Cắt giảm công suất: Thiệt hại không chỉ nhà đầu tư điện mặt trời
Hệ thống điện đang thiếu hụt nguồn cung, nhưng nhà máy lại không thể phát hết công suất. Điều này không chỉ gây thiệt hại cho các chủ đầu tư mà còn cho cả Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Nhà máy Điện mặt trời Vĩnh Tân 2 đã vận hành thương mại từ ngày 22/6/2019
Sau khi Thủ tướng Chính phủ ban hành Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg, các dự án điện mặt trời ở Việt Nam đã phát triển rất nhanh chóng, trong đó tập trung nhiều nhất ở các tỉnh có tiềm năng lớn như Ninh Thuận, Bình Thuận. Dù việc quá tải lưới điện truyền tải khu vực Ninh Thuận, Bình Thuận đã được dự báo từ trước, nhưng với mức giá ưu đãi, các nhà máy điện mặt trời vẫn được đầu tư “ồ ạt” trong thời gian ngắn.
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 (850 MW điện mặt trời vào năm 2020). Trong đó, 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.
Có thể bạn quan tâm
Tập đoàn Sao Mai khánh thành giai đoạn 1 nhà máy điện mặt trời 6.000 tỷ đồng.
15:01, 06/07/2019
Trên 4.460 MW điện mặt trời đã hòa lưới
15:39, 05/07/2019
Điện mặt trời Vĩnh Hảo 6 chính thức vận hành thương mại (COD)
10:51, 26/06/2019
Long An có nhà máy điện mặt trời hòa lưới điện quốc gia
20:19, 23/06/2019
Hòa lưới 88 nhà máy điện mặt trời: Kỷ lục về số lượng các nguồn mới đóng điện
07:13, 29/05/2019
Kinh đô điện mặt trời dưới chân Núi Cấm
07:56, 14/05/2019
Trong khi nguồn công suất tại chỗ rất lớn thì nhu cầu phụ tải của Ninh Thuận và Bình Thuận 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.
Sự phát triển nóng này đã dẫn tới thực trạng đa số các đường dây, TBA từ 110-500 kV trên địa bàn đều quá tải. Trong đó, có đường dây quá tải lên đến 360%. Mức mang tải của các đường dây còn tiếp tục tăng lên trong thời gian tới.
Theo Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, trong quá trình xây dựng, thẩm định quy hoạch, Bộ Công Thương đã nhận thấy thực trạng này. Vì vậy, trong các quyết định bổ sung quy hoạch cũng nêu rõ: Trường hợp lưới truyền tải chưa đáp ứng kịp, các dự án năng lượng tái tạo phải giảm công suất phát để đảm bảo an toàn hệ thống điện. Ngay sau khi phê duyệt các quy hoạch bổ sung, Bộ Công Thương cũng đã báo cáo Thủ tướng Chính phủ các giải pháp để giải tỏa công suất nguồn năng lượng tái tạo. Cuối năm 2018, Thủ tướng Chính phủ đã đồng ý bổ sung các dự án lưới điện truyền tải vào quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.
Tuy nhiên, việc đầu tư, xây dựng lưới truyền tải 220-500 kV cần nhiều thời gian, ít nhất là 2 năm đối với dự án 220 kV và 3 năm đối với dự án 500 kV, còn các dự án điện mặt trời chỉ thực hiện trong khoảng 6 tháng. Do đó, lưới truyền tải không theo kịp tiến độ các nhà máy điện mặt trời. Đó là chưa kể, việc triển khai các dự án lưới điện giải tỏa công suất năng lượng tái tạo cũng đang gặp rất nhiều khó khăn, vướng mắc trong thực hiện Luật quy hoạch, cũng như trong công tác đền bù, giải phóng mặt bằng...
Ông Nguyễn Đức Cường - Giám đốc Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện quốc gia cho hay, ngay từ đầu, việc quá tải lưới điện đã được EVN và Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện quốc gia cảnh báo tới các chủ đầu tư. Và thực tế, 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 quá tải hệ thống lưới truyền tải buộc Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện quốc gia phải cắt giảm công suất của các nhà máy điện gió, điện mặt trời ở một số thời điểm, nhằm đảm bảo an toàn cho hệ thống điện. Việc tăng/giảm công suất các nhà máy năng lượng tái tạo đều được Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện quốc gia thực hiện theo quy định bảo đảm tính công khai, minh bạch và kịp thời. Đặc biệt, Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện quốc gia 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 trao lưu công suất trong ngưỡng cho phép.
Theo ông Cường, EVN và Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện quốc gia cũng mong muốn được phát hết công suất nguồn điện từ năng lượng tái tạo, bởi giá điện năng lượng tái tạo dù có đắt (2086 đồng/kWh), nhưng vẫn rẻ hơn nhiệt điện dầu (3000-5000 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 năng lượng tái tạo 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 và Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện quốc gia không hề mong muốn” - ông Cường cho hay.
Ông Trần Đình Nhân – Tổng giám đốc EVN cho biết, EVN xác định việc giải tỏa công suất các dự án năng lượng tái tạo là nhiệm vụ đặc biệt quan trọng. Thời gian qua, Tập đoàn đã chỉ đạo quyết liệt các đơn vị EVNNPT, 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 nhiều khó khăn do các vướng mắc về thủ tục, công tác giải phóng mặt bằng...
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.
"Các nhà máy điện gió trong khu vực Ninh Thuận – Bình Thuận cần thiết lập kết nối và điều khiển với hệ thống AGC của các cấp điều độ, vừa giúp các nhà máy được huy động cao hơn so với phương án phân bổ cố định công suất theo phương thức ngày; vừa giúp Trung tâm Điều độ Hệ thống Điện quốc gia và các điều độ miền tự động hóa trong hoạt động vận hành hệ thống, đảm bảo công khai, minh bạch" - ông Nhân nhấn mạnh.