Tỷ trọng điện năng của nguồn năng lượng tái tạo trong tổng điện sản xuất của các kịch bản chọn đều đáp ứng mục tiêu phát triển năng lượng tái tạo trong Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam, đạt 32% năm 2030 và 40,3% năm 2045…

Viện Năng lượng (Bộ Công Thương) vừa có báo cáo giải trình các ý kiến kết luận của Phó Thủ tướng Chính phủ Lê Văn Thành về Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030 tầm  nhìn đến năm 2045 (Quy hoạch điện 8).

Trong đó, tiếp thu ý kiến rà soát quy mô phát triển nguồn điện, cơ cấu nguồn điện hợp lý so với nhu cầu điện từng thời kỳ, nhất là giai đoạn đến 2030; không để xảy ra tình trạng dự phòng nguồn điện không hợp lý (như phương án phát triển tổng công suất đặt 167GW nguồn điện đến 2030, trong khi dự báo nhu cầu phụ tải là 86,3GW), Tư vấn cho biết Quy hoạch điện 8 đã đề xuất 3 kịch bản phát triển nguồn điện đáp ứng 3 kịch bản nhu cầu phụ tải thấp, phụ tải cơ sở và phụ tải cao.

Kết quả cân đối công suất của 3 kịch bản chọn cho thấy nguồn năng lượng tái tạo biến đổi (gió và mặt trời) có tỷ trọng đạt 24% năm 2020; 24-27% năm 2030 và 38-42% năm 2045 tùy theo kịch bản phụ tải.

Tỷ lệ dự phòng thô nếu tính cả gió và mặt trời luôn đạt cao từ 60-80%, nhưng nguồn điện gió và mặt trời là nguồn năng lượng tái tạo biến đổi, đóng góp rất thấp vào dự phòng hệ thống điện, đặc biệt vào lúc phụ tải cực đại buổi tối là thời điểm không có mặt trời.

Cụ thể, vào thời điểm mùa khô, buổi tối, khi xảy ra thời điểm điện gió toàn quốc chỉ đạt công suất đảm bảo (khoảng 10% công suất đặt đối với gió trên bờ và 20% công suất đặt đối với gió ngoài khơi), lúc này tỷ lệ dự phòng thô nguồn điện toàn quốc chỉ đạt 21% năm 2020, 11%-14% năm 2030 và 5%-8% năm 2045 tùy theo kịch bản phụ tải.

Tư vấn cho biết để khẳng định về công suất dự phòng thừa hay thiếu, cần thiết phải tính toán số giờ kỳ vọng không đáp ứng nhu cầu phụ tải. Kết quả tính toán cho thấy quy mô dự phòng như trên mới đảm bảo tiêu chí độ tin cậy cung cấp điện của hệ thống.

Theo Viện Năng lượng mặc dù đã đưa vào mô phỏng các nguồn lưu trữ năng lượng, nhưng mô hình quy hoạch theo chi phí tối thiểu vẫn lựa chọn cắt giảm một phần năng lượng tái tạo để đáp ứng nhu cầu linh hoạt của hệ thống thay vì đầu tư thêm các nguồn lưu trữ, do việc đầu tư thêm các nguồn này sẽ không có hiệu quả kinh tế. Tỷ lệ cắt giảm tính toán từ mô hình là khoảng 1,5% sản lượng năng lượng tái tạo/năm (chưa tính đến cắt giảm do truyền tải nội vùng).

Việc sử dụng phương pháp cắt giảm một phần năng lượng tái tạo để đáp ứng nhu cầu linh hoạt đều được các nước trên thế giới sử dụng, đồng thời việc chấp nhận cắt giảm một phần năng lượng tái tạo cũng là một trong những giải pháp để có thể phát triển nguồn năng lượng tái tạo.

Theo yêu cầu của các cơ quan bộ ngành và hội đồng thẩm định, Quy hoạch điện 8 đã tính thêm các phương án nguồn điện xảy ra ngoài 3 kịch bản trên để cung cấp thông tin cho các cơ quan có thẩm quyền xem xét trong việc điều hành.

Trong đó, phương án xây dựng nguồn và lưới điện nặng nề nhất là khi xảy ra các rủi ro xếp chồng gồm phụ tải tăng trưởng cao và chậm tiến độ các nguồn nhiệt điện (đặc biệt các nguồn khai thác khí trong nước).

Theo đó, đề án đề xuất lựa chọn kịch bản phát triển nguồn điện tương ứng với dự báo nhu cầu phụ tải cơ sở là kịch bản chọn để tính toán thiết kế lưới điện truyền tải, tính toán các chỉ tiêu kinh tế, tài chính của Quy hoạch điện 8.

Đồng thời, đề án đề xuất kịch bản nguồn điện tương ứng với dự báo nhu cầu phụ tải cao được xem xét sử dụng trong điều hành phát triển nguồn điện, đảm bảo đáp ứng nhu cầu trong trường hợp nền kinh tế quốc dân và nhu cầu phụ tải tăng trưởng đột biến.

Trường hợp xảy ra rủi ro xếp chồng (phụ tải cao, chậm tiến độ các các nguồn nhiệt điện than, nguồn nhiệt điện khí trong nước) sẽ cần thiết phải đưa thêm vào các nguồn điện gió, điện mặt trời, các nguồn điện linh hoạt ICE để đáp ứng nhu cầu nguồn điện và xây dựng thêm các đường dây một chiều từ khu vực Nam Trung Bộ ra Bắc Bộ để truyền tải công suất các nhà máy điện.