Tăng độ linh hoạt cho hệ thống điện: Những giải pháp trước mắt

Trong vài năm trở lại đây, quá trình chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam đã diễn ra khá nhanh chóng. Hiện tại, tổng công suất của năng lượng tái tạo tại Việt Nam là 21,000 MW (chiếm khoảng 26% tổng nguồn). Nhưng chúng ta đều biết rằng, nắng và gió – hai nguồn năng lượng tái tạo tại Việt Nam đều rất bất định, “có khi một tiếng trước đang phát 2000 MW nhưng một tiếng sau lại chỉ còn 200 MW thôi nên hệ thống điện phải có nguồn dự phòng rất lớn để bù đắp lại”, ông Vũ Xuân Khu - Phó Giám đốc Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia cho biết tại tọa đàm “Tối ưu hóa vận hành liên hồ chứa thủy điện bằng hệ thống dự báo hỗ trợ ra quyết định” diễn ra vào ngày 20/5.

Điều này cũng dẫn đến việc giảm độ ổn định và “quán tính” của hệ thống. “Khi chỉ có những nguồn truyền thống thì hệ thống điện cứ lên xuống đều đều. Nhưng khi có điện mặt trời thì lại khác vì đến 17h là điện không còn, do đó tầm giờ này chúng ta sẽ phải khởi động rất nhiều nguồn điện khác lên thì mới đáp ứng được nhu cầu buổi tối”, ông Khu nói, “đó là lý do khi có thêm nguồn năng lượng tái tạo, chúng ta sẽ cần phải có các nguồn điện linh hoạt hơn ở trong hệ thống để đáp ứng lại sự trồi sụt khó đoán của chúng”.

Vậy hiện tại ở Việt Nam, nguồn năng lượng nào có độ linh hoạt cao? “Thủy điện sẽ xếp đầu tiên”, ông Khu đánh giá về loại hình năng lượng đang chiếm 28,3% cơ cấu nguồn điện theo công suất lắp đặt trong nước. Điểm qua các dạng năng lượng khác mà Việt Nam đang có, ông phân tích: nguồn tuabin khí cũng tương đối linh hoạt, có thể tăng giảm công suất tương tự thủy điện, tuy nhiên quy mô của nó hiện khá nhỏ (chỉ chiếm khoảng 9% công suất lắp đặt toàn hệ thống). Ngược lại, nguồn nhiệt điện có công suất lắp đặt lớn (chiếm tỷ lệ 32,5%) và có độ ổn định cao, song lại không có tính linh hoạt vì không thể điều chỉnh “lên - xuống” thường xuyên. Với nguồn năng lượng tái tạo, “thực ra đây cũng là nguồn khá linh hoạt, nhưng hiện nay nguồn năng lượng này đang có những cơ chế ưu tiên, có nghĩa là người ta cũng phát gần như hết năng lực”, ông Khu nói.

Ngoài ra, dự thảo quy hoạch điện 8 cũng đã đề cập đến việc xây dựng các nhà máy thủy điện tích năng và hệ thống pin tích trữ năng lượng (BESS) - những nguồn năng lượng có khả năng lưu trữ và cần thiết trong tương lai. Song, giá thành của các nguồn này hiện tương đối cao, cộng thêm việc Việt Nam chưa có các văn bản, quy định chuyên ngành hướng dẫn cũng như chưa có nhiều cơ chế khuyến khích, việc phát triển hay thu hồi vốn cho các dự án như vậy trong tương lai gần sẽ không dễ dàng. “Thế nên với nhu cầu nâng cao độ linh hoạt của nguồn điện, tôi cho rằng hiện nay giải pháp gần nhất có thể trông chờ là tối ưu hóa việc vận hành nguồn thủy điện”, ông Khu nhận định. Giải thích thêm về điều này, TS. Nguyễn Đức Nghĩa - Giảng viên Bộ môn Thủy điện và Năng lượng tái tạo, Khoa Công trình, trường Đại học Thủy lợi cho biết, thủy điện có một đặc trưng quan trọng liên quan đến công suất khả dụng. “Chẳng hạn, thủy điện Hòa Bình thường được biết đến với công suất lắp đặt là 1920 MW, nhưng đó chỉ là khi có mực nước cao, còn khi mực nước xuống thấp thì công suất khả dụng của nhà máy chỉ còn 1000 MW thôi”, TS. Nghĩa nói.

Đây là một vấn đề đáng quan tâm khi hiện nay Việt Nam đang bị căng thẳng vận hành hệ thống điện vào cuối mùa cạn. “Trước đây chúng ta bị căng thẳng điện vào cuối năm, nhưng bây giờ vấn đề này lại diễn ra vào giữa năm - khoảng thời gian mà công suất khả dụng của toàn bộ thủy điện xuống rất thấp. Do vậy nếu như có một cách tính toán tối ưu để thay đổi lại biểu đồ điều phối liên hồ chứa của hệ thống thủy điện cũng như tính toán toàn hệ thống thì sẽ tăng công suất khả dụng cho toàn bộ liên hồ và tính linh động của hệ thống lên rất nhiều”, TS. Nghĩa nói. Với dung tích lên đến 33 tỷ mét khối nước, khi được tối ưu hóa, các hồ chứa sẽ không chỉ giúp tăng hiệu suất vận hành của các nhà máy thủy điện mà còn giúp các nhà máy tham gia vào phòng chống, cắt giảm lũ, theo TS. Trần Khánh Việt Dũng - Phó Giám đốc điều hành Tổ chức Sáng kiến về Chuyển dịch Năng lượng Việt Nam (VIETSE).

Muốn làm được điều này, nhiệm vụ quan trọng số một là tăng cường công tác quan trắc và khả năng dự báo sự biến động của dòng chảy trên lưu vực sông cho thủy điện. “Thủy điện cũng như năng lượng tái tạo, phụ thuộc vào thời tiết. Nếu muốn giảm độ bất định đi thì chỉ có cách tăng độ chính xác của công tác dự báo, cả trong ngắn hạn, trung hạn, dài hạn”, ông Phan Duy Phú - Phó trưởng phòng Thủy điện, Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công thương) cho biết. Trong khi đó, với địa hình chia cắt mạnh của Việt Nam, con số 186 trạm quan trắc khí tượng và gần 900 điểm đo mưa tự động của Tổng cục Khí tượng Thủy văn (cộng với 1300 điểm đo mưa được thuê) vẫn còn “rất thưa và chưa đảm bảo mật độ tương xứng để phản ánh hình thế mưa ở từng lưu vực, chưa đủ để đáp ứng yêu cầu đầu vào cho các hệ thống mô phỏng dự báo, cảnh báo theo thời gian thực”, ông Hoàng Văn Đại - Phó Giám đốc Trung tâm Dự báo Khí tượng Thủy văn Quốc gia cho biết, “so với tiêu chuẩn quốc tế thì mật độ trạm cũng chưa đủ, ngoài trạm đo mưa, trạm khí tượng, trạm về radar cũng cần phải được tăng cường hơn”.

Do vậy, về mặt kỹ thuật, ông Mai Văn Khiêm - Giám đốc Trung tâm Dự báo Khí tượng Thủy văn Quốc gia cho rằng, trước hết cần “đan dày” các mạng lưới quan trắc ở những khu vực còn thiếu, đồng thời phải tự động hóa hoàn toàn từ khâu quan trắc đến khâu thu nhận dữ liệu. Bên cạnh đó, “tài nguyên tính toán cũng phải được tăng cường khá nhiều, chắc chắn phải sử dụng các siêu máy tính để có thể xử lý nhanh, từ đó đưa ra các phương án kịch bản mưa, lũ khác nhau theo mức độ rủi ro từ cao đến thấp”, ông Khiêm cho biết. Với nguồn lực của nhà nước hiện nay, việc đầu tư đầy đủ các trạm quan trắc như vậy khá khó, do đó công tác xã hội hóa rất quan trọng và cần phải được tăng cường. “Việc xã hội hóa đã được nêu cụ thể trong luật khí tượng thủy văn, chúng ta hoàn toàn có thể kêu gọi đầu tư, tăng cường mạng lưới trạm quan trắc từ nguồn lực xã hội. Chúng tôi với chuyên môn trong ngành cũng hoàn toàn có thể hỗ trợ tham mưu để lắp đặt hoặc kết nối các trạm đó với mạng lưới trạm khí tượng thủy văn quốc gia để tạo ra được một mạng lưới quan trắc phổ rộng và chi tiết hơn cho việc dự báo”.

Ngoài ra, cần phải có một hệ thống tích hợp theo dõi, vận hành theo thời gian thực, cũng như phải có phương thức để truyền thông tin dự báo đến người sử dụng. “Theo một nghiên cứu của Nhật, nếu chúng ta triển khai hệ thống dự báo thời gian thực thì sẽ tăng được khoảng 6-8% sản lượng điện”, ông Hoàng Văn Đại cho biết. “Thực tế hiện nay, công nghệ tính toán của chúng ta hoàn toàn có thể dự báo đến 6-9 tháng, nhưng càng dự báo xa thì độ bất định lại càng cao. Chính vì thế nên cần phải cập nhật dữ liệu theo thời gian thực để điều chỉnh lại thông tin tần suất, lượng mưa, dòng chảy, từ đó cập nhật lại phương án vận hành phù hợp”, ông Mai Văn Khiêm nói

Đương nhiên thời gian thực ở đây sẽ có độ trễ, “nhưng nó có nghĩa là chúng ta sẽ phải làm sao để công bố thông tin một cách nhanh nhất, thay vì công bố theo một khung giờ cố định như bây giờ”, ông Đại nói và dẫn ra ví dụ về một số hệ thống dự báo trên thế giới cập nhật thông tin khoảng 1 giờ/lần, “trong khi hệ thống của chúng ta đang cập nhật khoảng 6 tiếng/lần vào ngày lũ, và khoảng 12 tiếng/lần vào ngày bình thường”. Theo ông Mai Văn Khiêm, dù còn nhiều thiếu thốn, tuy nhiên “với sự phát triển công nghệ hiện nay, tôi cho rằng chúng ta hoàn toàn có thể xây dựng những hệ thống hỗ trợ theo thời gian “gần thực”, từ khâu quan trắc cho đến khâu thu nhận thông tin dữ liệu”.

Tất cả những giải pháp này cũng đòi hỏi phải có các hành lang pháp lý để triển khai. Theo ông Nguyễn Quốc Chính - Phó trưởng Ban Kỹ thuật - sản xuất, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), kết quả của dữ liệu quan trắc theo thời gian thực để đưa ra cảnh báo sẽ có độ trễ, và độ trễ ấy là bao nhiêu thì khuôn khổ pháp lý của Việt Nam hiện chưa có quy định, dẫn đến việc “sẽ rất khó giải trình hiệu quả, căn cứ của bản tin dự báo theo thống kê thời gian thực”, ông Chính nói và mong muốn trong thời gian ngắn tới, cơ quan có thẩm quyền của Việt Nam sẽ ban hành hướng dẫn cụ thể.

Và dự báo dòng chảy mới là một chuyện, vấn đề thứ hai lại nằm ở quy trình vận hành hồ chứa. Trong khi khí hậu đang biến đổi và các yếu tố khí tượng thủy văn có nhiều bất định thì “quy trình vận hành liên hồ của chúng ta đang đặt ra các quy định cứng, các mốc thời gian và cách ứng xử như nhau, năm nào cũng cứ ngày giờ đó là phải đưa mực nước về cụ thể bao nhiêu”, dẫn đến giảm hiệu quả sản xuất điện tối ưu, ông Phan Duy Phú nói. “Chúng ta đang coi mỗi một lưu vực có cùng một chế độ thời tiết, nhưng điều đó không phù hợp”.

Và điều này cũng quay ngược trở lại vấn đề dự báo. “Khi đã theo thời gian thực thì mình sẽ phải lập lại quy trình, cả đơn hồ và liên hồ, như thế thì chúng tôi phải biết được độ chính xác của thông tin dự báo ngắn hạn, trung hạn, dài hạn rơi vào tầm khoảng bao nhiêu phần trăm để khi sửa đổi ra quyết định vận hành sẽ không gây mất an toàn cho hạ du”, ông Trịnh Quang Tiến - Phó Giám đốc Trung tâm Tư vấn Thủy điện, Công ty CP Tư vấn Xây dựng Điện 1 (PECC 1) nói.