[비즈한국] Tại cuộc họp nội các ngày 29 tháng 9, Bộ Khí hậu, Năng lượng và Môi trường đã báo cáo về 'Biện pháp đổi mới lưới điện', nhằm thiết kế lại hệ thống điện lưới để có thể cung cấp hơn 100GW năng lượng tái tạo vào năm 2030. Cốt lõi của kế hoạch này là thay đổi quy chế kết nối và phương thức vận hành để sử dụng hiệu quả hơn mạng lưới điện hiện có thay vì chờ đợi các đường dây truyền tải mới được hoàn thiện.
Giảm thiểu điều tiết công suất, gia tăng sản lượng cung ứng
Chính phủ và Tổng công ty Điện lực Hàn Quốc (KEPCO) sẽ thúc đẩy 5 chiến lược và 9 nhiệm vụ trọng tâm. Trước hết là 'kết nối linh hoạt'. Cho đến nay, việc cho phép kết nối được đánh giá dựa trên công suất định mức của thiết bị phát điện, tức là công suất phát tối đa. Ngay cả khi đường dây có công suất dư thừa hầu hết thời gian, các kết nối mới vẫn bị hạn chế do tiêu chuẩn này (vì điện mặt trời không phát tối đa thường xuyên trong năm), khiến tỷ lệ sử dụng các đường dây phân phối điện mặt trời chỉ dừng lại ở mức khoảng 15%.
‘Kết nối linh hoạt’ là phương thức cho phép kết nối với điều kiện kiểm soát đầu ra chỉ khi công suất điện lưới tạm thời bị vượt quá. Chính phủ giải thích rằng việc nâng giới hạn kết nối của đường dây phân phối từ 14MW lên 16MW và trạm biến áp từ 50MW lên 60MW có thể giúp khu vực Honam tiếp nhận thêm 2,6GW điện mặt trời. Việc thay đổi giới hạn kết nối cho đường dây phân phối sẽ có hiệu lực từ tháng 1 năm sau, còn đối với trạm biến áp, việc thử nghiệm và vận hành thí điểm sẽ diễn ra vào tháng 12 năm nay để chính thức áp dụng vào nửa đầu năm sau. Nếu hệ thống quá tải trong thời gian chờ kết nối, các thiết bị kết nối linh hoạt sẽ được ưu tiên điều tiết trước.
‘Kết nối tự chủ’, cho phép nhà đầu tư lắp đặt thiết bị năng lượng tái tạo vượt quá công suất kết nối sau đó sử dụng hệ thống lưu trữ năng lượng (ESS) để giữ sản lượng cung cấp thực tế trong phạm vi cho phép, sẽ được triển khai thí điểm trong năm nay và đẩy mạnh vào năm sau. Điều này cho phép lắp đặt công suất gấp 2-3 lần công suất định mức của hệ thống. Trước hết, mô hình này sẽ được thử nghiệm tại 2-4 đường dây phân phối chuyên dụng, dựa trên kết quả đó, quy định sử dụng mạng lưới công cộng sẽ được sửa đổi vào nửa đầu năm tới. Tuy nhiên, điều kiện đặt ra là các nhà đầu tư phải đảm bảo được hiệu quả kinh tế của hệ thống ESS tự lắp đặt.
Ngoài ra còn có ‘phương án thay thế không cần mở rộng’ sử dụng ESS. Bằng cách lưu trữ điện sản xuất vào ban ngày và phát lại vào ban đêm, chính phủ dự định sẽ kết nối thêm 3GW điện mặt trời vào lưới phân phối và 1,6GW vào các trạm biến áp đến năm 2030. Đối với lưới truyền tải, chính phủ cũng thúc đẩy kế hoạch lắp đặt ESS dự phòng sự cố để sử dụng công suất truyền tải vốn thường bị bỏ trống để phòng ngừa rủi ro cho việc truyền tải thực tế.
Những phương án này được đưa ra do việc xây dựng đường dây mới tốn nhiều thời gian. Đường dây phân phối mới thường mất 1-2 năm, trạm biến áp 154kV mất 6 năm và đường truyền tải 345kV mất hơn 9 năm. Vì cần phải có dư địa ở cả lưới phân phối, trạm biến áp và lưới truyền tải để kết nối điện mặt trời, nên khu vực Honam, dù có điều kiện năng lượng tái tạo tốt, vẫn trong tình trạng các dự án mới chỉ có thể thực hiện sau năm 2034.
Việc chỉnh đốn các dự án ảo và dự án bị trì hoãn cũng sẽ được thực hiện song song. Trước đây, vấn đề 'xí chỗ' đã nổi lên khi các nhà đầu tư nắm giữ quyền kết nối được cấp miễn phí theo thứ tự ưu tiên nhưng dự án lại bị trì hoãn kéo dài. Điện gió ngoài khơi tại Honam dù đã có quyền kết nối cho 15,8GW đến năm 2030 nhưng dự báo công suất thực tế chỉ đạt khoảng 3GW. Chính phủ đã thu hồi khoảng 9GW quyền kết nối và hy vọng sẽ đảm bảo được hơn 10GW tại Honam đến năm 2030 bằng cách điều chỉnh thời điểm kết nối của các dự án bị trì hoãn lâu ngày. Đối với lượng dự án vào sau năm 2031, quyền kết nối sẽ được phân bổ dựa trên tỷ lệ thực hiện dự án thực tế (67,2%).
Tiêu chuẩn kết nối cũng sẽ thay đổi. Thay vì giả định trong quá trình thẩm định kết nối rằng các nhà máy nhiệt điện than và LNG sẽ vận hành trước năng lượng tái tạo mới, quy định sẽ được sửa đổi để ưu tiên phát điện năng lượng tái tạo trước, giống như vận hành hệ thống thực tế. Chính phủ tin rằng thông qua biện pháp này, có thể tiếp nhận thêm 20GW trên toàn quốc.
Từ tháng 1 năm 2027, quyền kết nối cũng sẽ được cấp cho các dự án trúng thầu cạnh tranh. Trước đây, nếu cần gia cố mạng lưới phân phối công cộng, nhà đầu tư kết nối đầu tiên phải chịu toàn bộ chi phí, trong khi các nhà đầu tư đến sau được sử dụng miễn phí; nhưng từ nay, chính phủ sẽ thiết lập phương án KEPCO đầu tư trước, sau đó các nhà đầu tư sử dụng sẽ chia sẻ chi phí theo công suất thiết bị. Chính phủ tuyên bố rằng với biện pháp này, khả năng tiếp nhận năng lượng tái tạo đến năm 2030 sẽ tăng từ 119GW lên 171GW đối với truyền tải và từ 84GW lên 110GW đối với phân phối.
Gỡ bỏ các trạm biến áp quản lý hệ thống, cho phép kết nối mới tại Honam và Chungcheong
Trạm biến áp quản lý hệ thống là những trạm bị hạn chế kết nối các cơ sở phát điện mới do thiếu dư địa lưới điện. Với biện pháp lần này, khu vực Honam dự kiến sẽ được gỡ bỏ chỉ định này từ ngày 1 tháng 10, và một số khu vực tại Chungcheong vốn bị hạn chế kết nối thiết bị mới cũng sẽ có thể thực hiện kết nối mới. Dư địa đã được xác nhận tại 46 trong số 87 trạm biến áp ở Honam và 105 trong số 108 trạm tại Chungcheong.
Tại 41 điểm ở Honam và 3 điểm ở Chungcheong vẫn trong tình trạng quá tải, việc kết nối sẽ được thực hiện dần dần trong giai đoạn 2028-2030 phù hợp với thời điểm lắp đặt ESS và xây dựng trạm biến áp mới. Chính phủ giải thích rằng các khu vực này cũng có thể kết nối thông qua ESS lưới phân phối và kết nối linh hoạt. Chính phủ dự báo công suất tiếp nhận năm 2030 tại Honam sẽ tăng từ 37GW lên 64GW đối với truyền tải và từ 18GW lên 30GW đối với phân phối.
Công suất được đảm bảo sẽ được phân bổ trước cho các nhà đầu tư đang xếp hàng chờ. Sau thông báo phân bổ vào tháng 10 và xem xét hệ thống cùng đơn đăng ký của nhà đầu tư cũ đến tháng 12, việc tiếp nhận dự án mới sẽ bắt đầu từ tháng 1 năm 2027. Đối với khu vực ven biển phía Đông, chính phủ có kế hoạch gỡ bỏ chỉ định trong nửa đầu năm 2027 khi giai đoạn 1 của hệ thống truyền tải điện một chiều cao áp (HVDC) hoàn thành. Bộ trưởng Kim Seong-hwan phát biểu: “Đây là việc sử dụng lưới điện hiện có một cách hiệu quả nhất có thể”.
“Hướng đi đúng nhưng cần cụ thể hóa”
Giáo sư Lee Soon-hyung thuộc Đại học Dongshin, một chuyên gia trong lĩnh vực hệ thống điện, đánh giá tích cực việc Chính phủ thay đổi định hướng chính sách từ việc tập trung mở rộng lưới điện vật lý sang hệ thống vận hành linh hoạt dựa trên sản lượng truyền tải thực tế, nhưng cũng bày tỏ lo ngại về kế hoạch thực hiện cụ thể.
Trên blog của mình, Giáo sư Lee Soon-hyung cho biết: “Trong bối cảnh tỷ lệ sử dụng đường dây phân phối hiện tại chỉ ở mức khoảng 15%, việc giới thiệu kết nối linh hoạt và kết nối tự chủ - vốn không bị ràng buộc bởi công suất danh định của thiết bị phát mà kiểm soát sản lượng truyền tải thực tế - là một sự hoan nghênh vì đã chính thức chấp nhận các phương án tối ưu hóa vận hành mà giới học thuật và thực địa đã yêu cầu từ lâu”.
Tuy nhiên, ông chỉ ra rằng dự báo về năng lực tiếp nhận mà Chính phủ công bố không đồng nghĩa với việc mở rộng đường dây vật lý hay sản lượng truyền tải bổ sung thực tế và lượng phát điện hàng năm. Ông cũng cảnh báo rằng vì bản chất của kết nối linh hoạt/tự chủ là dựa trên việc điều tiết công suất (buộc phải giảm hoặc dừng sản xuất điện của nhà máy), nên khi thiết bị kết nối tăng lên thì tổn thất do hạn chế sản lượng cũng sẽ không thể tránh khỏi.
Giáo sư Lee cũng nhấn mạnh cần bổ sung các quy định chi tiết và căn cứ thực nghiệm như nguyên tắc bồi thường thiệt hại cho nhà đầu tư do mở rộng điều tiết công suất, kết quả kiểm chứng tính ổn định của lưới điện theo ưu tiên phát điện năng lượng tái tạo, và phương án huy động vốn cho việc đầu tư trước của KEPCO.