Hai mô hình tích hợp lưới điện gió ngoài khơi

Chia sẻ diễn ra tại hội thảo "Lưới điện gió ngoài khơi" ngày 12/4, trong bối cảnh Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đang nghiên cứu và đề xuất Chính phủ phát triển Dự án điện gió ngoài khơi đầu tiên của Việt Nam tại khu vực Vịnh Bắc Bộ với tổng công suất dự kiến khoảng 800MW.

Ngân hàng Thế giới ước tính tiềm năng kỹ thuật của điện gió ngoài khơi của Việt Nam rất lớn, lên tới 500 GW. Các nhà quản lý của Việt Nam đang đặt mục tiêu công suất điện gió ngoài khơi đạt 7 GW vào năm 2030 và 17 GW vào năm 2035, theo dự thảo Quy hoạch phát triển điện 8 (bản tháng 10/2022).

Tuy nhiên, điện gió ngoài khơi là một lĩnh vực hoàn toàn mới mẻ đối với Việt Nam. Thông thường, phải mất ít nhất 7-9 năm để các dự án điện gió ngoài khơi đầu tiên của một quốc gia đi vào vận hành.

Với kinh nghiệm vận hành 6GW điện gió ngoài khơi ở vùng biển của Đức, Bỉ và đang xây dựng hơn 10GW điện gió ngoài khơi khác tại vùng Biển Bắc và biển Baltic, chuyên gia của Elia Grid đưa ra so sánh ưu nhược điểm giữa hai mô hình phát triển điện gió ngoài khơi mà họ đã sử dụng là mô hình Đơn vị phát triển dự án (Developer) và mô hình Đơn vị vận hành hệ thống truyền tải (Transmission System Operator - TSO).

Trong mô hình Đơn vị phát triển dự án, người ta thiết kế một hệ thống đấu thầu để lựa chọn các đơn vị độc lập phát triển, xây dựng các trang trại gió ngoài khơi và tài sản truyền tải. Gánh nặng hạ tầng sẽ đặt nhiều hơn trên vai các nhà phát triển dự án điện gió tư nhân, và các dự án kết nối điểm-điểm với nhau dạng “mỳ ống” (phương án 1). Khi đó, lưới điện cần được xây theo nguồn phát.

Trong mô hình Đơn vị vận hành hệ thống truyền tải, một cơ quan nhà nước và/hoặc một Đơn vị vận hành hệ thống truyền tải (TSO) sẽ chịu trách nhiệm phát triển hệ thống kết nối lưới điện ngoài khơi, phần còn lại – bao gồm tuabin gió và cáp kết nối tuabin đến hệ thống điện TBA – sẽ do các nhà phát triển dự án tư nhân tham gia. Các dự án có thể kết nối với nhau dưới dạng hình mắt lưới (phương án 2) hoặc qua các trung tâm truyền tải gọi là đảo năng lượng (phương án 3). Khi đó, nguồn phát sẽ được xây theo lưới điện.

Từ kinh nghiệm quốc tế, đại diện Elia chia sẻ, việc lựa chọn mô hình nào không chỉ phụ thuộc vào quy mô của từng dự án đơn lẻ mà còn phụ thuộc vào kế hoạch phát triển tổng thể trong khu vực lân cận: quy mô càng lớn sẽ kéo theo thách thức càng cao cho việc tích hợp và vận hành hệ thống điện hiệu quả.

Elia cho biết, hầu hết các thị trường điện gió ngoài khơi tại Châu Âu đã chuyển đổi từ mô hình Đơn vị phát triển dự án sang mô hình TSO sau khi đã trải qua giai đoạn phát triển các dự án đơn lẻ từ năm 2012-2018. Khi thấy được lợi ích của mô hình TSO, chính phủ một số nước chấp nhận gánh vác tỷ lệ rủi ro và chi phí phát triển lớn hơn.

National Grid ESO, đơn vị vận hành hệ thống truyền tải của Vương quốc Anh, ước tính họ có thể tiết kiệm khoảng 5,5 tỷ bảng Anh nhờ sử dụng lưới điện truyền tải ngoài khơi tích hợp (phương án 2 và 3) so với kết nối hình “mì ống” (phương án 1) trước kia.

Trong khi đó, các mô hình TSO dạng đảo năng lượng (phương án 3) đang được Elia coi trọng vì nó giúp họ tối ưu hóa việc trao đổi, tryền tải điện xuyên biên giới ở cấu EU. Tập đoàn này đã tạo được một hệ thống trung tâm năng lượng điện một chiều đa kết nối đầu tiên trên thế giới, nối liền 3 nước Đan Mạch, Bỉ và Vương quốc Anh.

Cho đến nay, hoạt động sản xuất điện gió ngoài khơi tại châu Âu đã đạt độ trưởng thành về công nghệ và chi phí, tuy nhiên hệ thống truyền tải vẫn cần phải được quy hoạch một cách phù hợp.

Nhìn vào tiềm năng điện gió ngoài khơi của Việt Nam, các chuyên gia của Elia tin rằng Việt Nam có thể đóng vai trò quan trọng trong việc ổn định năng lượng ởg khu vực ASEAN. Một số nước - ví dụ Singapore - có nhu cầu nhập khẩu điện phát thải carbon thấp lớn sau năm 2030-2035.

Sáng kiến lưới điện ASEAN (APG) ra đời năm 2014 đã tạo ra khung phát triển cho một lưới điện chung ASEAN. Mặc dù khung chính sách APG còn chưa hoàn thiện và chủ yếu dựa trên cơ sở thỏa thuận song phương giữa các nước, nhưng nó hứa hẹn cơ hội mà Việt Nam có thể khai thác.