trọng-Di Linh mang tải 110 %…

Mức mang tải này được dự báo sẽ còn tiếp tục tăng lên trong thời gian tới.

Việc lưới truyền tải bị quá tải đã buộc cơ quan điều độ hệ thống điện phải cắt giảm công suất phát điện của các nhà máy điện gió và mặt trời để đảm bảo an toàn lưới. Tuy nhiên điều này lại gây nên phản ứng của các nhà đầu tư.

Phát triển hệ thống lưới truyền tải đang là vấn đề cấp bách đối với ngành điện trước sự bùng nổ của điện gió và điện mặt trời. VietnamFinance đã có cuộc trao đổi nhanh với ông Trần Đình Long, Phó chủ tịch Hội Điện lực Việt Nam, về vấn đề này.

– Việc đầu tư hệ thống truyền tải là lĩnh vực độc quyền của nhà nước. Nhiều ý kiến cho rằng cần có cơ chế cho tư nhân tham gia xây dựng lưới điện truyền tải, ông có đồng tình?

Ông Trần Đình Long: Theo Luật Điện lực, hệ thống truyền tải là lĩnh vực độc quyền của nhà nước. Việc này không chỉ riêng ở Việt Nam mà nhiều nước trên thế giới cũng vậy vì liên quan đến an ninh quốc gia. Muốn cho tư nhân tham gia thì phải sửa luật.

Tuy nhiên cũng có một cách để tư nhân tham gia một cách hợp pháp là cho tư nhân xây dựng đường dây từ nhà máy điện đến điểm đấu nối (vị trí đấu nối do EVN quyết định). Đường dây này chỉ tải công suất nhà máy của tư nhân xây dựng thôi. Tôi nghĩ nếu tư nhân có vốn thì họ vẫn được làm.

– Một số ý kiến nêu cơ chế cho tư nhân tham gia vào xây dựng truyền tải điện là nhà đầu tư xây rồi giao lại cho EVN quản lý. Chi phí xây hệ thống truyền tải được tính vào giá thành xây dựng dự án nguồn điện. Ông thấy sao?

Đây là cơ chế BT, chi phí xây dựng được trả dần trong quá trình vận hành. Cái này tôi nghĩ nhà đầu tư có thể thảo luận với EVN. Tôi thấy cơ chế đó cũng hợp lý với điều kiện nhà đầu tư chỉ xây dựng còn vận hành, quản lý là thuộc EVN.

– Theo ông, nếu cho tư nhân tham gia xây dựng lưới truyền tải thì tiến độ dự án có nhanh hơn so với doanh nghiệp nhà nước làm?

Khâu chậm nhất trong các dự án này là giải tỏa mặt bằng chứ không phải xây dựng. Rất nhiều công trình bị chậm vì khâu giải tỏa bị chậm. Nếu tư nhân làm thì tôi nghĩ tiến độ cũng không nhanh hơn được vì họ cũng phải tuân theo quy chế của nhà nước về bồi thường, giải tỏa. Nhà đầu tư tư nhân không đền bù cao để giải tỏa mặt bằng nhanh được.

– Ông có gợi ý nào về hướng giải quyết cho vấn đề quá tải lưới điện hiện nay?

Tôi cho rằng cần phải làm việc với EVN, bên chỗ điều độ, anh có thể thương lượng vào giờ điện mặt trời có công suất cao (từ 8h sáng đến 4h chiều) thì ưu tiên cho các nhà máy điện mặt trời. Các nguồn điện khác, như thủy điện, thì phát thấp đi, tích nước lại rồi phát bù sau.

Nếu thương lượng tốt thì điều này có thể thu xếp được, tránh được quá tải. Tôi nghĩ là nên ưu tiên vì nhà máy thì xây rồi, mặt trời ngày nào cũng chiếu, nhà đầu tư cũng đã cố gắng hoàn thành trước 30/6 nên cần có chính sách chiếu cố các dự án này.

– Nguyên nhân của việc quá tải hiện nay suy cho cùng xuất phát từ việc có quá nhiều dự án được phê duyệt dẫn đến vỡ quy hoạch, ông có bình luận gì?

Mức giá 9,35 cent là khá cao, vì vậy mà nhà đầu tư đua nhau xây dựng nhà máy. Hơn nữa việc xây dựng nhà máy còn mang tính tập trung hóa rất cao, đa phần nhà máy nằm ở vùng Nam Trung Bộ, do đó dẫn đến tình trạng quá tải cục bộ. Cái này thì chắc sau này rút kinh nghiệm thôi.

Xin cảm ơn ông về cuộc trao đổi này!

Samtrix Solar : Nhà phát triển và phân phối Điện mặt trời hàng đầu Việt Nam

EVN họp khẩn với các nhà đầu tư năng lượng tái tạo khu vực Ninh Thuận và Bình Thuận

Hôm nay 3/7, EVN sẽ tổ chức cuộc họp với các Lãnh đạo tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận, đại diện Cục điện lực và Năng lượng tái tạo, Cục Điều tiết Điện lực, Chủ đầu tư các nhà máy điện mặt trời, nhà máy điện gió tại Bình Thuận và Ninh Thuận để xem xét tình hình đầu nối, khó khăn trong công tác vận hành và đặc biệt là khả năng giải phóng công suất cho các nhà máy điện mặt trời.

Mốc 1/7/2019 để đưa ra mức giá mới cho điện mặt trời đã được biết từ cách đây 2 năm, khi Quyết định 11/2017/QĐ-TTg được ban hành vào tháng 4/2017. Tại Quyết định này, mức giá 9,35 UScent/kWh được công bố sẽ áp dụng đến hết ngày 30/6/2019.

Được biết, Bộ Công thương đã vài lần đưa ra dự thảo giá điện mặt trời áp dụng từ ngày 1/7/2019 để các bên góp ý kiến, nhưng quyền quyết định cuối cùng thuộc về Chính phủ, tương tự Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg trước đây.

Bên cạnh đó, để xây dựng chính sách giá cho điện mặt trời sau ngày 30/6/2019 và về lâu dài, Dự án hỗ trợ kỹ thuật “Năng lượng tái tạo và Hiệu quả năng lượng” đã được thực hiện bởi Tổ chức Hợp tác và Phát triển của Đức (GIZ) và Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công thương).

Ông Nguyễn Văn Thành, Phó cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo cho hay, Cục đã đặt hàng tính toán và có tới 81 kịch bản liên quan đến giá cho điện mặt trời nhằm có một cách nhìn khách quan.

Từ các nghiên cứu với sự tư vấn của các chuyên gia quốc tế, Bộ Công thương đã đưa ra 4 vùng bức xạ với các mức giá tương ứng để phát triển tiềm năng điện mặt trời. Dẫu vậy, ngày 7/6/2019, Phó thủ tướng Trịnh Đình Dũng đã yêu cầu Bộ Công thương nghiên cứu thêm phương án chia 2 vùng, thay vì 4 vùng. Theo phương án chia 2 vùng, 6 tỉnh gồm Ninh Thuận, Bình Thuận, Đắk Lắk, Phú Yên, Gia Lai, Khánh Hoà sẽ vào cùng 1 vùng và vùng 2 là tất cả các tỉnh còn lại.

Việc chia 2 vùng dù có ưu điểm là không có nhiều mức giá và không phải hỗ trợ cao hơn cho các vùng có tiềm năng bức xạ thấp, nhưng nhược điểm là không đủ khuyến khích các nhà đầu tư làm điện mặt trời ở miền Bắc và miền Trung, khó đạt được mục tiêu phát triển 20.000 MW điện mặt trời tới năm 2030 và càng khó khăn trong truyền tải do điện mặt trời tập trung lớn ở một vùng. Bởi vậy, phương án cuối cùng được Bộ Công thương trình lên Chính phủ vẫn là bảo lưu quan điểm chia thành 4 vùng.

Tuy nhiên, cũng có những ý kiến tán thành việc chia thành 2 vùng mà Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) là một ví dụ.

“Ít hôm tới, Chính phủ sẽ có cuộc họp để kết luận về giá điện mặt trời áp dụng sau ngày 30/6/2019”, nguồn tin của Báo Đầu tư cho biết.

Việc chậm trễ có giá điện mặt trời mới đã khiến các nhà đầu tư vào năng lượng tái tạo tỏ ra hụt hẫng. Ông Nguyễn Bình, đến từ một quỹ chuyên về năng lượng tái tạo của Đức và Australia có văn phòng tại TP.HCM cho hay, nhiều quỹ đầu tư sốt ruột khi giá điện mặt trời mới chưa được ban hành.

“Nhiều quỹ đầu tư nước ngoài thấy không yên tâm trong việc đầu tư vào năng lượng mặt trời với thực tế hiện nay. Thậm chí, một số quỹ đến từ Đức và Thụy Sỹ đã rút lui. Nguyên nhân chủ yếu là họ lo lắng về sự bảo đảm trong hiệu quả đầu tư cũng như sự ổn định của chính sách”, ông Bình nói.

Ông Bình cho biết thêm, các quỹ đầu tư đã xác định giá theo 4 vùng, nhưng ngay cả vậy cũng không có gì đảm bảo là giá này sẽ được công nhận và kéo dài trong bao lâu. Nhiều quỹ cho biết, họ sẽ chờ luôn cả Quy hoạch Phát triển điện VIII, bởi lo lắng về việc thực hiện quy hoạch nếu không có văn bản hướng dẫn rõ ràng.

Một trong các nhà máy điện mặt trời tại Việt Nam (minh họa)

Giảm 65% công suất

Hiện đã có 81 dự án điện mặt trời với công suất thiết kế 4.464 MW hoàn tất các thí nghiệm kiểm định trước ngày 30/6/2019, điều kiện tiên quyết để được áp dụng giá điện 9,35 UScent/kWh trong thời gian 20 năm. Các dự án điện mặt trời đã đi vào hoạt động liên tiếp từ tháng 4/2019 trở lại đây đã giải quyết phần nào cho hoạt động cung cấp điện khi nắng nóng dâng cao trong tháng 6.

Ghi nhận của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia (A0) cho thấy, công suất phát điện của các nhà máy điện mặt trời cao nhất trong ngày thường rơi vào tầm 14g và đạt 3.200 MW. Tuy nhiên, đỉnh công suất này lại không trùng với cao điểm sáng, từ 9-11g hàng ngày và sau 18g là không thể đóng góp được gì.

Dẫu vậy, câu chuyện đang được các nhà đầu tư lo lắng là lưới truyền tải không theo kịp sự có mặt của các dự án điện mặt trời, khiến nhiều dự án điện được yêu cầu giảm công suất phát, có thể tới 65%.

Đáng nói là, do mối lợi 9,35 UScent/kWh trong 20 năm, nhiều chủ đầu tư mặt trời đã chấp nhận bổ sung điều khoản phụ về sa thải phụ tải khi quá tải lưới khi ký hợp đồng mua bán điện.

Việc triển khai làm lưới nhanh để giải tỏa công suất điện mặt trời cũng được cho là không dễ khi giá đền bù đất làm cột điện đang được đẩy lên rất cao. “Có chủ đất đòi giá mỗi m2 trụ điện là 50 triệu đồng và 70 m2 cho 2 cột trên đất của họ có giá khoảng 3,5 tỷ đồng, khiến chủ đầu tư đứng hình”, một người làm thực tế dự án điện mặt trời cho hay.

Đó là chưa kể, nếu các đường dây 100 kV này chưa có tên trong Quy hoạch Điện VII điều chỉnh hiện nay, thì việc xin bổ sung quy hoạch còn nhiều gian nan. Mặt khác, do các nhà máy điện mặt trời tập trung lớn tại Ninh Thuận, Bình Thuận là khu vực tiêu thụ điện thấp, cần phải truyền tải vào Nam hay ra Bắc, nên có thể phải cấp 220 kV hay 500 kV mới giải tỏa được trọn vẹn, do đó sẽ cần cả tiền và thời gian để triển khai.

Samtrix Solar : Nhà phát triển và phân phối điện mặt trời hàng đầu Việt Nam