|
Ông Nguyễn Đức Ninh, Giám đốc Trung tâm Điều độ Hệ thống điện quốc gia
|
- Tập đoàn Trung Nam có phản ánh, tình trạng huy động từ các nhà máy điện gió của mình thấp, khiến doanh thu không đủ trả lãi vay. Ông có thể cho biết thực trạng huy động tại dự án điện gió của Trung Nam?
- Về mặt thứ tự huy động các nguồn điện, các nhà máy điện năng lượng tái tạo (bao gồm cả nhà máy điện mặt trời và gió) được ưu tiên ở mức cao nhất theo các cơ chế khuyến khích của Chính phủ trên cơ sở đảm bảo các ràng buộc kỹ thuật để hệ thống điện quốc gia vận hành an toàn, liên tục cũng như khả năng truyền tải của lưới điện khu vực.
Từ đầu năm 2020 đến nay, Nhà máy Điện gió Trung Nam (giai đoạn 1 và 2 là 103,95MW) đã phát được gần 130 triệu kWh. Việc huy động dự án điện gió cả 2 giai đoạn của Tập đoàn Trung Nam hoàn toàn tuân thủ nguyên tắc nêu trên mà không có ngoại lệ.
Thực tế từ đầu năm đến nay, ngoài một vài thời điểm chưa phát điện tối đa do hệ thống xảy ra thừa nguồn (phụ tải quá thấp trong khi yêu cầu khai thác các hồ thủy điện đang xả theo ràng buộc của các quy trình vận hành liên hồ chứa), thì sản lượng điện phát chưa được như mong muốn là do điều kiện gió thấp so với quy luật hàng năm.
- Một số nhà máy năng lượng tái tạo khác cũng gặp phải tình trạng bị tiết giảm công suất phát điện, nhất là vào mùa mưa. Thực hư chuyện này ra sao?
- Trong thời gian qua, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và các đơn vị thành viên đã nỗ lực tối đa để đầu tư nâng cấp và cải tạo lưới điện nhằm giải tỏa công suất của các nhà máy năng lượng tái tạo. Tuy nhiên, việc đầu tư hạ tầng lưới điện truyền tải mất nhiều thời gian hơn, chưa theo kịp với sự phát triển nóng của các nguồn năng lượng tái tạo để kịp hưởng giá mua điện ưu đãi ở mức hấp dẫn.
Vì vậy, từ đầu năm 2020 đến nay, vào một số thời điểm bức xạ tốt, không chỉ một số nhà máy điện gió, mà cả các nguồn năng lượng tái tạo khác tại khu vực các tỉnh Bình Thuận, Ninh Thuận chưa phát được tối đa công suất.
Bên cạnh đó, do ảnh hưởng của đại dịch COVID-19, nhu cầu tiêu thụ điện cả nước 10 tháng qua chỉ tăng khoảng 2,1% so với cùng kỳ năm 2019 (các năm trước tăng trưởng khoảng 10%).
Việc từ tháng 10/2020 liên tục có mưa lũ ở khu vực miền Trung làm nhu cầu tiêu thụ điện càng giảm thấp, trong khi nước về các hồ thủy điện lại rất tốt. Hầu hết các hồ thủy điện ở miền Trung và một số các hồ miền thuỷ điện ở miền Bắc đều phải tiến hành xả thừa (xả nước không qua phát điện) với tổng lưu lượng xả đạt khoảng 10,87 tỷ m3.
Để đảm bảo cân bằng cung cầu, những lúc thấp điểm như trưa các ngày chủ nhật (cũng là thời điểm nguồn điện mặt trời có khả năng phát cao), cơ quan điều độ hệ thống đã phải thực hiện phân bổ công suất phát của các nguồn điện gió, điện mặt trời và cả các nguồn thủy điện đang xả dựa trên nền tảng các thuật toán tối ưu và các hệ thống phần mềm điều khiển tự động như AGC( Automatic Generation Control - tự động điều chỉnh tổ máy).
Điều này để vừa đảm bảo vận hành an toàn hệ thống sau khi đã ngừng, giảm tối đa các nguồn điện truyền thống (chỉ duy trì các tổ máy theo yêu cầu kỹ thuật, quy trình vận hành liên hồ và các hợp đồng thương mại) và vừa tối thiểu hoá lượng công suất/sản lượng bị cắt giảm của các nhà máy.
- Sẽ có người đặt câu hỏi “tại sao lại huy động năng lượng tái tạo giá cao, trong khi mùa mưa nước nhiều, thủy điện giá thấp thì phải xả bỏ nước khiến giá thành điện bị đội lên”…
- Việc mua điện của EVN đối với năng lượng tái tạo phải tuân thủ Hợp đồng mua bán điện (PPA) mẫu và giá điện do Chính phủ ban hành.
Nguyên tắc ưu tiên mua hết năng lượng tái tạo thể hiện trong PPA do EVN đã ký với các chủ đầu tư được thực hiện trong mọi trường hợp, trừ hai trường hợp sau:
Trường hợp quá tải đường dây, ưu tiên giảm nguồn năng lượng truyền thống liên quan đến đường dây đó trước, trừ các nhà máy thủy điện đang xả.
Trường hợp nhu cầu tiêu thụ điện giảm, hệ thống điện thừa nguồn, ưu tiên giảm nguồn năng lượng truyền thống trước, trừ các nhà máy thủy điện đang xả.
Do vậy sẽ không xảy ra trường hợp, tại một thời điểm EVN mua điện giá cao mà xả nước, không phát điện các nhà máy thủy điện giá thấp.
- Hiện đóng góp của nguồn năng lượng tái tạo trong hệ thống ra sao, thưa ông?
- Nhờ có cơ chế giá mua điện hấp dẫn của Chính phủ đối với các nguồn năng lượng tái tạo như điện mặt trời, điện gió, nên các nguồn này phát triển với tốc độ rất nhanh thời gian qua.
Đến thời điểm này, đã có hơn 6.150MW điện mặt trời (trong đó có khoảng 1.500MW điện mặt trời áp mái), gần 500MW điện gió, và hơn 170MW điện sinh khối đã được đưa vào vận hành trong hệ thống điện quốc gia.
Như vậy, tổng công suất các nguồn năng lượng tái tạo này hiện chiếm hơn 11% công suất nguồn điện của toàn hệ thống. Tuy nhiên, sản lượng điện phát từ năng lượng tái tạo lại chỉ chiếm gần 4% sản lượng điện toàn hệ thống sản xuất ra trong 10 tháng qua.
Điện mặt trời có đặc điểm phát cao vào khung giờ buổi trưa, nhưng đây lại là thời gian mà nhu cầu tiêu thụ điện không cao. Vì thế, tỷ trọng công suất phát từ nguồn điện mặt trời trên tổng công suất phụ tải vào thời điểm này ở mức khá cao.
Qua theo dõi thực tế, hiện nay, trong khung giờ 10h - 13h hàng ngày, chỉ tính riêng công suất phát các nhà máy điện mặt trời đã chiếm khoảng 18 - 20% nhu cầu hệ thống điện. Vào những ngày nghỉ (chủ nhật, lễ, tết..), có những thời điểm đã phải cắt giảm do thừa nguồn từ 850 - 1.500MW, tỷ lệ này có thể tăng đến 25 - 26% và xu hướng tiếp tục tăng.
Hơn nữa, toàn bộ lượng công suất điện mặt trời này sẽ giảm về 0MW vào thời điểm 18 giờ, trong khi biểu đồ phụ tải hệ thống điện Việt Nam lại có nhiều cao điểm trong ngày, khác với các nước tiên tiến trên thế giới. Việc sụt giảm công suất năng lượng là một thách thức trong công tác điều độ và vận hành hệ thống điện để đảm bảo cung cấp điện an toàn, ổn định.
Đối với hệ thống điện Việt Nam, chỉ số tỷ lệ năng lượng tái tạo so với công suất đỉnh phụ tải sẽ có ý nghĩa hơn trong đánh giá ảnh hưởng của năng lượng tái tạo.
- Sự gia tăng nhanh chóng của các nguồn năng lượng tái tạo có tính chất phụ thuộc vào thiên nhiên, thời tiết và chưa có các quy định về lưu trữ điện gây khó khăn gì cho điều độ hệ thống điện, thưa ông?
- Năng lượng tái tạo có đặc điểm là nguồn năng lượng sơ cấp, khó có thể tích trữ như các nguồn phát truyền thống khác.
Thực tế này gây ra không ít khó khăn trong công tác điều độ vận hành khi trên thực tế và biểu đồ tiêu thụ điện theo ngày của nước ta hiện có sự chệnh lệch khá lớn giữa các thời điểm trong ngày và các ngày trong tuần và hệ thống điện là hệ thống độc lập, có các giới hạn truyền tải do vấn đề ổn định trên các đường dây 500kV Bắc - Trung - Nam (không phải là hệ thống điện có liên kết mạnh giữa các nước như ở châu Âu, hay giữa các vùng/bang lớn như Mỹ, Australia, Ấn Độ…).
Để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện khi tỷ lệ xâm nhập của năng lượng tái tạo tăng nhanh và lớn như hiện nay, các nguồn điện truyền thống như thủy điện lớn, nhiệt điện than, tuabin khí đã phải linh hoạt, thường xuyên được điều chỉnh công suất phát, đặc biệt là trong các ngày phụ tải giảm thấp như các kỳ nghỉ lễ, Tết hoặc cuối tuần.
Tuy nhiên, việc điều chỉnh linh hoạt các nguồn truyền thống có những giới hạn nhất định, phụ thuộc vào giới hạn kỹ thuật của tổ máy, yêu cầu kỹ thuật của hệ thống và nguồn năng lượng sơ cấp (đối với các nhà máy thuỷ điện lớn).
Thực tế trong thời gian qua, vào một số ngày chủ nhật hoặc dịp lễ, hiện tượng thừa công suất đã xẩy ra với hệ thống điện và A0 phải điều chỉnh giảm 15 - 20% công suất phát nguồn năng lượng tái tạo để đảm bảo vận hành an toàn.
Ở hướng ngược lại, trong các chu kỳ cao điểm chiều tối của hệ thống, khoảng 17h30 - 18h00 hàng ngày, nguy cơ thiếu công suất nguồn điện luôn thường trực xẩy ra do nguồn điện mặt trời suy giảm nhanh và các nguồn truyền thống có khả năng điều chỉnh giới hạn.
Các giải pháp dự phòng công suất và huy động bổ sung các nguồn linh hoạt (tuabin khí hay dầu DO) đã được sử dụng, tuy nhiên hệ thống điện cũng vì vậy tiềm ẩn nguy cơ mất an toàn và ổn định, đặc biệt khi có các sự cố lớn trên hệ thống (các tổ máy NĐ than/khí, đường dây 500 kV, hiệu ứng đám mây lớn đối với mặt trời các giờ ban ngày…)
Điều này về lâu dài sẽ ảnh hưởng đến việc vận hành ổn định, tin cậy của các nhà máy điện và hệ thống điện quốc gia.
- Vậy có cần thiết phải đặt ra giới hạn cho nguồn năng lượng tái tạo trong tổng thể hệ thống điện không, thưa ông?
- Nhận định được các khó khăn như phân tích trên đây, với sự chủ động trong công tác điều độ vận hành của cơ quan Điều độ hệ thống điện trong việc nghiên cứu ảnh hưởng của năng lượng tái tạo, đã và đang đưa các hệ thống công nghệ thông tin (SCADA/EMS, hệ thống ghi sự cố/giám sát chất lượng điện năng FR/PQ, thay đổi cách thức sản xuất như lập phòng năng lượng tái tạo…) hệ thống điện quốc gia trong thời gian qua vẫn đảm bảo vận hành an toàn, ổn định và tin cậy.
Tuy nhiên, trong bối cảnh hệ thống điện Việt Nam ngày càng có nhiều nguồn năng lượng tái tạo với độ bất định cao, cần tiếp tục khẩn trương xem xét các giải pháp mới về các nguồn tích trữ và linh hoạt như: các nguồn thuỷ điện/thuỷ điện mở rộng (để có thêm công suất), các hệ thống tích trữ năng lượng (bằng pin tích trữ - BESS, công nghệ bánh đà - flywheel hoặc thủy điện tích năng) cùng với các loại hình công nghệ tiên tiến mới như FACT với khả năng đáp ứng nhanh và chi phí đầu tư ngày càng giảm có tiềm năng trở thành một giải pháp vô cùng hữu hiệu trong việc nâng cao độ tin cậy và ổn định vận hành hệ thống điện trong tương lai.
Để hỗ trợ phát triển các loại hình công nghệ mới này, cần hoàn thiện cơ chế phát triển thị trường dịch vụ phụ trợ, xây dựng cơ chế khuyến khích đầu tư các nguồn điện linh hoạt (ICE, SCGT, thuỷ điện tích năng, pin tích trữ BESS) cũng như hoàn thiện các yêu cầu và tiêu chuẩn về kĩ thuật trong quy định lưới truyền tải và phân phối.
Đồng thời, cần có các giải pháp kỹ thuật để tăng tính linh hoạt của các tổ máy nhiệt điện than trong vận hành hệ thống như giảm thấp hơn Pmin các tổ máy. Ngoài ra, tiêu chí bao tiêu 100% năng lượng tái tạo như hiện nay cần phải được xem xét, đồng bộ với các chính sách khác của Chính phủ về điện khí LNG, mua điện liên kết nước ngoài, các nguồn điện BOT khi đều có các yêu cầu bao tiêu nhất định…
Thực tế, cơ chế cắt giảm nguồn năng lượng tái tạo (curtailmennt) đã được nhiều nước trên thế giới áp dụng khi tỷ lệ nguồn điện này đạt ở mức độ nhất định (trên dưới 20-30%). Việc xem xét thêm các cơ chế mới này rất quan trọng cho việc vận hành ổn định hệ thống điện Việt Nam trong thời gian tới, khi bối cảnh năng lượng tái tạo tiếp tục tăng cao.
Lũy kế 10 tháng năm 2020, tổng sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống đạt 205,6 tỷ kWh, tăng 2,3% so với cùng kỳ năm trước. Trong đó:
+ Thủy điện huy động đạt 58,92 tỷ kWh, tăng 1,22% so với cùng kỳ năm 2019.
+ Nhiệt điện than đạt 103,74 tỷ kWh, tăng 6,35% so với cùng kỳ năm 2019
+ Tua bin khí đạt 29,69 tỷ kWh, giảm 17,98% so với cùng kỳ năm 2019
+ Nhiệt điện dầu đạt 1,043 tỷ kWh, giảm 11,58% so với cùng kỳ năm 2019
+ Năng lượng tái tạo (điện gió, điện mặt trời, điện sinh khối) đạt 8,95 tỷ kWh. Riêng điện mặt trời đạt 7,95 tỷ kWh (gấp 2,28 lần so với cùng kỳ năm 2019).
+ Điện nhập khẩu đạt 2,57 tỷ kWh, giảm 7,41% so với cùng kỳ năm 2019.
Trong 10 tháng năm 2020, điện sản xuất của EVN và các Tổng Công ty Phát điện (kể cả các công ty cổ phần) đạt 115,71 tỷ kWh, chiếm 56,28% sản lượng điện sản xuất của toàn hệ thống.
Do ảnh hưởng của dịch bệnh COVID-19, điện thương phẩm cả năm 2020 ước đạt 215,2 tỷ kWh, bằng 94,4% kế hoạch năm và tăng 2,6% so với năm 2019. |
Link gốc