EOR19 và một số vấn đề cần được làm sáng tỏ

`-`
Mặc dù các vấn đề phát triển năng lượng nói chung, điện lực nói riêng của Việt Nam còn nhiều thách thức về bài toán an ninh cung cấp, tổ chức thực hiện các chiến lược, chính sách của Chính phủ, về huy động các nguồn lực xã hội, nâng cao ý thức cộng đồng... Báo cáo Triển vọng Năng lượng Việt Nam 2019 (EOR19) được cho là một nghiên cứu bài bản, công phu, được sự đóng góp của nhiều chuyên gia từ các cơ quan quản lý, cơ quan nghiên cứu năng lượng và các bên liên quan ở việt Nam. Để góp thêm góc nhìn đa chiều, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam sẽ tóm tắt những kết quả tính toán, phân tích, kiến nghị chủ yếu của EOR19, qua đó đưa ra một số nhận định như sau:

Thấy gì trong kịch bản EOR19 về nhiệt điện than Việt Nam?

Đây là một trong các nội dung chuyên đề của Chương trình hợp tác đối tác năng lượng dài hạn giữa Việt Nam và Đan Mạch. Mục đích của Báo cáo Triển vọng Năng lượng Việt Nam 2019 là cung cấp định hướng cho các nhà quản lý ra quyết định và các nhà lập quy hoạch năng lượng nhằm đạt được một quá trình chuyển đổi xanh, bền vững cho hệ thống năng lượng, tăng cường sự đồng thuận, mở rộng hiểu biết cho tất cả các bên về những cơ hội, thách thức của ngành năng lượng. Báo cáo này và những nghiên cứu hỗ trợ nó sẽ được sử dụng làm thông tin đầu vào cho Quy hoạch điện 8, cũng như xây dựng Quy hoạch phát triển năng lượng quốc gia trong giai đoạn 2020 - 2050.

Với 5 chủ đề:

1/ Các nguồn năng lượng.

2/ Tiết kiệm năng lượng (TKNL).

3/ Năng lượng tái tạo (NLTT).

4/ Cân bằng hệ thống điện.

5/ Tác động khí hậu và ô nhiễm.

Báo cáo EOR19 đã nghiên cứu và mô hình hóa hệ thống năng lượng Việt Nam theo 5 kịch bản (C) với những lộ trình phát triển khác nhau:

1/ C0 - Không hạn chế: Kịch bản lý thuyết này mô phỏng một tương lai không đạt được các mục tiêu về NLTT, hoặc không hạn chế nguồn nhiệt điện than và không áp dụng các công nghệ TKNL ở phía cầu.

2/ C1 - Mục tiêu NLTT: Kịch bản này bao gồm mục tiêu NLTT cho ngành điện, như được đặt ra trong Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo hiện tại và không áp dụng các công nghệ TKNL ở phía nhu cầu.

3/ C2 - Không xây dựng nhiệt điện than mới: Bổ sung cho Kịch bản C1 về Mục tiêu NLTT, kịch bản này thực hiện hạn chế đầu tư các nhà máy điện than mới bắt đầu từ năm 2025, mặc dù công suất nhiệt điện than trong nước vẫn được giữ nguyên.

4/ C3 - Tiết kiệm năng lượng: Bổ sung cho Kịch bản C1, kịch bản này giả thiết đầu tư vào các công nghệ TKNL, với tỷ lệ áp dụng 50% công nghệ TKNL ở phía nhu cầu vào năm 2030 và 100% vào năm 2050.

5/ C4 - Kết hợp: Kịch bản này kết hợp cả ba kịch bản trên, tức là bao gồm mục tiêu NLTT trong Chiến lược Phát triển NLTT, hạn chế nhiệt điện than từ năm 2025 và tỷ lệ áp dụng cao các công nghệ TKNL.

Nghiên cứu mô hình hóa trong EOR19 và những kết quả tính toán được thực hiện theo phương pháp tối ưu tổng chi phí phát triển, bao gồm đầu tư, vận hành, nhiên liệu, cùng chi phí cho các giải pháp tiết kiệm, hiệu quả, trên cơ sở các ràng buộc chính sách về định hướng phát triển như trên đã nêu.

Từ các kết quả tính toán phân tích, có thể tóm lược các khuyến nghị chính của EOR19 và nhận định của Tạp chí Năng lượng Việt Nam như sau:

1. Các nguồn năng lượng

EOR19 đã phân tích, nhận định:

"Xu hướng gia tăng sử dụng than vẫn tiếp tục diễn ra, nhưng nếu việc mở rộng khai thác than bị hạn chế thì xu hướng này có thể đảo ngược ngay từ năm 2030. Khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) sẽ được sử dụng cho công nghiệp, trong khi nó cũng có thể thay thế than trong ngành điện với chi phí cao hơn.

Các nguồn NLTT như gió, mặt trời, thủy điện và sinh khối có thể chiếm tới 24% trong nguồn cung năng lượng sơ cấp vào năm 2050 và chiếm 59% trong sản lượng điện sản xuất.

Năm 2030, tất cả các kịch bản cho thấy sự gia tăng đáng kể về nhập khẩu than và dầu. Tỷ lệ phụ thuộc vào nhập khẩu nhiên liệu có thể giảm từ 60% xuống 51% năm 2030 và từ 71% xuống 58% năm 2050 nếu kết hợp thành công giải pháp NLTT và TKNL để thay thế hầu hết các nhà máy nhiệt điện than mới.

- Dựa trên dữ liệu về hoạt động giao thông vận tải của Bộ Giao thông vận tải, EOR19 cho thấy việc chuyển đổi thành công các phương tiện giao thông vận tải sang các phương tiện mới và sử dụng năng lượng hiệu quả, bao gồm cả phương tiện vận tải hành khách và hàng hóa, có thể giúp giảm 25% lượng dầu nhập khẩu".

Và khuyến nghị:

"Việc sử dụng hiệu quả các nguồn năng lượng trong nước, bao gồm sinh khối, gió và mặt trời, kết hợp với các biện pháp TKNL là các yếu tố chính làm giảm phụ thuộc vào nhập khẩu nhiên liệu cho sản xuất điện.

Các hành động sớm nhằm giảm nhu cầu sử dụng than trong tương lai là cần thiết. Điều này có thể bao gồm đánh thuế đối với sử dụng than, hoặc hạn chế nhà máy nhiệt điện than mới: Các nhà máy nhiệt điện than được xây dựng hôm nay sẽ tiếp tục vận hành trong vòng 30 năm sau. Do đó, giải pháp ngắn hạn là cần thiết nhằm giảm phụ thuộc vào (nhập khẩu) than về dài hạn.

Tập trung vào tăng cường sử dụng hiệu quả năng lượng ở các phương tiện giao thông thông qua các chính sách khuyến khích về kinh tế và các tiêu chuẩn về hiệu suất năng lượng tối thiểu, sẽ làm giảm phụ thuộc vào nhập khẩu dầu.

Huy động tiềm năng sinh khối trong nước để cung cấp năng lượng và chuyển đổi từ sử dụng sinh khối trong nấu ăn gia đình như hiện nay sang sử dụng sinh khối hiệu quả, bền vững hơn trong các nhà máy điện và nhiệt điện đồng phát (CHP).

Tạp chí Năng lượng Việt Nam:

Thứ nhất: Các biện pháp về tăng cường hiệu quả năng lượng trong phương tiện giao thông, về chuyển đổi nấu ăn bằng các nhiên liệu hiện đại (bếp gas, bếp điện), dùng sinh khối sang làm nhiên liệu cho nhà máy điện và nhiệt điện đồng phát (CHP) là các khuyến nghị hữu ích.

Thứ hai: Thông điệp hạn chế nhiệt điện than được hiểu là cần có các chính sách phù hợp để hạn chế các công nghệ nhiệt điện than cũ như hiện nay (đa số là công nghệ cận tới hạn - subcritical, có hiệu suất thấp, tiêu hao nhiều nhiên liệu) từ năm 2025 trở đi. Các rào cản công nghệ như áp dụng bắt buộc công nghệ trên siêu tới hạn (supercritical), hoặc cực siêu tới hạn (ultra supercritical) đối với các lò hơi nhiệt điện; rào cản khác như hạn chế, hoặc không bảo lãnh vay tài chính từ Chính phủ...

Cũng cần biết rằng, ngoài các nhà máy đã đang vận hành (với tổng công suất trên 20.200 MW), đang xây dựng (8 dự án/8.450 MW), hoặc đang chuẩn bị đầu tư - đã được duyệt thiết kế về công nghệ (10 dự án/12.730 MW), trong Quy hoạch điện 7 còn lại 10 dự án nhiệt điện than đang trong quá trình chuẩn bị đầu tư giai đoạn đầu, hoặc chưa triển khai, chưa có chủ đầu tư, chưa được địa phương đồng thuận với tổng công suất khoảng 14.000 MW. Việc áp dụng các giải pháp hạn chế như nêu trên là có thể thực hiện với các dự án còn lại này.

Xu thế chung về giảm, hoặc dừng phát triển các nhiệt điện than cho đến nay hầu như diễn ra ở các nước công nghiệp phát triển, họ sẽ dễ thực hiện hơn vì tiềm lực kinh tế lớn, hệ thống nguồn phát "nền" đã đủ, hoặc dư thừa, tốc độ phát triển nhu cầu năng lượng hàng năm thấp, ổn định với 1-2%/năm.

Ở các nước đang phát triển như Việt Nam, nhu cầu điện vẫn còn tăng 7-:-8%/năm, nếu dừng nhiệt điện than thì sẽ phải thay thế bằng nhiều nguồn năng lượng sạch (như điện mặt trời, điện gió, sinh khối v.v...) thì lại không đủ các nguồn chạy "nền". Còn phát triển các nguồn sạch hơn làm "nền" như điện khí hóa lỏng - LNG (mà trên thực tế chỉ "sạch hơn" thôi, vì phát thải từ nhiệt điện khí cũng bằng khoảng 1/2 so với nhiệt điện than), thì chi phí giá thành tăng cao, ngân sách Nhà nước không thể bù đắp để không làm tăng thêm giá điện.

Đây là những thách thức khá lớn khi huy động nguồn lực xã hội hiện nay để có một tương lai phát triển "xanh".

2. Tiết kiệm năng lượng

EOR19 đã phân tích, nhận định:

"Mức lợi ích đạt được từ TKNL cao hơn mức chi phí cho các hành động TKNL: Gia tăng chi phí đầu tư công nghệ TKNL ở mức 7 tỷ USD năm 2030 và 16 tỷ USD năm 2050 sẽ thấp hơn so với mức tiết kiệm nhiên liệu và chi phí đầu tư vào phần cung cấp năng lượng, dẫn tới tổng chi phí tiết kiệm đạt được lên đến 3 tỷ USD năm 2030 và 30 tỷ USD năm 2050.

Việc triển khai các công nghệ TKNL có thể làm giảm phát thải CO2 hàng năm ở mức 83 triệu tấn năm 2030 và 237 triệu tấn năm 2050 trong các ngành điện, công nghiệp và giao thông vận tải".

Và khuyến nghị:

"a/ Các giải pháp TKNL cần được ưu tiên hàng đầu trong Quy hoạch điện 8.

b/ Triển khai và tăng cường các chính sách TKNL hiện tại (như VNEEP 3).

c/ Tạo điều kiện cho các dự án đầu tư quy mô lớn vào công nghệ TKNL cho các ngành phía nhu cầu như: Xử lý nhiệt trong công nghiệp (xi măng, thép, giấy - bột giấy, dệt may); ngành giao thông (các loại ô tô, xe máy) và dân dụng (nấu ăn, máy điều hòa và chiếu sáng).

d/ Đầu tư mới vào các nhà máy nhiệt - điện đồng phát (CHP)".

Tạp chí Năng lượng Việt Nam: TKNL là một chủ đề luôn đúng và chúng ta cũng đã có nhiều chính sách, giải pháp cho TKNL. Vấn đề quan trọng là triển khai ra sao và hiệu quả đạt được có như mong muốn?

3. Năng lượng tái tạo

EOR19 đã phân tích, nhận định:

"Điện gió và mặt trời sẽ có hiệu quả chi phí cao hơn so với điện than vào năm 2030 đối với các hệ thống lắp đặt đầu tiên tại các địa điểm có tiềm năng tốt nhất với công suất hơn 20 GW. Ngưỡng công suất đạt hiệu quả về chi phí sẽ tăng lên đến hơn 100 GW vào năm 2050 do chi phí công nghệ điện gió và điện mặt trời dự kiến sẽ giảm. Mặc dù các dự án điện gió và điện mặt trời tốt nhất có tính cạnh tranh cao, các dự án này đòi hỏi chi phí đầu tư ban đầu cao hơn so với sản xuất điện truyền thống.

Trong khi tiềm năng chưa khai thác của thủy điện còn lại không đáng kể, thì năng lượng sinh học lại có tiềm năng ngày càng lớn trong các nhà máy nhiệt điện đồng phát trong công nghiệp và sản xuất điện.

Nghiên cứu đánh giá 6 địa điểm tiềm năng về điện gió ngoài khơi cho thấy công nghệ này sẽ rất thu hút đầu tư ngay từ năm 2030".

Và khuyến nghị:

"a/ NLTT cần được chú trọng trong Quy hoạch điện 8 nhằm đảm bảo cơ sở cần thiết để mở rộng phát triển NLTT trong 10 năm tới. Việc đảm bảo các dự án đầu tư vào lưới điện đóng vai trò hết sức quan trọng nhằm tạo điều kiện tích hợp thêm các nguồn NLTT và tránh cắt giảm điện gió, điện mặt trời với chi phí tốn kém.

b/ Để phát triển điện gió, điện mặt trời thành công tại Việt Nam, điều quan trọng là cần có các điều kiện khung pháp lý ổn định, đơn giản, minh bạch và tăng cường tính cạnh tranh đối với các dự án NLTT.

c/ Khung pháp lý cho phát triển điện gió ngoài khơi cần được thiết lập ngay trong giai đoạn ngắn hạn do điện gió ngoài khơi là công nghệ đòi hỏi kiến thức chuyên sâu và chi phí đầu tư ban đầu lớn.

d/ Sự tham gia tích cực của người dân, các cơ quan quản lý, các bên liên quan và chủ sở hữu đất là cần thiết tại cấp tỉnh nhằm nâng cao nhận thức, đảm bảo sự chấp nhận và tính sở hữu đối với các dự án NLTT với tỷ trọng lớn trong tương lai".

Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Theo Quy hoạch điện 7 (điều chỉnh), đến năm 2030 sẽ có khoảng 18.000 MW công suất điện mặt trời và gió, nhưng tới 2019 đã có trên 5.000 MW của hai loại nguồn đó được đưa vào, vượt xa với dự kiến của Quy hoạch điện 7 (điều chỉnh), thì quy mô 20.000 MW điện gió, mặt trời vào năm 2030 của EOR19 là hợp lý và có thể còn thực hiện được con số cao hơn. Vấn đề là các chính sách và giải pháp đủ mạnh để đến 2050 Việt Nam có 100 GW nguồn điện loại này?

Một điều quan trọng cần xem lại là loại hình điện mặt trời áp mái, với nhiều ưu việt như: Lắp đặt phân tán, quy mô nhỏ, không cần lưới truyền tải, huy động từ nguồn vốn xã hội, lại có tỷ trọng nhỏ trong cơ cấu nguồn NLTT trong EOR19 (khoảng 2.000 MW vào năm 2050). Trong khi tỷ lệ nguồn này là tới 70% trong tổng công suất điện mặt trời ở CHLB Đức hiện nay.

Ngay trong EOR19 cũng dẫn chứng: "Vào năm 2016, điện mặt trời quy mô nhà máy chiếm 60% công suất pin mặt trời toàn cầu, trong khi điện mặt trời khu vực dân dụng và phi dân dụng chiếm tỷ lệ khoảng 20%. (IRENA - Chi phí và tính cạnh tranh của pin mặt trời, 2017)".

4. Cân bằng hệ thống điện

EOR19 đã phân tích, nhận định:

"Cân bằng hệ thống điện có tính khả thi về kỹ thuật và kinh tế, thậm chí với tỷ trọng của điện gió và điện mặt trời ở mức cao. Thậm chí với tỷ trọng điện gió và điện mặt trời ở mức 33% năm 2050, hệ thống vẫn có thể cân bằng với 74 GW pin tích năng chủ yếu tại miền Nam và 53 GW đầu tư vào công suất truyền tải.

Khối lượng pin tích năng lớn về dài hạn: Tích trữ điện năng là chìa khóa để cân bằng điện gió và đặc biệt là điện mặt trời, với tỷ lệ khoảng 0,5 MW cho mỗi MW điện gió và điện mặt trời vào năm 2050. Nếu giá thành của pin tích năng không giảm như dự kiến, điện gió và thủy điện tích năng sẽ có vai trò lớn hơn trong tương lai, tuy nhiên điện mặt trời và pin tích năng vẫn sẽ là các trụ cột chính trong phát triển NLTT".

Và khuyến nghị:

"a/ Khuyến nghị áp dụng cách tiếp cận từng bước đối với tích hợp điện gió và mặt trời: Về ngắn hạn, cần tập trung vào mở rộng công suất truyền tải, trong khi về dài hạn chỉ cần tích năng.

b/ Vì vậy, đảm bảo kịp thời ứng dụng pin tích năng cần được khảo sát, nghiên cứu và thực hiện, từ đó thiết lập các điều kiện thị trường thuận lợi.

c/ Thực hiện các nghiên cứu áp dụng công nghệ vận hành linh hoạt các nguồn nhiệt điện, phát triển hệ thống dự báo ngắn hạn, tăng cường mua bán điện với các quốc gia láng giềng là các giải pháp tăng thêm hiệu quả cân bằng hệ thống điện và giảm nhu cầu tích trữ năng lượng, hỗ trợ phát triển điện gió và mặt trời".

Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Quy mô pin tích năng hỗ trợ cho điện mặt trời, điện gió được EOR19 khuyến cáo lên tới trên 50 GW là chưa có tiền lệ, kinh nghiệm về quy mô, đây là thách thức lớn và còn cần nhiều nghiên cứu tiếp.

5. Khí hậu và ô nhiễm

EOR19 đã phân tích, nhận định:

"Phát thải CO2 từ ngành năng lượng hiện đang gia tăng nhanh chóng. Tác động kết hợp của TKNL, NLTT và phát triển nguồn điện sử dụng LNG có thể giúp giảm phát thải CO2 ở mức xấp xỉ 20% năm 2030 và 40% năm 2050, chủ yếu trong ngành điện. Ngành công nghiệp và giao thông vận tải cũng có những đóng góp đáng kể nếu thực hiện TKNL thành công.

Than là nguồn phát thải CO2 chính và đóng góp từ 65% đến 75% trong tổng lượng phát thải CO2 từ hệ thống năng lượng trong các kịch bản. Ngừng đầu tư vào nhà máy nhiệt điện than mới và tăng cường tiêu thụ LNG có thể giúp giảm 53 triệu tấn CO2 năm 2030 trong khi tổng chi phí hệ thống tăng thêm xấp xỉ 1 tỷ USD.

So với kịch bản phát triển bình thường của Đóng góp do quốc gia tự quyết định (NDC), phát thải từ ngành năng lượng sẽ giảm 19% vào năm 2030 trong Kịch bản C1 về Mục tiêu NLTT (mục tiêu NDC quốc gia không kèm điều kiện là 8%). Nếu thực hiện TKNL và ngừng đầu tư vào các nhà máy nhiệt điện than mới (Kịch bản kết hợp C4), mức phát thải CO2 sẽ giảm hơn 30% vào năm 2030 (cao hơn mục tiêu NDC quốc gia có điều kiện là 25%).

Phát thải từ than trong ngành điện gây ra chi phí y tế lớn đối với xã hội. Năm 2030 tất cả các kịch bản đều dẫn tới chi phí y tế do ô nhiễm môi trường nằm trong khoảng 7-:-9 tỷ USD. Giả sử không tăng mức độ xử lý khí thải thì chi phí do ô nhiễm không khí trong ngành điện sẽ lên đến 23 tỷ USD/năm, tương đương 2% trong GDP (Kịch bản C1 về Mục tiêu NLTT) vào năm 2050. Con số này giảm xuống 7 tỷ USD trong Kịch bản kết hợp C4, trong đó TKNL, NLTT và LNG về dài hạn có thể giúp giảm chi phí y tế ở mức cao".

Và khuyến nghị:

"a/ Áp dụng các chính sách khuyến khích nhằm giảm phát thải CO2 và các chất ô nhiễm không khí khác, bao gồm thuế, các chương trình mua bán phát thải hoặc các hình thức hệ thống thị trường khác.

b/ Hài hòa tất cả các mục tiêu NLTT và mục tiêu phát thải của Chính phủ cho quy hoạch trong tương lai.

c/ Thắt chặt các biện pháp kiểm soát ô nhiễm không khí trong sản xuất điện, công nghiệp và bổ sung các chi phí y tế do ô nhiễm môi trường trong mô hình hóa hệ thống năng lượng và lập quy hoạch, trong đó có Quy hoạch điện 8.

d/ Điều chỉnh mục tiêu phát thải CO2 năm 2030 để phù hợp hơn với việc hạn chế sử dụng than, thực hiện các giải pháp TKNL có hiệu quả chi phí và mở rộng ứng dụng các công nghệ NLTT".

Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Mặc dù các vấn đề phát triển năng lượng/điện lực của Việt Nam còn nhiều thách thức về bài toán an ninh cung cấp, về tổ chức thực hiện các chiến lược, chính sách của Chính phủ, về huy động các nguồn lực xã hội, về nâng cao ý thức cộng đồng... Các đánh giá của EOR19 cũng còn một vài điều cần xem xét như:

1/ Chưa cho thấy vai trò và hiệu quả của loại hình điện mặt trời áp mái.

2/ Quy mô lớn về pin tích năng mới là giả định v.v...

Theo đánh giá chung, EOR19 được cho là một nghiên cứu bài bản, công phu, được sự đóng góp của nhiều chuyên gia từ các cơ quan quản lý, cơ quan nghiên cứu năng lượng và các bên liên quan ở việt Nam. Những kết quả tính toán, phân tích và kiến nghị của EOR19 sẽ giúp cho ngành năng lượng Việt Nam xem xét, rà soát các định hướng phát triển, cung cấp các thông tin đầu vào hữu ích cho việc nghiên cứu lập Quy hoạch điện 8, cũng như Quy hoạch phát triển năng lượng trong giai đoạn đến năm 2050./.

HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

TheoNangluongVN.vn

Electric transmission towers and overhead power lines

GRID INNOVATIONS>SMART GRID

An Approach for Evaluating Non-Wires Alternatives

Non-Wires Alternatives are an approach to grid upgrades that are not centered around installing or upgrading existing wire infrastructure.

Mark Knight, Lucas McIntosh, Jackson Cutsor, Dan Ernstmann

Before we dive into describing an approach for assessing non-wires alternatives (NWAs), let’s start with a description of what they are, instead of what they are not.

NWAs are an approach to grid upgrades that are not centered around installing or upgrading existing wire infrastructure.

But what does that mean?

The IEEE PES Grid Vision 2050 report discusses the transition from today’s load-following paradigm, where we dispatch generation to balance load, to a future state where there exists a supply-following paradigm. Under this scenario, load (the sum total of power demand) is used to match up with available generation. This report also introduced a starkly simple model of the grid:

Make
Move
Use

Simply put, these are the tools we have for managing the grid. We can make electricity. We can move electricity. And we can use electricity.

A conventional solution to grid upgrades involves avoiding, or at least minimizing, any constraints for moving power. In other words, adequate capacity must be built and maintained within all the equipment in the chain from generation to distribution feeder circuits.

We use lines to move power, so can we take the position that a non-wires solution needs to involve making and using electricity? Can it be that simple? If so, what types of solutions can we employ to do that and what types of problems can they help solve?

If we make electricity, it has to go somewhere, so it needs to move where it can be used. If we eliminate the movement of power from the paradigm, the generation and loads need to be relatively close to each other. In other words, we are looking at local electricity markets and other ways of having electricity sinks and sources. This means we’re looking at storage.

We have traditionally designed grids for peak use, so if we need new lines, how can markets help?

There are many potential benefits that deserve discussion, but perhaps highest on that list are the important benefits that can be realized through local dynamic balancing. That benefit is flexibility.

The impacts of today’s wave of electrification are difficult to predict over the long term. The prospect of electrification of even 40% of our transportation fleet creates many scenarios for grid capacity planning, notwithstanding all the other elements of electrification, including two-way power flows. So, if we select a conventional “putting-steel-in-the-ground” approach, do we want to risk being back in the same position within a few years, trying to right-size infrastructure assets?

Under the traditional, conventional approach, it will be inevitable that the model will become “go big or go home.”

But how can we justify the sizing and why make incremental increases when NWAs could handle the increased load?

If the edge of the grid is going to continue to evolve, then utilities must be able to react and respond. That sounds a lot like flexibility needs to be the prime consideration. But before we jump the gun, we need to go back and explore some of the challenges facing utilities today. We need an approach for determining if NWAs are a potential solution to be evaluated, and if so, how they stack up against conventional solutions.

And that brings up an interesting point: should we be calling these NWAs or non-wires solutions? Both are terms that are being used extensively. Ultimately, the solution is what you choose to implement — but before you can choose a solution you need an approach for examining alternatives and that is what we will address in subsequent articles

Source:wwwTdworld/smartgrid

Gaga1938 ' s blog

e

Recent Posts

NHÃN

Thứ Bảy, tháng 11 09, 2019

Brahms Hungarian Dance No.5

CEO Vietjet Air ; Mrs NGUYỄN PHƯƠNG THẢO

Thứ Năm, tháng 11 07, 2019