Tình hình phụ tải điện và nguồn điện miền Bắc đến hiện tại

Trong Tờ trình Thủ tướng Chính phủ của Bộ Công thương tháng 9/2021 về việc phê duyệt Đề án phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến 2045 (Dự thảo Quy hoạch điện 8) [1], nội dung về hiện trạng phụ tải điện Việt Nam cho thấy tiêu thụ điện miền Bắc có tăng trưởng bình quân cao nhất trong ba miền từ 2011 đến 2020, đồng thời cũng đang dần chiếm tỉ trọng ngày một cao hơn trong tổng tiêu thụ điện quốc gia. Cụ thể, tỷ trọng tiêu thụ điện ở miền Bắc tăng từ 38,8% năm 2010 đến 44,1% vào năm 2020, trong khi tỷ trọng tiêu thụ điện miền Nam giảm từ 51,4% năm 2010 xuống 47% năm 2020.

Bảng 1. Điện thương phẩm theo miền, giai đoạn 2010 – 2020 [1]

Cũng theo báo cáo hiện trạng trên, công suất tiêu thụ cực đại của miền Bắc tăng nhanh nhất trong ba miền, với tốc độ tăng trưởng bình quân 11,6% trong giai đoạn 2010 - 2020. Đến 2020, công suất cực đại của miền Bắc đã vượt miền Nam, và xu hướng này được dự báo sẽ tiếp tục trong tương lai.

Bảng 2. Công suất cực đại theo miền đến 2020 [2]

Đến năm 2020 toàn quốc có tổng cộng 69.342 MW nguồn điện được lắp đặt, trong đó tổng công suất lắp đặt tại các miền Bắc, Trung, Nam lần lượt là 25.121 MW, 12.232 MW và 31.898 MW, lần lượt chiếm 36,2%, 17,8% và 46% trong tổng công suất nguồn toàn quốc. Tỷ trọng công suất lắp đặt nguồn/công suất tiêu thụ cực đại năm 2020 ở ba miền Bắc, Trung, Nam lần lượt là 130,4%, 366,2%, và 183,7%, tương ứng tỷ lệ dự phòng thô ba miền lần lượt là 30,4%, 266,2% và 83,7%. Nếu không xét các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi (chủ yếu là điện mặt trời), tỷ trọng dự phòng này ở ba miền Bắc, Trung, Nam lần lượt là 27,2%, 106,9% và 18,1%.

Có thể thấy rằng công suất lắp đặt nguồn tại mỗi miền, ngay cả khi không xét các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi, đều lớn hơn công suất tiêu thụ cực đại miền tương ứng. Tuy vậy, nếu nhìn vào tỉ lệ công suất các loại hình nguồn ở mỗi miền trong Bảng 3, miền Bắc có tỉ lệ công suất nguồn thủy điện rất cao, đến 46,3%. Do đó, đến mùa khô, tổng công suất nguồn khả dụng tại miền Bắc lại không đủ đáp ứng cho phụ tải miền, dẫn đến việc sản lượng điện truyền tải từ miền Trung ra miền Bắc cần tăng cao trong mùa khô để bù vào nhu cầu nguồn bị thiếu hụt. Tuy nhiên, tổng công suất thực truyền tải của 2 đường dây 500kV Đà Nẵng – Vũng Áng và Đà Nẵng – Hà Tĩnh từ miền Trung ra miền Bắc cũng chỉ hơn 2.000 MW, gần bằng 10% công suất tiêu thụ cực đại miền Bắc năm 2020, khiến cho tình trạng thiếu điện của miền Bắc vào mùa khô là khó tránh khỏi. Bên cạnh đó, việc chậm tiến độ thi công của một số đường dây 220 kV tại miền Bắc khiến khả năng truyền tải nội vùng không đáp ứng phụ tải vào mùa khô, và dẫn đến tình trạng quá tải cục bộ miền. Do vậy, vào một số thời điểm khi phụ tải miền Bắc tăng cao đột biến, Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0) đã phải cắt giảm phụ tải tại một số điểm, nhằm bảo đảm các đường dây không bị quá tải, và hệ thống điện được vận hành ổn định, an toàn.   

Điển hình của các trường hợp trên xảy ra vào mùa khô năm 2021. Theo báo cáo của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia, tình hình nắng nóng gay gắt, kéo dài từ đầu mùa khô 2021 đã dẫn đến nhu cầu phụ tải đỉnh của miền Bắc tăng cao đột biến, trong đó đỉnh điểm là ngày 02/6/2021 với công suất tiêu thụ lên tới xấp xỉ 21.500 MW [2]. Theo báo cáo tình hình cung ứng điện tháng 6 của EVN, trong đợt nắng nóng cuối tháng 5 và đầu tháng 6, EVN đã phải thực hiện nhiều đợt tiết giảm công suất phụ tải miền Bắc với công suất tiết giảm từ 500 MW trở lên. Đặc biệt vào ngày 01/6, công suất tiết giảm lên đến 2.000 MW từ 13h đến 15h30 và 1.000MW vào buổi tối từ 21h35 đến 22h30, lần lượt chiếm gần 10% và 5% công suất tiêu thụ toàn miền Bắc ở thời điểm tiết giảm.

Bảng 3. Tỉ lệ công suất các loại hình nguồn điện theo miền và toàn quốc năm 2020 [1]

Dự báo phụ tải điện và quy hoạch nguồn điện miền Bắc giai đoạn 2021-2030 theo Dự thảo Quy hoạch điện 8

Theo dự báo phát triển phụ tải phương án cơ sở đến 2030 của Dự thảo Quy hoạch điện 8, trong giai đoạn 2021-2030, công suất phụ tải cực đại miền Bắc sẽ đạt đến 29.627 MW và 43.083 MW, lần lượt vào năm 2025 và 2030. Trong khi đó, theo quy hoạch phát triển nguồn trong dự thảo, như được trình bày trong Bảng 4, tổng công suất lắp đặt nguồn miền Bắc đến 2025 và 2030 lần lượt đạt 38.843 MW và 49.193 MW, trong đó các nguồn thủy điện có tổng công suất lần lượt là 15.397 MW và 15.492 MW, còn các nguồn điện than có tổng công suất lắp đặt 1ần lượt là 17.815 MW và 24.035 MW, cùng với lượng công suất nhập khẩu từ Trung Quốc và Lào tổng cộng đến 2.742 MW vào năm 2025 và 2.826 MW vào năm 2030. Như vậy, vào mùa khô các năm tới, công suất khả dụng miền Bắc, tính đến cả nhập khẩu, vẫn không đủ để đáp ứng phụ tải miền, và hệ thống điện miền Bắc vẫn phải nhận một lượng lớn công suất từ truyền tải liên miền Trung – Bắc. 

Bảng 4. Dự thảo Quy hoạch nguồn điện miền Bắc giai đoạn 2021-2030, phương án cơ sở  [1]

 (Đơn vị: MW)

PECC2 và đề án lắp đặt BESS để khắc phục việc thiếu điện miền Bắc

Căn cứ vào tình hình phụ tải và nguồn điện miền Bắc hiện tại cũng như trong tương lai, rất nhiều chuyên gia cho rằng nguy cơ miền Bắc tiếp tục thiếu điện, quá tải cục bộ và phải cắt giảm phụ tải vào mùa khô ở các năm sau là rất cao, một khi các nguồn điện than mới hoặc các đường dây truyền tải mới liên miền, đường dây truyền tải mới phục vụ nhập khẩu điện không kịp đưa vào theo quy hoạch.

Với trách nhiệm, chức năng bảo đảm cung cấp điện an toàn, ổn định và liên tục với chất lượng cao, đáp ứng nhu cầu sử dụng điện, phục vụ phát triển kinh tế xã hội [3], Tập đoàn điện lực Việt Nam đã đặt ra vấn đề tìm kiếm, nghiên cứu, đánh giá các phương án khả thi nhằm giảm thiểu các nguy cơ nói trên. Tham khảo tình hình phát triển và vận hành hệ thống điện trên thế giới, có nhiều phương án có thể được xem xét để khắc phục tình trạng thiếu điện giờ cao điểm, chia làm hai nhóm phương án, phân biệt bởi tính chất tập trung hay phân tán của đối tượng được tác động. Có thể kể đến một số phương án tập trung như: Phát triển hệ thống nguồn linh hoạt; Lắp đặt và vận hành các hệ thống, thiết bị lưu trữ năng lượng BESS dung lượng lớn tại đầu các đường dây truyền tải liên kết miền hay khu vực; Lắp đặt và vận hành các hệ thống BESS dung lượng lớn ở các trung tâm tải hoặc các nguồn năng lượng tái tạo tập trung trong cùng khu vực; Xây dựng thủy điện tích năng…Các phương án có tính phân tán gồm: Điều tiết phụ tải thông qua kết hợp các chính sách khác nhau; Vận dụng hệ thống xe điện như BESS di động thông qua chính sách giá điện; Phát triển rộng rãi hệ thống điện mặt trời mái nhà kết hợp BESS; Cho phép phát triển, vận hành các lưới điện nhỏ...

Hình 1. Vận hành BESS gắn tại phụ tải nhằm dịch chuyển đỉnh tải hoặc san phẳng phụ tải (Nguồn: Internet)

Theo phân tích của các kỹ sư PECC2, trong ràng buộc phát triển nguồn điện tuân thủ quy hoạch, với tỷ trọng thấp của các nguồn năng lượng tái tạo biến đổi ở miền Bắc, và tình hình phát triển xe điện chưa đủ nhiều ở Việt Nam, phương án lắp đặt các thiết bị lưu trữ điện năng (BESS) ở cấp 110kV tại các trung tâm phụ tải miền Bắc là một phương án thích hợp hơn cả để góp phần giải quyết nguy cơ thiếu điện và quá tải cục bộ sắp tới. Giải pháp này có những ưu điểm như: Vừa có tính tập trung, vừa có độ linh hoạt nhất định, dễ kiểm soát, phối hợp vận hành BESS, có thể được thực thi trong thời gian ngắn. Tuy vậy, trong điều kiện chính sách và vận hành của hệ thống điện Việt Nam hiện nay, phương án này cũng đối mặt với vài thách thức, cũng là thách thức chung với các phương án liệt kê trên, đó là việc chưa có các chính sách phù hợp mở ra khả năng thực thi phương án vừa đáp ứng được yêu cầu kỹ thuật, vừa cân bằng được lợi ích kinh tế.

Hình 2. PECC2 đã có kinh nghiệm với hệ thống BESS lắp đặt tại tòa nhà PECC2 Innovation Hub

Với kinh nghiệm và năng lực tư vấn hơn 35 năm của PECC2, trong tháng 9/2021, PECC2 đã được EVN tin tưởng giao thực hiện đề án nghiên cứu phương án nói trên. Nhiệm vụ cụ thể của đề án là tính toán, thiết kế vị trí, dung lượng, chu kỳ nạp, xả phù hợp, cùng với các thông số, đặc tính kỹ thuật liên quan khác cho các hệ thống BESS cấp 110kV tại các trung tâm phụ tải miền Bắc, nhằm khắc phục nguy cơ thiếu điện và quá tải cục bộ miền Bắc. Hơn thế nữa, để tăng tính khả thi của phương án được lựa chọn, đề án cũng sẽ đề xuất các chính sách giá điện nạp, xả BESS phù hợp, bảo đảm khả năng thu hồi vốn cho các hệ thống BESS được lắp đặt. 

Thực hiện: Trần Huỳnh Ngọc

Tham khảo:

[1] Tờ trình Thủ tướng chính phủ về việc phê duyệt đề án phát triển điện lực Quốc gia thời kỳ 2031-2030, tầm nhìn đến 2045 (Quy hoạch điện VIII), Bộ Công Thương, tháng 9/2021.

[2] Tập đoàn Điện lực Việt Nam. 21/6/2021. EVN lên kế hoạch đảm bảo điện cho miền Bắc năm 2022. https://www.evn.com.vn/d6/news/EVN-len-ke-hoach-dam-bao-dien-cho-mien-Bac-nam-2022-6-12-28320.aspx

[3] Nghị định số 26/2018/NĐ-CP của Chính phủ: Về Điều lệ tổ chức và hoạt động của Tập đoàn Điện lực Việt Nam. Link tại:

http://vanban.chinhphu.vn/portal/page/portal/chinhphu/hethongvanban?class_id=1&_page=1&mode=detail&document_id=193054