Sau khi phân tích tài nguyên bức xạ mặt trời và đặc điểm khí hậu của Việt Nam trong hai chương trước, có thể thấy rằng việc đánh giá tiềm năng điện mặt trời không thể chỉ dựa vào một con số duy nhất như số giờ nắng hay cường độ bức xạ. Trên thực tế, hiệu quả của một hệ thống điện mặt trời là kết quả của sự tương tác giữa nhiều yếu tố: bức xạ mặt trời, nhiệt độ môi trường, lượng mây che phủ, mùa mưa, độ ẩm không khí và đặc biệt là nhu cầu tiêu thụ điện tại từng khu vực. Chính vì vậy, khi đặt cùng một hệ thống điện mặt trời lên mái nhà ở Hà Nội, Ninh Thuận hay TP.HCM, sản lượng điện tạo ra và hiệu quả đầu tư sẽ hoàn toàn khác nhau.
Đây cũng là lý do các tổ chức như World Bank, Global Solar Atlas và Solargis không đánh giá tiềm năng điện mặt trời thông qua một chỉ số riêng lẻ, mà sử dụng mô hình tích hợp nhiều lớp dữ liệu vệ tinh, khí tượng và địa hình để mô phỏng sản lượng điện thực tế của hệ thống quang điện. Kết quả cho thấy Việt Nam là một trong những quốc gia có tiềm năng điện mặt trời cao trong khu vực Đông Nam Á, nhưng sự phân hóa giữa các vùng lại rất rõ rệt. Thay vì tồn tại một khu vực “tốt nhất”, mỗi vùng khí hậu lại sở hữu những lợi thế và hạn chế riêng, phù hợp với những mô hình đầu tư khác nhau.
Miền Bắc – Tiềm năng vẫn lớn nhưng chịu ảnh hưởng mạnh bởi tính mùa vụ
Trong bức tranh năng lượng mặt trời của Việt Nam, miền Bắc thường được xem là khu vực có điều kiện tự nhiên “khó tính” nhất đối với điện mặt trời. Nguyên nhân không nằm ở việc thiếu nắng, mà đến từ sự biến động rất lớn của thời tiết giữa các mùa trong năm. Khác với miền Nam có khí hậu tương đối ổn định, miền Bắc chịu tác động trực tiếp của gió mùa Đông Bắc, tạo nên mùa đông kéo dài với nhiều ngày nhiều mây, sương mù và độ ẩm không khí cao. Những yếu tố này làm giảm lượng bức xạ mặt trời đến bề mặt mô-đun quang điện, khiến sản lượng điện trong giai đoạn từ cuối thu đến đầu xuân giảm đáng kể so với mùa hè.
Theo dữ liệu của Global Solar Atlas, giá trị bức xạ trung bình năm tại nhiều tỉnh phía Bắc vẫn nằm trong ngưỡng phù hợp để phát triển điện mặt trời. Tuy nhiên, điều làm nên sự khác biệt chính là độ ổn định của nguồn bức xạ. Trong khi khu vực Đông Nam Bộ và Nam Trung Bộ duy trì sản lượng tương đối đồng đều quanh năm thì miền Bắc lại có sự chênh lệch rất rõ giữa các tháng. Có những thời điểm vào mùa hè, hệ thống điện mặt trời có thể đạt hiệu suất rất cao nhờ cường độ bức xạ mạnh và thời gian chiếu sáng dài, nhưng đến mùa đông, sản lượng có thể giảm từ 25–40% tùy điều kiện thời tiết của từng năm.
Đây là đặc điểm mà nhiều người thường hiểu nhầm. Không ít ý kiến cho rằng miền Bắc “không phù hợp” với điện mặt trời, nhưng thực tế hoàn toàn không phải vậy. Điều cần thay đổi không phải là từ bỏ điện mặt trời, mà là thay đổi cách thiết kế và kỳ vọng đối với hệ thống. Thay vì lấy sản lượng trung bình của các tỉnh Nam Trung Bộ làm chuẩn, việc tính toán hiệu quả đầu tư tại miền Bắc cần dựa trên dữ liệu bức xạ địa phương, hồ sơ phụ tải và quy luật thời tiết theo mùa. Khi được thiết kế đúng công suất, hệ thống điện mặt trời tại miền Bắc vẫn có thể mang lại hiệu quả kinh tế rất tốt, đặc biệt đối với các hộ gia đình và doanh nghiệp có mức tiêu thụ điện lớn vào mùa hè.
Một điểm thú vị là thời kỳ hệ thống điện mặt trời đạt sản lượng cao nhất tại miền Bắc cũng chính là giai đoạn nhu cầu sử dụng điện tăng mạnh nhất. Mỗi năm, từ tháng 5 đến tháng 8, nền nhiệt tại Hà Nội, Hải Phòng và nhiều tỉnh đồng bằng Bắc Bộ thường xuyên vượt 35°C. Đây là thời điểm điều hòa, hệ thống làm mát và các thiết bị điện hoạt động với cường độ cao, khiến nhu cầu tiêu thụ điện tăng mạnh. Sự trùng khớp giữa thời điểm phát điện và thời điểm sử dụng điện giúp nâng cao tỷ lệ điện tự tiêu thụ, qua đó cải thiện hiệu quả đầu tư của hệ thống.
Nam Trung Bộ – Vì sao nơi đây trở thành “thủ phủ điện mặt trời” của Việt Nam?
Nếu miền Bắc đại diện cho tính mùa vụ thì Nam Trung Bộ lại là hình mẫu về sự ổn định của nguồn tài nguyên mặt trời. Trong nhiều năm liên tiếp, Ninh Thuận và Bình Thuận luôn được nhắc đến như hai địa phương có điều kiện thuận lợi nhất để phát triển các dự án điện mặt trời quy mô lớn. Tuy nhiên, điều đáng nói là lợi thế của khu vực này không chỉ đến từ việc có nhiều nắng hơn, mà còn là kết quả của sự kết hợp hiếm có giữa nhiều yếu tố khí hậu thuận lợi.
Theo dữ liệu từ Global Solar Atlas, Nam Trung Bộ nằm trong nhóm khu vực có giá trị GHI và PVOUT cao nhất Việt Nam. Nhưng nếu chỉ nhìn vào các chỉ số bức xạ thì vẫn chưa thể giải thích đầy đủ vì sao nơi đây thu hút hàng loạt dự án điện mặt trời công suất hàng trăm megawatt. Điều thực sự tạo nên khác biệt chính là tính ổn định của khí hậu. Khu vực này có mùa khô kéo dài, lượng mưa thấp, số ngày nhiều mây ít và bầu khí quyển tương đối trong sạch, giúp lượng bức xạ truyền tới bề mặt tấm pin ít bị suy giảm hơn so với nhiều vùng khác.
Điều này đồng nghĩa với việc hệ thống điện mặt trời không chỉ tạo ra nhiều điện hơn, mà còn duy trì sản lượng ổn định trong phần lớn thời gian của năm. Đối với các dự án đầu tư quy mô lớn, tính ổn định này có ý nghĩa rất quan trọng vì nó giúp dự báo dòng tiền chính xác hơn, giảm rủi ro trong vận hành và nâng cao hiệu quả khai thác trong suốt vòng đời của nhà máy.
Nếu Nam Trung Bộ được xem là “vùng đất vàng” của các nhà máy điện mặt trời quy mô lớn thì Đông Nam Bộ lại đại diện cho một xu hướng hoàn toàn khác: điện mặt trời áp mái phục vụ tiêu thụ tại chỗ. Đây là khu vực có thể không dẫn đầu về cường độ bức xạ mặt trời, nhưng lại sở hữu một lợi thế mà rất ít địa phương có được – nhu cầu sử dụng điện cực kỳ lớn và ổn định trong suốt cả năm. Theo số liệu thống kê của ngành điện, TP.HCM, Bình Dương và Đồng Nai luôn nằm trong nhóm địa phương có sản lượng điện tiêu thụ cao nhất cả nước. Hàng chục nghìn nhà máy, xưởng sản xuất, trung tâm logistics và khu thương mại hoạt động liên tục từ sáng đến chiều tạo nên một biểu đồ phụ tải gần như trùng khớp với đường cong phát điện của hệ thống điện mặt trời. Điều này có ý nghĩa rất lớn về mặt kinh tế. Thay vì tạo ra điện để bán lên lưới, phần lớn sản lượng điện được sử dụng ngay tại chỗ, giúp doanh nghiệp giảm đáng kể lượng điện phải mua từ EVN trong khung giờ có mức tiêu thụ cao nhất.
TỪ GÓC NHÌN CỦA SOLAR SÀI GÒN
Đây cũng là xu hướng đang diễn ra tại nhiều quốc gia phát triển. Theo IEA và pv magazine, điện mặt trời áp mái đang dần chuyển từ mô hình “phát điện để bán” sang mô hình “phát điện để tự sử dụng”. Khi giá bán điện dư lên lưới ngày càng được điều chỉnh theo hướng thị trường, trong khi chi phí điện sản xuất liên tục tăng, việc tận dụng tối đa lượng điện tạo ra trong chính nhà máy hoặc hộ gia đình mới là yếu tố quyết định hiệu quả đầu tư. Chính vì vậy, một hệ thống tạo ra ít điện hơn nhưng có tỷ lệ tự tiêu thụ đạt 90–95% đôi khi lại mang lại hiệu quả tài chính cao hơn một hệ thống có sản lượng lớn nhưng phần lớn điện phải phát lên lưới với giá thấp.
Đó cũng là điều mà Solar Sài Gòn quan sát được sau nhiều năm triển khai thực tế. Phần lớn khách hàng tại TP.HCM, Bình Dương và Đồng Nai không còn đặt câu hỏi “hệ thống phát được bao nhiêu kWh mỗi ngày”, mà quan tâm nhiều hơn đến việc giảm được bao nhiêu tiền điện mỗi tháng và khả năng duy trì hoạt động khi lưới điện gặp sự cố. Một ví dụ điển hình là công trình vừa được Solar Sài Gòn hoàn thành tại phường Hiệp Bình, TP.HCM. Công trình được thiết kế với 45 tấm pin năng lượng mặt trời TCL công suất cao, kết hợp 01 biến tần hybrid Deye và 03 bộ pin lưu trữ Lithtech, tạo thành một hệ thống có khả năng vừa phát điện, vừa lưu trữ năng lượng để sử dụng vào buổi tối hoặc trong những thời điểm mất điện.
Điều đáng chú ý là chủ đầu tư không lựa chọn hệ thống này chỉ vì muốn giảm hóa đơn tiền điện. Qua khảo sát phụ tải, đội ngũ kỹ thuật nhận thấy lượng điện tiêu thụ vào ban ngày của công trình luôn ở mức rất cao. Điều này đồng nghĩa với việc gần như toàn bộ lượng điện mặt trời tạo ra đều được sử dụng trực tiếp thay vì phát ngược lên lưới. Chính sự phù hợp giữa đường cong phát điện và đường cong tiêu thụ đã giúp hệ thống phát huy tối đa hiệu quả, với mức tiết kiệm chi phí điện lên đến khoảng 20 triệu đồng mỗi tháng.
Từ góc nhìn đầu tư, đây là minh chứng rõ ràng cho thấy hiệu quả của điện mặt trời không phụ thuộc hoàn toàn vào việc khu vực đó có bức xạ cao nhất hay không. Một công trình tại TP.HCM có thể mang lại dòng tiền tốt hơn một công trình tại khu vực nhiều nắng hơn nếu nhu cầu tiêu thụ điện được tối ưu. Đây cũng là lý do các chuyên gia hiện nay thường đánh giá hiệu quả dự án thông qua tỷ lệ điện tự sử dụng (Self-consumption Ratio) thay vì chỉ nhìn vào tổng sản lượng phát điện hàng năm.
Trong khi Nam Trung Bộ và Đông Nam Bộ thường xuyên xuất hiện trên các báo cáo về điện mặt trời, Tây Nguyên lại là khu vực ít được nhắc đến hơn. Tuy nhiên, dưới góc nhìn kỹ thuật, đây lại là một trong những vùng có nhiều tiềm năng chưa được khai thác hết. Lợi thế lớn nhất của Tây Nguyên không nằm ở việc có bức xạ cao nhất, mà nằm ở nền nhiệt độ thấp hơn so với khu vực đồng bằng. Đây là yếu tố đặc biệt quan trọng đối với hiệu suất của mô-đun quang điện. Các nghiên cứu của Fraunhofer ISE và NREL cho thấy hầu hết mô-đun silicon hiện nay đều có hệ số nhiệt (Temperature Coefficient) dao động từ -0,29% đến -0,35% cho mỗi 1°C tăng thêm so với điều kiện tiêu chuẩn. Điều đó có nghĩa là khi nhiệt độ bề mặt tấm pin tăng lên, khả năng chuyển đổi quang năng thành điện năng sẽ giảm tương ứng. Trong điều kiện vận hành thực tế, bề mặt tấm pin thường nóng hơn nhiệt độ không khí từ 20–30°C. Vì vậy, tại các khu vực có khí hậu mát hơn như nhiều địa phương thuộc Tây Nguyên, mô-đun quang điện thường hoạt động trong điều kiện nhiệt độ thấp hơn, giúp hạn chế tổn thất hiệu suất do nhiệt. Dù mức chênh lệch chỉ vài phần trăm mỗi năm, nhưng khi nhân lên trong suốt vòng đời 25–30 năm của hệ thống, đây là một lợi thế không hề nhỏ đối với các dự án quy mô lớn.
TÀI LIỆU THAM KHẢO:
- https://globalsolaratlas.info
- https://solargis.com
- https://www.worldbank.org/en/topic/energy
- https://datacatalog.worldbank.org
- https://earthobservatory.nasa.gov
- https://power.larc.nasa.gov
- https://www.iea.org
- https://www.irena.org
- https://www.nrel.gov
- https://www.fraunhofer.de
- https://www.pv-magazine.com
