Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai 2023-2025: dự án Trị An, lưới truyền tải và cơ chế ĐPPA

Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai giai đoạn 2023-2025 được định hướng bởi Quy hoạch Điện VIII (Quyết định 500/QĐ-TTg), ghi nhận hai dự án tại Trị An tổng công suất khoảng 1.029 MW theo mô hình tự sản, tự tiêu. Tỉnh có tiềm năng bức xạ cao, phù hợp cả dự án mặt đất và ĐMT mái nhà, song đang tồn tại vướng mắc thanh toán do quy hoạch sử dụng đất. Hạ tầng truyền tải cần nâng cấp để giải tỏa công suất, trong khi cơ chế giá chuyển sang đấu thầu và thúc đẩy ĐPPA năng lượng tái tạo. Ưu tiên quy hoạch đất đai và môi trường tiếp tục là trọng tâm nhằm đảm bảo triển khai đồng bộ.

Quy hoạch Điện VIII và các dự án điện mặt trời tại Trị An.

Quy hoạch Điện VIII và các dự án điện mặt trời tại Trị An.

Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai được dẫn dắt bởi Quy hoạch Điện VIII (Quyết định 500/QĐ-TTg, 15/5/2023), xác lập hai dự án điện mặt trời Trị An với tổng công suất khoảng 1.029 MW: 928 MW liên kết thủy điện Trị An và 101 MW chưa vận hành, cùng định hướng triển khai theo mô hình tự sản, tự tiêu. Trong bối cảnh quốc gia, công suất điện mặt trời dự kiến tăng thêm khoảng 4.100 MW đến năm 2030 và hướng tới quy mô 168–189 nghìn MW năm 2050, tạo dư địa kết nối vùng cho Đồng Nai. Bên cạnh đó, tỉnh cũng được xác nhận có thêm 3 dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn, phần lớn là điện mặt trời, đồng bộ với kế hoạch của tỉnh và Bộ Công Thương. Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai vì vậy cần bám sát đấu nối khu vực thủy điện Trị An và đảm bảo sự tương thích với các cập nhật từ Quy hoạch điện VIII về nguồn – lưới để tối ưu thu xếp công suất và vận hành ổn định..

Định hướng tổng thể và vị trí của Trị An trong bức tranh quốc gia

Quy hoạch Điện VIII xác lập lộ trình phát triển năng lượng tái tạo ở tầm quốc gia với mục tiêu đến năm 2050, tỷ lệ nguồn tái tạo (bao gồm điện mặt trời) đạt khoảng 67,5–71,5% tổng nguồn điện. Đến năm 2030, định hướng hình thành 2 trung tâm công nghiệp – dịch vụ năng lượng tái tạo liên vùng, tạo động lực cho Điện mặt trời Đồng Nai gắn với khu vực Nam Bộ. Trong cấu trúc đó, Điện mặt trời Trị An được định vị là hợp phần then chốt, phối hợp chặt chẽ với Thủy điện Trị An để đảm bảo cân bằng hệ thống theo thời gian thực.

Quy mô dự án và yêu cầu phối hợp nguồn – lưới tại Trị An

Tại khu vực Trị An (Đồng Nai), tổng công suất điện mặt trời xấp xỉ 1.029 MW, trong đó khoảng 928 MW đã vận hành theo cấu hình liên kết với Thủy điện Trị An và khoảng 101 MW chưa vận hành. Quy mô này đòi hỏi một kiến trúc vận hành đồng bộ: nguồn điện mặt trời phát theo bức xạ trong ngày trong khi thủy điện đảm nhiệm vai trò điều tần, điều áp và chạy bù khi sản lượng mặt trời suy giảm. Sự phối hợp này giúp nâng cao độ tin cậy cung cấp điện và tận dụng tốt hạ tầng truyền tải hiện hữu gắn với hành lang Trị An.

• Vai trò của Thủy điện Trị An: cung cấp điều khiển tần số nhanh (PFR) và dự phòng tần số chậm (FRR), hỗ trợ điều áp và chạy bù công suất để ổn định điện áp khu vực khi biên độ phát của Điện mặt trời Trị An biến thiên.
• Tương thích lưới: hệ thống cần một cấu hình Đấu nối lưới điện đáp ứng tiêu chuẩn kỹ thuật, đảm bảo giải tỏa công suất ổn định cho các nhà máy hiện hữu và bổ sung.

Hạ tầng truyền tải và các điểm nút đầu tư theo Quy hoạch Điện VIII

Theo định hướng Quy hoạch Điện VIII, hạ tầng truyền tải khu vực Đồng Nai – Trị An được ưu tiên tăng cường, đặc biệt các tuyến và trạm 220 kV trở lên nhằm nâng cao khả năng kết nối nguồn điện mặt trời với hệ thống điện quốc gia. Việc đầu tư đồng bộ nguồn – lưới giúp giảm nguy cơ quá tải cục bộ, duy trì vận hành an toàn – ổn định và bảo đảm khả năng điều độ linh hoạt giữa nguồn thủy điện và điện mặt trời. Trong bối cảnh Điện mặt trời Đồng Nai mở rộng, tối ưu bài toán Đấu nối lưới điện theo các cấp điện áp phù hợp là điều kiện tiên quyết để giải tỏa công suất bền vững.

Mô hình tự sản, tự tiêu và cấu hình đấu nối linh hoạt

Quy hoạch Điện VIII khuyến khích mạnh mẽ mô hình tự sản, tự tiêu ở quy mô hộ gia đình và doanh nghiệp, hướng tới mục tiêu trên 50% tòa nhà có thể tự cung cấp điện mặt trời. Ở Trị An, định hướng này giúp giảm tải cho lưới trung tâm, đồng thời tạo ra cấu trúc Đấu nối lưới điện linh hoạt giữa các cụm điện mặt trời phân tán và lưới khu vực. Đối với các cơ sở sản xuất – khu công nghiệp tại Đồng Nai, việc triển khai tự sản, tự tiêu kết hợp điều độ với Thủy điện Trị An giúp giảm biến động công suất lên lưới, tăng tính dự báo và ổn định phụ tải nội bộ.

Ràng buộc kỹ thuật và yêu cầu tuân thủ

Khung kỹ thuật của Quy hoạch Điện VIII yêu cầu tuân thủ nguyên tắc N-1 trên lưới truyền tải và phân phối, đảm bảo khi một phần tử bị sự cố, hệ thống vẫn vận hành an toàn. Bên cạnh đó, các nhà máy phải thực hiện điều khiển công suất để tránh quá tải lưới, đồng thời đáp ứng các tiêu chuẩn quốc gia về lưới điện thông minh, an toàn và ổn định. Với Điện mặt trời Trị An, các chức năng điều khiển linh hoạt, phối hợp cung – cầu cùng Thủy điện Trị An (điều tần/điều áp, PFR/FRR) là trọng tâm kỹ thuật trong thiết kế và vận hành.

Kết nối vùng và điều độ công suất

Trị An là điểm tựa kết nối vùng Nam Bộ với hệ thống điện quốc gia, nơi Thủy điện Trị An đóng vai trò “nhịp điều” cho cơ chế điều tần, điều áp, giúp hấp thụ dao động từ Điện mặt trời Đồng Nai. Lợi thế này gia tăng độ tin cậy cung cấp điện theo thời gian thực, giảm áp lực truyền tải trên các hành lang 220 kV trở lên, và tạo dư địa cho mở rộng công suất điện mặt trời mà vẫn kiểm soát được chất lượng điện áp và tần số.

Bổ sung công suất NLTT tại Đồng Nai và hàm ý triển khai

Theo ghi nhận trong quy hoạch, Đồng Nai được bổ sung các dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn (trọng tâm là điện mặt trời) với tổng công suất có thể vượt 1.000 MW, phù hợp tiềm năng khu vực. Điều này đặt ra yêu cầu lập kế hoạch Đấu nối lưới điện đồng bộ, tối ưu vị trí đấu nối, cấu hình trạm – đường dây, và cơ chế điều độ phối hợp với nguồn thủy điện lân cận để đảm bảo giải tỏa công suất ổn định cho toàn dải phụ tải.

Lộ trình triển khai và ưu tiên đầu tư

Sau khi Quy hoạch Điện VIII được phê duyệt (15/5/2023), Bộ Công Thương ban hành kế hoạch triển khai chi tiết, ưu tiên các dự án có hiệu quả kinh tế và đóng góp an ninh năng lượng. Trọng tâm là phát triển điện mặt trời kết hợp thủy điện, đồng thời đầu tư lưới truyền tải tại các vùng trọng điểm như Đồng Nai – Trị An. Các dự án chậm tiến độ được rà soát, điều chỉnh linh hoạt theo tinh thần quy hoạch mở, nhằm bảo đảm cân đối tổng thể hệ thống và hiệu quả đầu tư quốc gia.

Gợi ý hành động cho doanh nghiệp tại Trị An – Đồng Nai

• Lập kế hoạch nguồn – lưới bám sát Quy hoạch Điện VIII, ưu tiên mô hình tự sản, tự tiêu để giảm phụ thuộc lưới trung tâm và tăng tính linh hoạt vận hành.
• Phối hợp chặt chẽ với Thủy điện Trị An trong kịch bản điều độ, đảm bảo khả năng đáp ứng các yêu cầu PFR/FRR và điều áp nhằm ổn định hệ thống khi công suất mặt trời biến động.
• Đánh giá phương án Đấu nối lưới điện theo các cấp điện áp phù hợp, tuân thủ nguyên tắc N-1 và yêu cầu điều khiển công suất nhằm tránh quá tải cục bộ.

Tổng quan trọng tâm kỹ thuật

Điện mặt trời Trị An phát triển trong khuôn khổ Quy hoạch Điện VIII với sự đồng bộ nguồn – lưới và điều độ liên kết với Thủy điện Trị An. Trục trọng tâm gồm: tăng cường truyền tải 220 kV trở lên, mở rộng mô hình tự sản, tự tiêu, tuân thủ N-1 và các tiêu chuẩn lưới, cùng cơ chế Đấu nối lưới điện linh hoạt. Đây là điều kiện để Điện mặt trời Đồng Nai khai thác tối đa tiềm năng và duy trì vận hành ổn định theo định hướng quy hoạch.

Tiềm năng bức xạ và mô hình triển khai: trang trại mặt đất và ĐMT mái nhà.

Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai được hỗ trợ bởi tiềm năng bức xạ cao của khu vực miền Nam, phù hợp phát triển cả dự án mặt đất và ĐMT mái nhà Đồng Nai. Thực tế, ngoài các trang trại điện mặt trời quy mô lớn, địa bàn ghi nhận nhiều mô hình mái nhà, nổi bật tại TP Long Khánh với quy mô từng dự án gần 1 MW (ví dụ trang trại trồng trọt tại Bảo Quang). Lợi thế bức xạ giúp rút ngắn thời gian đạt sản lượng thiết kế và tăng hiệu quả vận hành khi kết hợp giải pháp tự sản, tự tiêu. Để phát huy tiềm năng, Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai cần đồng bộ hoá vị trí đấu nối với khu vực thủy điện và lưới hiện hữu, qua đó tạo không gian cho điện mặt trời Trị An và các mô hình mái nhà mở rộng trong khung pháp lý phù hợp..

bức xạ mặt trời Đồng Nai được ghi nhận ở mức thuận lợi cho cả điện mặt trời mái nhà và trang trại điện mặt trời, với tổng bức xạ theo phương ngang khoảng 1,7–1,9 ngàn kWh/m²/năm và số giờ nắng trung bình khoảng 2,4 ngàn giờ/năm [1]. Các con số này tương ứng cường độ trung bình xấp xỉ 5 kWh/m²/ngày trong các tháng thuận lợi, tạo nền tảng sản lượng ổn định quanh năm.

Điều kiện bức xạ và biến động theo mùa

• So sánh khu vực: miền Nam có cường độ trung bình khoảng 5,9 kWh/m²/ngày, cao hơn đáng kể so với miền Bắc (3,69 kWh/m²/ngày) [3][7]. Tại các tỉnh Đông Nam Bộ như Bình Dương, TP.HCM, Cần Thơ, mức bức xạ dao động 4,5–5,7 kWh/m²/ngày vào mùa hè và 2,2–3,2 kWh/m²/ngày vào mùa đông [4].
• Điểm tham chiếu trong khu vực: Nha Trang (Khánh Hòa) đạt khoảng 5,815 kWh/m²/ngày trong 8 tháng của năm [3][5], phản ánh biên độ tiềm năng cao của dải duyên hải Nam Trung Bộ so với trung bình khu vực.
• Chu kỳ ngày nắng: các tháng có nắng dài thường rơi vào tháng 1, 3, 4 (từ 7h đến 17h) [5][6], phù hợp tối ưu hóa chiến lược vận hành theo khung giờ phát điện kéo dài.
• Yếu tố địa phương: lượng mây và tầng khí quyển làm phát sinh chênh lệch bức xạ giữa các vùng, cần cân nhắc khi hiệu chỉnh thiết kế và dự báo sản lượng [3].

Chỉ tiêu phát triển theo Quy hoạch Điện VIII

Trong giai đoạn 2023–2030, Quy hoạch Điện VIII phân bổ cho Đồng Nai 229 MW công suất điện mặt trời tăng thêm, mức phân bổ cao trong nhóm tỉnh, thành [1]. Tổng công suất tăng thêm của cả nước ở giai đoạn này đạt khoảng 2,6 ngàn MW, cho thấy trọng tâm đầu tư năng lượng tái tạo đang hiện hữu tại khu vực phía Nam [1]. Phân bổ công suất này phù hợp nền tảng bức xạ mặt trời Đồng Nai, tạo dư địa cho cả điện mặt trời mái nhà và trang trại điện mặt trời phát triển theo nhu cầu phụ tải địa phương.

Cơ sở hạ tầng hỗ trợ triển khai

• Quỹ mái công nghiệp: hơn 7 ngàn ha mái nhà xưởng trong các khu công nghiệp là điều kiện vật chất thuận lợi để mở rộng điện mặt trời mái nhà quy mô lớn, bổ sung thêm các mái tại cụm công nghiệp, trang trại nông nghiệp, công sở và nhà dân [1].
• Lưới truyền tải: nhiều công trình 500 kV và 220 kV quan trọng đi qua địa bàn [1], thuận lợi cho đấu nối 220kV 500kV và hỗ trợ giải tỏa công suất khi phát triển các dự án kết nối vào hệ thống điện quốc gia.

Hàm ý mô hình triển khai tại Đồng Nai

• Điện áp mái trong khu công nghiệp: tận dụng quỹ mái lớn để triển khai điện mặt trời mái nhà, khai thác ưu thế số giờ nắng cao nhằm đáp ứng phụ tải sản xuất theo mô hình tự sản, tự tiêu.
• Dự án mặt đất: với cơ sở lưới 500 kV/220 kV đi qua địa bàn, trang trại điện mặt trời có điều kiện thuận lợi về hành lang truyền tải để kết nối và giải tỏa công suất khi phân bổ phù hợp với hạ tầng hiện hữu.
• Vận hành theo mùa: lịch nắng kéo dài ở một số tháng giúp tối ưu lịch bảo trì, đồng thời biến động do mây và khí quyển đòi hỏi cập nhật dự báo bức xạ để chủ động điều độ nội bộ.

Tổng thể, cấu phần bức xạ mặt trời Đồng Nai, chỉ tiêu trong Quy hoạch Điện VIII và năng lực hạ tầng lưới hiện hữu là các trụ cột giúp địa phương mở rộng cả điện mặt trời mái nhà và trang trại điện mặt trời theo lộ trình đầu tư khả thi.

Thực trạng vận hành và các vướng mắc trong thanh toán điện mặt trời mái nhà.

Thực trạng vận hành và các vướng mắc trong thanh toán điện mặt trời mái nhà.

Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai ghi nhận số lượng hệ thống mái nhà đáng kể, nhưng quá trình thanh toán đang gặp khó do nhiều dự án không còn phù hợp với quy hoạch sử dụng đất hiện hành, dẫn đến tạm dừng đấu nối và chi trả. Đây là điểm nghẽn vận hành quan trọng đối với ĐMT mái nhà Đồng Nai, đòi hỏi rà soát lại tính phù hợp của mục đích sử dụng đất và cập nhật theo kế hoạch địa phương. Với các dự án quy mô lớn đấu nối vào hệ thống thủy điện Trị An, thông tin công suất vận hành thực tế đến năm 2023 chưa đầy đủ do vẫn trong giai đoạn sắp triển khai. Do vậy, Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai cần ưu tiên xử lý thủ tục đất đai và đấu nối, giúp khơi thông các dự án hiện hữu, đồng thời bảo đảm tuân thủ khung pháp lý khi mở rộng công suất mới..

Hiện trạng hệ thống và đặc trưng vận hành

Đồng Nai ghi nhận nhiều hệ thống điện mặt trời mái nhà với phổ công suất đa dạng, trong đó nhóm lắp đặt cho hộ gia đình và doanh nghiệp nhỏ chiếm số lượng lớn. Với các hệ quy mô hộ gia đình, công suất hòa lưới thường dưới 10kWp; nhóm này không phải xin phép xây dựng nhưng cần khai báo với đơn vị điện lực nếu có nhu cầu bán điện dư lên lưới. Sự phân tán công suất đặt ra yêu cầu đồng bộ giữa quy hoạch sử dụng đất và năng lực đấu nối lưới điện nhằm bảo đảm đo đếm, thanh toán minh bạch.

Vướng mắc về PPA và FIT điện mặt trời

• Nhiều trường hợp phát sinh dừng hoặc gián đoạn thanh toán do dự án chưa phù hợp với quy hoạch sử dụng đất tại thời điểm kiểm tra, ảnh hưởng trực tiếp tới quyền lợi của chủ đầu tư.
• Từ khoảng năm 2020, xuất hiện tình trạng tạm dừng hoặc hạn chế đấu nối lưới điện các hệ thống mới vì nghẽn lưới và bố trí nguồn – tải chưa hợp lý, khiến việc ký và thực thi PPA điện mặt trời gặp khó.
• Quy định pháp lý áp dụng cho hợp đồng mua bán còn thiếu tính thống nhất giữa các bên liên quan, dẫn đến thời gian đàm phán và hoàn thiện hồ sơ kéo dài. Trong bối cảnh đó, vai trò của cơ chế FIT điện mặt trời vẫn cần được thực thi ổn định trong thời gian hiệu lực để duy trì niềm tin thị trường.

Khung pháp lý đất đai và định nghĩa mái nhà

• Việc xác định mục đích sử dụng và cập nhật quy hoạch sử dụng đất tại Đồng Nai là điều kiện tiên quyết khi lắp đặt hệ thống trên mái công trình. Các hướng dẫn được bám theo văn bản trung ương, giúp địa phương thống nhất cách áp dụng.
• Định nghĩa “mái nhà” chưa có bộ tiêu chuẩn thống nhất, dẫn tới tranh luận về diện tích được phép lắp đặt trên các loại mái (tôn, bê tông, ngói; mái mới hoặc hiện hữu). Điều này tác động trực tiếp đến thẩm định hồ sơ PPA điện mặt trời và quyết định chấp thuận đấu nối lưới điện.

Văn bản điều hành trung ương và định hướng địa phương

• Văn bản 7088/BCT-ĐL (22/9/2020) của Bộ Công Thương hướng dẫn chi tiết về phát triển điện mặt trời mái nhà, gồm đấu nối lưới điện, cơ chế thanh toán và trách nhiệm đơn vị điện lực.
• Quyết định 13/2020/QĐ-TTg và Nghị định 135/2024/NĐ-CP thiết lập khung pháp lý hỗ trợ triển khai, là cơ sở để các bên tuân thủ khi ký PPA điện mặt trời và áp dụng FIT điện mặt trời trong giai đoạn tương ứng.
• Đồng Nai có kế hoạch thúc đẩy sử dụng năng lượng tiết kiệm, chú trọng nguồn điện mặt trời mái nhà trong giai đoạn 2025, góp phần lồng ghép yêu cầu quy hoạch sử dụng đất với tiến độ đầu tư thực tế.

Quy hoạch, đấu nối và liên kết nguồn thủy điện Trị An

• Quy hoạch điện khu vực được rà soát để xử lý các điểm nghẽn đấu nối lưới điện và cân đối nguồn, trong đó có phối hợp giữa nguồn mặt trời và thủy điện Trị An nhằm tối ưu hạ tầng khu vực.
• Chủ trương tăng cường khả năng đấu nối hai chiều đi kèm hệ thống đo đếm chính xác do đơn vị điện lực địa phương triển khai, cho phép hạch toán phần tự dùng và phần phát lên lưới một cách minh bạch.

Đo đếm – thanh toán và yêu cầu sau thời kỳ FIT

• Hệ thống công tơ hai chiều do EVN lắp đặt và kiểm tra là nền tảng kỹ thuật để xác định sản lượng tự tiêu thụ và sản lượng xuất lên lưới, phục vụ thanh toán theo PPA điện mặt trời.
• Quy trình chi trả thường thực hiện theo tháng bằng chuyển khoản; cách thức lập hóa đơn có khác biệt giữa hộ gia đình và doanh nghiệp, nhưng đều dựa trên dữ liệu đo đếm xác thực.
• Cơ chế FIT điện mặt trời hiện áp dụng đến hết năm 2040 theo mức giá cố định; sau thời điểm này, cần có quy định tiếp nối để bảo đảm tính liên tục của thị trường và duy trì động lực đầu tư điện mặt trời mái nhà.

Điểm nghẽn đặc thù và ưu tiên xử lý

• Các vướng mắc tập trung ở chuẩn hóa định nghĩa mái nhà, hoàn thiện quy hoạch sử dụng đất, và nâng cấp hạ tầng để tránh tái diễn tạm dừng đấu nối lưới điện.
• Nhu cầu đầu tư vào lưới phân phối và đo đếm tăng theo tốc độ phát triển nguồn điện mặt trời mái nhà, qua đó tạo nền cho ký kết và thực thi PPA điện mặt trời ổn định.
• Việc tiếp tục cập nhật quy định sau giai đoạn FIT điện mặt trời sẽ giúp thị trường duy trì tính dự báo, giảm thiểu rủi ro vận hành và thanh toán đối với điện mặt trời mái nhà.

Lưới truyền tải, trạm biến áp và ràng buộc giải tỏa công suất.

Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai gắn chặt với năng lực lưới truyền tải khi các dự án lớn đấu nối qua cụm thủy điện Trị An. Hạ tầng hiện cần nâng cấp và chỉnh trang nhằm đảm bảo giải tỏa công suất, phòng ngừa quá tải và giảm rủi ro nghẽn mạch trong mùa nắng cao điểm. Việc lập kế hoạch đồng bộ nguồn – lưới – trạm biến áp là then chốt để tối ưu thời gian vào vận hành và nâng cao tính sẵn sàng đấu nối. Trong bối cảnh nguồn điện mặt trời toàn quốc dự kiến tăng thêm đến năm 2030, khu vực Đồng Nai cần ưu tiên các hạng mục tăng cường năng lực truyền tải tại các nút liên quan. Bằng cách lồng ghép yêu cầu giải tỏa công suất vào thiết kế, Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai sẽ hỗ trợ vận hành an toàn và tạo nền tảng mở rộng quy mô điện mặt trời Trị An trong giai đoạn tiếp theo..

Hiện trạng hạ tầng và các nút trọng điểm

Đồng Nai đang vận hành một cấu trúc lưới đa cấp, trong đó yêu cầu Giải tỏa công suất cho các nguồn năng lượng tái tạo phụ thuộc trực tiếp vào độ mạnh kết nối giữa nguồn – lưới – trạm. Quy mô hạ tầng hiện ghi nhận:

• Lưới điện trung thế: hơn 12.000 km; lưới hạ thế: gần 12.000 km.
• Trên 31.000 trạm biến áp trung thế.
• Lưới 110kV: 45 trạm biến áp với tổng công suất trên 4.500 MVA; 85 tuyến đường dây, tổng chiều dài hơn 1.000 km.
• Lưới truyền tải 220kV và 500kV đã được đầu tư đồng bộ, liên kết chặt chẽ với hệ thống quốc gia; các nút 220kV/110kV giữ vai trò trung tâm phân phối, đặc biệt tại khu công nghiệp và khu đô thị lớn.

Các nút 220kV/110kV là nơi tập trung phụ tải và nguồn phân tán, vì vậy tối ưu hóa kết nối giữa Trạm biến áp 220kV và Lưới 110kV là yếu tố then chốt để tăng cường khả năng tiếp nhận nguồn mới.

Vai trò nguồn thủy điện và tính thời vụ phụ tải

Thủy điện Trị An là một trong những nguồn điện chủ lực của khu vực, giúp ổn định vận hành và hỗ trợ cân bằng công suất. Hiện các nguồn thủy điện chủ yếu phát lên lưới 35kV trước khi truyền tải về trạm 110kV, tạo thành các điểm tập trung công suất. Khi bước vào mùa nắng, phụ tải khu công nghiệp tăng cùng lúc với điện mặt trời phát mạnh, làm gia tăng áp lực tại các trục 110kV và những tuyến liên kết về các Trạm biến áp 220kV.

Ràng buộc và hiện tượng nghẽn mạch mùa nắng

Điện mặt trời phát triển nhanh tại Đồng Nai, Bình Dương và TP.HCM khiến yêu cầu Giải tỏa công suất trở nên cấp thiết. Các ràng buộc chính bao gồm:

• Khả năng tải của lưới phân phối (đặc biệt trung áp/hạ áp) còn hạn chế với công suất lớn, dẫn tới quá tải cục bộ.
• Các trạm 110kV/220kV thường vận hành ở mức tải cao vào mùa nắng, biên độ dự phòng giảm.
• Nghẽn mạch thời điểm nắng gắt: tuyến dây và trạm dễ quá tải, kéo theo sụt áp và nguy cơ mất ổn định.

Để xử lý, cần triển khai đồng bộ các nhóm giải pháp kỹ thuật: nâng công suất trạm, mở rộng đường dây, điều khiển phân bố công suất linh hoạt và ứng dụng SCADA cùng các giải pháp lưới điện thông minh tại các nút liên quan đến Thủy điện Trị An và dọc theo Lưới 110kV.

Định hướng đến 2030 theo Quy hoạch điện VIII

Quy hoạch điện VIII nhấn mạnh phát triển đồng bộ nguồn – lưới – trạm nhằm nâng cao biên độ tiếp nhận nguồn mới và giảm rủi ro quá tải. Trong giai đoạn 2025–2030:

• Xây dựng mới 102.900 MVA và cải tạo 23.250 MVA trạm 500kV.
• Xây dựng mới 12.944 km và cải tạo 1.404 km đường dây 500kV.
• Xây dựng mới 105.565 MVA và cải tạo 17.509 MVA trạm 220kV.
• Xây dựng mới 15.307 km và cải tạo 5.483 km đường dây 220kV.

Định hướng 2031–2035: phát triển 26.000–36.000 MW công suất trạm chuyển đổi HVDC và 3.500–6.600 km đường dây HVDC, tăng khả năng truyền tải liên vùng, hỗ trợ Giải tỏa công suất cho các cụm nguồn lớn.

Các hạng mục ưu tiên tại Đông Nam Bộ

Khu vực Đông Nam Bộ, gồm Đồng Nai, Bình Dương và TP.HCM, cần ưu tiên các hạng mục sau để củng cố hành lang truyền tải:

• Đồng Nai: xây mới/cải tạo Trạm biến áp 220kV và 110kV; mở rộng các tuyến 220kV/110kV; hoàn thiện hạ tầng đo đếm – SCADA, tăng tính quan trắc và điều khiển.
• Bình Dương, TP.HCM: tăng cường liên kết 220kV, 500kV; bổ sung trạm GIS, trạm ngầm ở các trung tâm phụ tải; nâng cao độ tin cậy cung cấp điện.

Việc đồng bộ giữa Trạm biến áp 220kV, Lưới 110kV và các tuyến liên kết 500kV sẽ trực tiếp cải thiện biên độ tiếp nhận nguồn mới, góp phần giảm tải cho các nút đang vận hành cao điểm.

Dự án và điểm đấu nối liên quan

Tại Đồng Nai, danh mục đáng chú ý gồm Trạm biến áp 220kV khu công nghiệp Nhơn Trạch và các tuyến đấu nối; bên cạnh đó là những dự án nâng cấp, mở rộng đường dây 220kV và 110kV. Toàn vùng Đông Nam Bộ tiếp tục tăng cường liên kết 500kV/220kV giữa các tỉnh và bổ sung trạm 220kV ở khu vực phụ tải dày đặc để hỗ trợ Giải tỏa công suất cho cụm nguồn mặt trời và phụ tải công nghiệp.

Tổ chức vận hành và yêu cầu điều độ

NLDC/A0 thực hiện điều độ hệ thống điện quốc gia, điều phối công suất và cân bằng cung – cầu theo thời gian thực. Ứng dụng công nghệ điều khiển, giám sát và cảnh báo sự cố giúp nâng cao khả năng đáp ứng của lưới khi nguồn năng lượng tái tạo biến động nhanh, nhất là tại các khu vực ảnh hưởng bởi Thủy điện Trị An và các điểm tập trung nguồn mặt trời. Kết hợp dữ liệu vận hành của NLDC/A0 với kế hoạch đầu tư theo Quy hoạch điện VIII tạo cơ sở triển khai các phương án điều khiển linh hoạt, tối ưu Giải tỏa công suất tại các nút 220kV/110kV.

Hướng tiếp cận kỹ thuật cho giai đoạn tới

Cần lồng ghép các giải pháp sau trong quá trình thiết kế và triển khai:

1. Tối ưu cấu hình Lưới 110kV: phân tải theo vùng, giảm tập trung dòng công suất về một số nút; tăng cường liên kết vòng và lắp đặt thiết bị điều khiển phù hợp.
2. Nâng cấp Trạm biến áp 220kV và 110kV: mở rộng ngăn lộ, nâng công suất MBA, áp dụng trạm GIS, trạm không người trực tùy điều kiện mặt bằng.
3. Mở rộng hành lang truyền tải 220kV/500kV liên vùng: đảm bảo quỹ đạo công suất linh hoạt từ Đông Nam Bộ đến các khu vực lân cận.
4. Tăng cường số hóa vận hành: SCADA, giám sát online, cảnh báo sớm tình trạng quá tải theo thời gian thực để chủ động Giải tỏa công suất khi sản lượng mặt trời tăng đột biến.

Cách tiếp cận này giúp phát huy vai trò của Thủy điện Trị An trong cân bằng vận hành, đồng thời tạo dư địa cho các dự án mới đấu nối an toàn vào Trạm biến áp 220kV và Lưới 110kV, phù hợp định hướng của Quy hoạch điện VIII.

Cơ chế: đấu thầu, FIT, ĐPPA năng lượng tái tạo; quy hoạch đất đai và môi trường.

Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai vận hành trong bối cảnh cơ chế giá chuyển từ FIT lịch sử sang đấu thầu công khai, khuyến khích tối ưu chi phí và nâng hiệu quả đầu tư. Với các dự án không áp mái, mô hình tự sản, tự tiêu đang được ưu tiên; song song, ĐPPA năng lượng tái tạo được thúc đẩy nhằm tăng linh hoạt giao dịch cho khách hàng công nghiệp, dù hướng dẫn chi tiết tại địa phương còn trong giai đoạn hoàn thiện và áp dụng thử nghiệm. Trên phương diện pháp lý, quy hoạch sử dụng đất 2021–2030 đã tạo yêu cầu rà soát lại tính phù hợp của các dự án, đồng thời địa phương tiếp tục ưu tiên lựa chọn quỹ đất phù hợp và hạn chế tác động môi trường. Bảo đảm tính đồng bộ chính sách sẽ giúp Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai gắn kết mục tiêu mở rộng nguồn sạch của miền Nam trong các năm tới..

Từ FIT lịch sử đến đấu thầu cạnh tranh

• Cơ sở pháp lý giai đoạn FIT: Quyết định 11/2017/QĐ-TTg, 13/2020/QĐ-TTg và 23/2021/QĐ-TTg thiết lập FIT điện mặt trời và điện gió như mức giá mua điện cố định, thời hạn hợp đồng thường 20 năm.
• Thời điểm kết thúc: Cơ chế FIT cho điện mặt trời kết thúc cuối năm 2020; với điện gió kết thúc cuối năm 2021.
• Tác động hệ thống: Thu hút mạnh đầu tư nhưng dẫn đến quá tải lưới, đồng thời đặt ra nhu cầu nâng cao minh bạch trong lựa chọn nhà đầu tư.

Chuyển sang đấu thầu cạnh tranh

• Nền tảng pháp lý: Luật Điện lực 2020, Nghị định 56/2025/NĐ-CP, Nghị định 58/2025/NĐ-CP và Quy hoạch điện VIII định hướng chuyển đổi cơ chế sang đấu thầu công khai.
• Phạm vi áp dụng: Áp dụng với các dự án mới đấu thầu điện mặt trời và điện gió quy mô lớn; không áp dụng cho dự án đã được cấp chủ trương trước thời điểm chuyển đổi.
• Hình thức & tiêu chí: Quy trình hai túi hồ sơ (RFQ/RFP), đánh giá năng lực và giá; giá trúng thầu không vượt trần do Bộ Công Thương ban hành, phù hợp khung giá phát điện.

ĐPPA cho khách hàng công nghiệp

• Cơ sở pháp lý: Luật Điện lực 2020 và Nghị định 57/2025/NĐ-CP cho phép giao dịch điện trực tiếp giữa nhà phát điện năng lượng tái tạo và khách hàng lớn.
• Mô hình giao dịch: ĐPPA Việt Nam cho phép ký hợp đồng mua bán điện trực tiếp, không qua EVN.
• Quy trình cốt lõi: Đăng ký, được cấp phép, ký hợp đồng và đấu nối lưới điện.
• Hạch toán chi phí: Chi phí mua điện dư được đưa vào giá bán buôn, bán lẻ của EVN theo quy định.
• Giá trị đem lại: Tăng linh hoạt, giảm phụ thuộc vào khâu mua điện truyền thống, thúc đẩy phát triển nguồn tái tạo tại chỗ.

Mô hình tự sản tự tiêu và ưu tiên dự án không áp mái

• Khung pháp lý: Luật Điện lực 2020 và Nghị định 58/2025/NĐ-CP hướng dẫn về điện mặt trời mái nhà.
• Nguyên tắc vận hành: Hệ thống điện mặt trời lắp mái phục vụ tự sản tự tiêu năng lượng; phần dư có thể bán lại cho EVN hoặc tham gia ĐPPA.
• Ưu tiên quy hoạch: Dự án không áp mái (trên đất, mặt nước) được ưu tiên trong quy hoạch và đấu thầu theo quy định hiện hành.
• Điều kiện then chốt: Dự án phải được cấp chủ trương đầu tư trước 01/01/2031 và nằm trong tổng công suất 6.000 MW theo Quy hoạch điện VIII.
• Hạn chế: Phần vượt công suất hoặc phê duyệt sau mốc quy định sẽ áp dụng theo pháp luật hiện hành.

Quy hoạch đất đai và ĐTM cho giai đoạn 2021–2030

• Quy hoạch sử dụng đất: Theo Luật Đất đai 2013/2024 và Quy hoạch điện VIII, các dự án phải phù hợp quy hoạch sử dụng đất 2021–2030 ở cấp tỉnh/huyện; bảo đảm không nằm trong khu vực bảo vệ môi trường, khu dân cư, khu di tích.
• Thủ tục pháp lý: Dự án cần được cấp phép và tuân thủ quy định về chuyển mục đích sử dụng đất cho NLTT.
• Đánh giá tác động môi trường (ĐTM): Theo Luật Bảo vệ Môi trường 2020, ĐTM cần đánh giá tác động môi trường – xã hội, đưa ra biện pháp giảm thiểu và cam kết bảo vệ môi trường; thẩm quyền phê duyệt thuộc cơ quan quản lý môi trường cấp tỉnh/thành phố.

Bối cảnh Đồng Nai và miền Nam

Đồng Nai

• Định hướng phát triển: Thuộc nhóm địa phương ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo (điện mặt trời và điện gió) theo Quy hoạch điện VIII.
• Quỹ đất: Nhiều khu công nghiệp và quỹ đất trống phù hợp dự án không áp mái, thuận lợi để tích hợp với mô hình tự sản tự tiêu năng lượng.
• Môi trường và thủ tục: Yêu cầu ĐTM nghiêm ngặt, đặc biệt các dự án gần khu dân cư/khu bảo tồn; địa phương có hướng dẫn cụ thể về cấp phép, đấu nối và ưu đãi đầu tư cho NLTT.

Miền Nam

• Tiềm năng nguồn: Tiềm năng lớn về điện mặt trời và điện gió, nhất là khu vực ven biển và các cụm khu công nghiệp.
• Đồng bộ quy hoạch: Nhiều tỉnh đã cập nhật quy hoạch đất đai và quy hoạch điện lực theo Quy hoạch điện VIII, tạo cơ sở cho đấu thầu điện mặt trời và mở rộng ĐPPA Việt Nam.
• Thực thi & thách thức: Nhiều dự án đã triển khai theo cơ chế đấu thầu, ĐPPA và mô hình tự sản tự tiêu năng lượng; tuy nhiên lưới điện chịu áp lực quá tải, cần nâng cấp hạ tầng và phối hợp giữa các cơ quan quản lý.

Việc tuân thủ khung pháp lý về đấu thầu, ĐPPA, quy hoạch đất đai và ĐTM cùng với tối ưu cấu hình dự án theo ưu tiên không áp mái sẽ giúp nhà đầu tư và khách hàng công nghiệp tận dụng hiệu quả giai đoạn chuyển đổi, đặc biệt tại Đồng Nai và toàn miền Nam.

Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai cho thấy dư địa mở rộng nhờ hai dự án Trị An 1.029 MW, lợi thế bức xạ và định hướng cơ chế linh hoạt. Ưu tiên nâng cấp lưới để giải tỏa công suất, tháo gỡ vướng mắc đất đai và thúc đẩy ĐPPA sẽ tăng độ chắc chắn kỹ thuật – đầu tư và phù hợp mục tiêu năng lượng sạch khu vực miền Nam giai đoạn 2023-2025 và các năm tiếp theo.

Cần cập nhật phương án theo Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai và cơ chế ĐPPA? Liên hệ QuangAnhcons – Hotline: +84 9 1975 8191.

Theo nội dung nghiên cứu, bài viết của QuangAnhcons cung cấp thông tin quy hoạch, cơ chế và ràng buộc kỹ thuật liên quan đến điện mặt trời tại Đồng Nai giai đoạn 2023-2025. Nội dung không bao gồm mô tả chi tiết về dịch vụ; vui lòng liên hệ qua Hotline để được cung cấp thông tin theo đúng phạm vi quy hoạch và chính sách hiện hành.