Toàn cảnh quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai 2023–2025: Trị An 1.029 MW, nâng cấp lưới và cơ chế ĐPPA

Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai giai đoạn 2023–2025 được định hướng theo Quy hoạch Điện VIII (Quyết định 500/QĐ-TTg), ghi nhận hai dự án tại Trị An tổng quy mô khoảng 1.029 MW theo mô hình tự sản, tự tiêu. Khu vực sở hữu mức bức xạ cao, phù hợp cả điện mặt trời mặt đất và mái nhà, nhưng còn tồn tại vướng mắc thanh toán liên quan quy hoạch sử dụng đất. Hệ thống truyền tải cần được tăng cường để giải tỏa công suất, trong khi chính sách giá chuyển dịch sang đấu thầu và thúc đẩy cơ chế ĐPPA cho năng lượng tái tạo. Việc dành ưu tiên cho quy hoạch đất và môi trường tiếp tục là điểm nhấn nhằm bảo đảm 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 định hai dự án điện mặt trời Trị An với tổng công suất khoảng 1.029 MW: 928 MW phối hợp thủy điện Trị An và 101 MW chưa vận hành, cùng định hướng theo mô hình tự sản, tự tiêu. Ở bình diện quốc gia, đến 2030 dự kiến bổ sung khoảng 4.100 MW điện mặt trời và hướng tới 168–189 nghìn MW vào 2050, tạo dư địa kết nối liên vùng cho Đồng Nai. Bên cạnh đó, tỉnh được ghi nhận thêm 3 dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn, chủ yếu là điện mặt trời, đồng bộ với kế hoạch của tỉnh và Bộ Công Thương. Vì vậy, quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai cần bám sát điểm đấu nối quanh thủy điện Trị An và bảo đảm tương thích với cập nhật nguồn – lưới của Quy hoạch Điện VIII để tối ưu giải tỏa công suất và vận hành ổn định.

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

Quy hoạch Điện VIII đặt mục tiêu đến năm 2050, tỷ trọng nguồn tái tạo (bao gồm điện mặt trời) đạt khoảng 67,5–71,5% tổng nguồn. Giai đoạn đến 2030, hình thành 2 trung tâm công nghiệp – dịch vụ năng lượng tái tạo liên vùng, làm nền cho điện mặt trời Đồng Nai gắn kết khu vực Nam Bộ. Trong cấu trúc này, điện mặt trời Trị An là mắt xích quan trọng, phối hợp chặt với thủy điện Trị An để cân bằng hệ thống theo thời gian thực.

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

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

• Vai trò của thủy điện Trị An: cung cấp phản ứng tần số nhanh (PFR) và dự phòng tần số chậm (FRR), hỗ trợ điều áp và bù công suất để ổn định điện áp khu vực khi sản lượng điện mặt trời biến thiên.
• Tương thích lưới: hệ thống cần cấu hình đấu nối 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, nhất là các tuyến và trạm từ 220 kV trở lên, nhằm nâng năng lực kết nối nguồn mặt trời với lưới điện quốc gia. Đầu tư đồng bộ nguồn – lưới giúp giảm rủi ro quá tải cục bộ, vận hành an toàn – ổn định và bảo đảm điều độ linh hoạt giữa nguồn thủy điện và điện mặt trời. Trong bối cảnh mở rộng điện mặt trời Đồng Nai, tối ưu phương án đấu nối theo cấp điện áp phù hợp là điều kiện tiên quyết cho 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 cho hộ gia đình và doanh nghiệp, hướng tới mục tiêu trên 50% công trình có thể tự cung cấp điện mặt trời. Tại Trị An, định hướng này giúp giảm tải lưới trung tâm, đồng thời hình thành cấu trúc đấu nối linh hoạt giữa các cụm nguồn phân tán và lưới khu vực. Với cơ sở sản xuất – khu công nghiệp ở Đồng Nai, 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 sự cố, hệ thống vẫn an toàn. Đồng thời, nhà máy phải có khả năng điều khiển công suất để tránh quá tải lưới và đáp ứng tiêu chuẩn quốc gia về lưới thông minh, an toàn, 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 trong thiết kế và vận hành.

Kết nối vùng và điều độ công suất

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

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

Theo 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 địa phương. Điều này đặt ra yêu cầu lập kế hoạch đấu nối đồng bộ, tối ưu vị trí đấu nối, cấu hình trạm – đường dây và điều độ phối hợp với nguồn thủy điện lân cận để bảo đảm giải tỏa công suất ổn định trên 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 chi tiết, ưu tiên dự án 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. Những dự án chậm tiến độ được rà soát, điều chỉnh linh hoạt theo tinh thần quy hoạch mở, nhằm bảo đảm cân đối hệ thống và hiệu quả đầu tư.

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 linh hoạt vận hành.
• Phối hợp chặt chẽ với thủy điện Trị An trong các kịch bản điều độ, đáp ứng 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 theo cấp điện áp phù hợp, tuân thủ nguyên tắc N-1 và yêu cầu điều khiển công suất để 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 đồng bộ nguồn – lưới và điều độ liên kết với thủy điện Trị An. Trục trọng tâm gồm: nâng cấp 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 linh hoạt. Đây là nền tảng để điện mặt trời Đồng Nai khai thác tối đa tiềm năng và 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 nâng đỡ bởi nền bức xạ cao của miền Nam, thích hợp phát triển đồng thời trang trại mặt đất và hệ thống điện mặt trời mái nhà. Thực tế, ngoài các dự án 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 gia tăng hiệu quả vận hành khi áp dụng mô hình tự sản, tự tiêu. Để phát huy tiềm năng, quy hoạch Đồng Nai cần đồng bộ vị trí đấu nối với khu vực thủy điện và lưới hiện hữu, từ đó mở không gian cho điện mặt trời Trị An và các mô hình mái nhà phát triển trong khuôn khổ 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, với tổng bức xạ theo phương ngang khoảng 1,7–1,9 nghìn kWh/m²/năm và số giờ nắng trung bình khoảng 2,4 nghìn giờ/năm [1]. Các giá trị này tương ứng cường độ bình quân xấp xỉ 5 kWh/m²/ngày trong những 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 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 vùng: 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 nắng kéo dài thường rơi vào tháng 1, 3, 4 (từ 7h đến 17h) [5][6], thuận lợi để tối ưu chiến lược vận hành theo khung giờ phát điện dài.
• Yếu tố địa phương: mây và lớp khí quyển gây 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, thuộc nhóm phân bổ cao [1]. Tổng công suất tăng thêm cả nước ở giai đoạn này khoảng 2,6 nghìn MW, cho thấy trọng tâm đầu tư năng lượng tái tạo đang hiện hữu tại phía Nam [1]. Phân bổ này phù hợp nền tảng bức xạ của Đồng Nai, tạo dư địa cho cả điện mặt trời mái nhà và trang trại đáp ứng phụ tải địa phương.

Cơ sở hạ tầng hỗ trợ triển khai

• Quỹ mái công nghiệp: hơn 7 nghìn 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, cùng các mái ở cụm công nghiệp, trang trại nông nghiệp, công sở và hộ 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 220 kV/500 kV 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 số giờ nắng cao nhằm đáp ứng phụ tải sản xuất theo mô hình tự sản, tự tiêu.
• Dự án mặt đất: với khung lưới 500 kV/220 kV đi qua, trang trại điện mặt trời có lợi thế hành lang truyền tải để kết nối và giải tỏa công suất khi bố trí phù hợp với hạ tầng.
• Vận hành theo mùa: các tháng nắng dài hỗ trợ tối ưu lịch bảo trì; biến động do mây và khí quyển đòi hỏi cập nhật dự báo bức xạ để chủ động điều độ nội bộ.

Tổng thể, bức xạ mặt trời Đồng Nai, chỉ tiêu của Quy hoạch Điện VIII và năng lực hạ tầng lưới hiện hữu là ba trụ cột giúp địa phương mở rộng điện mặt trời mái nhà và trang trại 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 việc thanh toán đang gặp khó do nhiều dự án chưa phù hợp quy hoạch sử dụng đất hiện hành, dẫn đến tạm dừng đấu nối và chi trả. Đây là điểm nghẽn vận hành quan trọng của điện mặt trời mái nhà tại Đồng Nai, cần rà soát tính phù hợp mục đích sử dụng đất và cập nhật theo kế hoạch địa phương. Với các dự án quy mô lớn đấu nối qua thủy điện Trị An, dữ liệu công suất vận hành đến năm 2023 chưa đầy đủ do vẫn trong giai đoạn chuẩn bị triển khai. Vì vậy, quy hoạch cần ưu tiên xử lý thủ tục đất đai và đấu nối để khơi thông các dự án hiện hữu, đồng thời bảo đảm tuân thủ pháp lý khi mở rộng công suất mới.

Hiện trạng hệ thống và đặc trưng vận hành

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

Vướng mắc về PPA và FIT điện mặt trời

• Nhiều trường hợp bị dừng hoặc gián đoạn thanh toán do dự án không còn phù hợp quy hoạch sử dụng đất tại thời điểm kiểm tra, ảnh hưởng quyền lợi nhà đầu tư.
• Từ khoảng năm 2020, xuất hiện tình trạng tạm dừng hoặc hạn chế đấu nối các hệ thống mới vì nghẽn lưới và bố trí nguồn – tải chưa đồng bộ, khiến việc ký và thực thi PPA gặp trở ngại.
• Quy định pháp lý cho hợp đồng mua bán còn thiếu thống nhất giữa các bên, làm kéo dài thời gian đàm phán – hoàn thiện hồ sơ. Trong bối cảnh đó, vai trò của cơ chế FIT điện mặt trời 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

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

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 phát triển điện mặt trời mái nhà, gồm đấu nối, 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 và áp dụng FIT trong giai đoạn tương ứng.
• Đồng Nai định hướng thúc đẩy sử dụng năng lượng tiết kiệm, chú trọng nguồn điện mặt trời mái nhà giai đoạn 2025, qua đó lồng ghép yêu cầu quy hoạch 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 điểm nghẽn đấu nối lưới và cân đối nguồn, bao gồm phối hợp giữa điện 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 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 minh bạch.

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

• Công tơ hai chiều do EVN lắp đặt và kiểm định là nền tảng kỹ thuật xác định sản lượng tự tiêu và sản lượng xuất lưới, phục vụ thanh toán theo PPA.
• Quy trình chi trả thường theo tháng bằng chuyển khoản; cách lập hóa đơn khác nhau 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 mốc này cần quy định kế thừa để đảm bảo tính liên tục thị trường và động lực đầu tư cho điện mặt trời mái nhà.

Điểm nghẽn đặc thù và ưu tiên xử lý

• Vướng mắc tập trung ở việc chuẩn hóa định nghĩa mái nhà, hoàn thiện quy hoạch sử dụng đất và nâng cấp hạ tầng để tránh tái diễn việc tạm dừng đấu nối.
• Nhu cầu đầu tư vào lưới phân phối và đo đếm tăng theo tốc độ phát triển nguồn mái nhà, tạo nền tảng cho ký kết – thực thi PPA ổn định.
• Tiếp tục cập nhật quy định sau giai đoạn FIT sẽ giúp thị trường duy trì tính dự báo, giảm 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 – chỉnh trang để bảo đảm giải tỏa công suất, phòng ngừa quá tải và giảm rủi ro nghẽn mạch trong mùa nắng cao điểm. Lập kế hoạch đồng bộ nguồn – lưới – trạm biến áp là then chốt nhằm tối ưu thời điểm đưa vào vận hành và tăng khả năng sẵn sàng đấu nối. Trong bối cảnh nguồn điện mặt trời toàn quốc dự kiến tăng thêm đến 2030, khu vực Đồng Nai cần ưu tiên các hạng mục nâng năng lực truyền tải tại các nút liên quan. Bằng cách lồng ghép yêu cầu giải tỏa công suất vào thiết kế, quy hoạch Đồng Nai hỗ trợ vận hành an toàn và mở đường mở rộng quy mô điện mặt trời Trị An ở giai đoạn tiếp theo.

Hiện trạng hạ tầng và các nút trọng điểm

Đồng Nai đang vận hành cấu trúc lưới đa cấp, trong đó yêu cầu giải tỏa công suất cho nguồn năng lượng tái tạo phụ thuộc trực tiếp vào độ mạnh của 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 110 kV: 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 220 kV và 500 kV đã được đầu tư đồng bộ, liên kết chặt với hệ thống quốc gia; các nút 220 kV/110 kV giữ vai trò trung tâm phân phối, đặc biệt tại khu công nghiệp và đô thị lớn.

Các nút 220 kV/110 kV là nơi tập trung phụ tải và nguồn phân tán, nên tối ưu kết nối giữa trạm 220 kV và lưới 110 kV là yếu tố then chốt để nâng khả năng tiếp nhận nguồn mới.

Vai trò nguồn thủy điện và tính thời vụ phụ tải

Thủy điện Trị An là nguồn chủ lực của khu vực, góp phần ổn định vận hành và cân bằng công suất. Hiện các nguồn thủy điện chủ yếu phát lên lưới 35 kV trước khi truyền tải về trạm 110 kV, tạo thành các điểm tập trung công suất. Khi vào mùa nắng, phụ tải khu công nghiệp tăng song hành với sản lượng điện mặt trời, làm tăng áp lực tại các trục 110 kV và các tuyến liên kết về trạm 220 kV.

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 bách. Các ràng buộc chính gồm:

• Khả năng tải của lưới phân phối (đặc biệt trung áp/hạ áp) còn hạn chế với công suất lớn, dẫn đến quá tải cục bộ.
• Các trạm 110 kV/220 kV thường vận hành mức tải cao mùa nắng, biên độ dự phòng giảm.
• Nghẽn mạch vào khung giờ bức xạ đỉnh: 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 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 giải pháp lưới điện thông minh tại các nút liên quan đến thủy điện Trị An và dọc lưới 110 kV.

Định hướng đến 2030 theo Quy hoạch Điện VIII

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

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

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 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 hạng mục sau để củng cố hành lang truyền tải:

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

Việc đồng bộ giữa trạm 220 kV, lưới 110 kV và các tuyến liên kết 500 kV sẽ trực tiếp cải thiện biên độ tiếp nhận nguồn mới, góp phần giảm tải 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 220 kV KCN Nhơn Trạch và các tuyến đấu nối; ngoài ra còn có các dự án nâng cấp, mở rộng đường dây 220 kV và 110 kV. Toàn vùng Đông Nam Bộ tiếp tục tăng cường liên kết 500 kV/220 kV giữa các tỉnh và bổ sung trạm 220 kV ở khu vực phụ tải dày 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 khả năng đáp ứng của lưới khi nguồn năng lượng tái tạo biến động nhanh, nhất là tại khu vực chịu ảnh hưởng của 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 phương án điều khiển linh hoạt, tối ưu giải tỏa công suất tại các nút 220 kV/110 kV.

Hướng tiếp cận kỹ thuật cho giai đoạn tới

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

1. Tối ưu cấu hình lưới 110 kV: phân tải theo vùng, giảm tập trung dòng công suất vào một số nút; tăng cường liên kết vòng và lắp thiết bị điều khiển phù hợp.
2. Nâng cấp trạm 220 kV và 110 kV: 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 220 kV/500 kV liên vùng: đảm bảo quỹ đạo công suất linh hoạt từ Đông Nam Bộ đến khu vực lân cận.
4. Đẩy mạnh số hóa vận hành: SCADA, giám sát online, cảnh báo sớm 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 phát huy vai trò của thủy điện Trị An trong cân bằng vận hành, đồng thời tạo dư địa cho dự án mới đấu nối an toàn vào trạm 220 kV và lưới 110 kV, phù hợp định hướng 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 ở địa phương còn đang hoàn thiện và áp dụng thử. Về pháp lý, quy hoạch sử dụng đất 2021–2030 tạo yêu cầu rà soát mức độ phù hợp của dự án; tỉnh tiếp tục ưu tiên chọn quỹ đất phù hợp và hạn chế tác động môi trường. Bảo đảm đồng bộ chính sách sẽ giúp quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai gắn kết mục tiêu mở rộng nguồn sạch cho 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.
• Mốc kết thúc: Cơ chế FIT cho điện mặt trời dừng vào cuối năm 2020; với điện gió kết thúc cuối năm 2021.
• Tác động hệ thống: Thu hút mạnh đầu tư nhưng gây quá tải lưới, đồng thời đặt ra yêu cầu minh bạch hơn 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 sang đấu thầu công khai.
• Phạm vi áp dụng: Áp dụng cho các dự án mới đấu thầu điện mặt trời và điện gió quy mô lớn; không áp dụng cho dự án đã có 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 mang lại: Tăng tính linh hoạt, giảm phụ thuộc kênh 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 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 tuân thủ 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, dự án phải phù hợp quy hoạch sử dụng đất 2021–2030 cấp tỉnh/huyện; bảo đảm không nằm trong khu vực bảo vệ môi trường, khu dân cư, 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 đánh giá tác động môi trường – xã hội, đề xuất 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 tích hợp với mô hình tự sản tự tiêu năng lượng.
• Môi trường và thủ tục: Yêu cầu ĐTM nghiêm ngặt, đặc biệt 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, làm cơ sở cho đấu thầu điện mặt trời và mở rộng ĐPPA Việt Nam.
• Thực thi & thách thức: Nhiều dự án triển khai theo 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.

Tuân thủ khung pháp lý về đấu thầu, ĐPPA, quy hoạch đất đai và ĐTM cùng 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 gia tăng độ chắc chắn kỹ thuật – đầu tư, 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.

Dựa trên nội dung nghiên cứu, bài viết của QuangAnhcons tổng hợp thông tin quy hoạch, cơ chế và ràng buộc kỹ thuật liên quan điện mặt trời tại Đồng Nai giai đoạn 2023–2025. Bài viết không bao gồm mô tả dịch vụ chi tiết; vui lòng liên hệ qua Hotline để nhận thông tin theo đúng phạm vi quy hoạch và chính sách hiện hành.