Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai 2023–2025: Trị An 1.029 MW, nâng cấp lưới và lộ trình ĐPPA

Quy hoạch điện mặt trời Đồng Nai giai đoạn 2023–2025 bám theo Quy hoạch Điện VIII (Quyết định 500/QĐ-TTg), ghi nhận hai dự án tại Trị An với tổng quy mô xấp xỉ 1.029 MW theo hướng tự sản, tự tiêu. Khu vực có nền bức xạ tốt, phù hợp cả mô hình mặt đất lẫn mái nhà; tuy vậy, công tác thanh toán còn vướng do quy hoạch sử dụng đất. Lưới truyền tải cần được tăng cường để giải tỏa công suất, trong khi cơ chế giá chuyển sang đấu thầu và thúc đẩy ĐPPA. Quy hoạch đất đai và yêu cầu môi trường tiếp tục là ưu tiên 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.

Định hướng phát triển điện mặt trời Đồng Nai do Quy hoạch Điện VIII (Quyết định 500/QĐ-TTg, 15/5/2023) dẫn dắt, xác lập hai dự án ĐMT Trị An tổng công suất khoảng 1.029 MW: 928 MW gắn với thủy điện Trị An và 101 MW chưa vận hành, định hướng triển khai theo mô hình tự sản, tự tiêu. Ở tầm quốc gia, công suất điện mặt trời dự kiến bổ sung khoảng 4.100 MW đến năm 2030 và hướng tới 168–189 nghìn MW vào năm 2050, mở ra dư địa kết nối vùng cho Đồng Nai. Song song, tỉnh được ghi nhận thêm 3 dự án NLTT quy mô lớn (chủ yếu là ĐMT), phù hợp kế hoạch của địa phương và Bộ Công Thương. Vì vậy, quy hoạch ĐMT Đồng Nai cần bám theo điểm đấu nối khu vực thủy điện Trị An và cập nhật tương thích các điều chỉnh nguồn – lưới từ Quy hoạch Điện VIII để tối ưu giải tỏa 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 vạch ra lộ trình phát triển NLTT ở cấp quốc gia, hướng tới 2050 tỷ trọng nguồn tái tạo (bao gồm điện mặt trời) đạt khoảng 67,5–71,5% tổng nguồn. Đến 2030, định hướng hình thành 2 trung tâm công nghiệp – dịch vụ NLTT liên vùng, tạo động lực cho ĐMT Đồng Nai gắn với khu vực Nam Bộ. Trong cấu trúc đó, ĐMT Trị An là hợp phần trọng yếu, phối hợp với Thủy điện Trị An để cân bằng hệ thống thời gian thực.

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

Khu vực Trị An (Đồng Nai) có tổng công suất ĐMT khoảng 1.029 MW, trong đó chừng 928 MW đã vận hành theo cấu hình liên kết Thủy điện Trị An và khoảng 101 MW chưa vận hành. Quy mô này yêu cầu kiến trúc vận hành đồng bộ: ĐMT phát theo bức xạ trong ngày, còn thủy điện đảm nhiệm điều tần, điều áp và chạy bù khi sản lượng mặt trời suy giảm. Sự phối hợp này nâng độ tin cậy cung cấp điện và tận dụng tốt hạ tầng truyền tải hiện hữu dọc hành lang Trị An.

• Vai trò Thủy điện Trị An: cung cấp PFR/FRR, hỗ trợ điều áp và chạy bù công suất để ổn định điện áp khu vực khi biên độ phát ĐMT biến thiên.
• Tương thích lưới: cấu hình đấu nối cần đáp ứng chuẩn kỹ thuật, bảo đảm giải tỏa công suất ổn định cho nhà máy hiện hữu và bổ sung.

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

Theo Quy hoạch Điện VIII, hạ tầng truyền tải Đồng Nai – Trị An được ưu tiên tăng cường, nhất là các tuyến và trạm 220 kV trở lên để kết nối hiệu quả nguồn ĐMT với hệ thống điện quốc gia. Đầu tư đồng bộ nguồn – lưới giúp giảm nguy cơ quá tải cục bộ, vận hành an toàn – ổn định, đồng thời bảo đảm điều độ linh hoạt giữa thủy điện và ĐMT. Trong bối cảnh ĐMT Đồng Nai mở rộng, tối ưu bài toán 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 ở hộ gia đình và doanh nghiệp, hướng tới mục tiêu trên 50% tòa nhà có thể tự cung cấp ĐMT. Tại Trị An, định hướng này giúp giảm tải cho lưới trung tâm, đồng thời tạo cấu trúc đấu nối linh hoạt giữa các cụm ĐMT phân tán và lưới khu vực. Với các 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 hạn chế 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 để khi một phần tử sự cố, hệ thống vẫn an toàn. Ngoài ra, các nhà máy phải điều khiển công suất tránh quá tải lưới và đáp ứng tiêu chuẩn quốc gia về lưới điện thông minh, an toàn, ổn định. Với ĐMT Trị An, các chức năng điều khiển linh hoạt cùng điều tần/điều áp (PFR/FRR) phối hợp Thủy điện Trị An là trọng tâm thiết kế – vận hành.

Kết nối vùng và điều độ công suất

Trị An là điểm tựa kết nối Nam Bộ với hệ thống điện quốc gia, nơi Thủy điện Trị An đóng vai trò “nhịp điều” cho điều tần, điều áp, giúp hấp thụ dao động từ ĐMT Đồng Nai. Lợi thế này nâng độ tin cậy cung cấp điện thời gian thực, giảm áp lực truyền tải trên các hành lang 220 kV trở lên và tạo dư địa mở rộng công suất ĐMT trong khi vẫn kiểm soát chất lượng điện áp, 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 NLTT quy mô lớn (trọng tâm là ĐMT) với tổng công suất có thể vượt 1.000 MW, phù hợp tiềm năng địa phương. Điều này đòi hỏi lập kế hoạch đấu nối đồng bộ, tối ưu vị trí đấu nối, cấu hình trạm – đường dây và cơ chế điều độ phối hợp với thủy điện lân cận để giải tỏa công suất ổn định cho dải phụ tải.

Lộ trình triển khai và ưu tiên đầu tư

Sau khi Quy hoạch Điện VIII phê duyệt (15/5/2023), Bộ Công Thương ban hành kế hoạch triển khai chi tiết, ưu tiên dự án hiệu quả và góp phần an ninh năng lượng. Trọng tâm là phát triển ĐMT 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 theo tinh thần quy hoạch mở để đảm bảo 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 Quy hoạch Điện VIII, ưu tiên tự sản, tự tiêu để giảm phụ thuộc lưới trung tâm và tăng linh hoạt vận hành.
• Phối hợp chặt với Thủy điện Trị An trong kịch bản điều độ, bảo đảm đáp ứng PFR/FRR và điều áp khi công suất mặt trời biến động.
• Đánh giá phương án đấu nối theo cấp điện áp phù hợp, tuân thủ N-1 và yêu cầu điều khiển công suất để tránh quá tải cục bộ.

Tổng quan trọng tâm kỹ thuật

ĐMT Trị An phát triển trong khuôn khổ Quy hoạch Điện VIII với đồng bộ nguồn – lưới và điều độ liên kết Thủy điện Trị An. Trục trọng tâm gồm: tăng cường truyền tải 220 kV trở lên, mở rộng tự sản, tự tiêu, tuân thủ N-1 và tiêu chuẩn lưới, cùng cấu hình đấu nối linh hoạt. Đây là nền tảng để ĐMT 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 ĐMT Đồng Nai được hậu thuẫn bởi bức xạ cao của miền Nam, phù hợp phát triển cả dự án mặt đất và ĐMT mái nhà. Thực tế, bên cạnh các trang trại ĐMT quy mô lớn, địa bàn ghi nhận nhiều hệ mái nhà, nổi bật tại TP Long Khánh với quy mô gần 1 MW mỗi dự án (ví dụ trang trại trồng trọt tại Bảo Quang). Lợi thế bức xạ giúp rút ngắn thời gian đạt sản lượng thiết kế và nâng hiệu quả khi kết hợp tự sản, tự tiêu. Để phát huy tiềm năng, quy hoạch ĐMT Đồng Nai cần đồng bộ vị trí đấu nối với khu vực thủy điện và lưới hiện hữu, tạo không gian cho ĐMT Trị An và mô hình mái nhà mở rộng trong khung pháp lý phù hợp.

Bức xạ mặt trời tại Đồng Nai ở mức thuận lợi cho cả ĐMT 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 chỉ số này tương ứng cường độ trung bình xấp xỉ 5 kWh/m²/ngày trong các tháng thuận lợi, làm nền cho 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 mùa hè và 2,2–3,2 kWh/m²/ngày mùa đông [4].
• Điểm tham chiếu: Nha Trang (Khánh Hòa) đạt khoảng 5,815 kWh/m²/ngày trong 8 tháng/năm [3][5], cho thấy 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 dài thường rơi vào tháng 1, 3, 4 (từ 7h đến 17h) [5][6], thuận lợi tối ưu chiến lược vận hành theo khung giờ phát kéo dài.
• Yếu tố địa phương: mây và tầng khí quyển gây chênh lệch bức xạ giữa các vùng, cần xét đến khi hiệu chỉnh thiết kế và dự báo sản lượng [3].

Chỉ tiêu phát triển theo Quy hoạch Điện VIII

Giai đoạn 2023–2030, Quy hoạch Điện VIII phân bổ cho Đồng Nai 229 MW công suất ĐMT tăng thêm, mức phân bổ cao trong nhóm tỉnh, thành [1]. Tổng công suất tăng thêm toàn quốc giai đoạn này khoảng 2,6 nghìn MW, cho thấy trọng tâm đầu tư NLTT hiện hữu tại phía Nam [1]. Phân bổ phù hợp nền bức xạ của Đồng Nai, tạo dư địa cho cả ĐMT mái nhà và trang trại phát triển theo nhu cầu 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 KCN là điều kiện thuận lợi mở rộng ĐMT mái nhà quy mô lớn, kèm các mái tại cụm công nghiệp, nông trại, 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 đấu nối 220/500 kV và hỗ trợ giải tỏa công suất khi kết nối vào hệ thống quốc gia.

Hàm ý mô hình triển khai tại Đồng Nai

• Điện áp mái trong KCN: tận dụng quỹ mái lớn để triển khai ĐMT 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 hành lang 500 kV/220 kV qua địa bàn, trang trại ĐMT có điều kiện thuận lợi về truyền tải khi phân bổ phù hợp hạ tầng hiện hữu.
• Vận hành theo mùa: lịch nắng kéo dài hỗ trợ tối ưu bảo trì; biến động do mây/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 Quy hoạch Điện VIII và năng lực lưới hiện hữu là ba trụ cột giúp địa phương mở rộng ĐMT mái nhà và trang trại theo lộ trình 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 ĐMT Đồng Nai ghi nhận số lượng hệ mái nhà đáng kể, nhưng quy trình thanh toán gặp khó do nhiều dự án chưa phù hợp quy hoạch sử dụng đất hiện hành, dẫn tới tạm dừng đấu nối và chi trả. Đây là điểm nghẽn vận hành của ĐMT mái nhà tại Đồng Nai, cần rà soát 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, thông tin công suất vận hành đến 2023 chưa đầy đủ do đang trong giai đoạn chuẩn bị. Do đó, quy hoạch ĐMT Đồng Nai cần ưu tiên thủ tục đất đai và đấu nối, khơi thông dự án hiện hữu và 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 ĐMT mái nhà với phổ công suất đa dạng; nhóm hộ gia đình và DN nhỏ chiếm số lượng lớn. Với hệ quy mô hộ gia đình, công suất hòa lưới thường dưới 10kWp; nhóm này không cần xin phép xây dựng nhưng phải khai báo với điện lực nếu bán điện dư. Sự phân tán công suất đòi hỏi đồng bộ giữa quy hoạch sử dụng đất và năng lực đấu nối để đo đếm, thanh toán minh bạch.

Vướng mắc về PPA và FIT điện mặt trời

• Phát sinh tạm dừng/gián đoạn thanh toán do dự án chưa phù hợp quy hoạch sử dụng đất tại thời điểm kiểm tra, ảnh hưởng quyền lợi nhà đầu tư.
• Từ khoảng 2020, xuất hiện tạm dừng hoặc hạn chế đấu nối đối với hệ thống mới vì nghẽn lưới và bố trí nguồn – tải chưa hợp lý, gây khó cho ký kết và thực thi PPA.
• Quy định pháp lý cho hợp đồng mua bán còn thiếu thống nhất giữa các bên, khiến đàm phán và hoàn thiện hồ sơ kéo dài. Trong bối cảnh đó, cơ chế FIT 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 sử dụng đất tại Đồng Nai là điều kiện tiên quyết khi lắp đặt trên mái công trình; địa phương bám theo hướng dẫn trung ương để thống nhất áp dụng.
• 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 hoặc hiện hữu), 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) hướng dẫn phát triển ĐMT mái nhà: đấu nối, thanh toán, trách nhiệm đơn vị điện lực.
• Quyết định 13/2020/QĐ-TTg và Nghị định 135/2024/NĐ-CP đặt khung pháp lý hỗ trợ triển khai, là cơ sở 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, nhấn mạnh ĐMT mái nhà giai đoạn 2025, lồng ghép quy hoạch sử dụng đất với tiến độ đầu tư thực tế.

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

• Rà soát quy hoạch điện khu vực để xử lý các điểm nghẽn đấu nối và cân đối nguồn, trong đó có phối hợp ĐMT – Thủy điện Trị An nhằm tối ưu hạ tầng.
• Tăng cường khả năng đấu nối hai chiều kèm hệ đo đếm chính xác do điện lực địa phương triển khai, hạch toán minh bạch phần tự dùng và phần phát lên lưới.

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

• Công tơ hai chiều do EVN lắp đặt/kiểm tra là nền tảng xác định sản lượng tự tiêu và sản lượng xuất lưới, phục vụ thanh toán theo PPA.
• Chi trả thường theo tháng bằng chuyển khoản; cách lập hóa đơn khác nhau giữa hộ và DN nhưng đều dựa dữ liệu đo đếm xác thực.
• Cơ chế FIT hiện áp dụng đến hết 2040 theo mức giá cố định; sau mốc này cần quy định tiếp nối để bảo đảm tính liên tục thị trường và động lực đầu tư ĐMT mái nhà.

Điểm nghẽn đặc thù và ưu tiên xử lý

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

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

Quy hoạch ĐMT 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 quá tải và giảm rủi ro nghẽn mạch vào mùa nắng cao điểm. Lập kế hoạch đồng bộ nguồn – lưới – trạm là then chốt nhằm tối ưu thời gian vào vận hành và tăng sẵn sàng đấu nối. Trong bối cảnh nguồn ĐMT toàn quốc tăng đến 2030, Đồng Nai cần ưu tiên các hạng mục nâng năng lực truyền tải tại các nút liên quan. Lồng ghép yêu cầu giải tỏa công suất ngay từ khâu thiết kế sẽ hỗ trợ vận hành an toàn và mở rộng quy mô ĐMT Trị An giai đoạn tiếp theo.

Hiện trạng hạ tầng và các nút trọng điểm

Đồng Nai vận hành cấu trúc lưới đa cấp, trong đó yêu cầu giải tỏa công suất NLTT phụ thuộc trực tiếp vào độ mạnh kết nối nguồn – lưới – trạm. Quy mô hạ tầng hiện gồm:

• Lưới 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 với tổng công suất trên 4.500 MVA; 85 tuyến đường dây, hơn 1.000 km.
• Lưới 220/500 kV đã được đầu tư đồng bộ, kết nối chặt chẽ hệ thống quốc gia; các nút 220/110 kV giữ vai trò trung tâm phân phối, đặc biệt tại KCN và đô thị lớn.

Các nút 220/110 kV tập trung phụ tải và nguồn phân tán, nên tối ưu kết nối giữa trạm 220 kV và lưới 110 kV là yếu tố mấu 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, hình thành các điểm tập trung công suất. Mùa nắng, phụ tải KCN tăng cùng lúc ĐMT phát mạnh, làm gia tăng áp lực tại trục 110 kV và các tuyến liên kết về trạm 220 kV.

Ràng buộc và hiện tượng nghẽn mạch mùa nắng

ĐMT phát triển nhanh ở Đồng Nai, Bình Dương, TP.HCM khiến yêu cầu giải tỏa công suất trở nên cấp thiết. Các ràng buộc chính:

• Khả năng tải của lưới phân phối (đặc biệt trung/hạ áp) còn hạn chế với công suất lớn, dẫn tới quá tải cục bộ.
• Các trạm 110/220 kV thường vận hành 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.

Giải pháp cần triển khai đồng bộ: nâng công suất trạm, mở rộng đường dây, điều khiển phân bố công suất linh hoạt và ứng dụng SCADA/các giải pháp lưới 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 các cụm nguồn lớn.

Các hạng mục ưu tiên tại Đông Nam Bộ

Khu vực Đông Nam Bộ (Đồng Nai, Bình Dương, TP.HCM) cần ưu tiên:

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

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 tại các nút 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; kèm theo là dự án nâng cấp, mở rộng đường dây 220/110 kV. Toàn vùng Đông Nam Bộ tiếp tục tăng cường liên kết 500/220 kV giữa các tỉnh và bổ sung trạm 220 kV 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 đảm nhiệm điều độ hệ thống điện quốc gia, điều phối công suất, cân bằng cung – cầu thời gian thực. Ứng dụng công nghệ điều khiển, giám sát, cảnh báo sự cố giúp nâng cao khả năng đáp ứng khi nguồn NLTT biến động nhanh, nhất là các khu vực chịu ảnh hưởng Thủy điện Trị An và điểm tập trung nguồn mặt trời. Kết hợp dữ liệu vận hành NLDC/A0 với kế hoạch đầu tư theo Quy hoạch Điện VIII là cơ sở triển khai phương án điều khiển linh hoạt, tối ưu giải tỏa công suất tại các nút 220/110 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 dồn dòng công suất về một số nút; tăng cường liên kết vòng, lắp thiết bị điều khiển phù hợp.
2. Nâng cấp trạm 220/110 kV: mở rộng ngăn lộ, nâng công suất MBA, áp dụng trạm GIS, không người trực tùy điều kiện mặt bằng.
3. Mở rộng hành lang truyền tải 220/500 kV 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 quá tải theo thời gian thực để chủ động giải tỏa khi sản lượng mặt trời tăng đột biến.

Cách tiếp cận này phát huy vai trò 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 ĐMT 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 được ưu tiên; song song, ĐPPA 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/thử nghiệm. Về pháp lý, quy hoạch sử dụng đất 2021–2030 yêu cầu rà soát tính phù hợp dự án; địa phương ưu tiên quỹ đất phù hợp và hạn chế tác động môi trường. Đồng bộ chính sách sẽ giúp quy hoạch ĐMT Đồng Nai gắn với 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, 23/2021/QĐ-TTg thiết lập FIT điện mặt trời và điện gió với giá mua cố định, HĐ 20 năm.
• Thời điểm kết thúc: FIT cho điện mặt trời kết thúc cuối 2020; điện gió cuối 2021.
• Tác động hệ thống: Thu hút mạnh đầu tư nhưng gây quá tải lưới, đồng thời đặt ra yêu cầu minh bạch 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 sang đấu thầu công khai.
• Phạm vi áp dụng: Áp dụng cho 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 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 NLTT và khách hàng lớn.
• Mô hình giao dịch: ĐPPA Việt Nam cho phép ký hợp đồng trực tiếp, không qua EVN.
• Quy trình cốt lõi: Đăng ký, cấp phép, ký hợp đồng và đấu nối lưới.
• Hạch toán chi phí: Chi phí mua điện dư đưa vào giá bán buôn/bán lẻ của EVN theo quy định.
• Giá trị đem lại: Tăng linh hoạt, giảm phụ thuộc phương thức 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 ĐMT mái nhà.
• Nguyên tắc vận hành: Hệ ĐMT lắp mái phục vụ tự sản tự tiêu năng lượng; phần dư có thể bán 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.
• Điều kiện then chốt: Dự án phải được chấp thuận chủ trương 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 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, dự án phải phù hợp quy hoạch sử dụng đất 2021–2030 cấp tỉnh/huyện; không nằm trong khu bảo vệ môi trường, dân cư, di tích.
• Thủ tục pháp lý: Dự án cần được cấp phép và tuân thủ quy định 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, 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 NLTT (ĐMT và điện gió) theo Quy hoạch Điện VIII.
• Quỹ đất: Nhiều KCN và quỹ đất trống phù hợp dự án không áp mái, thuận lợi tích hợp mô hình tự sản tự tiêu năng lượng.
• Môi trường và thủ tục: Yêu cầu ĐTM nghiêm ngặt, đặc biệt với 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 NLTT.

Miền Nam

• Tiềm năng nguồn: Tiềm năng lớn về ĐMT và điện gió, nhất là khu ven biển và các cụm KCN.
• Đồng bộ quy hoạch: Nhiều tỉnh 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 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 liên ngành.

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 ĐMT 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, phù hợp mục tiêu năng lượng sạch miền Nam giai đoạn 2023–2025 và các năm tiếp theo.

Cần cập nhật phương án theo Quy hoạch ĐMT 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.