Phân vùng phụ tải cần phù hợp với phân vùng kinh tế

EVN cho rằng, việc phân vùng phụ tải khác với các Quy hoạch điện V, VI, VII, tại Quy hoạch điện VIII chia hệ thống điện Việt Nam thành 6 vùng và 19 tiểu vùng. Việc phân chia thành các vùng, tiểu vùng để phân tích là hợp lý. Tuy nhiên, trong Đề án việc phân chia vùng chưa phù hợp với phân vùng kinh tế hiện nay.

Cụ thể, EVN phân tích, việc gộp vùng Trung du và miền núi phía Bắc và Đồng bằng sông Hồng thành Bắc Bộ; gộp Đông Nam Bộ với Đồng bằng sông Cửu Long thành Nam bộ và tách vùng Bắc Trung Bộ và Duyên hải miền Trung thành 2 vùng Bắc Trung Bộ và Trung Trung Bộ. Cách phân vùng này cũng khác với đề xuất phân thành 7 vùng của Bộ Kế hoạch và Đầu tư trình Chính phủ để lập quy hoạch tổng thể quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 và có thể khó khăn khi tích hợp quy hoạch điện lực với quy hoạch các vùng.

EVN góp ý, việc phân vùng phụ tải cần phù hợp với phân vùng kinh tế với bài toán quy hoạch điện và lý do phân vùng của Dự thảo để phát triển tối ưu lưới điện liên kết giữa các vùng chưa đủ thuyết phục.

“Việc lựa chọn giới hạn truyền tải của 6 phân vùng phụ tải tính toán cho năm 2025 để cho tính toán lựa chọn phương án phát triển nguồn tối ưu cho 6 vùng giai đoạn đến 2045 là không có cơ sở. Nếu hợp lý có thể tăng/giảm giới hạn truyền tải này tùy theo chi phí đầu tư xây dựng, vận hành cũng như nhu cầu phụ tải của các vùng”, EVN nêu ý kiến.

Ngoài ra, EVN cũng đề nghị bổ sung đánh giá sự phát triển mất cân đối của điện mặt trời do tăng trưởng quá nhanh và nóng so với cơ cấu nguồn điện quốc gia trong các năm 2019 - 2020, dẫn đến một số vấn đề bất cập về mặt kỹ thuật làm cho việc khai thác, vận hành không hiệu quả, ảnh hưởng đến an ninh năng lượng quốc gia (các nguồn điện mặt trời, điện gió đến cuối năm 2020 chiếm tỷ trọng 25% so với công suất đặt hệ thống và 70% so với phụ tải thấp điểm, tỷ lệ thâm nhập năng lượng tái tạo cao trong khi cơ cấu phụ tải chưa ổn định Pmin/Pmax~0,53 còn thấp so với các nước khu vực).

Đồng thời, các số liệu hiện trạng được thu thập đến các thời điểm khác nhau, do đó để đồng bộ trong việc phân tích đánh giá hiện trạng, cũng như định hướng các giai đoạn quy hoạch cần tiếp tục cập nhật các số liệu đến hết 2020. Đề xuất bổ sung các giải pháp, cơ chế chính sánh để khắc phục các tồn tại, hạn chế trong quá trình thực hiện quy hoạch thời gian qua.

Xem xét lại tiêu chí cho lập quy hoạch

Theo EVN, bên cạnh dự báo trên cơ sở số liệu thống kê về tiêu thụ điện, tăng trưởng kinh tế và các tác động của chương trình sử dụng điện tiết kiệm, hiệu quả trong quá khứ, cần xét đến các yếu tố thay đổi rất nhanh trong tương lai về hiệu quả của công nghệ sử dụng điện, hành vi (behavior) tiêu thụ điện mới cũng như sự chuyển dịch cơ cấu tiêu thụ điện trong phân ngành công nghiệp để giảm cường độ tiêu thụ điện trong công nghiệp theo định hướng của Nghị quyết 55.

Việc Viện Năng Lượng đề xuất sử dụng LOLE thấp hơn 12 giờ/năm đối với hệ thống điện mỗi vùng cho cả 6 vùng (Bắc Bộ, Bắc Trung Bộ, Trung Trung Bộ, Tây Nguyên, Nam Trung Bộ, Nam Bộ). Trên thực tế giữa các vùng có liên kết với nhau về điện và có thể hỗ trợ/nhận hỗ trợ công suất từ các vùng liền kề, do đó, cần làm rõ việc đặt tiêu chí LOLE thấp hơn 12 giờ/năm đối với mỗi vùng là đã có xét đến yếu tố liên kết giữa các vùng hay chưa. Trong trường hợp yêu cầu mỗi vùng tự đảm bảo cân đối cung cầu điện với LOLE thấp hơn 12 giờ/năm, điều đó sẽ có nghĩa hệ thống điện toàn quốc sẽ có LOLE thấp hơn nhiều đồng nghĩa với việc chi phí hệ thống tăng lên rất cao.

“Ngoài chỉ số LOLE cho từng vùng, đề nghị Viện Năng Lượng nêu rõ tiêu chí và kết quả tính LOLE cho toàn quốc gia”, EVN đề nghị.

Đối với tỷ lệ ngừng phát của điện mặt trời, Dự thảo chưa xét đến tỷ lệ ngừng phát của điện mặt trời là chưa xác đáng trong bài toán quy hoạch nguồn điện, đặc biệt khi tỷ trong điện mặt trời trong hệ thống rất lớn. Tỷ lệ ngừng phát của điện mặt trời khi mây che có thể coi như tỷ lệ ngừng phát sự cố và cần được xác định để xây dựng quy hoạch lưới điện phù hợp.

Về quy mô và gam công suất nguồn điện, EVN cũng đề nghị cần phải thay đổi cho phù hợp với các tổ máy thế hệ mới.

Cụ thể, đối với gam công suất các nhà máy nhiệt điện (than, tuabin khí, LNG) hiện nay đang sử dụng 600MW đối với NĐ than, 750MW đối với NĐ khí. Đây là gam công suất đối với các tổ máy thế hệ trước đây, hiện tại đối với các tổ máy nhiệt điện than và tuabin khí thế hệ mới sử dụng công nghệ siêu tới hạn và tổ máy đời H, J đã được nâng lên xấp xỉ 1.000MW/cụm tổ máy. Do đó, đối với các dự án dự kiến triển khai trong tương lai cần thiết cập nhật gam công suất thiết kế nêu trên nhằm đạt được hiệu quả trong vận hành, tối ưu công suất và diện tích sử dụng đất của các dự án.

Cần định hướng quy hoạch riêng biệt 2 loại hình nguồn điện mặt trời tập trung (quy mô lớn trên 1MW) và điện mặt trời mái nhà vì các cơ chế chính sách, quy mô đầu tư, ảnh hưởng đến lưới điện, công tác vận hành của 2 loại hình nguồn này là khác nhau.

Về quy mô và gam công suất máy biến áp: “Đề án đề xuất các gam máy biến áp 220kV lên đến 450-500MVA, gam máy biến áp 500kV lên đến 1200-1500MVA. Đối với các thành phố lớn có mật độ phụ tải cao, xem xét sử dụng các MBA 220/22kV, 500/110kV. Tuy nhiên, các công trình cụ thể các gam máy sử dụng vẫn không vượt quá 250MVA và 900MVA tương ứng đối với cấp điện áp 220kV và 500kV”, EVN cho biết.

Bùi Quyền