Giải pháp cơ cấu nguồn điện hợp lý ở Việt Nam
Đầu năm Tân Sửu vừa qua, trước nguy cơ công suất phụ tải toàn quốc tại một số thời điểm thấp điểm trưa thấp tới 15.000 MW (thấp hơn cả lượng công suất đặt điện mặt trời), Bộ Công Thương đã có văn bản “hoả tốc” yêu cầu cấp bách trong vận hành và đảm bảo an toàn hệ thống điện, trong đó xác định trường hợp hệ thống điện dư thừa công suất đang phát lên hệ thống so với phụ tải tiêu thụ là tình huống nguy hiểm, ảnh hưởng nghiêm trọng đến an toàn, an ninh của hệ thống điện. Yêu cầu Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia – A0 cần thực hiện khẩn trương việc điều tiết giảm công suất các nguồn điện, đảm bảo cân bằng giữa công suất phát và tiêu thụ theo quy định; các đơn vị phát điện có trách nhiệm tuân thủ nghiêm phương thức vận hành, mệnh lệnh điều độ. Việc cắt điện mặt trời vào thời điểm đó là quá rõ ràng và là việc không mong muốn, nhưng dứt khoát phải làm, để đảm bảo an toàn vận hành, giảm nguy cơ sự cố.
Như vậy, trong tình hình phụ tải điện tại những ngày làm việc bình thường đang tăng rất chập do ảnh hưởng từ đại dịch Covid-19, việc điều độ vận hành sẽ gặp những khó khăn gì? dưới đây là góc nhìn phân tích của một chuyên gia năng lượng – môi trường, ông Đào Nhật Đình, sẽ cho chúng ta cái nhìn khái quát hơn về cơ cấu nguồn điện và khả năng điều độ vận hành tại Việt Nam. Chuyên gia đã lấy ví dụ phụ tải của ngày thứ 5 mùng 04/03/2021, khi cả nước đi làm để minh họa cho ý kiến phân tích của mình. Sau đây là nội dung chia sẻ của ông:
Hình 1 – Biểu đồ phụ tải ngày Tết và ngày làm việc so sánh với sản lượng điện mặt trời
Từ biểu đồ, chúng ta có thể thấy, đáy phụ tải ngày làm việc (màu xanh đậm) là 23 GW, vượt hơn đỉnh của công suất phát mặt trời khoảng 7 GW. Như vậy, liệu có khả năng để điện mặt trời phát hết công suất hay không, hay vẫn phải cắt? Câu trả lời là: vẫn cắt, nhưng sẽ cắt ít hơn ngày Tết. Chúng ta cần lưu ý rằng: theo số liệu tối hôm mùng 04/03, phụ tải tăng biến thiên lên tận 35 GW. Giả sử điện mặt trời phát thoải mái thì phần còn lại cho điện truyền thống chỉ còn 7 GW lúc 12h trưa, nhưng từ công suất 7 GW đó, tất cả các nhà máy điện còn lại liệu có nhảy nổi lên 35 GW vào lúc 18h được không? Xin thưa là không thể! Với nghề điều độ vận hành, nghe đến điều chỉnh công suất hệ thống lên xuống hơn 30% là đã phức tạp, điều chỉnh lên xuống 50% là căng thẳng, trong khi đó, 35 GW so với 7 GW chênh lệch 5 lần, tức là tăng 500% trong vòng 6 giờ rồi sau đó lại điều chỉnh xuống ngay. Xin đưa ra một số ước tính với từng loại hình điện đang có trong hệ thống Việt Nam theo dữ liệu có trong Dự thảo Quy hoạch Điện VIII được công bố công khai.
– Điện than muốn nhóm lò mất ít nhất 3 giờ đồng hồ, dài là 10 giờ. Mỗi lần nhóm lò rất tốn kém và ô nhiễm môi trường. Khả năng tăng, giảm công suất của lò tầng sôi tuần hoàn (CFB) đạt 2 lần, nhưng lò này hiệu suất chung kém lò than phun (PC). Lò PC chỉ có thể giảm 30% công suất, giảm nữa là hoặc là phải châm thêm dầu DO (tốn kém) hoặc là ngừng lò. Đa số nước ta dùng lò PC nên có thể nói hơn 20 GW công suất đặt của các nhà máy điện than có khoảng 18 GW đang hoạt động và chỉ có thể giảm tối đa xuống 12 GW (A);
– Thủy điện có thể đóng góp cho tăng giảm vì khả năng khởi động nhanh, nhất là khi chủ động chạy không tải, nhưng không nhiều vì mùa khô chính thủy điện phải “ăn đong”. Thủy điện nhỏ và trung bình có nước là nhằm giờ cao điểm mà phát, hết giờ cao điểm hay thiếu nước phải tắt máy nằm chờ vì những ngày căng thẳng hơn còn ở phía trước cho đến khi có lũ tiểu mãn. Mùa mưa phải cho thủy điện phát hết cỡ vì nó là nguồn rẻ nhất mà lại ổn định. Chuyên gia nước ngoài hay khuyên là không nên dùng thủy điện thường để phủ đỉnh (phát thêm tổ máy vào lúc phụ tải cao) vì nó làm giảm tuổi thọ của tổ máy. Phải lấy thủy điện tích năng để phủ đỉnh. Công suất thủy điện tích năng ở Việt Nam hiện nay bằng con số không. Công suất thủy điện mùa khô khoảng cỡ 8 GW. Giảm hết cỡ còn khoảng 2 GW (B). Không thể giảm nữa vì thủy điện lớn duy trì tần số và chạy không tải để dự phòng thiếu điện đột ngột;
– Điện khí là nguồn tuyệt vời để phát vào lúc trời chập tối vì khả năng tăng giảm công suất của điện khí rộng, có thể đạt 5 lần. Nhưng tổng công suất điện khí của Việt Nam chỉ có 8,2 GW, trừ 10% bảo dưỡng còn 7 GW. Tức là nếu ban ngày cho điện khí chạy cỡ 2 GW (C) thì buổi tối có thể nâng lên 7 GW, nếu đủ nguồn khí. Chữ “nếu” ở đây đang là vấn đề nóng, vì các mỏ khí của ta đã cạn. Cứ cho là có đủ khí thì 7 GW là quá ít so với 35 GW phụ tải. Điện khí chu trình đơn có thể bật, tắt rất nhanh, nhưng hiện nước ta chưa làm vì hiệu suất thấp hơn so với chu trình hỗn hợp;
– Điện diesel khởi động nhanh, công suất linh hoạt nhờ điều phối số tổ máy. Nhưng diesel kịch cỡ chỉ có chưa đầy 1 GW mà giá đắt vô cùng. Nó là dự bị chiến lược cho những đợt nắng nóng cao điểm, hay mất điện đột ngột;
– Gió, sinh khối, nhập khẩu cỡ 2 GW (D). Không có khả năng tăng theo lệnh mà chỉ có thể giảm nhờ cắt điện gió.
Vậy là để có 18 GW điện than, 8 GW thủy điện, 7 GW điện khí và sinh khối, nhập khẩu, gió 2 GW nữa vào buổi chiều tối, ta cần duy trì tổi thiểu khoảng (A+B+C+D) = 12+2+2+2 = 18 GW công suất cho các loại nguồn này vào điểm thấp nhất. Như vậy, khi phụ tải trưa ngày 04/03 là 23 GW, thì chỉ còn 5 GW khoảng trống dành cho 16,5 GW công suất điện mặt trời. Nếu mạnh dạn tắt điện khí thì được thêm 2 GW nữa 7 GW. Vì có tận 16,5 GW điện mặt trời trong khi nhu cầu mua chỉ là 7 GW, nên buộc phải cắt giảm. Một hệ thống điện càng an toàn thì công suất dự trữ càng nhiều và số giờ bị cắt càng lớn. Trên thế giới không có hệ thống điện nào mà nhu cầu có thể tạo ra một đường thẳng trong 24 giờ được. Đó là chưa tính đến những hạn chế của truyền tải.
Chuyên gia cũng chia sẻ về các giải pháp cho vấn đề này, mà ông từng nghĩ tới, bao gồm:
Thứ nhất: Tăng công suất điện khí lên khoảng 30% tổng công suất đặt (hiện nay 12%), cao hơn cả kế hoạch trong Dự thảo Quy hoạch Điện VIII, do Điện khí vừa khởi động nhanh (nếu chu trình đơn), vừa có thể tăng giảm công suất rộng. Tuy nhiên, trên thực tế, một Công ty điện khí LNG (khí tự nhiên hóa lỏng) ở Bạc Liêu năm 2018 đã hứa như đinh đóng cột là sẽ phát điện vào năm 2021, với giá rẻ đến mức người khác ngao ngán. Đến nay, dự án ấy chưa khởi công xây dựng (chưa đổ được mét khối bê tông nào!). Ngoài ra, nếu phát triển điện khí tốt thì giá bán lẻ điện phải tăng lên vì nguồn khí rẻ đã hết. Nguồn khí sắp tới, từ khí khai thác trong nước đến LNG nhập khẩu đều đắt hơn, nên điện khí sẽ có giá điện đắt hơn. Chưa kể là một tỷ trọng tua bin khí chu trình đơn cao sẽ làm giảm hiệu suất sử dụng khí. Chúng ta có thể hiểu tại sao nước Đức nổi tiếng với công suất đặt điện năng lượng tái tạo rất cao vẫn phải nhập khí đốt qua đường ống từ Nga để chạy điện khí. Công suất đặt điện khí ở Đức là 30,5 GW so với đỉnh phụ tải 80 GW.
Thứ hai: Lưu trữ điện. Tuyệt vời! Giá mà điện mặt trời lưu trữ được 50% rồi phát chậm hơn 5 – 7 giờ thì tuyệt vời (Hình 2). Nhưng vấn đề muôn thuở là tiền đâu? EVN sẽ có giải pháp lưu trữ điện, nhưng chỉ là lưu trữ để đảm bảo tần số khi có biến động. Lưu trữ hàng ngày phải là công việc của bên sản xuất điện. Lưu ý, khi đó giá thành điện sẽ tăng cao, liệu người dùng có chịu nổi?
Hình 2 – Giả thuyết về lưu trữ ngắn một phần công suất điện mặt trời để phát lại vào giờ tắt nắng
Thứ Ba: Sử dụng các biện pháp quản lý bên người dùng (DSM) bao gồm tạo ra biểu giá để thay đổi thói quen dùng điện và tiết kiệm điện luôn là giải pháp cả thế giới áp dụng. Các biện pháp này ở Việt Nam hiện đang áp dụng cho điện sản xuất và cũng góp phần san bớt đỉnh phụ tải vào giờ cao điểm, tăng thêm ca làm đêm vào giờ thấp điểm. Nhưng DSM cũng có giới hạn, vì ngay cả ở các nước phát triển với giá điện biến động từng giờ, đường cong phụ tải cũng không bao giờ phẳng được.