Renewal Energy Development In Vietnam: Difficulty, Stronger Need To Remove

Những năm gần đây, nhu cầu sử dụng điện phục vụ sản xuất và phát triển kinh tế - xã hội ngày một gia tăng, đây chính là thách thức rất lớn cho ngành điện trong bối cảnh nguồn cung năng lượng sơ cấp trong nước như than đá, dầu khí… đang cạn kiệt không đủ đáp ứng cho nhu cầu trong nước, thì việc phát triển năng lượng tái tạo (NLTT) đang là xu thế chung của thế giới và Việt Nam. Mặc dù NLTT mang lại nhiều lợi ích, góp phần tích cực giảm thiểu tác động đến môi trường, biến đổi khí hậu; góp phần bảo đảm an ninh năng lượng; phát triển kinh tế - xã hội đất nước; giải quyết việc làm; nâng cao trình độ cho người lao động trong nước. Tuy nhiên, phát triển NLTT hiện nay còn gặp nhiều khó khăn vướng mắc về cơ chế chính sách, tài chính và kỹ thuật. Để tháo gỡ các vấn đề này cần thực hiện quyết liệt các giải pháp đồng bộ từ các cơ quan quản lý nhà nước và doanh nghiệp.

1. Cơ chế chính sách cho phát triển NLTT

Phát triển năng lượng tái tạo là một chủ trương lớn của Đảng và Nhà nước đã được cụ thể hóa tại Nghị quyết số 55 của Bộ Chính trị đến các Quyết định của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Chiến lược phát triển NLTT và các cơ chế khuyến khích phát triển các dự án NLTT.

Mục tiêu phát triển năng lượng tái tạo trong Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo của Việt Nam giai đoạn đến 2030 có xét đến năm 2050, đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt tại Quyết định số 2068/QĐTTg ngày 25/11/2015, tỷ lệ điện sản xuất từ NLTT (bao gồm cả thủy điện lớn và nhỏ) trong tổng điện năng sản xuất của quốc gia phải đạt 32% vào năm 2030 và 43% vào năm 2050. Trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh thì dự kiến các nguồn điện NLTT (bao gồm thủy điện nhỏ, điện gió, điện mặt trời, và điện sinh khối) sẽ chiếm 21% tổng công suất nguồn điện của quốc gia vào năm 2030. Và trong Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 của Bộ Chính trị có quy định tỷ lệ nguồn NLTT trong tổng cung năng lượng sơ cấp đạt 15-20% năm 2030 và 25-30% năm 2045, tương ứng tỷ lệ điện năng của NLTT trong tổng điện năng sản xuất toàn quốc là khoảng 30% năm 2030 và 40% năm 2045.

Để đạt được các mục tiêu NLTT nêu trên, Bộ Công Thương đã tham mưu trình Chính phủ Việt Nam ban hành nhiều cơ chế khuyến khích khác nhau cho các loại hình điện NLTT được đánh giá có tiềm năng lớn như sau:

Bảng 1: Tổng hợp cơ chế khuyến khích phát triển điện tái tạo

Nguồn: Báo cáo của Ban Chỉ đạo quốc gia về phát triển điện lực

Ngoài các cơ chế khuyến khích về giá mua điện như nêu trên, các dự án NLTT ở Việt Nam còn có thể được hưởng các cơ chế hỗ trợ khác như ưu đãi thuế thu nhập doanh nghiệp, thuế nhập khẩu thiết bị, ưu đãi về sử dụng đất và tiếp cận tài chính....

Bảng 2: Cơ chế khuyến khích khác cho dự án điện tái tạo nối lưới.

Nguồn: Báo cáo của Ban Chỉ đạo quốc gia về phát triển điện lực

2. Hiện trạng phát triển NLTT

Ngành năng lượng đang đi đúng hướng trong việc phát triển và sử dụng năng lượng sạch, năng lượng tái tạo. Do đó, nhiều cơ chế, chính sách phát triển NLTT đã được ban hành, trong đó tập trung vào khuyến khích phát triển nguồn điện sử dụng NLTT, nhất là nguồn điện gió, điện mặt trời, sinh khối… Nhờ đó, các nguồn điện sử dụng NLTT đã có bước phát triển vượt bậc trong thời gian gần đây.

 2.1. Về điện gió : Năng lượng gió là nguồn năng lượng tái tạo nhận được sự quan tâm của Chính phủ Việt Nam từ rất sớm. Đến nay số lượng dự án điện gió được phát triển tăng rất nhanh, đặc biệt là khi Chính phủ ban hành cơ chế khuyến khích phát triển điện gió (Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg ngày 29/6/2011 và Quyết định số 39/2018/QĐ-TTg ngày 10/9/2018). Tính đến cuối tháng 12/2020, tổng công suất các dự án điện gió đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt danh mục nguồn và lưới điện đấu nối vào Quy hoạch điện VII điều chỉnh: 11.584MW/176 dự án; tuy nhiên chỉ có khoảng 600 MW điện gió đã được đưa vào vận hành trên toàn quốc. Theo cập nhật từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), đến hết ngày 3/8/2021 có tổng cộng 106 nhà máy điện gió với tổng công suất 5.655,5 MW gửi văn bản và hồ sơ đăng ký chương trình đóng điện hòa lưới, thử nghiệm, đề nghị công nhận vận hành thương mại (COD) trước 31/10/2021 (giá FIT 2 điện gió hết hiệu lực).

2.2. Điện mặt trời: Trước năm 2017, mặc dù có tiềm năng to lớn nhưng tình hình phát triển điện mặt trời nối lưới được thực hiện ở Việt Nam vẫn còn thấp hơn mong đợi. Tính đến tháng 8/2017, tổng công suất lắp đặt điện mặt trời chỉ khoảng 28 MW, chủ yếu là nguồn điện quy mô nhỏ (hệ thống không nối lưới và một số dự án trình diễn nối lưới hạ thế - đặt tại các tòa nhà và văn phòng). Tuy nhiên, kể từ khi Chính phủ ban hành Quyết định số 11/2017/QĐ-TTg ngày 11/4/2017 về cơ chế khuyến khích phát triển các dự án điện mặt trời tại Việt Nam và Thông tư số 16/2017/TT-BCT quy định về phát triển dự án và hợp đồng mua bán điện mẫu áp dụng cho các dự án điện mặt trời, trong vòng hơn 3 năm đã có nhiều nhà đầu tư trong và ngoài nước đã tìm kiếm cơ hội đầu tư vào các dự án điện mặt trời có quy mô lớn trên toàn quốc. Các dự án chủ yếu tập trung ở khu vực miền Trung và miền Nam nơi có bức xạ mặt trời cao. Đến hết năm 2020, nguồn điện mặt trời nối lưới đã được đưa vào vận hành lên tới khoảng 9.000 MW (trong đó tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận gần 3,5GW). Quy mô công suất của các dự án điện mặt trời đã được bổ sung quy hoạch là trên 13GW, tổng quy mô đăng ký xây dựng nhưng chưa được bổ sung khoảng 50GW. Bên cạnh các dự án điện mặt trời dạng trang trại (lắp đặt trên mặt đất, mặt nước), các dự án điện mặt trời mái nhà cũng phát triển với tốc độ rất nhanh. Cuối năm 2019 công suất lắp đặt ĐMT áp mái toàn quốc mới đạt 340MWp (272MW), nhưng đến tháng 8 năm 2021 tổng công suất lắp đặt đạt tới 9.580MWp. Tổng công suất nguồn điện mặt trời đã được bổ sung quy hoạch VII điều chỉnh là 19.079 MWp (15.260MWac)/172 dự án. Các tỉnh vùng Đông Nam Bộ (bao gồm Tp Hồ Chí Minh) vẫn duy trì là các địa phương dẫn đầu trong lắp đặt điện mặt trời áp mái với cả hai tiêu chí là số lượng dự án và tổng công suất lắp đặt.

2.3. Điện sinh khối: Mặc dù đã có cơ chế hỗ trợ phát triển các dự án điện sinh khối tại Quyết định số 24/2014/QĐ-TTg ngày 24/3/2014, tính đến nay việc phát triển các dự án điện sinh khối không được như kỳ vọng, chưa tương xứng với tiềm năng sẵn có. Mới đây Chính phủ tiếp tục ban hành Quyết định số 08/2020/QĐ-TTg ngày 05 tháng 3 năm 2020 sửa đổi, bổ sung một số điều của quyết định số 24/2014/QĐ-TTg. Điểm đáng lưu ý nhất là việc hiệu chỉnh giá mua điện đối với dự án điện sinh khối:

• Đối với các dự án đồng phát nhiệt - điện: Tăng từ 5,8 UScents/kWh lên 7,03 UScents/kWh - Đối với các dự án không phải là đồng phát nhiệt - điện: chuyển từ cơ chế Chi phí tránh được (với giá bình quân năm 2019 khoảng 7,36 UScents/kWh) sang cơ chế FIT (Feed in Tariff) với giá mua điện là 8,47 UScents/kWh.

+ Thực trạng phát triển điện trấu: Cho đến thời điểm hiện nay, ở Việt Nam chưa có nhà máy điện sinh khối chỉ sản xuất điện riêng rẽ. Dựa theo nguồn thông tin sẵn có và nguồn số liệu thu thập bổ sung từ các địa phương, hiện tại, chỉ có khoảng 10 chủ đầu tư đã xin phép xây dựng với quy mô công suất trung bình 10MW/nhà máy. Phần lớn là các chủ đầu tư trong nước với 8 dự án, 2 dự án còn lại liên doanh với nước ngoài. Các dự án điện trấu nêu trên đều tập trung ở các tỉnh thuộc vùng Đồng bằng sông Cửu Long, gồm: Tiền Giang: 02 dự án; Đồng Tháp: 03 dự án; Cần Thơ: 03 dự án; Kiên Giang: 01 dự án, Hậu Giang: 01 dự án. Trong số 10 dự án kể trên, chỉ có duy nhất nhà máy điện trấu Đình Hải tại Cần Thơ được đầu tư xây dựng. Tuy nhiên, nhà máy này mới chỉ xây dựng xong hệ thống lò hơi và sản xuất hơi bán cho các hộ tiêu thụ trong khu công nghiệp Trà Nóc, Cần Thơ. Các dự án còn lại có 01 dự án đã hoàn thành giai đoạn lập Dự án đầu tư, 02 Dự án hoàn thành giai đoạn lập Báo cáo đầu tư, số còn lại chỉ dừng ở bước xin chủ trương đầu tư. Phần lớn các dự án được lập cách đây khá lâu, từ những năm 2007, 2008. Đến nay nhiều dự án đã bị thu hồi giấy phép đầu tư hoặc không có thông tin thêm về các giai đoạn tiếp theo.

+ Thực trạng phát triển điện bã mía: Tính đến hết niên vụ 2018-2019, tổng công suất lắp đặt nguồn điện từ bã mía tại 38 nhà máy đường hiện hữu đạt 504,7 MW, trong đó 40MW tại Bắc Bộ, 74MW tại Bắc Trung Bộ, 3MW tại Trung Trung Bộ, 143MW tại Tây Nguyên, 145MW tại Nam Trung Bộ, và 98MW tại Nam Bộ. Dải công suất của các nhà máy phần lớn nằm trong khoảng từ 1,5MW đến 60MW. Riêng nhà máy đường An Khê (công ty đường Quảng Ngãi) tại tỉnh Gia Lai có tổng công suất lắp đặt điện lớn nhất 95MW. Trong số các nhà máy đường nêu trên, niên vụ 2018/2019 có 10 nhà máy đường với tổng công suất điện lắp đặt là 377,6MW bán điện thừa lên lưới quốc gia với sản lượng điện đạt khoảng 347 GWh/năm.

• Thực trạng phát triển điện gỗ:

Đến thời điểm tháng 11/2020 có khoảng 560MW tổng quy mô công suất các dự án nguồn điện sinh khối từ điện gỗ được đăng ký đầu tư và nghiên cứu đầu tư (Bắc Bộ: 166MW, Bắc Trung Bộ: 50MW, Trung Trung Bộ: 117MW, Tây Nguyên: 120MW, Nam Trung Bộ: 50MW, Nam Bộ: 60MW). Ngoài ra, hiện có 2 dự án điện sinh khối từ phế phẩm nông nghiệp (cây cao lương) với quy mô đăng ký là 600MW tại tỉnh An Giang đang được đề xuất đầu tư.

2.4. Điện rác: Ở Việt Nam, việc tận dụng nguồn rác thải để sản xuất điện năng được hình thành từ năm 2006. Tuy nhiên phần lớn dự án mới chỉ dừng lại ở bước xin chủ chương đầu tư hoặc ý tưởng dự án hoặc dự án đầu tư. Dự án đầu tiên được đưa vào hoạt động thành công, đó là nhà máy xử lý rác thành điện sạch tại Gò Cát - TP.HCM bao gồm 3 tổ máy phát điện với tổng công suất lắp đặt là 2,4 MW, ước tính thu hồi 410 m³ khí/ngày, tổng mức đầu tư khoảng 242 tỷ đồng. Năm 2017, Nhà máy xử lý chất thải công nghiệp phát điện (nhà máy điện rác Nam Sơn) đầu tiên của Việt Nam đã được khánh thành, đưa vào sử dụng tại Khu liên hợp xử lý chất thải Nam Sơn (Sóc Sơn, Hà Nội) với tổng mức đầu tư trên 645 tỷ đồng. Nhà máy sử dụng công nghệ đốt rác phát điện tiên tiến của Nhật Bản với công suất 75 tấn/ngày và tạo ra 1,93 MW điện. Đây được đánh giá là dự án tiên phong trong quy trình xử lý rác thải công nghiệp hiện đại chưa từng có tại Việt Nam và khu vực. Tháng 8/2018, dự án nhà máy điện rác Cần Thơ đã được đưa vào vận hành. Nhà máy có quy mô công suất 7,5 MW, công suất xử lý khoảng 400 tấn rác/ngày và phát điện khoảng 60 triệu kWh/năm. Bên cạnh một số ít nhà máy xử lý rác phát điện đã đi vào hoạt động ở Hà Nội, Hà Nam (khảo nghiệm thành công dây truyền chuyển rác thành điện qua công nghệ khí hóa, sản xuất khí tổng hợp - syngas), TP Hồ Chí Minh, Cần Thơ, Quảng Bình (dây chuyền lên men tạo biogas và lò đốt phát điện công suất 2MW tại nhà máy xử lý rác thải sinh hoạt Lý Trạch). Hiện nay có khá nhiều dự án điện rác đang đề xuất đầu tư, những dự án này được cấp giấy phép đầu tư bởi các tỉnh thành Hà Nội, Phú Thọ, Hải Dương, Bắc Giang, Thái Bình, Thanh Hóa, Thừa Thiên Huế, Đà Nẵng, Đồng Nai, TP Hồ Chí Minh, Hậu Giang… Đến thời điểm tháng 11/2020, có khoảng 586MW tổng công suất các dự án điện từ chất thải rắn đang xây dựng, đã được phê duyệt bổ sung quy hoạch và đang được đề xuất kêu gọi đầu tư tại các tỉnh, trong đó có 226MW tại Bắc Bộ, 48MW tại Bắc Trung Bộ,12MW tại Trung Trung Bộ, 299MW tại Nam Bộ, dự kiến đi vào vận hành trong giai đoạn đến 2025.

2.5. Thủy điện nhỏ:  Đến nay, các dự án thủy điện quy mô lớn (> 100MW) ở những khu vực thuận lợi nhất để phát triển đã đạt đến giới hạn, cơ hội hiện tập trung vào các dự án thủy điện quy mô nhỏ với công suất dưới 30 MW. Tính đến hết tháng 6 năm 2017, tổng công suất lắp máy các dự án thủy điện nhỏ trên địa bàn toàn quốc sau rà soát là 391 dự án với ∑Nlm = 4.800 MW.

Trong đó:

• Nhà máy đang vận hành khai thác 226 dự án với tổng công suất lắp máy là ∑Nlm= 2.562,9 MW. 

• Nhà máy đang thi công xây dựng 165 dự án với tổng công suất lắp máy là ∑Nlm= 1.834,44 MW.

3. Những khó khăn, vướng mắc trong phát triển NLTT

Dưới đây là những khó khăn, vướng mắc đối với phát triển NLTT trong thời gian vừa qua

3.1. Về  cơ chế chính sách

• Giá điện từ nguồn NLTT hiện cao hơn so với nguồn điện từ nguồn năng lượng truyền thống (nhiệt điện, thủy điện lớn…). Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đang được nhà nước giao thực hiện mua toàn bộ sản lượng điện từ các dự án điện năng lượng tái tạo với mức giá do nhà nước quy định. Như vậy, EVN đang thực hiện chức năng thay nhà nước, chi phí bù giá cho NLTT đang được hòa chung với chi phí của ngành điện, chưa tách rõ ràng trong hóa đơn tiền điện. Khi tỷ trọng NLTT tăng lên thì thành phần bù giá sẽ ngày càng tăng và ảnh hưởng lớn đến chi phí giá thành ngành điện.

• Thị trường NLTT cần có các chính sách và thủ tục pháp lý rõ ràng để tăng sự quan tâm của các nhà đầu tư. Các cơ chế hỗ trợ thời gian qua chưa đưa ra được định hướng lâu dài: Từ đầu năm 2021 đến nay, các dự án điện mặt trời không được áp dụng biểu giá FIT, trong khí cơ chế đấu thầu chưa được ban hành. Tương tự, các dự án điện gió sau ngày 01/11/2021 cũng chưa có cơ chế áp dụng.

• Giá hỗ trợ (FIT) được áp dụng thống nhất trong cả nước dẫn đến hiện tượng tập trung phát triển tại các khu vực có tiềm năng kinh tế lớn (bức xạ điện mặt trời cao, tốc độ gió bình quân lớn), hệ quả là quá tải lưới điện một số khu vực hoặc đầu tư tại những nơi có nhu cầu điện thấp, phải tải điện đi xa. Để khắc phục nhược điểm này, cần có chính sách khuyến khích phát triển theo vùng, miền.

• Thiếu tiêu chuẩn, quy chuẩn của các dự án năng lượng tái tạo: Cần có các tiêu chuẩn và chứng chỉ để đảm bảo rằng thiết bị được sản xuất hoặc mua sắm từ nước ngoài phù hợp với tiêu chuẩn hiện hành. Việc ban hành các tiêu chuẩn cần thiết nhằm đảm bảo rằng các doanh nghiệp đang vận hành nhà máy đã tuân thủ luật pháp hiện hành. Việc chưa có các tiêu chuẩn cần thiết cũng gây ra sự nhầm lẫn và các nhà sản xuất năng lượng tái tạo phải đối mặt với những khó khăn không cần thiết.

3.2. Về thu xếp tài chính:

Đầu tư các dự án NLTT có nhu cầu về vốn lớn, rủi ro cao do công suất và sản lượng phụ thuộc thời tiết, khí hậu, khả năng thu hồi vốn lâu do suất đầu tư và giá điện cao hơn nguồn năng lượng truyền thống. Vì vậy, các tổ chức tài chính, ngân hàng thương mại thường chưa sẵn sàng cho vay các dự án đầu tư vào lĩnh vực NLTT.

3.3. Về kỹ thuật:

3.3.1. Các vấn đề liên quan đến việc tích hợp các nguồn NLTT vào hệ thống điện (HTĐ)

Việc sản xuất điện từ các nguồn NLTT (gió, mặt trời hoặc sóng biển…) các loại nguồn này phát điện không liên tục và không  ổn định, vì  vậy việc tích hợp chúng với HTĐ phải đối mặt với những thách thức như:

• Chất lượng điện là một yếu tố quan trọng trong HTĐ nhằm đảm bảo tính ổn định và hiệu quả cao của hệ thống lưới điện, tạo nên độ tin cậy cao và chi phí thấp.

• Tính khả dụng của nguồn điện là một trong những mối quan tâm lớn nhất trong việc tích hợp nguồn NLTT với HTĐ: Nguồn năng lượng mặt trời không phát điện vào ban đêm, và năng lượng gió phụ thuộc vào tốc độ của gió.

• Dự báo tổng thể: Trong các hệ thống điện dự báo là một chủ đề chính của hệ thống quản lý năng lượng đối với việc lập quy hoạch phát triển hệ thống lưới điện nhằm đảm bảo sự ổn định và độ tin cậy cao, bởi vì hầu hết các công nghệ NLTT phụ thuộc vào thời tiết và các yếu tố môi trường nên dự báo khả năng phát điện là rất khó chính xác.

• Địa điểm của các nguồn NLTT: Hầu hết các nhà máy điện NLTT quy mô lớn thường chiếm đất với một diện tích đáng kể (điện mặt trời chiếm khoảng 1,2ha/1 MWp, điện gió chiếm 0,35 ha/1 MW). Việc chọn địa điểm xây dựng nhà máy điện NLTT sẽ kéo theo nhiều yếu tố ảnh hưởng đến việc tích hợp nó vào lưới điện. Chẳng hạn, nếu địa điểm nhà máy NLTT ở xa lưới điện thì ảnh hưởng đến chi phí và hiệu quả vận hành dự án. Khả năng phát điện của nguồn NLTT cũng phụ thuộc rất nhiều vào thời tiết, khí hậu tại địa điểm xây dựng nguồn NLTT.

• Vấn đề chi phí và dự toán kinh tế là một phần quan trọng trong quy hoạch tích hợp nguồn NLTT - lưới điện vì phải đảm bảo tỷ lệ chi phí thấp nhất có thể. Hai mục tiêu chính của việc phát triển dự án NLTT là kinh tế và môi trường. Để tích hợp một lượng công suất lớn từ các nguồn năng lượng tái tạo cần xem xét lắp đặt các thiết bị lưu trữ năng lượng. Tuy nhiên, hệ thống lưu trữ có chi phí cao, và đây thực sự là một thách thức về mặt kinh tế khi tích hợp nguồn năng lượng tái tạo – lưới điện quy mô lớn

3.3.2. Các tác động ảnh hưởng của nguồn điện mặt trời (ĐMT), điện gió (ĐG) đến hệ thống điện

Có thể thấy, với đặc điểm thay đổi năng lực phát điện (công suất) nhanh, không kiểm soát, điều khiển được, ĐMT và ĐG sẽ gây ra dao động đáng kể tới hệ thống điện mỗi khi bức xạ mặt trời, gió biến thiên, hoặc ngừng. Nếu các nguồn điện khác không được đầu tư thêm để thay thế tại các thời điểm đó, hoặc các nguồn điện hiện có không được điều chỉnh tăng (hay giảm) công suất kịp thời để bù - trừ trong khi có ĐG và ĐMT tham gia, hệ thống điện sẽ mất cân bằng nguồn cấp và phụ tải tiêu thụ. Khi đó điện áp và tần số hệ thống điện sẽ trượt ra ngoài chỉ số định mức cho phép và các hệ thống bảo vệ kỹ thuật sẽ tác động, hậu quả nặng nề là có thể rã lưới, mất điện trên diện rộng.

Như vậy, cần có nguồn phát điện dự phòng khác để huy động khi nguồn điện gió, mặt trời biến thiên nhanh, hoặc đột ngột dừng. Như vậy, để  đảm bảo HTĐ vận hành an toàn, không sụt điện áp, tần số thì cần có lượng sông suất sẵn sàng gần tương đương với tổng công suất các nguồn ĐMT, ĐG tham gia.

Mặt khác, để có thể chủ động điều khiển các nguồn điện thay thế, hoặc điều khiển chính các nguồn ĐMT, ĐG khi có bất thường, đơn vị vận hành HTĐ cần phải có biện pháp, công cụ, năng lực dự báo chính xác sự thay đổi của tốc độ gió, sự tăng giảm bức xạ mặt trời trong ngày, trong tuần... ngay cả khi đã có đủ nguồn dự phòng.

Một điểm nữa cần quan tâm là các nguồn ĐMT có bộ inverter, hoặc tua bin của nguồn ĐG hay phát sinh các loại sóng hài gần với tần số riêng của hệ thống điện có thể gây ra hiện tượng cộng hưởng duy trì trên hệ thống điện, tác động xấu đến HTĐ cũng như ảnh hưởng gây hư hỏng cho chính nhà máy ĐMT, ĐG.

3.3.3. Biện pháp để không xảy ra các tác động xấu, nguy hại đến hệ thống điện và thúc đẩy phát triển các nguồn điện mặt trời, điện gió

Cần trang bị năng lực các dự báo thay đổi công suất ĐMT trong ngắn hạn, dựa trên các quy luật biến thiên và dự báo về khí tượng, thủy văn, thời tiết và đặc điểm vận hành các nguồn NLTT tại thời điểm dự báo nhằm chủ động huy động các nguồn khác thay thế, hỗ trợ. Theo kiến nghị của Tư vấn Quốc tế EGI, cần thiết xây dựng trung tâm giám sát và điều khiển nguồn năng lượng tái tạo (tại Trung tâm Điều độ hệ thống điện Quốc gia và các trung tâm điều độ cấp dưới); trang bị thêm các phần mềm giám sát chất lượng điện năng; đầu tư các hệ thống thu thập dữ liệu và dự báo công suất nguồn NLTT.

Hệ thống điện cần được đầu tư thêm nguồn dự phòng để ngoài vận hành phát điện, còn có lượng công suất dự phòng quay (dự phòng nóng) để huy động nhanh cân đối nguồn - phụ tải trong các thời gian biến thiên của NLTT.

Ngành truyền tải và phân phối điện cần đầu tư nâng cấp lưới điện thông minh, một mặt để tăng khả năng hấp thụ và truyền tải nguồn điện NLTT, mặt khác có khả năng phản ứng với những biến động của công suất ĐMT, ĐG.

Các chủ đầu tư nguồn ĐMT, ĐG cần tính toán đánh giá ảnh hưởng của sóng hài và có các giải pháp lắp đặt thiết bị lọc sóng hài để giảm tác động tín hiệu xấu tới nhà máy và HTĐ.

Cần cho nghiên cứu để áp dụng lắp đặt các pin dự trữ, nạp điện khi nguồn ĐMT, ĐG vượt cao hơn nhu cầu phụ tải, và phát điện ra khi các nguồn này ngừng vận hành.Tất nhiên, hiện giá cả các thiết bị tích trữ năng lượng hiện còn cao, tác động đến hiệu quả kinh tế của nguồn điện NLTT, nhưng xu thế giá của chúng đang giảm nhanh và công nghệ cũng ngày càng được cải tiến.

Một điểm quan trọng là thay vì cho phát triển mạnh các trang trại ĐMT quy mô vài chục đến hàng trăm MW, cần tập trung tuyên truyền quảng bá, khuyến khích mạnh phát triển ĐMT áp mái tại các mái nhà dân, công xưởng, tòa nhà thương mại. ĐMT áp mái có nhiều đặc điểm ưu việt là: quy mô nhỏ; bố trí phân tán; chỉ đấu nối và lưới hạ hoặc trung áp (0,4 kV hay 22 kV); có thể huy động xã hội hóa đầu tư...

Để tháo gỡ những khó khăn, vướng mắc trên, rất cần sự chung tay, giúp sức của các cấp quản lý tại Trung ương, địa phương, sự nỗ lực của các doanh nghiệp trong và ngoài nước, hy vọng nguồn năng lượng tái tạo sẽ phát triển nhanh chóng trong thời gian tới./.