ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG PHÁT TRIỂN DỰ ÁN ĐIỆN MẶT …gizenergy.org.vn/media/app/media/bai trinh bay/cac-bai-phat-bieu...1. Phương pháp luận đánh giá tiềm năng

ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG PHÁT TRIỂN DỰ ÁN ĐIỆN MẶT

TRỜI NỐI LƯỚI QUỐC GIA TẠI VIỆT NAM TỚI NĂM 2020,

TẦM NHÌN 2030

1. Phương pháp luận cuối cùng đánh giá tiềm năng điện mặt trời, diễn giả ông Nguyễn Anh

Tuấn, Giám đốc trung tâm NLTT, Viện Năng lượng

2. Kết quả tính toán tiềm năng lý thuyết và kĩ thuật của điện mặt trời, diễn giả ông Vũ Duy

Hùng, trung tâm NLTT, Viện Năng lượng

3. Kết quả tính toán tiềm năng kinh tế của điện mặt trời, phân tích cụm cho các khu vực và xác

lập ưu tiên, diễn giả ông Nguyễn Anh Tuấn, Giám đốc trung tâm NLTT, Viện Năng lượng

4. Kết quả cuối cùng của đánh giá tác động môi trường và xã hội của dự án điện mặt trời, diễn

giả bà Đặng Hương Giang, trung tâm NLTT, Viện Năng lượng

5. Giai đoạn xây dựng, vận hành và bảo dưỡng của dự án điện mặt trời, diễn giả ông Yannis

Vasilopoulos, Viện nghiên cứu Becquerel

6. Bài học kinh nghiệm từ đánh giá điện mặt trời quốc gia đối với cơ chế đấu thầu, diễn giả ông

Yannis Vasilopoulos, Viện nghiên cứu Becquerel

Các bài trình bày

1 Wednesday, January 24, 2018

MOIT/GIZ Energy Support Programme

1. Phương pháp luận đánh giá tiềm năng điện mặt trời

Hà Nội, 24.01.2018

Tiến sĩ Nguyễn Anh Tuấn, Viện Năng lượng

Nội dung trình bầy

1. Hiện trạng phát triển điện mặt trời tại Việt Nam

2. Phương pháp nghiên cứu và tiếp cận – tiềm năng lý thuyết và kỹ thuật

3. Định nghĩa và phương pháp tính toán tiềm năng kinh tế điện mặt trời

4. Các tiêu chí phân tích và phân nhóm (cluster)



1. Hiện trạng phát triển điện mặt trời tại Việt Nam

Có bốn dạng quy mô công nghệ năng lượng mặt trời PV hiện đang có mặt trên thị trường

Việt nam: Hộ GĐ, Quy mô thương mại, Cụm pin MT nhỏ, NM phát điện nối lưới.

Hiện tại tổng CS lắp đặt 8MW đang hoạt động (chủ yếu quy mô nhỏ, dự án trình diễn…).

Hiện nay, có khoảng 115 dự án quy mô công suất lớn, nối lưới đã và đang được xúc tiến

đầu tư tại một số tỉnh có tiềm năng điện mặt trời lớn ở các mức độ khác nhau như: xin

chủ trương khảo sát địa điểm, xin cấp phép đầu tư, lập dự án đầu tư xây dựng.

Ước tính tới cho tới cuối 2017, các nhà máy sản xuất tấm pin PV tại Việt Nam có tổng

công suất thiết kế khoảng hơn 6.000 MW với sản lượng thực tế hàng năm khoảng gần

300-400 MW, phục vụ xuất khẩu.


Chương trình hỗ trợ năng lượng MOIT/GIZ

1. Hiện trạng phát triển điện mặt trời tại Việt Nam – Công

xuất đăng ký đến 12/2017.



Tỉnh Số dự án Công suất MW

An Giang 5 210

Bà Rịa Vũng Tàu 2 3,03

Bình Định 8 650

Bình Dương 1 100

Bình Phước 3 580

Bình Thuận 14 1255

Cần Thơ 1 130

Đà Nẵng 1 40

Đắk Lắk 14 6595

Đắk Nông 2 80

Đồng Nai 1 126

Gia Lai 2 49

Hà Tĩnh 2 350

Hậu Giang 2 69

Khánh Hòa 18 1060

Kon Tum 1 49

Ninh Thuận 15 1892

Phú Yên 7 752

Quảng Bình 1 49,5

Quảng Nam 2 250

Quảng Ngãi 4 469,2

Quảng Trị 1 100

Sóc Trăng 1 30

Sơn La 1 10

Tây Ninh 1 2000

Thanh Hóa 3 280

Thừa Thiên Huế 2 185

Tổng 115 16.842

2. Phương pháp tiếp cận: phạm vi của nghiên cứu



(Nguồn: U.S. Renewable Energy Technical Potentials: A GIS-Based Analysis, NREL, June 2012)

2. Phương pháp tiếp cận: 2 giai đoạn đánh giá và kiểm tra

tiềm năng kỹ thuật



Tích hợp vào GIS

Quyết định

Bản đồ bức xạ mặt trời Việt Nam

(MOIT/CIENAT)

Dữ liệu sử dụng đất Dữ liệu cơ sở hạ tầng

Dữ liệu khí quyển

MOIT/ GIZ/

Tư vấn quốc tế

Xác định tiềm năng lý thuyết

Xác định tiềm năng kỹ thuật

Xác định công nghệ điện mặt

trời

Bảng câu hỏi Danh sách đối

tượng phỏng vấn

Đề xuất 16 tỉnh khảo sát

Giai đoạn 1: Từ trên xuống - Ước tính tiềm năng kĩ thuật

Giai đoạn 2: Từ dưới lên - Xem xét tại tiềm năng kĩ thuật cấp tỉnh, kết luận ở cấp quốc gia

Hội thảo khởi động

Cấp quốc gia Xác định các

bên liên quan

Thu thập dữ liệu từ các bên

liên quan

Cấp quốc gia

Khảo sát địa phương: SCT,

STNMT…

Thu thập dữ liệu từ bảng

câu hỏi

Cập nhật dữ liệu

Cấp tỉnh

Góp ý Tích hợp vào GIS

Đánh giá tiềm năng kỹ thuật điện mặt trời

Đánh giá tiềm năng kinh tế

Kiểm tra lỗi

Xem xét dữ liệu ngành, quy hoạch phát triển tỉnh và quốc gia



2. Định nghĩa và phương pháp tính toán tiềm năng mặt trời –

Tiềm năng lý thuyết

Tiềm năng lý thuyết

= Năng lượng mặt trời tới bề mặt trái đất

– năng lượng mặt trời phản chiếu trở lại không gian từ

tầng khí quyển

= 1.37 kilowatts/m2 - 0.3 kilowatts/m2

= 1.0 kilowatts/m2 (1GW/km2)

Kết quả được trình bầy trong bài trình bầy tiếp theo.

Nguồn: Goldemberg, J. (ed) 2000. World Energy Assessment: Energy and the Challenge of Sustainability. New York: UNDP

2. Định nghĩa và phương pháp tính toán tiềm năng mặt trời

– Tiềm năng kỹ thuật tại Việt Nam

Tiềm năng năng lượng mặt trời kỹ thuật, trong phạm vi nghiên cứu này, được

định nghĩa là lượng năng lượng có thể sản sinh được của một loại công nghệ

nhất định với các giả định về hiệu suất hệ thống, hạn chế về thông số địa

hình, môi trường và sử dụng đất.

Hạn chế về lưới điện được xem là rào cản kinh tế và sẽ được xem xét trong

các bước đánh giá tiếp theo.

Phương pháp tính toán tiềm năng kỹ thuật sẽ giả định ban đầu một số tiêu

chuẩn loại trừ.



2. Định nghĩa và phương pháp tính toán tiềm năng mặt trời

- Phân tích GIS



Độ cao

Sử dụng đất

Nông nghiệp

Đường xá

Khu vực thành thị

Dữ liệu không gian




Tiềm năng kỹ thuật

Phương pháp ước tính tiềm năng kỹ thuật từ tiềm năng lý thuyết sẽ dựa trên

phương pháp luận được xây dựng trong nghiên cứu “Hướng dẫn công cụ GIS

để xác định khu vực có tiềm năng NLTT” của Cơ quan Năng lượng tái tạo quốc t

(IRENA) và Phòng thí nghiệm quốc gia Lawrence Berkeley (LBNL) :

Loại trừ các vùng đất sử dụng, dựa trên kế hoạch sử dụng đất (quốc gia và

cấp tỉnh) cho các khu vực bảo tồn, rừng, đất nông nghiệp, khu công

nghiệp... Tuỳ theo dữ liệu hiện có.

Loại trừ các khu vực cơ sở hạ tầng, các đối tượng và khu vực văn hoá.

Loại trừ các khu vực quy mô nhỏ, không phù hợp để xây dựng các nhà máy

điện nối lưới trên mặt đất (quy mô nhà máy > 1MW), hoặc phụ thuộc vào

độ phân giải của bản đồ





Khi quy hoạch các dự án điện mặt trời, các yếu tố chính được xem xét khi lựa

chọn địa điểm bao gồm:

1. Nguồn năng lượng mặt trời

2. Khả năng và chi phí nối lưới

3. Yêu cầu bảo tồn và đa dạng sinh học

4. Quy mô địa điểm, địa hình, lối vào, điều kiện mặt đất

5. Sấp bóng gần và xa

6. Các tác động về cảnh qua, tầm nhìn

7. Hiện trạng sử dụng đất

8. Khoảng cách đến khu dân cư hoặc nơi có các hoạt động thương mại

2. Cấu trúc dữ liệu và nguồn



TIÊU CHÍ LOẠI NGUỒN GIAI ĐOẠN PHÂN

TÍCH

NHẬN XÉT

Vật lý Nguồn bức xạ mặt

trời

SolarGIS Đánh giá nguồn, tính

toán thuộc tính

Sẵn có, tốt nhất và được cập nhật

Cao độ (DEM) Chương trình Tàu con thoi Radar

trắc địa

Đánh giá nguồn, tính

toán thuộc tính

Sẵn có tốt nhất

Độ dốc SRTM Đánh giá nguồn, tính

toán thuộc tính

Sẵn có tốt nhất (tính từ DEM)

Môi trường Sử dụng đất và lớp

phủ mặt đất

Dự án lập bản đồ lớp phủ mặt đất

thuộc Sáng kiến biến đổi khí hậu

của Cơ quan vũ trụ Châu Âu

(ESA-CCI)


toán thuộc tính

Bộ số liệu độ cao toàn cầu; 2015; độ

phân giải 300 m; độ chính xác không

rõ và chưa được kiểm chứng qua thực

địa

Những khu vực được

bảo vệ

Cơ sở dữ liệu thế giới về những

khu vực được bảo vệ

Đánh giá nguồn Bộ số liệu toàn cầu, không phải tất cả

các khu vực đã được các cơ quan của

chính phủ thẩm tra

Mặt nước Dự án lập bản đồ lớp phủ mặt đất

thuộc Sáng kiến biến đổi khí hậu

của Cơ quan vũ trụ Châu Âu


toán thuộc tính

Kiểm tra độ chính xác, cần có thông

tin thuộc tính tốt hơn (v.d. hồ tự nhiên

hay hồ nhân tạo)

Kinh tế xã hội Mật độ dân số LandScan Đánh giá nguồn, tính

toán thuộc tính

Bộ dữ liệu toàn cầu, độ phân giải 1

km

Các sân bay, khu vực

quân sự.

GeoViet Đánh giá nguồn

Hạ tầng cơ sở Đường giao thông,

đường điện

Viện Năng lượng Tính toán thuộc tính Tốt nhất.



2. Tiêu chí loại trừ áp dụng cho tính toán tiềm năng mặt trời

– Tiềm năng kỹ thuật

Bước 1: Xác định các tiêu chuẩn loại trừ tham khảo kinh nghiệm Quốc Tế

Bước 2: Đề xuất các tiêu chuẩn loại trừ cho tiềm năng kỹ thuật và kinh tế cho Việt Nam

Tham khảo các tiêu chuẩn loại trừ của: - Đảo Síp - Ấn Độ - Liên minh Châu Âu - Châu Phi - Iran

Tiêu chí loại trừ (áp dụng cho đánh giá tiềm năng kỹ thuật)

Độ dốc

Độ cao loại trừ

15°

>2.000m

Khoảng cách đến khu đô thị 2.000m

Khoảng cách đến khu dân cư (nông thôn) 500m

Khoảng cách tối thiểu từ khu bảo tồn thiên nhiên,

rừng, khu khảo cổ và bờ biển, đất lúa.

200m

Khoảng cách tối thiểu đến bờ mặt nước 100m

Khoảng cách tối thiểu đến đường giao thông,

đường sắt, đường điện

50m

Khoảng cách tối thiểu đến sân bay và các công

trình quân sự

2000m

Diện tích tối thiểu (áp dụng cho nghiên cứu này) >10 ha




Tiềm năng phát điện kỹ thuật cấp tỉnh/quốc gia

Tiềm năng kỹ thuật (MWh/a) = Tổng diện tích khả dụng (km2) x Mật độ năng lượng

(MW/km2) x Hệ số công suất (%) x 8760h

Tổng mật độ năng lượng sẽ phụ thuộc và khoảng cách giữa các hàng tấm pin cũng như hiệu

suất mô đun của từng tấm pin. Nếu các tấm pin được lắp đặt theo chiều ngang và không có

khoảng cách giữa từ mô đun, tổng mật độ năng lượng sẽ bằng mật độ năng lượng mô đun

(100–150 MWp/km2 đối với mô đun silicon). Xem xét một số dự án quy mô lớn và thảo luận

với một số đơn vị lắp đặt cho thấy khoảng cách tối thiểu đối là khoảng 3,5m giữa các hàng và

có thể là 4 – 5m trên thực tế. Thực tiễn hiện nay, theo quy định của Bộ Công Thương yêu cầu

1,2 – 1,3 ha/MWp, tương đương với 77-82 MWp/km2. Giả định rằng tỉ lệ DC/AC = 1,35,

chúng ta có thể xác định mật độ năng lượng mặt trời khoảng 55 – 60MW/km2 (AC) đối với

hệ thống pin cố định. Xem xét nhiều thông số khác nhau về độ dốc, bề mặt đất.... Tư vấn sử

dụng thông số mật độ năng lượng trung bình là 50 MW/km2.

Hệ số công xuất được đề xuất cho 3 miền: HSCSbắc = 0,15; HSCSnam = HSCStrung = 0,18



3. Tiềm năng kinh tế điện mặt trời

Tiềm năng kinh tế trong báo cáo này được định nghĩa là tập hợp con của tiềm năng kỹ thuật của nguồn điện đã có mà ở đó chi phí cần thiết để phát điện (là yếu tố quyết định yêu cầu doanh thu tối thiểu đối với phát triển nguồn) ở dưới mức doanh thu khả dụng về mặt năng lượng và công suất được truyền tải.



3. Chi phí quy dẫn (LCOE)

LCOE = tổng các chi phí trong vòng đời dự án/tổng lượng điện sản xuất (bán) trong vòng đời dự án

𝑳𝑪𝑶𝑬 = (𝑛𝑡=1 It + Mt + Ft

)

Et

(𝟏 + 𝒓)𝒕

It - Chi phí đầu tư vào năm t t

Mt – Chi phí vận hành và bảo dưỡng vào năm t

Ft - Chi phí nguyên liệu vào năm t

Et - Sản lượng điện được sản xuất vào năm t

r – tỉ lệ chiết khấu

n – Số năm hoạt động dự kiến của hệ thống

(*): Giá trị dự kiến, sẽ được tính toán chi tiết sau


Để tính toán giá trị đặc trưng nhất cho LCOE, nhóm tư vấn lựa chọn một nhà máy ĐMT điển hình với các đặc điểm theo 3 kịch bản sau: • Kịch bản với xuất đầu tư 1029$/kWp, WACC = 10,25%



Thông số đặc trưng Giá trị

Công suất 50MW

Thời điểm vận hành 2019

Tuổi thọ cho tính toán kinh tế tài chính 20 năm

Suất đầu tư (chi tiết xem phụ lục, có bao gồm chi phí đấu nối

10km và chi phí làm đường giao thông 1.5km)

1029 $/kWp

Chi phí O&M (hàng năm giảm 0.03% nhờ do áp dụng khoa học

công nghệ và tối ưu hóa chi phí)

35 $/kW/năm

Chi phí thay thế Inverter vào năm thứ 10 của dự án 50$/kWp

WACC (tỷ lệ 30:70) 10,25%

Tỷ lệ lạm phát (theo US$) 2%

Hiệu xuất hoạt động 80%

Tỷ lệ giảm hiệu xuất 0,5%/năm


Để tính toán giá trị đặc trưng nhất cho LCOE, nhóm tư vấn lựa chọn một nhà máy ĐMT điển hình với các đặc điểm theo 3 kịch bản sau: • Kịch bản suất đầu tư = 950$/kWp; WACC = 8,5%




Công suất 50MW





950 $/kWp



35 $/kW/năm


WACC (tỷ lệ 30:70) 8,5%





Để tính toán giá trị đặc trưng nhất cho LCOE, nhóm tư vấn lựa chọn một nhà máy ĐMT điển hình với các đặc điểm theo 3 kịch bản sau: • Kịch bản suất đầu tư = 795$/kWp; WACC = 7,8%




Công suất 50MW





795 $/kWp



35 $/kW/năm


WACC (tỷ lệ 30:70) 7,8%




Tiêu chí đánh giá cho tiềm năng kinh tế và xây dựng kịch

bản



Tiêu chí đánh giá (áp dụng cho đánh giá tiềm năng kinh tế và cho xây dựng các

kịch bản phát triển NLMT)

Bức xạ mặt trời GHI (kWh/m2/năm):

- Theo chi phí tránh được

- Theo FIT

- LCOE < Giá trị theo chi phí tránh được

cho từng miền (xem hình sau đây)

- LCOE < 9,35UScent/kWh

Khoảng cách đến điểm đấu nối, km)


- Theo FIT

<=10

>10

Khoảng cách đến đường (km)


- Theo FIT

<=1

>1

3. Giá trị LCOE và các giá trị LACE theo miền



Miền Bắc Miền Trung Miền Nam

Chi phí tránh được (VND/kWh) 1.644 1.642 1.673

Tương đương với US$ cent/kWh 7,5551 7,3458 7,4846



3. Các bước tiếp theo – phân nhóm khu vực và đề xuất kịch

bản (cluster analysis)

Nhóm nghiên cứu đã thực hiện phân nhóm các khu vực với mục đích đưa ra phân loại ưu tiên phát triển các

vùng có ưu điểm hơn theo các tiêu chí gần đường điện và khoảng cách đến đường giao thông gần nhất. Tiêu chí

phân nhóm được áp dụng theo ràng buộc không gian K-Nearest-neighbor (Space constraint) theo khoảng cách

EUCLIDEAN. Chỉ số GHI được áp dụng cho việc phân loại nhóm.

Sau khi xem xét các yếu tố ảnh hưởng tới LCOE của nhà máy ĐMT, việc lập danh sách theo thứ tự ưu tiên các

nhóm phát triển theo phân ký được nhóm nghiên cứu đề xuất dựa trên 3 tiêu chí có ảnh hưởng lớn nhất tới

tính hiệu quả kinh tế, đó là cường độ bức xạ mặt trời (GHI), khoảng cách đấu nối tới đường điện (km) và khoảng

cách tới đường giao thông gần nhất (km).

Với giá trị tính toán được cho 3 tiêu chí nêu trên cho từng nhóm (cluster), nhóm nghiên cứu có thể tính toán

được giá trị LCOE cho từng nhóm (cluster) theo mô hình tính toán LCOE (trình bầy phiá trên) và căn cứ vào đó

đã đưa ra được thứ tự ưu tiên phát triển ĐMT cho từng nhóm (cluster) theo giai đoạn 2021 - 2025 và 2026-

2030, theo nguyên tắc các khu vực (nhóm) có tính kinh tế cao nhất (LCOE thấp nhất) sẽ được ưu tiên phát

triển trước. Kết quả được trình bầy trong bài trình bầy sau.

Wednesday, January 24, 2018

Cám ơn

24


2. Đánh giá quốc gia về tiềm năng phát triển dự án điện mặt trời nối lưới tại Việt Nam tới năm 2020 và tầm nhìn 2030

Các kết quả cuối cùng về tiềm năng lý thuyết và kỹ thuật điện mặt trời

Hà Nội, 24.1.2018

Vũ Duy Hùng, Viện Năng lượng

Chương trình

1. Tiềm năng lý thuyết

2. Tiềm năng kỹ thuật



Ba nguồn thông tin chính được sử dụng để

tính toán bản đồ tiềm năng mặt trời (2003-

2012):

Hệ thống đo đạc trên mặt đất (dữ liệu giờ

nắng trong 30 năm (1983-2012) từ 171

trạm đo trên toàn quốc; 14 trạm đo tự

động hiện đang đo đạc các thành phần bức

xạ mặt trời.

Ảnh vệ tinh (từ các kênh vệ tinh khí tượng

IODC và MTSAT2 được kết hợp với nhau)

Sử dụng số liệu Tái phân tích từ các mô

hình dự báo thời tiết - NWPM (dữ liệu tái

phân tích MACC và NCEP/NCAR).

Dữ liệu đầu vào







Sơ đồ cấu trúc tính toán bức xạ mặt trời

Hình ảnh vệ tinh GHI và DNI

Phương pháp Heliosat

Hệ số mây, albedo, độ trong bầu trời, điều kiện về đường biên và các phương pháp chuyển đổi trực tiếp trên toàn cầu

Số giờ chiếu sáng

Mô hình SKIRON

Mô hình RET2 Mây che phủ

Dữ liệu đầu vào cho mô hình REST2 từ phân tích MACC và NCEP

Thuật toán k-means

Hệ thống dự đoán toàn cầu (GFS)

Độ phân giải 0.05°x0.05°





Xác định Tiềm năng kỹ thuật



1. Từ bản đồ địa hình, địa chất… kết hợp bản đồ tiềm năng điện mặt trời lý thuyết

xây dựng bản đồ tiềm năng điện mặt trời kỹ thuật sơ bộ (các vùng có tiềm năng

điện mặt trời có thể triển khai xây dựng và vận hành dự án điện mặt trời với

điều kiện kỹ thuật và công nghệ hiện tại).

2. Khảo sát thực địa, thu thập các dữ liệu quy hoạch liên quan (quy hoạch sử dụng

đất, quy hoạch 3 loại rừng, quy hoạch thủy lợi…) để xác định các vùng loại trừ

cho việc xác định vùng tiềm năng.

3. Chồng xếp bản đồ vùng loại trừ với bản đồ tiềm năng điện mặt trời kỹ thuật sơ

bộ để tạo bản đồ tiềm năng điện mặt trời kỹ thuật cuối cùng phục vụ cho việc

lập quy hoạch.



Đất đô thị

Đất nông thôn

Đất bảo tồn…

Đất mặt nước

Đất giao thông

Đất Quân sự & Sân bay

Đất theo Độ dốc địa hình

Đất có thể phát triển dự án


Tổng hợp Đất loại trừ

Khoảng cách tới các loại đất

Cấu trúc tính toán tiềm năng kỹ thuật





Các kết quả trung gian

Đất bảo tồn

Đất mặt nước Đất giao thông

Địa hình DEM

Đất quân sự Sân bay




Các kết quả tiềm năng kỹ thuật theo các tiêu chí cho cả nước

Bản đồ công suất (MW) cho tiền năng kỹ thuật

Bản đồ các vùng có tiềm năng kỹ

thuật




Thống kê diện tích đất & Công suất theo từng tỉnh

ID NameTechnical potential

capacity (MW)

Technical potential land area

(km2)

1 An Giang 100491.2 1827.1

2 Bà Rịa-Vũng Tàu 28443.7 517.2

3 Bắc Giang 60734.4 1104.3

4 Bắc Kạn 116377.2 2115.9

5 Bạc Liêu 56563.9 1028.4

6 Bắc Ninh 1936.3 35.2

7 Bến Tre 35536.3 646.1

8 Bình Định 168431.3 3062.4

9 Bình Dương 51380.8 934.2

10 Bình Phước 134799.6 2450.9

11 Bình Thuận 141625.0 2575.0

12 Cà Mau 80583.1 1465.1

13 Cần Thơ 26295.3 478.1

14 Cao Bằng 165411.3 3007.5

15 Đà Nẵng 5365.6 97.6

16 Đắk Lắk 289236.5 5258.8

17 Đắk Nông 199731.3 3631.5

18 Điện Biên 295257.0 5368.3

19 Đồng Nai 62994.5 1145.4

20 Đồng Tháp 87127.0 1584.1

21 Gia Lai 419837.4 7633.4

22 Hà Giang 174280.5 3168.7

23 Hà Nam 2964.9 53.9

24 Hà Nội 11606.6 211.0

25 Hà Tĩnh 93818.7 1705.8

26 Hải Dương 11425.5 207.7

27 Hải Phòng 2289.3 41.6

28 Hậu Giang 33151.1 602.7

29 Hồ Chí Minh 11294.3 205.4

30 Hòa Bình 83451.9 1517.3

31 Hưng Yên 5399.1 98.2

32 Khánh Hòa 95138.0 1729.8

33 Kiên Giang 93071.6 1692.2

34 Kon Tum 301448.9 5480.9

35 Lai Châu 226021.0 4109.5

36 Lâm Đồng 228266.5 4150.3

37 Lạng Sơn 287590.9 5228.9

38 Lào Cai 126075.9 2292.3

39 Long An 121785.3 2214.3

40 Nam Định 772.3 14.0

41 Nghệ An 30232.1 549.7

42 Ninh Bình 3191.0 58.0

43 Ninh Thuận 50973.6 926.8

44 Phú Thọ 75952.8 1381.0

45 Phú Yên 127935.0 2326.1

46 Quảng Bình 213590.1 3883.5

47 Quảng Nam 263601.9 4792.8

48 Quảng Ngãi 145045.1 2637.2

49 Quảng Ninh 135349.9 2460.9

50 Quảng Trị 99181.4 1803.3

51 Sóc Trăng 60728.5 1104.2

52 Sơn La 344743.4 6268.1

53 Tây Ninh 55903.1 1016.4

54 Thái Bình 8074.7 146.8

55 Thái Nguyên 73974.0 1345.0

56 Thanh Hoá 201342.7 3660.8

57 Thừa Thiên Huế 92504.3 1681.9

58 Tiền Giang 62522.8 1136.8

59 Trà Vinh 50203.1 912.8

60 Tuyên Quang 160819.9 2924.0

61 Vĩnh Long 28791.1 523.5

62 Vĩnh Phúc 5399.1 98.2

63 Yên Bái 159622.3 2902.2

Tổng 6,887,693 125,231

Bảng thống kê diện tích đất và công suất tiềm năng kỹ thuật theo

từng tỉnh


capacity (MW)


(km2)

1 An Giang 100491.2 1827.1

2 Bà Rịa-Vũng Tàu 28443.7 517.2

3 Bắc Giang 60734.4 1104.3

4 Bắc Kạn 116377.2 2115.9

5 Bạc Liêu 56563.9 1028.4

6 Bắc Ninh 1936.3 35.2

7 Bến Tre 35536.3 646.1

8 Bình Định 168431.3 3062.4

9 Bình Dương 51380.8 934.2

10 Bình Phước 134799.6 2450.9

11 Bình Thuận 141625.0 2575.0

12 Cà Mau 80583.1 1465.1

13 Cần Thơ 26295.3 478.1

14 Cao Bằng 165411.3 3007.5

15 Đà Nẵng 5365.6 97.6

16 Đắk Lắk 289236.5 5258.8

17 Đắk Nông 199731.3 3631.5

18 Điện Biên 295257.0 5368.3

19 Đồng Nai 62994.5 1145.4

20 Đồng Tháp 87127.0 1584.1

21 Gia Lai 419837.4 7633.4

22 Hà Giang 174280.5 3168.7

23 Hà Nam 2964.9 53.9

24 Hà Nội 11606.6 211.0

25 Hà Tĩnh 93818.7 1705.8

26 Hải Dương 11425.5 207.7

27 Hải Phòng 2289.3 41.6

28 Hậu Giang 33151.1 602.7

29 Hồ Chí Minh 11294.3 205.4

30 Hòa Bình 83451.9 1517.3

31 Hưng Yên 5399.1 98.2

32 Khánh Hòa 95138.0 1729.8

33 Kiên Giang 93071.6 1692.2

34 Kon Tum 301448.9 5480.9

35 Lai Châu 226021.0 4109.5

36 Lâm Đồng 228266.5 4150.3

37 Lạng Sơn 287590.9 5228.9

38 Lào Cai 126075.9 2292.3

39 Long An 121785.3 2214.3

40 Nam Định 772.3 14.0

41 Nghệ An 30232.1 549.7

42 Ninh Bình 3191.0 58.0

43 Ninh Thuận 50973.6 926.8

44 Phú Thọ 75952.8 1381.0

45 Phú Yên 127935.0 2326.1

46 Quảng Bình 213590.1 3883.5

47 Quảng Nam 263601.9 4792.8

48 Quảng Ngãi 145045.1 2637.2

49 Quảng Ninh 135349.9 2460.9

50 Quảng Trị 99181.4 1803.3

51 Sóc Trăng 60728.5 1104.2

52 Sơn La 344743.4 6268.1

53 Tây Ninh 55903.1 1016.4

54 Thái Bình 8074.7 146.8

55 Thái Nguyên 73974.0 1345.0

56 Thanh Hoá 201342.7 3660.8

57 Thừa Thiên Huế 92504.3 1681.9

58 Tiền Giang 62522.8 1136.8

59 Trà Vinh 50203.1 912.8

60 Tuyên Quang 160819.9 2924.0

61 Vĩnh Long 28791.1 523.5

62 Vĩnh Phúc 5399.1 98.2

63 Yên Bái 159622.3 2902.2

Tổng 6,887,693 125,231


từng tỉnh


capacity (MW)


(km2)

1 An Giang 100491.2 1827.1

2 Bà Rịa-Vũng Tàu 28443.7 517.2

3 Bắc Giang 60734.4 1104.3

4 Bắc Kạn 116377.2 2115.9

5 Bạc Liêu 56563.9 1028.4

6 Bắc Ninh 1936.3 35.2

7 Bến Tre 35536.3 646.1

8 Bình Định 168431.3 3062.4

9 Bình Dương 51380.8 934.2

10 Bình Phước 134799.6 2450.9

11 Bình Thuận 141625.0 2575.0

12 Cà Mau 80583.1 1465.1

13 Cần Thơ 26295.3 478.1

14 Cao Bằng 165411.3 3007.5

15 Đà Nẵng 5365.6 97.6

16 Đắk Lắk 289236.5 5258.8

17 Đắk Nông 199731.3 3631.5

18 Điện Biên 295257.0 5368.3

19 Đồng Nai 62994.5 1145.4

20 Đồng Tháp 87127.0 1584.1

21 Gia Lai 419837.4 7633.4

22 Hà Giang 174280.5 3168.7

23 Hà Nam 2964.9 53.9

24 Hà Nội 11606.6 211.0

25 Hà Tĩnh 93818.7 1705.8

26 Hải Dương 11425.5 207.7

27 Hải Phòng 2289.3 41.6

28 Hậu Giang 33151.1 602.7

29 Hồ Chí Minh 11294.3 205.4

30 Hòa Bình 83451.9 1517.3

31 Hưng Yên 5399.1 98.2

32 Khánh Hòa 95138.0 1729.8

33 Kiên Giang 93071.6 1692.2

34 Kon Tum 301448.9 5480.9

35 Lai Châu 226021.0 4109.5

36 Lâm Đồng 228266.5 4150.3

37 Lạng Sơn 287590.9 5228.9

38 Lào Cai 126075.9 2292.3

39 Long An 121785.3 2214.3

40 Nam Định 772.3 14.0

41 Nghệ An 30232.1 549.7

42 Ninh Bình 3191.0 58.0

43 Ninh Thuận 50973.6 926.8

44 Phú Thọ 75952.8 1381.0

45 Phú Yên 127935.0 2326.1

46 Quảng Bình 213590.1 3883.5

47 Quảng Nam 263601.9 4792.8

48 Quảng Ngãi 145045.1 2637.2

49 Quảng Ninh 135349.9 2460.9

50 Quảng Trị 99181.4 1803.3

51 Sóc Trăng 60728.5 1104.2

52 Sơn La 344743.4 6268.1

53 Tây Ninh 55903.1 1016.4

54 Thái Bình 8074.7 146.8

55 Thái Nguyên 73974.0 1345.0

56 Thanh Hoá 201342.7 3660.8

57 Thừa Thiên Huế 92504.3 1681.9

58 Tiền Giang 62522.8 1136.8

59 Trà Vinh 50203.1 912.8

60 Tuyên Quang 160819.9 2924.0

61 Vĩnh Long 28791.1 523.5

62 Vĩnh Phúc 5399.1 98.2

63 Yên Bái 159622.3 2902.2

Tổng 6,887,693 125,231


từng tỉnh


Trân trọng Cảm ơn

35


3. Đánh giá quốc gia về tiềm năng phát triển dự án điện mặt trời nối lưới tại Việt Nam tới năm 2020 và tầm nhìn 2030

Các kết quả cuối cùng về tiềm năng kinh tế và phân nhóm điện mặt trời

Hà Nội, 24.1.2018

TS. Nguyễn Anh Tuấn, Viện Năng lượng

Nội dung trình bầy

1. Tiềm năng kinh tế điện mặt trời nối lưới

2. Phân nhóm và kịch bản cho giai đoạn 2025,

2030 cho điện mặt trời nối lưới



Nguồn thông tin chính được sử dụng để tính toán

bản đồ tiềm năng kinh tế điện mặt trời là bộ số

liệu tiềm năng kỹ thuật (MW), và phân bổ các khu

vực khả dụng (km2).

1. Kịch bản theo CAPEX và WACC:

• a. CAPEX = 789$/kWp; WACC = 7,8%

• b. CAPEX = 950$/kWp; WACC = 8,5%

• c. CAPEX = 1030$/kWp; WACC = 10,25%

2. Kịch bản theo LACE:

• a. LACE = chi phí tránh được (ACT) theo các miền

• b. LACE = FIT = 9,35USCents/kWh

Dữ liệu và giả thiết xây dựng kịch bản đầu vào



1. Tiềm năng kinh tế

1. Tiềm năng kinh tế -

Kịch bản 1a



STT Vung Tên tỉnh Vùng (km2) Công suất (MW) HSCS Sản lượng (MWh/y)

1 Miền Nam An Giang 8.2 411.3 0.18 648,499

2 Bà Rịa-Vũng Tàu 105.1 5,257.5 0.18 8,289,961

3 Bạc Liêu 1.5 77.4 0.18 122,010

4 Bến Tre 80.6 4,032.2 0.18 6,357,949

5 Bình Dương 711.7 35,586.0 0.18 56,111,980

6 Bình Phước 863.8 43,189.3 0.18 68,100,961

7 Đồng Nai 77.6 3,879.8 0.18 6,117,728

8 Đồng Tháp 29.2 1,459.8 0.18 2,301,782

9 Hồ Chí Minh 73.0 3,652.4 0.18 5,759,084

10 Long An 268.8 13,440.1 0.18 21,192,293

11 Sóc Trăng 14.3 714.4 0.18 1,126,447

12 Tây Ninh 476.3 23,813.6 0.18 37,549,294

13 Tiền Giang 23.7 1,186.6 0.18 1,870,980

14 Trà Vinh 11.7 587.1 0.18 925,762

15 Miền Trung Bình Định 10.8 538.5 0.18 849,131

16 Bình Thuận 224.1 11,206.2 0.18 17,669,992

17 Đắk Lắk 264.9 13,247.1 0.18 20,888,084

18 Đắk Nông 151.9 7,593.7 0.18 11,973,756

19 Gia Lai 249.2 12,461.2 0.18 19,648,881

20 Khánh Hòa 136.6 6,832.4 0.18 10,773,277

21 Kon Tum 22.2 1,110.4 0.18 1,750,868

22 Lâm Đồng 146.1 7,303.6 0.18 11,516,392

23 Ninh Thuận 118.7 5,934.9 0.18 9,358,131

24 Phú Yên 7.6 381.9 0.18 602,159

25 Quảng Ngãi 1.5 77.2 0.18 121,762

Tổng 4,079.5 203,975 321,627,162

1. Tiềm năng kinh tế – nhu cầu sử dụng đất theo kịch bản

1a



Danh mục phân loại đất Row Labels Sum of Area_km2

Khu vực trống Bare areas 13.673

Đất cỏ Grassland 66.608

Cây thân thảo Herbaceous cover 1,661.521

Đất trồng trọt (<50%) / thảm thực vật tự nhiên (cây

thân thảo cây bụi) (<50%)

Mosaic cropland (<50%)/natural vegetation (tree shrub

herbaceous cover)(<50%) 795.972

Cây thân thảo (> 50%) / cây và bụi cây (<50%) Mosaic herbaceous cover (>50%) / tree and shrub (<50%) 0.189

Cây khảm và cây bụi (>50%) / cây thân thảo (<50%) Mosaic tree and shrub (>50%) / herbaceous cover (<50%) 683.765

Cây bụi hoặc cây cỏ che nắng / nước mặn / nước hanh

khô

Shrub or herbaceous cover flooded fresh/saline/brakish

water 27.597

Cây bụi Shrubland 67.533

Cây bụi sớm rụng Shrubland deciduous 1.293

Cây bụi thường xanh Shrubland evergreen 377.272

Cây lá rộng (>40%) Tree cover broadleaved deciduous closed (>40%) 0.189

Cây lá rộng sớm rụng (>15%)

Tree cover broadleaved deciduous closed to open

(>15%) 209.304

Cây lá kim thường xanh (>15%)

Tree cover needleleaved evergreen closed to open

(>15%) 141.169

Cây che phủ nước mặn Tree cover flooded saline water 25.499

Che phủ bởi cây hoặc bụi Tree or shrub cover 7.880

Các khu vực trống không hợp nhất Unconsolidated bare areas 0.028

Tổng Grand Total 4,079.492

1. Tiềm năng kinh tế - Kịch

bản 1b



STT Vung Tỉnh Area_Km2 MW HSCS MWh/y

1 Miền Bắc Điện Biên 436.3 21,815 0.15 28,665,468

2 Lai Châu 102.3 5,114 0.15 6,720,389

3 Sơn La 1,015.5 50,774 0.15 66,716,601

4 Nghệ An 3.6 182 0.15 238,882

5 Thanh Hoá 1.5 74 0.15 97,593

6 Miền Nam An Giang 67.3 3,364 0.18 5,305,001

7 Bà Rịa-Vũng Tàu 159.0 7,951 0.18 12,537,897

8 Bạc Liêu 207.5 10,374 0.18 16,358,037

9 Bến Tre 157.8 7,889 0.18 12,439,584

10 Bình Dương 711.9 35,595 0.18 56,126,044

11 Bình Phước 863.8 43,189 0.18 68,100,961

12 Cà Mau 228.6 11,430 0.18 18,022,444

13 Cần Thơ 1.9 95 0.18 149,435

14 Đồng Nai 414.5 20,725 0.18 32,679,282

15 Đồng Tháp 39.9 1,993 0.18 3,143,121

16 Hậu Giang 51.6 2,582 0.18 4,071,244

17 Hồ Chí Minh 98.8 4,939 0.18 7,788,446

18 Kiên Giang 42.9 2,145 0.18 3,381,804

19 Long An 318.1 15,903 0.18 25,076,054

20 Sóc Trăng 102.5 5,123 0.18 8,078,159

21 Tây Ninh 476.3 23,814 0.18 37,549,294

22 Tiền Giang 194.6 9,729 0.18 15,341,054

23 Trà Vinh 132.5 6,627 0.18 10,449,968

24 Vĩnh Long 32.7 1,637 0.18 2,580,918

25 Miền Trung Bình Định 426.5 21,324 0.18 33,623,556

26 Bình Thuận 342.7 17,134 0.18 27,017,431

27 Đà Nẵng 24.9 1,247 0.18 1,966,600

28 Đắk Lắk 1,163.2 58,159 0.18 91,704,699

29 Đắk Nông 769.3 38,467 0.18 60,655,416

30 Gia Lai 1,609.2 80,461 0.18 126,870,612

31 Khánh Hòa 403.9 20,197 0.18 31,845,864

32 Kon Tum 905.0 45,250 0.18 71,350,242

33 Lâm Đồng 678.7 33,933 0.18 53,506,332

34 Ninh Thuận 165.7 8,285 0.18 13,063,552

35 Phú Yên 527.7 26,387 0.18 41,607,590

36 Quảng Bình 162.8 8,140 0.18 12,835,380

37 Quảng Nam 678.4 33,921 0.18 53,486,718

38 Quảng Ngãi 616.6 30,832 0.18 48,615,664

39 Quảng Trị 185.0 9,249 0.18 14,583,232

40 Thừa Thiên Huế 154.8 7,741 0.18 12,205,266

14,675.8 733,792.2 1,136,555,831

1. Tiềm năng kinh tế – nhu cầu sử dụng đất theo kịch bản

1b



Khu vực trống Bare areas 87.60

Đất cỏ Grassland 168.53

Cây thân thảo Herbaceous cover 3,614.77

Đất trồng trọt (<50%) / thảm thực vật tự nhiên (cây thân thảo

cây bụi) (<50%)

Mosaic cropland (<50%)/natural vegetation (tree shrub

herbaceous cover)(<50%) 3,011.70

Cây thân thảo (> 50%) / cây và bụi cây (<50%) Mosaic herbaceous cover (>50%) / tree and shrub (<50%) 6.39

Cây khảm và cây bụi (>50%) / cây thân thảo (<50%) Mosaic tree and shrub (>50%) / herbaceous cover (<50%) 3,022.84

Cây bụi hoặc cây cỏ che nắng / nước mặn / nước hanh khô Shrub or herbaceous cover flooded fresh/saline/brakish water 40.86

Cây bụi Shrubland 890.95

Cây bụi sớm rụng Shrubland deciduous 4.23

Cây bụi thường xanh Shrubland evergreen 2,713.51

Thảm thực vật thưa thớt (cây bụi) (<15%) Sparse vegetation (tree shrub herbaceous cover) (<15%) 27.48

Cây lá rộng (>40%) Tree cover broadleaved deciduous closed (>40%) 1.29

Cây lá rộng thường xanh (>15%) Tree cover broadleaved deciduous closed to open (>15%) 322.79

Cây lá rộng sớm rụng (15-40%) Tree cover broadleaved deciduous open (15-40%) 0.00

Cây lá kim thường xanh (>15%) Tree cover needleleaved evergreen closed to open (>15%) 629.42

Cây che phủ nước mặn Tree cover flooded saline water 125.17

Che phủ bởi cây hoặc bụi Tree or shrub cover 7.88

Các khu vực trống không hợp nhất Unconsolidated bare areas 0.43

Tổng Grand Total 14,675.84

1. Tiềm năng kinh tế - Kịnh bản 2a






Tương đương với GHI (kWh/m2/y) 2100 2150 2122

Với cường độ bức xạ tại Việt Nam (theo chỉ số GHI), và LCOE của một nhà máy ĐMT chuẩn ở Việt Nam với CAPEX và WACC giả định, thì tiềm năng kinh tế là không có, trong kịch bản 2a khi cơ chế giá hỗ trợ bằng giá chi phí tránh được của HTĐ theo 3 miền

1. Tiềm năng kinh tế -

Kịnh bản 2b



Stt Ten Tinh Area_km2 MW HSCS MWh/y

1 An Giang 66.4 3,318 0.18 5,231,943

2 Bà Rịa-Vũng Tàu 159.0 7,951 0.18 12,537,897

3 Bạc Liêu 163.8 8,190 0.18 12,913,858

4 Bến Tre 157.8 7,889 0.18 12,439,584

5 Bình Định 323.1 16,155 0.18 25,473,352

6 Bình Dương 711.9 35,595 0.18 56,126,044

7 Bình Phước 863.8 43,189 0.18 68,100,961

8 Bình Thuận 338.3 16,917 0.18 26,674,055

9 Cà Mau 123.6 6,181 0.18 9,746,339

10 Cần Thơ 1.9 95 0.18 149,435

11 Đắk Lắk 1,049.8 52,492 0.18 82,769,220

12 Đắk Nông 769.1 38,453 0.18 60,632,623

13 Đồng Nai 414.5 20,725 0.18 32,679,282

14 Đồng Tháp 39.9 1,993 0.18 3,143,121

15 Gia Lai 1,531.1 76,554 0.18 120,711,027

16 Hậu Giang 50.9 2,544 0.18 4,011,610

17 Hồ Chí Minh 98.8 4,939 0.18 7,788,446

18 Khánh Hòa 402.4 20,119 0.18 31,723,521

19 Kiên Giang 23.1 1,155 0.18 1,820,653

20 Kon Tum 609.5 30,474 0.18 48,050,753

21 Lâm Đồng 631.8 31,591 0.18 49,813,205

22 Long An 318.1 15,903 0.18 25,076,054

23 Ninh Thuận 165.7 8,285 0.18 13,063,552

24 Phú Yên 507.2 25,360 0.18 39,987,364

25 Quảng Nam 31.0 1,549 0.18 2,441,685

26 Quảng Ngãi 155.3 7,766 0.18 12,245,677

27 Sóc Trăng 102.5 5,123 0.18 8,078,159

28 Tây Ninh 476.3 23,814 0.18 37,549,294

29 Tiền Giang 194.6 9,729 0.18 15,341,054

30 Trà Vinh 132.5 6,627 0.18 10,449,968

31 Vĩnh Long 32.7 1,637 0.18 2,580,918

10,646.3 532,312.7 839,350,651.3

1. Tiềm năng kinh tế - Kịnh bản 3a






Tương đương với GHI (kWh/m2/y) 2499 2438 2452

Với cường độ bức xạ tại Việt Nam (theo chỉ số GHI), và LCOE của một nhà máy ĐMT chuẩn ở Việt Nam với CAPEX và WACC giả định, thì tiềm năng kinh tế là không có, trong kịch bản 3a khi cơ chế giá hỗ trợ bằng giá chi phí tránh được của HTĐ theo 3 miền

1. Tiềm năng kinh tế - Kịnh

bản 3b



STT Ten tinh Area_Km2 MW HSCS MWh/y

1 Bình Thuận 120.9081 6,045 0.18 9,532,392.87

2 Ninh Thuận 22.01327 1,101 0.18 1,735,526.05

2. Phân nhóm

tiềm năng kinh

tế - kịch bản 1a



Nhóm nghiên cứu đã thực hiện phân nhóm các khu vực với mục đích đưa ra phân loại ưu tiên phát triển các vùng có ưu điểm hơn theo các tiêu chí gần đường điện và khoảng cách đến đường giao thông gần nhất. Tiêu chí phân nhóm được áp dụng theo ràng buộc không gian K-Nearest-neighbor (Space constraint) theo khoảng cách EUCLIDEAN. Chỉ số GHI được áp dụng cho việc phân loại nhóm.

2. Phân nhóm tiềm năng kinh tế - kịch bản 1b.



2. Phân tích các tiêu chí ưu tiên phát triển



Nhóm nghiên cứu đề xuất dựa trên 3 tiêu chí có ảnh hưởng lớn nhất tới tính hiệu quả kính tế, đó là:

• Cường độ bức xạ mặt trời (GHI),

• Khoảng cách đấu nối tới đường điện (km) và

• Khoảng cách tới đường giao thông gần nhất (km).

Với giá trị tính toán được cho 3 tiêu chí nêu trên cho từng nhóm (cluster), nhóm nghiên cứu có thể tính toán được giá trị LCOE cho từng nhóm (cluster) theo mô hình tính toán LCOE (trình bầy phía trên) và căn cứ vào đó đã đưa ra được thứ tự ưu tiên phát triển ĐMT cho từng nhóm (cluster) theo giai đoạn 2021 - 2025 và 2026-2030, theo nguyên tắc các khu vực (nhóm) có tính kinh tế cao nhất (LCOE thấp nhất) sẽ được ưu tiên phát triển trước. Kết quả được trình bầy theo bảng sau.

3. Thứ tự ưu tiên phát triển cho các nhóm (vùng) của miền

Trung theo tính kinh tế - KB 1a



Cluster GHI trung binh Tong dien tich (km2)

Khoang cach trung

binh toi duong dien

(km)

Khoang cach trung binh

toi duong giao thong

(km) LCOE

25 2,072.0 0.6435 7.7380 0.8395 0.0636

28 2,025.3 4.9796 3.2888 1.0753 0.0639

14 2,060.3 35.0721 6.1923 1.4139 0.0641

29 2,005.5 7.0445 1.7317 1.4076 0.0644

21 2,023.0 3.6575 4.8142 1.2075 0.0646

24 2,035.3 3.5659 4.8945 1.5773 0.0646

3 2,014.5 0.4928 0.6040 2.2985 0.0647

9 2,038.2 8.5293 6.2331 1.5000 0.0649

1 2,089.5 1.1334 12.0233 1.4137 0.0650

18 1,995.1 32.9530 1.5638 2.0003 0.0653

6 1,969.0 5.5247 4.3783 0.5860 0.0655

7 2,020.8 2.9339 4.0230 2.2528 0.0655

20 1,963.4 9.9615 1.2174 1.6241 0.0658

19 2,048.0 0.1874 10.6320 1.7560 0.0663

13 2,030.3 2.6526 7.7907 2.1567 0.0664

8 1,979.0 1.4028 1.7390 2.7920 0.0668

15 1,943.0 9.9017 1.9640 1.6764 0.0668

27 1,962.8 12.2212 4.4070 1.5988 0.0669

5 1,920.0 5.1599 1.6423 1.2193 0.0670

26 1,918.9 30.8284 1.5293 1.6371 0.0675

12 1,931.8 18.5778 2.2248 1.8721 0.0675

22 1,907.0 17.7633 1.9942 1.2502 0.0676

16 1,922.0 5.1765 2.3353 1.6400 0.0676

30 1,951.7 35.1443 5.3761 1.7859 0.0678

2 1,899.8 20.6778 2.6334 1.0764 0.0679

17 1,899.0 5.7363 - 2.2010 0.0683

11 1,979.4 10.5708 3.5848 1.4813 0.0691

10 1,888.3 203.1521 4.8892 1.8111 0.0699

23 1,872.0 329.1859 6.8488 1.1631 0.0705

4 1,857.0 508.9144 10.6894 1.8266 0.0732

3. Thứ tự ưu tiên phát triển cho

các nhóm (vùng) của miền Nam

theo tính kinh tế - KB 1a



Cluster GHI trung binh Tong dien tich

(km2)

Khoang cach trung

binh toi duong

dien (km)

Khoang cach trung

binh toi duong

giao thong (km) LCOE

22 1,920.5 5.1671 3.4654 1.1520 0.0675

9 1,870.8 0.9653 5.0646 0.4323 0.0690

27 1,862.8 30.8593 2.0413 1.3736 0.0694

1 1,906.6 1.7316 5.7994 1.7993 0.0696

13 1,884.1 3.9736 4.8724 1.3694 0.0696

20 1,876.6 2,107.6591 4.9399 1.3259 0.0698

29 1,827.8 3.0905 0.5609 1.1012 0.0698

14 1,911.9 3.7317 9.3665 1.2165 0.0699

16 1,856.1 100.5353 3.2946 1.2895 0.0700

25 1,835.6 90.8971 1.7283 1.3291 0.0702

12 1,838.3 23.9081 2.0357 1.3536 0.0703

8 1,824.9 1.0576 1.1929 1.2258 0.0703

18 1,817.9 1.7795 1.0647 1.0437 0.0703

5 1,829.0 5.3224 1.4624 1.5463 0.0706

10 1,820.7 5.6764 2.5538 1.0448 0.0708

21 1,824.1 13.5754 1.8865 1.3598 0.0708

11 1,831.5 6.4835 2.6388 1.3754 0.0708

24 1,843.5 185.9327 5.6432 1.2395 0.0712

30 1876.8 0.8784 9.8556 1.1516 0.0713

28 1,845.3 40.6122 6.5982 1.3085 0.0716

3 1,828.1 9.7296 4.5882 1.3753 0.0716

2 1,819.2 2.0991 6.7790 1.2421 0.0726

15 1,876.0 1.7448 13.7032 1.0732 0.0726

26 1,923.3 6.0560 19.7475 0.9279 0.0727

19 1,828.8 6.7942 8.5353 1.4590 0.0731

17 1,838.5 57.1327 10.4850 1.3359 0.0733

6 1,823.5 6.0659 8.7029 2.0316 0.0741

7 1,824.2 2.5184 14.2906 1.0085 0.0748

4 1,831.0 11.2179 16.4593 1.5770 0.0760

23 1,887.0 8.5523 25.9025 1.6679 0.0772

Phân tích kết quả cho kịch bản 1a



Qua phân tích sơ bộ kết quả phân loại theo tiêu chí ưu tiên phát triển các vùng có chí phí LCOE thấp nhất cho miền Trung và miền Nam, kịch bản thấp, nhóm nghiên cứu nhận thấy rằng:

1. Khu vực miền Trung là khu vực có LCOE thấp nhất, tiềm năng kinh tế cho phát triển ĐMT nên được phát triển gần hết TNKT trong giai đoạn 2021- 2025 để có thể đem lại lợi ích kinh tế cao nhất cho quốc gia. Trừ một số các khu vực (cluster 24 & 4) với giá thành LCOE tương đối cao hơn so với các khu vực khác sẽ được phát triển trong giai đợn 2026- 2030.

2. Khu vực miền Nam tập trung phát triển sớm cho giai đoạn 2021 – 2025 các khu vực Tây Ninh, Bình Dương, Bình Phước (cluster 20), khu vực giáp giới giới giữa Đồng Nai và Bình Thuận, khu vực Long An, Bà Rịa- Vũng Tầu (cluster 16).

3. Phần đất đai khác có tiềm năng kinh tế cho phát triển ĐMT sẽ được tập trung phát triển trong giai đoạn 2026 – 2030

4. Với kịch bản thứ tự ưu tiên như trên, giai đoạn 2021 – 2025 sẽ có thể phát triển được 137GW tiềm năng kinh tế điện mặt trời, tập trung vào khu vực miền trung và Tây Ninh, Bình Dương, Bình Phước.

5. Phần còn lại của tiềm năng kinh tế ( 66GW) nên được ưu tiên phát triển cho giai đoạn 2025 – 2030, tập trung tại các tỉnh miền Nam, và các khu vực cao nguyên.

Phân tích kết quả cho kịch bản 1b



Với kịch bản 1B, khi có sự xuất hiện của nhiều vùng tiềm năng kinh tế, bao gồm cả các khu vực miền Bắc, phân loại theo thứ tự ưu tiên phát triển tiềm năng kinh tế điện mặt trời được nhóm nghiên cứu đề xuất, thông qua phân tích kết quả như trình bầy dưới đây:

1. Giống như kịch bản thấp nêu trên, khu vực miền Trung là khu vực có LCOE thấp nhất, tiềm năng kinh tế cho phát triển ĐMT nên được phát triển gần hết TNKT trong giai đoạn 2021- 2025 để có thể đem lại lợi ích kinh tế cao nhất cho quốc gia. Trừ một số các khu vực với giá thành LCOE tương đối cao hơn so với các khu vực khác sẽ được phát triển trong giai đợn 2026- 2030. Khu vực này dự kiến có thể phát triển được 187GW trong kịch bản cao này.

2. Khu vực miền Nam tập trung phát triển sớm cho giai đoạn 2021 – 2025 các khu vực Tây Ninh, Bình Dương, Bình Phước (cluster 20), toàn bộ khu vực Đồng Nai và Bình Thuận, khu vực Long An, Bà Rịa- Vũng Tầu (cluster 16).

3. Phần đất đai khác có tiềm năng kinh tế cho phát triển ĐMT sẽ được tập trung phát triển trong giai đoạn 2026 – 2030, trong đó bao gồm toàn bộ các vùng có tiềm năng kinh tế của miền Bắc.

4. Với kịch bản thứ tự ưu tiên như trên, giai đoạn 2021 – 2025 sẽ có thể phát triển được 424GW tiềm năng kinh tế điện mặt trời, tập trung vào khu vực miền trung và Tây Ninh, Bình Dương, Bình Phước và miền Trung.

5. Phần còn lại của tiềm năng kinh tế theo kịch bản cao (309GW) nên được ưu tiên phát triển cho giai đoạn 2025 – 2030, tập trung tại các tỉnh phía nam của miền Nam, và các khu vực cao nguyên, và toàn bộ khu vực phía Bắc.

Các dự án được đề xuất và

vùng tiềm năng kinh tế



1. Qua phân tích không gian và dùng phương pháp chồng lấn bản đồ, có một điều dễ nhận thấy là các khu vực có tiềm năng kinh tế ưu tiên được phát triển và đề xuất trong phân tích phân loại nhóm theo không gian (clusters) trong kịch bản cao là tương đối trùng hợp với vị trí các dự án được đề xuất phát triển cho giai đoạn đến 2020.

2. Tuy nhiên cũng rất nhiều dự án được đề xuất nằm trong khu vực đã bị loại trừ do các yếu tố đất đai, dân cư đô thị, đất chuyển đổi…chưa được cập nhật và bổ xung, không tính trước đến các chi phí đấu nối và chi phí hệ thống gây ra cho nền kinh tế.

3. Hơn nữa, hệ thống phân loại đất đai của Việt Nam (theo Bộ TNMT) là khác so với phân loại đất đai được sử dụng trong đánh giá này theo ESA-CCI, do đó có thể dẫn đến việc loại trừ một số ít các khu vực. Độ phân giải của bộ số liệu đầu vào về bản đồ sử dụng đất cũng đóng vai trò rất quan trọng trong việc loại trừ các khu vực ra khỏi vùng có tiềm năng kinh tế phát triển ĐMT

4. Điều này cũng chỉ ra một vấn đề là khi các nhà đầu tư hoặc các địa phương đề xuất phát triển các dự án thường thiếu một cái nhìn tổng thể, một định hướng dài hạn và các thông tin cần thiết cho việc khoanh vùng các khu vực, nhóm để phát triển điện mặt trời kinh tế nhất. Qua công cụ phân tích đánh giá tiềm năng NLMT thông qua phân tích không gian GIS này, các địa phương và các nhà đầu tư sẽ có một công cụ hữu ích trong việc định hướng các khu vực để phát triển ĐMT.

Kết luận



Nghiên cứu đánh giá tiềm năng năng lượng mặt trời đã xây dựng được một phương pháp luận đánh giá tiềm năng lý thuyết, kỹ thuật và kinh tế cho NLMT khoa học và chính xác, dựa trên kinh nghiệm trên thế giới.

Mặc dù còn nhiều hạn chế, đặc biệt là về các bản đồ số liệu số hóa đầu vào rất thiếu và chưa được kiểm chứng trên thực tế, nghiên cứu đánh giá tiềm năng NLMT, lần đầu được thực hiện ở Việt Nam dựa trên cơ sở bản đồ số hóa GIS, đã đưa ra được một đánh giá chi tiết, cho các dạng tiềm năng NLMT trên bản đồ không gian, định lượng hóa các con số theo từng tỉnh và theo vùng, cũng như đưa ra được các đánh giá sơ bộ về tác động môi trường của việc phát triển NLMT theo các tiêu chí định lượng.

Kết quả phân tích cho thấy Việt Nam có một tiềm năng năng lượng mặt trời to lớn (xem bảng dưới đây), được phân bổ tương đối đồng đều tại miền Trung và miền Nam, một phần tại các tỉnh tây bắc của miền Bắc.

Tiềm năng lý thuyết Tiềm năng kỹ thuật

360.000 GW 6.888 GW

Kết luận



Việc phân tích tính toán các kịch bản cho thấy kết quả tính toán phụ thuộc và dao động rất mạnh theo các giả thuyết đầu vào, đặc biệt là tiềm năng kinh tế. Kết quả phân nhóm theo đặc tính bức xạ chỉ cho thấy các khu vực nên được dành ưu tiên phát triển ĐMT với chi phí xã hội thấp nhất và cần có một chính sách cơ chế hỗ trợ tốt hơn như phát triển cơ sở hạ tầng (đường xá, lưới và trạm điện…) cho các khu vực có tiềm năng kinh tế tốt nhất.

Mặc dù là kết quả còn nhiều hạn chế và sơ bộ do thiếu cơ sở dữ liệu đầu vào, nghiên cứu này là một bước đột phát trong lãnh vực áp dụng công cụ GIS vào quy hoạch và đánh giá tiềm năng cho NLMT nói riêng và NLTT nói chung. Nghiên cứu đã lượng hóa cụ thể các tiền năng NLMT mà trước đây được ước đoán một cách định tính. Cần phải có những nghiên cứu tiếp theo để hoàn thiện kết quả, chuẩn xác lại số liệu và đánh giá tiềm năng triển khai ra thị trường và triển khai quy hoạch…

Tiềm năng kinh tế KB1 KB2 KB3

a. LACE = ACT 204 GW 0 GW 0 GW

b. LACE = FIT 734 GW 532 GW 7,14 GW


Trân trọng Cảm ơn

57


4. Đánh giá tác động môi trường, kinh tế và xã hội đối với các dự án điện mặt trời

Hà Nội, 24.1.2018

Dang Huong Giang, Viện Năng lượng

NỘI DUNG

1. Đánh giá các ảnh hưởng việc sử dụng đất

2. Tái định cư

3. Đánh giá tác động môi trường và tiềm năng giảm khí thải

4. Các giải pháp bảo vệ môi trường

5. Kết luận và khuyến nghị




Các dự án điện mặt trời nối lưới yêu cầu diện tích đất sử dụng lớn và tương

đối bằng phẳng. Diện tích đất này dự kiến sẽ được chuyển từ đất chưa sử

dụng/đất rừng/đất nông nghiệp/đất nuôi trồng thủy sản/mặt nước/đất ở của

người dân/ đất công trình công cộng… sang thành đất công nghiệp phục vụ dự

án. Diện tích đất này sẽ được phục hồi được trở lại trạng thái ban đầu khi kết

thúc các dự án.

Hệ số chiếm dụng đất để phát triển nhà máy điện mặt trời là nhỏ hơn hoặc

bằng 1,2ha/MWp (theo Thông tư 16/2017/TT-BCT)




Các nhà máy điện mặt trời tập trung ở khu vực Miền trung và miền Nam, nơi có

tổng bức xạ mặt trời cao so với cả nước.

Khu vực Miền Trung: lấy từ quỹ đất chưa sử dụng, đất hoang hóa bạc màu; đất

rừng sản xuất không hiệu quả.

Khu vực Miền Tây Nam Bộ: chuyển đổi từ khu vực đất làm muối kém hiệu quả

kinh tế và vùng đất ngập nước đất trồng cây 1 vụ kém hiệu quả; và đất rừng

sản xuất kém hiệu quả kinh tế.

Khu vực miền Đông Nam Bộ: chuyển đổi từ vùng đất bán ngập của các lòng hồ

Thủy điện và đất trồng cây bụi và thảm thực vật.



2. Tái định cư

Các nhà máy điện mặt trời được quy hoạch ở những vùng còn quỹ đất công, các

vùng đất hoang hóa, bạc màu; đất trồng cây 1 vụ, đất nông nghiệp, đất rừng sản

xuất, đất làm muối, đất bán ngập hồ thủy điện...kém hiệu quả. Theo kết quả

khảo sát tính đến thời điểm hiện tại 2017 số hộ dân di dời của các dự án điện

mặt trời đang lập báo cáo Bổ sung quy hoạch và trong giai đoạn xây dựng là rất

ít. Trong tương lai việc xây dựng các nhà máy điện mặt trời gây ảnh hưởng rất

nhỏ đến việc tái định cư và di dời của các hộ dân. Các thiệt hại (chủ yếu là đất

trồng rừng và hoa màu,…) sẽ được các chủ đầu tư bồi thường và hỗ trợ theo

thỏa thuận với địa phương trên cơ sở các văn bản quy định của Nhà nước.



3. Đánh giá tác động môi trường và tiềm năng giảm khí thải

Được thực hiện trên cơ sở xem xét nhận dạng tác động đến các vấn đề môi trường

chính để từ đó xác định các đối tượng chịu tác động chính, phạm vi và mức độ của tác

động khi xảy ra; Các động về KT-XH và môi trường sinh thái của việc thực hiện một

công trình ĐMT có thể tóm tắt như sau:

Giảm khai thác và sử dụng nhiên liệu hóa thạch

Tác động đến đời sống người dân và an sinh xã hội (tạo công việc, thuế cho địa

phương,…)

Đảm bảo nhu cầu điện tại chỗ cho phát triển KT và nhu cầu XH

Giảm Phát thải khí nhà kính

Thúc đẩy phát triển KHCN

Tác động đến các hệ sinh thái và đa dạng sinh học (không đáng kể)

Phát sinh chất thải rắn, bụi và các chất gây ô nhiễm làm suy giảm chất lượng môi

trường (chủ yếu là giai đọan xây dựng và tháo dỡ)



Giảm khai thác và sử dụng nhiên liệu hóa thạch

Với mức công suất dự kiến là 204 GW ở phương án cơ sở có nghĩa là có khoảng

tương đương công suất nguồn điện từ nhiên liệu hóa thạch sẽ được thay thế.

Với mỗi GW công suất nguồn điện này khi thay thế cho nhiệt điện than tương

đương với 0,85 triệu tấn than sẽ được giảm mỗi năm trong giai đoạn đến năm

2025.

Góp phần giảm khai thác và sử dụng tài nguyên thiên nhiên và giảm lượng than

phải nhập khẩu từ nước ngoài. Từ đó giảm áp lực liên quan đến nhu cầu vốn

của ngành than và giảm áp lực từ các nguy cơ ô nhiễm môi trường trong quá

trình khai thác sử dụng nhiên liệu than.



Tác động đến các hệ sinh thái và đa dạng sinh học

Tiêu chí phát triển các dự án điện mặt trời sử dụng các khu vực đất hoang hóa,

đất nông nghiệp bạc màu, đất rừng sản xuất, đất ngập nước... Do vậy tác động

đến các hệ sinh thái và đa dạng sinh học là không đáng kể và có thể ngăn ngừa

giảm thiểu nếu thực hiện phát triển nguồn điện mặt trời tại các khu vực tiềm

năng như xác định hiện nay.



Phát sinh chất thải rắn, bụi và các chất gây ô nhiễm

làm suy giảm chất lượng môi trường

Dự án điện mặt trời sử dụng năng lượng mặt trời để phát điện, không làm

phát sinh bụi, các khí thải độc hại, đặc biệt là không phát thải các khí hiệu

ứng nhà kính gây biến đổi khí hậu toàn cầu (trừ GĐ xây dựng và tháo dỡ-

thời gian ngắn).

Tác động ở đây là mang tính tích cực vì với việc giảm tiêu thụ nhiên liệu

hóa thạch còn có thể nhận được mức giảm lượng phát thải bụi và tro xỉ là

lượng bụi và tro xỉ thải ra khi đốt than để sản xuất lượng điện bằng với

lượng điện sẽ được sản xuất từ nguồn năng lượng mặt trời.



Tác động đến đời sống người dân và an sinh xã hội

Gia tăng phát triển kinh tế, tăng nguồn thu nhập cho người lao động và địa

phương, tạo việc làm và tạo điều kiện phát triển cơ sở hạ tầng, nâng cao

đời sống người dân nhờ gia tăng các ngành công nghiệp, thương mại và

dịch vụ phụ trợ.

Cung cấp nguồn điện tại chỗ an toàn và đủ đáp ứng cho nhu cầu sinh hoạt

sản xuất của người dân, giúp cải thiện được điều kiện sống của người dân

nhờ tiếp cận được các thiết bị công nghệ hiện đại. Nâng cao trình độ dân trí

và văn hóa nhờ có thể dễ dàng trao đổi thông tin, tiếp cận với khoa học kỹ

thuật và kinh nghiệm tiên tiến ở những nơi khác.



Đảm bảo nhu cầu điện cho phát triển KT và nhu cầu

XH

PT ĐMT giúp đa dạng nguồn cung cấp điện. Ở cấp quốc gia nếu phụ thuộc

nhiều vào một nguồn cung cấp nào đó cũng gia tăng rủi ro về mất an ninh

năng lượng (đặc biệt là phụ thuộc nhiên liệu nhập khẩu).

Việc huy động nguồn điện từ nguồn năng lượng mặt trời giúp giảm áp lực

về an ninh điện năng và năng lượng quốc gia.

Đảm bảo nhu cầu điện là sự đảm bảo đầy đủ lượng điện cho sản xuất, sinh

hoạt, vui chơi giải trí... hay nói cách khác là phát triển kinh tế và xã hội và

giúp cải thiện chất lượng cuộc sống của người dân.



Giảm Phát thải khí nhà kính

BĐKH đã và đang tác động nghiêm trọng đến môi trường sinh thái, đe dọa

cuộc sống của toàn nhân loại và mọi sự sống trên hành tinh. BĐKH được

cho là hậu quả của sự gia tăng nhanh nồng độ KNK trong khí quyển gây

hiệu ứng nhà kính làm cho nhiệt độ trái đất tăng lên và hậu quả kéo theo

của nó là các vấn đề toàn cầu khác như tan băng, dâng mực nước biển...

Tiềm năng sản xuất điện mặt trời nối lưới có thể làm giảm phát thải CO2,

mỗi GW ĐMT phát triển mỗi năm làm giảm phát thải khoảng 1,39 triệu tấn

CO2 góp phần giảm cường độ phát thải CO2 của lưới điện Việt Nam.



Thúc đẩy phát triển KHCN

Với mục tiêu hạ giá thành, nội địa hóa các thiết bị cho các nhà máy điện mặt

trời, các nhà công nghệ đã tiến hành các nghiên cứu tìm nguyên liệu mới,

cải tiến kỹ thuật chế tạo các tế bào quang điện hiệu suất cao và tránh chiếm

dụng quá nhiều đất bằng phẳng. Các xu hướng nói trên chính là những giải

pháp góp phần để ngành ĐMT không bị tụt hậu (thậm chí cạnh tranh) trên

thị trường so với ngành điện khác như nhiệt điện hay thủy điện…

Đội ngũ công nhân sửa chữa bảo dưỡng thiết bị cũng được đòi hỏi về số

lượng và tay nghề. Đây là cơ hội các cơ quan quản lý nhà nước có hoạch

định rõ ràng về chiến lược đào tạo nhân lực cho ngành năng lượng và năng

lượng tái tạo nói riêng.



4. Các giải pháp bảo vệ môi trường

Tác động tiêu cực của các dự án điện mặt trời chủ yếu là chiếm dụng đất với diện tích

lớn và một số tác động tiêu cực trong giai đoạn xây dựng.

Để giảm thiểu những tác động do việc sở hữu diện tích đất lớn mang lại, ngay trong

quá trình dự kiến tiềm năng các khu vực có thể phát triển ĐMT, đã chọn lựa các khu

vực đất hoang hóa, bạc màu, đất trồng cây, làm muối kém hiệu quả để giảm thiểu tác

động tiêu cực.

Các tác động tiêu cực trong quá trình xây dựng được giảm thiểu bằng cách áp dụng

các biện pháp đối với từng dự án. Cần phải tuân thủ chặt chẽ các biện pháp bảo vệ

môi trường theo quy định để đảm bảo các tiêu chuẩn về môi trường.

Trong giai đoạn tháo dỡ khi nhà máy dừng hoạt động, cần có một kế hoạch tháo dỡ

hoàn chỉnh để tránh tác động do bụi và khí thải, tận dụng thu gom phế thải và tấm

pin mặt trời đã sử dụng. Cần có một chương trình tái phủ xanh để đưa đất về trạng

thái ban đầu.




Bảng: Lợi ích và thông số giảm phát thải của đánh giá tiềm năng điện mặt trời



Các chỉ tiêu 1 GW 10 GW 100 GW

Giảm tiêu thụ than (triệu tấn) 0,85 8,5 85

Giảm tiêu thụ nước (triệu m3) 3,04 30,43 304,3

Giảm phát thải tro xỉ (triệu tấn) 0,38 3,78 37,78

Giảm phát thải bụi (nghìn tấn) 1,04 10,37 103,70

Giảm phát thải sulphur dioxide (triệu tấn) 0,02 0,16 1,59

Giảm phát thải nitrogen oxide (nghìn tấn) 6,36 63,58 635,8

Giảm phát thải carbon dioxide (triệu tấn) 1,39 13,86 138,62


ĐMT mang lại những lợi ích môi trường to lớn khi so sánh với các nguồn năng lượng

thông thường. ĐMT có thể được coi là nguồn năng lượng sạch và an toàn.

Ngoài ra ĐMT còn mang lại các hiệu quả kinh tế xã hội khác như cung cấp một lượng

điện lên lưới điện quốc gia đáp ứng một phần nhu cầu điện cho phát triển kinh tế - xã

hội trong khu vực và cả nước

Đa dạng hóa nguồn điện và an ninh năng lượng, cung cấp các cơ hội việc làm cho người

dân, hỗ trợ tái cơ cấu thị trường năng lượng, giảm sự phụ thuộc vào nhập khẩu nhiên

liệu hóa thạch và đẩy nhanh tiến độ điện khí hóa nông thôn ở những vùng xa xôi, biệt lập.




Tuy nhiên, không có dự án năng lượng tái tạo nào có thể hoàn toàn tránh được một số tác

động môi trường, dù là công nghệ ĐMT. Các tác động tiềm ẩn về môi trường tùy thuộc

vào quy mô và tính chất của dự án và thường liên quan đến các vị trí cụ thể (tác động đến

đất đai, cảnh quan). Hầu hết các tác động tiêu cực khác liên quan đến giai đoạn xây dựng

và tháo dỡ nhà máy. Tuy nhiên các tác động bất lợi nói chung là nhỏ và có thể giảm thiểu

bằng các biện pháp giảm nhẹ thích hợp.

Tùy thuộc vào mức độ tác động của các yếu tố liên quan, các nhà đầu tư, các cơ quan chức

năng đưa ra các quyết định phù hợp bằng cách xem xét nghiêm túc các vấn đề môi

trường. Để đạt được mục đích đó, đánh giá tác động môi trường đối với các dự án ĐMT

cần ước tính mức độ tác động môi trường tiềm ẩn và đề xuất các biện pháp giảm nhẹ

thích hợp đóng vai trò quan trọng trong việc thiết kế dự án và sự tiếp nhận dự án của

cộng đồng.



Trân trọng

cảm ơn



PV Markzttan Masson, Director Becquerel Institute

5. Triển khai dự án Điện mặt

trời

Eng. Gaëtan Masson Eng. Yannis Vasilopoulos

Giới thiệu các cấu phần Điện mặt trời

Tấm năng lượng mặt trời

Hệ thống cố định hoặc di động

Trạm biến áp

Hộp kỹ thuật cấp 2

Máy biến áp

Máy biến thế LV/MV

Tủ phân phối đóng cắt/bảo vệ

Hộp kỹ thuật cấp 1

Hệ thống giám sát (Scada)

Hệ thống an ninh (Fencing, Camera, IRR Beams)

Đường dây hòa lưới điện

Cơ cấu triển khai

PV PROJECT

Các công ty thiết kế, cung cấp và xây dựng (công ty EPC) Các công ty thiết kế, cung cấp và xây dựng có kinh nghiệm và được phê duyệt bởi các bên tài chính và chịu được các rủi ro trong xây dựng

Tài chính Các tổ chức tài chính trong nước và quốc tế cung cấp vốn cho vay đến các nhà tài trợ dự án. Trong một số trường hợp, các nhà đầu tư cổ phần bên thứ ba và các nhà tài chính cầu nối cũng được yêu cầu.

Nhà lắp đặt địa phương Các công ty địa phương có kinh nghiệm về lắp đặt điện và cơ và xây lắp công trình được kí hợp đồng phụ với các công ty EPC

Tư vấn Các cố vấn về pháp lý, kĩ thuật, tài chính và kế toán được thuê bởi các bên liên quan để hỗ trợ trong việc triển khai dự án

Các giai đoạn thực hiện ( Nhà máy > 50MW ) Nhiệm vụ thực hiện Thời gian thực hiện

Báo cáo và quản lý dự án Xem xét và hỗ trợ tất cả các hoạt động

dự án 0-8 tháng

Nghiên cứu, thiết kế, xây dựng kĩ thuật cụ thể Địa hình, địa kỹ thuật, mô tả kỹ thuật, bản vẽ, tính toán kỹ thuật

1 tháng

Cung cấp thiết bị và dịch vụ Tấm pin, máy biến áp, cabin, kết cấu,

thiết bị điện, hệ thống giám sát, dịch vụ lắp đặt

1,2,3 tháng

Thành lập địa điểm và xây lắp công trình Xây dựng cơ sở vật chất, tiếp cận,

làm hàng rào, nền móng, đào hào,

thoát nước 2,3,4,5 tháng

Lắp đặt cơ Lắp đặt môđun, lắp ghép kết cấu, lắp

đặt thiết bị 3,4,5,6 tháng

Lắp đặt điện Lắp đặt và nối điện tất các thiết bị. Kết

nối 6,7 tháng

Vận hành, kiểm tra và kết nối Thử các thiết bị điện và thử vận hành 7,8 tháng

Vận hành và bảo dưỡng Giám sát, vệ sinh các moodun và bảo

dưỡng các thiết bị theo hướng dẫn của nhà sản xuất

>9 tháng trong thời gian vận hành của dự án

Các giai đoạn của một dự án điện mặt trời tiêu chuẩn

Dự án 50MW tiêu chuẩn

Chuẩn bị đất

Lắp đặt kết cấu

Cài đặt điện và nối dây điện

Đào rãnh, lắp thiết bị và máy móc

Kiểm tra và chạy thử

Số lượng lao động có thể dao động từ 30 – 200 công nhân tại công trình trong các quá trình khác nhau của dự án tương quan với thời hạn.

Dự án 50MW tiêu chuẩn

Số lượng lao động có thể dao động từ 30 – 200 công nhân tại công trình trong các quá trình khác nhau của dự án tương quan với thời hạn. Quy tắc 40 – 30 – 20 40% lực lượng lao động đơn giản 30% kỹ sư máy móc và dân dụng và người lắp đặt 20% kỹ sư có kinh nghiệm với lưới điện áp trung bình và một số lượng nhỏ các kỹ sư có chứng chỉ với lưới điện áp trung bình

Từ chạy thử đến vận hành và chạy thử

Giai đoạn giấy phép

Đánh giá tác động môi trường và xã hội cần phải tuân theo các quy định tại quốc gia và địa phương cũng như các quy tắc quốc tế và hướng dẫn của các đối tác tài trợ

- Nghiên cứu tiền khả thi và khả thi trước khu thực hiện dự án

- Tư vấn địa phương có kinh nghiệm

- Làm việc chặt chẽ với tất các bên liên quan, từ chính phủ đến cộng đồng địa phương

Các dự án điện mặt trời có tác động tối thiểu tới môi trường.

Ví dụ: nhà máy ĐMT gần với đường ray

Sử dụng nhân viên địa phương

Khó khăn trong xác định và thuê nhân viên địa phương đối với thị trường ĐMT mới

Tập huấn

Trao đổi các nhóm làm việc

An ninh là rất cần thiết

Nền móng – Công trình dân dụng

Nghiên cứu địa chất và thủy văn để xác định hệ thống thoát nước

Nghiên cứu địa kỹ thuật là rất cần thiết

Kiểm tra rút móng là rất cần thiết

Các tầng đất phía dưới có thể ẩn chứa nhiều yếu tố chưa nhận biết được, điều này có thể dẫn tới những trì hoãn hay phải thiết kế lại

Kế hoạch Hậu cần

Một trong những yếu tố rủi ro bị xem nhẹ trong một dự án Điện mặt trời

Đòi hỏi một kế hoạch tỉ mỉ và được truyền đạt rõ ràng.

Hỗ trợ từ các cơ quan địa phương

Giảm thiểu tác động tới cộng đồng địa phương

Đặt an toàn và sức khỏe lên hàng đầu.

Thời tiết trong quá trình thi công

Khí hậu đóng một vai trò quan trọng cho quá trình hoàn thiện của một dự án quy mô công suất nhà máy.

Tuyết, mưa lớn, mưa đá, lốc xoáy là những vấn đề lớn.

Đấu nối hệ thống

Đây luôn là điểm mấu chốt cho tất cả các dự án điện mặt trời

Máy biến áp tăng áp cần thời gian thực hiện tăng áp dài hơn

Đòi hỏi phải hợp tác chặt chẽ với EVN

Quản lý và quy hoạch Công trường

• Lập lịch trình tiến độ thi công là một mấu chốt khác để hoàn thành dự án

• Tiến độ cần được báo cáo hàng ngày, hàng tuần và hàng tháng

• Các cuộc họp hàng ngày là thiết yếu để đồng bộ các nhóm công tác

• Phân công công việc cho các nhà thầu phụ diễn ra song song để hoàn thành kịp thời.

Quản lý Chất lượng > Thực thi Nhanh chóng

Nhóm Quản lý Chất lượng (QLCL) áp dụng các tiêu chuẩn Thực thi Dự án

Nhóm QLCL đến từ các công ty quản lý công trình độc lập

Có sự giám sát hàng ngày của các chuyên gia dân dụng, điện và máy móc.

Đảm bảo tài chính

Bắt đầu từ bước thỏa thuận tài chính

Các nhà quản lý nhiều kinh nghiệm liên tục làm việc với các cố vấn từ các tổ chức tài chính

Nhanh chóng xoay vòng các tài liệu

Đảm bảo tiền mặt chi ra theo dự kiến thông qua việc thực hiện nhà máy

Yếu tố mấu chốt cho thành công

• Chương trình Bảo đảm An toàn, Ưu tiên Số một

• Chất lượng và tính liên tục của nhóm dự án xuyên suốt quá trình dự án

• Áp dụng kịp thời những quy định và điều lệ

• Chất lượng của thiết kế cơ sở và chi tiết

• Tham gia kịp thời của các nhà thầu đủ trình độ

• Sớm đặt hàng

• Sớm Hoàn thành Đánh giá Tác động Môi trường

Những nguyên tắc trọng điểm sau đây để thực thi dự án:

• Các vấn đề Y tế, An ninh và Môi trường (HSE) sẽ được đặt lên hàng đầu và tuân theo quy định

• Tận dụng tối đa hàng hóa và dịch vụ địa phương

• Tối ưu hóa tiến độ dự án

• Đảm bảo đạt được những mục tiêu đưa ra về chất lượng. Giám sát quản lỹ chất lượng.

XIN CHÂN THÀNH CẢM ƠN!

[email protected] Becquerelinstitute.org

Xin cảm ơn quý vị!

PV Markzttan Masson, Director Becquerel Institute

Bài học kinh nghiệm từ đánh

giá điện mặt trời quốc gia đối

với sự phát triển điện mặt trời

Eng. Gaëtan Masson Eng. Yannis Vasilopoulos

Viện BECQUEREL – Bỉ

• Viện định hướng nghiên cứu và công ty tư vấn các công nghệ Mặt trời.

• Phân tích thị trường ĐMT toàn cầu, bao gồm tính cạnh tranh và kinh tế.

• Phân tích ngành có chất lượng và độ tin cậy.

• Hỗ trợ sự phát triển của thị trường

• Đấu nối vào các hệ thống điện (lưới và thị trường điện).

• Các chuyên gia trong công ty / Mạng lưới các chuyên gia và các bên liên quan phạm vi toàn cầu

• Đối tác của Liên minh thị trường điện mặt trời

Chương trình

- 1. Tiềm năng điện mặt trời tại Việt Nam - Hiểu rõ ĐMT là gì - Không nên đánh giá thấp ĐMT

- 2. Từ tiềm năng tới thị trường - Khía cạnh tài chính - Ổn định hệ thống - Ngành công nghiệp và sản xuất

- 3. Nhìn về tương lai - Làm sao để lựa chọn dự án tốt nhất: đầu thầu với các khía

cạnh công nghệ - Kinh nghiệm đấu thầu toàn cầu và các kết quả chính - Các rào cản phi kinh tế trong đấu thầu

Tiềm năng ĐMT tại Việt nam

Hiểu rõ đMT là gì

• ĐMT (PV) chuyển đổi ánh sáng thành điện (DC)

• Điện một chiều được chuyển đổi thành điện xoay chiều thông qua bộ biến tần để nối lên lưới điện hoặc sử dụng trong các thiết bị điện

• Không nên nhầm lẫn với CSP (năng lượng mặt trời tập trung) hay nhiệt mặt trời (sản xuất nhiệt)

Tự tiêu thụ và nối lưới

ĐMT tự tiêu thụ

ĐMT nối lưới

Nhà sản xuất

Doanh thu = Tiền bán điện

Giá thị trường bán buôn hoặc giá FiT

hoặc HĐMBĐ

Doanh thu = Tiền tiết kiệm được trên hóa đơn điện

Một công nghệ

Vừa sản xuất, vừa tiêu thụ

Tự tiêu thụ và nối lưới

Tự tiêu thụ Nối lưới

Nhà sản xuất

Một công nghệ

Tự sản xuất, tự tiêu thụ

Năng lượng được tự tiêu thụ chứ không được nối lên lưới

N/A

Điện mặt trời nối lưới Xu hướng quy mô nhà máy điện

- < 3 USDcents/kWh là khả thi đối với những khu vực có bức xạ mặt trời cao. - Giảm chi phí vẫn là một thách thức:

- Mô đun đặc biệt - Mô đun hai mặt (Hình bên phải) - Tuổi thọ lâu hơn (thay thế linh kiện) - …

- Hệ thống điện mặt trời có thể di chuyển được (cho các dự án ngắn hạn)

- Từ cánh đồng đến … trên mặt nước Hệ thống điện mặt trời nổi trên mặt nước

- Đồng sử dụng đất: Điện mặt trời và nông nghiệp

Một dạng công nghệ Có khả năng thay đổi quy mô công suất linh hoạt

• Có thể nối lưới (99%) hoặc không nối lưới (1%)

• Quy mô hệ thống từ 40W (Hệ thống tại gia đình)

• Khu dân cư (5kW), khu thương mại (50kW), hệ thống công nghiệp (500kW)

• Trang trại ĐMT: từ 1 MW đến lớn nhất (năm 2016): 1 GW (Trung Quốc)

• Tích hợp vào tòa nhà (BIPV)

Quy mô hệ thống

Liệu có quy mô hệ thống lý tưởng không?

Hệ thống lớn nhất đã được xây dựng: 1 GW (Trung quốc và Ấn độ)

1 tới 100 MW khoảng quy mô công suất phổ biến. Hệ thống quy mô cực lớn có nhưng không phổ biến.

- Dự án lớn nhất thứ 50 = 104 MWp



Quy mô hệ thống thường phụ thuộc vào lựa chọn chính sách và pháp luật. Đấu thầu dự án có thể đưa ra quy định về quy mô dự án (Jordan, Dubai). Tại các quốc gia khác, vấn đề này chưa được xác định. Quy mô dự án có thể phụ thuộc vào chi phí nối lưới.

Các hệ thống quy mô lớn thường rất phức tạp để nối lên lưới.

Chính sách FIT có xu hướng thúc đẩy phát triển các hệ thống quy mô nhỏ.

Kết hợp giữa mô hình tự tiêu thụ và nối lưới và một lựa chọn chính trị, phụ thuộc vào khung pháp lý.

Đánh giá thấp tiềm năng

Sự phát triển của ĐMT luôn luôn bị đánh giá thấp. Sự phát triển của ĐMT luôn luôn nhanh hơn so với ước tính của nhà hoạch định chính sách. Việc đánh giá đúng sự phát triển của ĐMT là rất quan trọng.

2. Từ tiềm năng tới thị trường

Nền tảng cơ bản

Chuyển từ tiềm năng ĐMT thành dự án thực tế đòi hỏi những chính sách chuyên biệt và môi trường phù hợp. Khi ĐMT còn chưa đạt được sự cạnh tranh với các nguồn điện truyền thống, nó đòi hỏi các ưu đãi phù hợp để khuyến khích nhà đầu tư và giảm thiểu rủi ro. Đây chính là nền tảng của FIT, chứng nhận xanh hoặc hiện giờ là đấu thầu với HĐMBĐ.

3 bước chính

- Khía cạnh tài chính - Đảm bảo các ưu đãi đúng trước và sau khi đạt được

khả năng cạnh tranh

- Giảm chi phí

- Hỗ trợ nhà đầu tư

- Đảm bảo sự ổn định của hệ thống điện - Hiểu được nhu cầu điện trong tương lai (sản lượng và

biểu đồ tải )

- Phát triển khung chính sách ĐMT

- Phát triển đòn bẩy ĐMT - Hỗ trợ sản xuất nội địa, hỗ trợ nền kinh tế

Khía cạnh tài chính #1

Chi phí lắp đặt ĐMT:

- Chi phí lắp đặt ĐMT hiện tại tại Việt Nam không đại diện cho chi phí trên thị trường quốc tế: - Chi phí này sẽ giảm xuống khi các bên liên quan có nhiều

kinh nghiệm hơn

- Các thủ tục hành chính được đơn giản hóa

- Chi phí này sẽ còn giảm hơn nữa trên thị trường quốc tế

- Nếu chi phí của điện mặt trời chưa đủ cạnh tranh, vai tro fcuar chính phủ là cung cấp các ưu đãi, ở mức độ đúng.

- Những ưu đãi này nên được chỉnh sửa thường xuyên để phù hợp với sự thay đổi về giá trên thị trường.


Giá thấp nhất: 0,021 USD/kWh – Chile)


Thu hút nhà đầu tư: - Chi phí của ĐMT phụ thuộc vào chi phí vốn. Đây

là yếu tố chính giúp giảm giá thành ĐMT. - Chi phí cao phản ánh sự nhận thức về rủi ro lớn

đối với khoản đầu tư. Chính phủ có thể giảm thiểu rủi ro bằng cách đảm bảo lợi nhuận, đề xuất khoản vay xanh, bảo hộ nhà đầu tư trong và ngoài nước, bảo đảm những rủi ro lớn nhất trong quá trình phát triển và xây dựng.

- Đảm bảo chất lượng và độ tin cậy là vô cùng cần thiết. Chất lượng cao đồng nghĩa với chi phí vốn thấp.

Ổn định hệ thống #1

ĐMT sản xuất điện trong ngày, ngược lại với gió.


- Một phần của điện mặt trời được tự sử dụng, phần còn lại được nối lên lưới


- Phát triển ĐMT (tự tiêu thụ và quy mô nhà máy) cần phải được tích hợp vào chiến lược năng lượng dài hạn.

- ĐMT tự tiêu thụ có thể giảm được phụ tải trong ngày, giúp tỉ lệ biến đổi trước đỉnh phụ tải vào ban đêm quan trọng hơn: điều này có thể xử lý được nhưng đòi hòi phải hiểu rõ.

- ĐMT có thể giải quyết được vấn đề nghẽn mạch trên lưới điện, nếu nhà máy được đặt ở đúng vị trí: người điều hành lưới điện có thể đề xuất các vị trí cụ thể đối với nhà máy ĐMT

- Quy hoạch lưới được xây dựng mà không xem xét đến ĐMT sẽ không mang lại nhiều giá trị và cần phải sửa đổi hoàn toàn.

Tận dụng sự phát triển của điện mặt trời

- ĐMT có thể hỗ trợ nền kinh tế địa phương, với những ưu đãi đúng đắn.

- Sản xuất địa phương cần phải được khuyến khích và hỗ trợ thông qua những chính sách phù hợp.

- Giá trị địa phương có thể giúp phát triển các công ty địa phương.

- Trong trường hợp các bên cạnh tranh quốc tế có nhiều lợi thế hơn, các chính sách có thể hỗ trợ ngay từ ban đầu khi thành lập các công ty địa phương và trong quá trình phát triển của họ.

3. Hướng về tương lai

- ĐMT cạnh tranh với hệ thống lưới điện phù hợp vẫn là chưa đủ để đảm bảo sự phát triển mạnh mẽ.

- Làm sao để tránh trường hợp ĐMT phát triển quá nóng? - Phần lớn các quốc gia đã lựa chọn quy trình đấu thầu để

tránh trường hợp quá nhiều hệ thống ĐMT.

- Kinh nghiệm đầu thầu quốc tế đã cho thấy rằng bên chủ thầu đang giúp cho giá ĐMT giảm xuống rất nhanh. Tuy nhiên, những bên chủ thầu cũng thương ưa thích các hãng cạnh tranh quốc tế có giá rẻ nhất.

- Một số bên chủ thầu (Pháp chẳng hạn) có xu hướng ưu tiên các nhà sản xuất địa phương và áp đặt rào cản môi trường ( chẳng hạn như lượng CO2 giới hạn)

Đấu thầu và phương án thay thế

- Đấu thầu hiện đang được sử dụng trên toàn thế giới để định hướng sự phát triển ĐMT

- Đầu thầu về cơ bản cung cấp thỏa thuận nối lưới VÀ doanh thu dài hạn (HĐMBĐ) được đảm bảo bởi chính phủ.

- Đấu thầu có thể bao gồm các chỉ tiêu bổ sung, chẳng hạn như giá trị địa phương (ưu tiên nền sản xuất trong nước), rào cản địa lý (để tối ưu hóa việc phát triển lưới điện), các rào cản môi trường.

- Các chính sách thay thế có thể được sử dụng để định hướng sự phát triển của thị trường.

Các kịch bản cho việc phát triển điện mặt trời

Kinh nghiệm quốc tế? - ĐMT phát triển trước với sự hỗ trợ về tài chính - Kêu gọi đấu thầu thường được phân tán rất

nhanh (quản lý thị trường, quản lý tài chính) - ĐMT phát triển trước với các dự án quy mô nhà

máy, sau đó là hệ thống tự tiêu dùng (nhưng chính sách (tự tiêu thụ, bù trừ điện năng) là phức tạp hơn)

- Một vài trường hợp tại Đông Nam Á: Thái Lan, Malaysia, Philipine, Nhật Bản, Hàn Quốc, Trung Quốc. Mỗi quốc gia lựa chọn phương án phù hợp với mình nhất.

Kết luận

- ĐMT luôn phát triển nhanh hơn dự kiến khi nó được cho phép phát triển.

- Việc lắp đặt hệ thống ĐMT tốn ít thời gian hơn các nguồn điện khác.

- ĐMT rất dễ để tăng quy mô dự án, điều này đồng nghĩa là dự án có thể từ 50W (SHS, Chương trình 6M tại Bangladesh) cho tới quy mô GW (Ấn độ, Trung Quốc, UAE…).

- Hệ thống ĐMT tự tiêu thụ có nhiều lợi thế để nối lên lưới nhưng chính sách điều chỉnh thì phức tạp hơn (không thuộc phạm vi ở đây). Trong bất cứ trường hợp nào, cần phải xem xét trong mọi kịch bản khác nhau (xem giả thiết về phủ đỉnh).

- Đơn giản hóa thủ tục hành chính cho phép giảm chi phí sản xuất điện

- Bảo dưỡng là rất cần thiết, đặc biệt, là đối với môi trường nóng ẩm

- Lưới điện là khá linh hoạt so với chúng có vẻ nhưng các rào cản đối với quản lý ĐMT trên lưới điện cần phải được xem xét cẩn thận đặc biệt là tần suất ngắt, tỉ lệ biến động tamp up/down, khả năng black-start…

[email protected] Becquerelinstitute.org

Thanks for your attention

Documents

ĐÁNH GIÁ TIỀM NĂNG PHÁT TRIỂN DỰ ÁN ĐIỆN MẶT …gizenergy.org.vn/media/app/media/bai trinh bay/cac-bai-phat-bieu...1. Phương pháp luận đánh giá tiềm năng