Theo số liệu của Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia (A0), trưa 21.6, công suất tiêu thụ điện toàn quốc lập đỉnh mới, lần đầu tiên vượt mốc 42.000 MW với con số 42.146 MW.

Trước đó, vào cuối tháng 5 và đầu tháng 6, tình trạng nắng nóng gay gắt, kéo dài tại khu vực miền Bắc và bắc Trung bộ cũng khiến tiêu thụ điện tại khu vực này tăng đột biến, cao hơn 15% so cùng kỳ năm ngoái. Đặc biệt, công suất tiêu thụ lớn xảy ra vào thời gian cao điểm từ 20 – 22 giờ, lúc không có nguồn điện mặt trời, cũng sẽ gây không ít khó khăn cho ngành điện. Do nhu cầu phụ tải điện tăng cao đột biến, miền Bắc và Trung lại đang vào mùa khô, nên đã xảy ra tình trạng quá tải cục bộ tại một số khu vực. Liên tiếp trong các ngày từ 31.5 – 3.6, vào một số giờ cao điểm, khu vực miền Bắc buộc phải cắt giảm công suất khoảng 500 – 2.000 MW nhằm chống quá tải lưới điện.

Ông Ngô Sơn Hải, Phó tổng giám đốc EVN, cho biết mọi năm, cứ bước vào mùa cao điểm nắng nóng, EVN đều phải đối mặt với nhiều khó khăn trong việc đảm bảo cung cấp điện. Tuy nhiên, năm nay có một số khác biệt so với mọi năm. Đó là tỷ lệ tăng nhanh nguồn năng lượng tái tạo (NLTT) trong hệ thống điện quốc gia. Tính đến thời điểm hiện tại, tổng công suất nguồn điện NLTT khoảng 22.250 MW (bao gồm cả thủy điện nhỏ), chiếm khoảng 31,2% tổng công suất đặt của toàn hệ thống, so với năm 2020 thì quy mô nguồn NLTT đã tăng gấp 2 lần. Thế nên, công tác vận hành hệ thống lưới điện, vận hành tại các nhà máy điện để đáp ứng nhu cầu phụ tải khó khăn hơn rất nhiều so với các năm trước đây.

Bên cạnh đó, do diễn biến dịch bệnh Covid-19 phức tạp, khả năng lây nhiễm cao đã ảnh hưởng đến công tác đảm bảo cung cấp điện trong mùa nắng nóng của EVN. Cụ thể, nhu cầu tiêu thụ điện thay đổi bất thường, ngoài quy luật, khó dự báo để đảm bảo vận hành tối ưu. Một số nhà máy phải dịch chuyển kế hoạch bảo dưỡng sửa chữa do không có chuyên gia hoặc khó khăn trong việc mua sắm thiết bị. Đặc biệt, tại một số địa phương có diễn biến dịch bệnh phức tạp, EVN đã phải lên phương án trực ca tập trung, đảm bảo an toàn cho bộ phận trực ca vận hành. Do đặc thù trong công tác vận hành điện, nếu trong nhóm trực ca có người nhiễm Covid-19 thì tình hình sẽ rất phức tạp.

GS Trần Đình Long, Viện Điện lực Việt Nam, giải thích trong trường hợp sử dụng điện tăng đột biến, gây quá tải cho trạm biến áp và đường dây, hệ thống lưới điện tự động cắt điện để bảo vệ thiết bị và tránh không xảy ra nguy cơ cháy nổ. “Vai trò của A0 rất quan trọng, có nhiệm vụ lưu thông điều độ điện năng trên toàn hệ thống. Trường hợp hy hữu lắm mới phải cắt điện nhằm đảm bảo an toàn cho hệ thống và rất hiếm khi xảy ra”, vị này nhấn mạnh.

Trong khi lượng điện tiêu thụ quá cao dẫn tới quá tải, cơ quan điều độ phải cắt điện cục bộ của người dân ở một số khu vực thì rất nhiều nhà máy NLTT đang “đau đầu” với bài toán cắt giảm công suất. Trong 4 tháng đầu năm, Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia đã cắt giảm gần 470 triệu kWh điện NLTT (trong đó, đã cắt giảm 447,5 triệu kWh điện mặt trời trang trại, chiếm 13,3% khả năng phát của các nhà máy điện mặt trời và cắt giảm 19,7 triệu kWh điện gió, chiếm khoảng 4,8% khả năng phát của các nhà máy điện gió). Theo kế hoạch, trong năm 2021, Trung tâm điều độ hệ thống điện quốc gia sẽ cắt giảm khoảng 1,68 tỉ kWh điện NLTT (trong đó, sẽ cắt giảm 1,25 tỉ kWh điện mặt trời trang trại, chiếm khoảng 9% khả năng phát của các nhà máy điện mặt trời và cắt giảm khoảng 430 triệu kWh điện gió, chiếm khoảng 7% khả năng phát của các nhà máy điện gió).

Nơi thừa, nơi thiếu, song PGS-TS Nguyễn Việt Dũng, Viện trưởng Viện Khoa học công nghệ nhiệt – lạnh, Đại học Bách khoa Hà Nội, cho rằng rất khó để giải bài toán nghịch lý này.

Nguyên nhân, phụ tải điện có 2 khung giờ cao điểm ban ngày và ban đêm. Trung bình, tải định mức của NLTT, cụ thể là điện mặt trời ở khu vực miền Bắc chỉ được khoảng 3,5 giờ; khu vực miền Nam khoảng 4,5 – 5,5 giờ. Công suất của điện mặt trời tập trung trong khoảng từ 10 – 15 giờ nhưng đây không phải khung giờ tiêu thụ điện nhiều. Các văn phòng, công sở, nhà máy đều vào giờ nghỉ trưa, hộ gia đình thì không có người ở nhà nên tiêu thụ điện năng thấp. Đến khoảng 14 giờ, nhu cầu điện tăng lên, khi đó điện mặt trời đáp ứng tốt. Tuy nhiên, khung giờ cao điểm buổi tối (từ 18 giờ 30 – 22 giờ), nhu cầu điện tiêu dùng tăng rất mạnh thì không còn mặt trời.

Bên cạnh sự lệch pha giữa nhu cầu và sản xuất điện, muốn sang tải điện mặt trời thì phải lưu trữ được điện. Đây là vấn đề rất lớn, ngay cả trên thế giới cũng còn đang phải nghiên cứu vì các bộ lưu trữ điện rất đắt tiền. Điện mặt trời, đặc biệt là điện áp mái tại VN phát triển nhanh và mạnh nhưng không có bộ tích điện nên sản xuất ra bao nhiêu phải sử dụng ngay bấy nhiêu.

Theo ông Dũng, có nhiều phương pháp trữ năng lượng, có thể dưới dạng hóa học, chuyển hóa giữa dạng năng lượng này với năng lượng khác (thủy điện tích năng), hoặc dùng điện mặt trời biến đổi thành nhiên liệu sinh học, sản xuất sinh khối… Trên thế giới, cách hiệu quả nhất là thủy điện tích năng: Những giờ mặt trời phát tốt nhưng nhu cầu thấp thì dùng năng lượng này bơm nước lên hồ thủy điện trên cao, sau đó đến khi không còn điện mặt trời thì nước trên hồ lại được bơm xuống để chạy tuabin phát điện. Phương án này trữ được khối lượng năng lượng lớn, nhưng lại phụ thuộc vào địa lý, địa hình. Chênh lệch cao độ thủy văn của VN cộng với nguồn khai thác thủy điện đã được tận dụng tối đa nên chỉ còn một số ít khu vực đủ khả năng triển khai cách này.

“Ở Đức, họ chuyển những lưới điện tái tạo rất lớn (solar farm) thành những mô hình nhỏ, cục bộ như điện mặt trời áp mái (roof top) tại VN. Xu hướng là chia nhỏ để dễ cân đối và linh động với nhu cầu, sử dụng hiệu quả hơn. Nhưng mấu chốt vẫn là quy hoạch và phát triển điện mặt trời phù hợp. Chỉ khi các đơn vị tính toán được họ cần dùng bao nhiêu công suất năng lượng tái tạo thì mới phân bổ, sử dụng hợp lý được. Trong bối cảnh hiện nay, vẫn phải chấp nhận nghịch lý nơi cần thì thiếu, nơi thừa điện tái tạo lại không phân bổ về được”, PGS-TS Nguyễn Việt Dũng nhấn mạnh.