Năng lượng - Môi trường

Phát triển nhiệt điện chạy than Việt Nam và những thách thức

05:45 |14/05/2012

 - 

Theo các quy hoạch năng lượng đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt cho thấy, đầu tư toàn ngành Điện giai đoạn 2011 - 2020, bình quân khoảng gần 5 tỷ USD/năm, giai đoạn 2021 - 2030 khoảng 7,5 tỷ USD mỗi năm, tổng 2 giai đoạn là 125 tỷ USD (nguồn điện chiếm khoảng 65% lượng vốn đầu tư). Còn theo Quy hoạch ngành Than, đến 2015 chúng ta còn thiếu 4 triệu tấn, 2020 thiếu 42 triệu tấn, 2025 thiếu 57 triệu tấn, 2030 thiếu 110 triệu tấn, với tổng nguồn vốn đầu tư chỉ khoảng trên dưới một tỷ USD/năm... Đây là tình huống thách thức lớn, đe doạ an ninh năng lượng quốc gia. NangluongVietnam trân trọng giới thiệu bài viết của TS. Bùi Huy Phùng (Chủ tịch Hội đồng Khoa học Năng lượng - Hiệp hội Năng lượng Việt Nam) phản biện, kiến nghị xung quanh vấn đề này.

1. Tình hình sản xuất điện hiện nay

Trong vòng 25 năm đổi mới, kinh tế Việt Nam đã đạt được những thành tựu to lớn. Tốc độ tăng trưởng sản phẩm quốc nội (GDP) bình quân giai đoạn 2001 - 2010 đạt khoảng 7%/năm. Năm 2010, GDP bình quân đầu người đạt 1.150 USD, cơ cấu kinh tế thay đổi theo hướng công nghiệp hóa, đời sống nhân dân được cải thiện. Việt Nam thoát khỏi ngưỡng nước nghèo.

Cùng với sự phát triển của các ngành kinh tế quốc dân, ngành năng lượng đã có bước phát triển nhanh, về cơ bản đảm bảo nhu cầu năng lượng cho phát triển kinh tế - xã hội. Năng lượng nói chung và điện năng nói riêng thực sự đóng vai trò động lực cho sự phát triển đất nước.

Sản xuất năng lượng sơ cấp có những bước phát triển khá, năm 2010 sản xuất than đạt 44 triệu tấn, đảm bảo nhu cầu trong nước và xuất khẩu, khai thác dầu thô đạt 15 triệu tấn, khí đốt trên 9 tỷ m3, sản lượng điện đạt 100 tỷ kWh, trong đó tỷ trọng thuỷ điện 27,5%, nhiệt điện khí 44,7%, nhiệt điện than 17,5%, nhiệt điện chạy dầu 4,6%, còn lại là nhập khẩu và nguồn khác.

Nửa thế kỷ qua, với sự nỗ lực không ngừng, đến năm 2011, chúng ta mới có tổng công suất điện khoảng 24.000 MW, trong đó khoảng 6.000 MW thuộc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tập đoàn CN Than - Khoáng sản Việt Nam (Vinacomin).

Riêng về nhiệt điện đốt than, đến 2011 chúng ta có trên chục nhà máy lớn nhỏ với tổng công suất khoảng 5.800 MW, chủ yếu tập trung ở phía Bắc.

Về công nghệ, ngoại trừ ba nhà máy cũ đã vận hành khoảng nửa thế kỷ là Ninh Bình, Uông Bí 1, Phả Lại 1 với tổng công suất khoảng 600 MW, sử dụng công nghệ đốt than bột, thông số hơi trung áp, suất tiêu hao than cao, phát thải khí nhà kính lớn.

Các nhà máy đi vào vận hành sau năm 2000, chủ yếu sử dụng công nghệ đốt than bột, công suất tổ máy cỡ 300 MW, thông số hơi cao áp, hiệu suất khá 35-37%, như Phả Lại 2, Uông Bí 2, Hải Phòng, Quảng Ninh, Cẩm Phả, hai nhà máy sử dụng công nghệ lò tầng sôi tuần hoàn là Na Dương và Cao Ngạn.

2. Dự kiến phát triển nhiệt điện đốt than trong thời gian tới

Theo Quy hoạch điện VII (QHĐVII), yêu cầu đến 2020 sản xuất điện theo kịch bản cơ sở đạt 330 tỷ kWh, cần có 75.000MW, nghĩa là trong vòng 9 năm phải xây dựng thêm 51.000 MW.

Trong đó, nhiệt điện than sẽ là 32.000 MW, sản xuất 156 tỷ kWh, chiếm gần 50% tổng sản lượng điện, tiêu thụ 78 triệu tấn than; đến 2030 yêu cầu tổng sản xuất điện đạt 695-834 tỷ kWh. Trong đó, nhiệt điện than theo kịch bản cơ sở sẽ là 77.000 MW, sản xuất khoảng 392 tỷ kWh (chiếm khoảng 56% sản xuất điện, tiêu thụ trên 170 triệu tấn than). Điện hạt nhân đến 2021 khoảng 2.000MW; đến 2030 khoảng 10.000 MW chiếm 10% tổng sản xuất điện, đây là một thách thức lớn!

Dự kiến phát triển nguồn điện và yêu cầu than cho nhiệt điện như sau (theo QHĐVII).

Năm

2015

2020

2025

2030

Tổng CS nguồn, MW

43.000

75.000

97.000

147.000

Tổng SXĐ, tỷ kWh

194-210

330-362

489-561

695-834

Trong đó NĐ Than

Tổng CS, MW

15.000

32.000

45.000

77.000

SX điện, tỷ kWh

85

156

246

394

Tiêu thụ than, tr.tấn

32

78

118

171

Khả năng cung cấp

28

36

61

63

(Theo QH Than - 2012)

Đầu tư toàn ngành Điện giai đoạn 2011 - 2020, bình quân khoảng gần 5 tỷ USD/năm, giai đoạn 2021 - 2030 khoảng 7,5 tỷ USD mỗi năm, tổng 2 giai đoạn 125 tỷ USD, trong đó nguồn điện chiếm khoảng 65%. Trong khi đầu tư cho ngành Than chỉ khoảng trên dưới một tỷ USD/năm.


Các chỉ tiêu QHĐ VII là khá lạc quan, với GDP tăng bình quân 7-8%/năm (nghĩa là 10 năm tăng hai lần); cùng với các con số trên đối chiếu với vài nước cho thấy vào 2030 nhu cầu điện của Việt Nam xấp xỉ Nga vào năm 2005, mà GDP chỉ bằng 30% của Nga; tiêu thụ điện Việt Nam cao hơn CHLB Đức mà GDP chỉ bằng khoảng 15% của Đức vào năm 2008.

Ngay cả đối với Thái Lan, vào năm 2020 Việt Nam sẽ có GDP chưa bằng Thái Lan vào năm 2008, mà tiêu thụ điện dự kiến lại gấp đôi Thái Lan!

Về cường độ điện đối với GDP cũng có điều khác lạ! Từ nhiều năm nay, để có 1 đô la GDP, Việt Nam cần khoảng một kWh.

Theo QHĐ VII cường độ điện Việt Nam tăng lên 1,5-2 kWh/1 đôla vào 2020-2030, trong khi hiện nay nhiều nước đều chỉ 0,5-0,7 kWh/1 đôla GDP.

Ví dụ: năm 2008, Nhật Bản khoảng 0,3, Thái Lan 0,56, Trung Quốc 0,65 kWh/1 đôla... (Những con số này dễ dàng tìm thấy ở các tài liệu thống kê của UNDP, IEA, NGTKVN...). Như vậy, Việt Nam sẽ lạc hậu, thụt lùi không những đối với các nước mà cả với chính mình!

3. Những thách thức và kiến nghị

3.1. Nhu cầu quá cao, nhiệt điện than phải xây dựng dồn dập

Nhu cầu điện theo QHĐ VII cao bởi 2 lý do chính:

- Nhu cầu được dự báo theo phương pháp đàn hồi, tốc độ tăng trưởng kinh tế (GDP) tại thời điểm tính toán - năm cơ sở, tốc độ được chọn khá cao, khoảng 7,5%. Tuy nhiên, thực tế hiện nay chưa tới 6% và những năm tới được dự báo cũng chỉ ở mức đó. Dữ liệu năm cơ sở không chính xác sẽ ảnh hưởng kết quả của các giai đoạn sau. Vì vậy cần hiệu chỉnh.

Việc sử dụng hiệu quả và tiết kiệm năng lượng chưa được chú ý đầy đủ, góp phần dẫn đến càng về sau cường độ điện càng cao.

Với một vài tính toán sơ bộ cho thấy, nhu cầu điện có khả năng thấp đi khoảng 20% ở các giai đoạn quy hoạch. Như vậy, nhu cầu nguồn điện cũng giảm tuơng ứng. Nhiệt điện than đối với Việt Nam sẽ là nguồn chủ lực, nhưng không quá lớn, năm 2020 có thể chỉ ở mức 22 - 25 nghìn MW, năm 2030 khoảng 50 nghìn MW.

Để phù hợp hơn và giúp cho việc lập kế hoạch thực hiện sát, đúng, chúng tôi kiến nghị: Chính phủ, Bộ Công Thương cho phép tính toán, cập nhật nhu cầu điện, nguồn - lưới điện và những nội dung liên quan.

3.2. Nguồn than thiếu và chưa rõ ràng

Để thực hiện công cuộc công nghiệp hoá, hiện đại hoá đất nược sẽ yêu cầu xây dựng nhiều cơ sở hạ tầng năng lượng đáp ứng nhu cầu điện ngày càng lớn.

Riêng về nguồn năng lượng để sản xuất điện, Việt Nam tuy khá phong phú, đa dạng, nhưng đến nay nguồn thuỷ điện về cơ bản đã được khai thác, nguồn dầu - khí tiềm năng có hạn, các nguồn năng lượng tái tạo như: gió, mặt trời, địa nhiệt, biomas... đang được khuyến khích khai thác sử dụng, nhưng hiện tại giá còn cao, sản lượng cung cấp điện còn rất hạn chế.

Gần đây khí tự nhiên hoá lỏng (LNG) được nói tới như nguồn năng lượng thay thế dầu, than, nhưng giá cao và cũng nhạy cảm như giá dầu, một số nước mới sử dụng trong giao thông vận tải, ở nước ta cũng bắt đầu thử nghiệm.

Vì vậy việc sử dụng than với khối lượng lớn cho sản xuất điện ở Việt Nam trong tương lại là điều khó tránh khỏi.

Việt Nam có nguồn than được xem là dồi dào, theo số liệu của QHT-2012, tổng tài nguyên và trữ lượng than tính đến 1-1-2011 là khoảng 48,7 tỷ tấn, tài nguyên và trữ lượng được huy động vào quy hoạch chỉ 7,2 tỷ tấn, chủ yếu là than vùng Đông Bắc. Bể than đồng bằng sông Hồng được đánh giá có tiềm năng lớn, nhưng cần được thăm dò, nghiên cứu kỹ hơn, giai đoạn khoảng 20 năm tới chỉ mới khai thác thử nghiệm.

Như vậy, từ số liệu trình bày trên cho thấy đến năm 2015 nhiệt điện thiếu 4 triệu tấn, 2020 thiếu 42 triệu tấn, 2025 thiếu 57 triệu tấn, 2030 thiếu 110 triệu tấn. Đây là tình huống thách thức lớn, đe doạ an ninh năng lượng!

Việc nhập than từ Indonesia, Úc thực tế đã cho thấy không dễ, mà với giá cũng rất cao, than cám ábitum nhiệt trị 5.500 - 5.800 kcal/kg, khoảng 110 -130 USD/tấn.

Kiến nghị:

Thứ nhất: Với khả năng than nội địa vào năm 2015 trên 52 triệu tấn, có cơ sở nghiên cứu cân đối lại nhu cầu than cho các ngành, kể cả xuất khẩu, giai đoạn đến 2015, đảm bảo chưa nhập than.

Thứ hai: Nghiên cứu điều chỉnh tăng giá than phù hợp với giá các loại nhiên liệu - năng lượng khác trong bối cảnh chung của KTQD, có thêm điều kiện tăng đầu tư cho ngành Than.

Thứ ba: Đầu tư thích đáng hơn để đẩy nhanh tiến độ thử nghiệm và khai thác bể than đồng bằng sông Hồng.

Thứ tư: Xem xét hiệu chỉnh hợp lý tỷ lệ đầu tư giữa phân ngành Than với các phân ngành Điện, Dầu-khí.

Thứ năm: Cần có kế hoạch đầu tư than ra nước ngoài sớm, thực tế vừa qua cho thấy không dễ nhập than khối lượng lớn.

3.3. Phát thải khí nhà kính (KNH) và công nghệ nhiệt điện đốt than

Những năm qua phát thải KNK trong năng lượng nói chung (gồm sản xuất điện, giao thông vận tải, sử dụng nhiên liệu trong công nghiệp, dân dụng...) tăng nhanh. Năm 2000, lĩnh vực năng lượng phát thải khoảng 52,7 trệu tấn CO2tđ, chiếm 35% tổng phát thải quốc gia.

Theo số liệu ước tính của Thông báo quốc gia lần 2 (TBQG 2) về biến đổi khí hậu, phát thải KNK trong lĩnh vực năng lượng năm 2010 là 113 triệu tấn, chiếm 67%, dự báo năm 2020 là 251 triệu tấn chiếm 83%, năm 2030 là 470 triệu tấn CO2tđ, chiếm trên 90% tổng phát thải KNK quốc gia.

Ước tính lượng phát thải KNK của Việt Nam năm 2010 - 2030, từ TBQG 2, như sau: (tấn CO2tđ)

Lĩnh vực

2010

2020

2030

Năng lượng

113,1

251,0

470,8

Trong đó NĐT*

21

160

250

Nông nghiệp

65,8

69,5

72,5

LULUCF**

-9,7

-20,1

-27,9

Tổng

169,2

300,4

515,8

Số liệu tính toán bổ sung của tác giả

** LULUCF: Lĩnh vực lâm nghiêp và thay đổi sử dụng đất

Riêng về nhiệt điện đốt than, với công nghệ hiện nay ở Việt Nam, phát thải KNK bình quân khoảng 1,2 - 1,3 kg CO2/kWh, trong thời gian tới công nghệ được sử dụng tiên tiến hơn, suất phát thải có thể giảm, còn khoảng 1 kg CO2/kWh. Mức phát thải KNK của nhiệt điện than năm 2010 khoảng 21 triệu tấn, chiếm khoảng 20% phát thải trong lĩnh vực năng lượng, năm 2020 tương ứng là 160 triệu tấn và 64%, năm 2030 là 250 triệu tấn và 60%.

Như vậy, nhiệt điện đốt than đã và sẽ góp phần phát thải KNK lớn, đặc biệt vào giai đoạn 2020 - 2030. Đây là một thách thức với chiến lược phát triển xanh!

Ứng phó với BĐKH đang trở thành nội dung hoạt động có tính thời đại. Việt Nam cũng đã cam kết cùng thực hiện với cộng đồng quốc tế. Tuy nhiên, như đã nói trên, tới đây Việt Nam sẽ sử dụng than khối lượng lớn để phát điện là khó tránh khỏi. Bởi vậy việc nghiên cứu, chuyển giao công nghệ tiên tiến, thích hợp, thân thiện môi trường là rất cần thiết, có tính bắt buộc.

Tuy nhiên, cho tới nay, công nghệ nhiệt điện với lò hơi - tua bin truyền thống, tổ máy công suất lớn, thông số siêu cao, đã khá hoàn thiện, việc nâng cao hiệu suất lên 5 - 6%, tương ứng có thể giảm 5 - 6% lượng phát thải CO2 là rất khó khăn.

Việc phát triển, sử dụng công nghệ năng lượng tái tạo - công nghệ thân thiện môi trường là xu thế thời đại, rất cần thiết đối với Việt Nam, nhưng trong điều kiện nước ta hiện nay và vài chục năm tới, tỷ trọng nguồn năng lượng này còn rất khiêm tốn. Theo QHĐVII, đến 2020 chỉ chiếm khoảng 4,5%, năm 2030 chiếm 6% tổng sản xuất điện, chưa thể đóng góp nhiều vào việc giảm KNK trong năng lượng.

Do vậy, kiến nghị Bộ Công Thương, tổ chức nghiên cứu lựa chọn công nghệ than sạch:

- Lựa chọn công nghệ nhiệt điện đốt than truyền thống có quy mô, thông số hợp lí, phát thải KNK thấp.

- Nghiên cứu và triển khai sớm công nghệ khai thác than theo phương pháp hoá khí trong lòng đất và sử dụng chu trình kết hợp phát địên - IGCC, sạch môi trường, hiệu suất sản xuất điện trên 50%.

- Nghiên cứu thực nghiệm đốt pha trộn than antraxit Việt Nam với than bitum nhập ngoại, để góp phần nâng hiệu quả than Việt Nam, đồng thời chủ động đón đầu tình huống nhập than.

- Nghiên cứu đưa vào quy hoạch năng lượng, sử dụng công nghệ đồng phát nhiệt - điện, có tính bắt buộc đối với các khu công nghiệp có sử dụng đồng thời nhiệt và điện, nâng cao hiệu suất năng lượng, cải thiện môi trường.

3.4. Vấn đề khoa học công nghệ nhiệt điện than

Như đã trình bày trên, tỷ trọng nhiệt điện than hiện nay còn thấp, đồng thời nhìn lại năm mươi năm qua, việc xây dựng các nhà máy nhiệt điện đốt than ở nước ta không mấy suôn sẻ. Hầu như tất cả các nhà máy cũ và đương đại đốt than bột như: Uông Bí 1, Phả Lại 1, Uông Bí 2, Phả Lại 2, Hải Phòng, Quảng Ninh… chế độ cháy của than đều kém ổn định.

Bên cạnh đó, thời gian xây đựng nói chung kéo dài 1 - 2 năm và thời gian hiệu chỉnh đưa vào vận hành thương mại kéo dài, có nhà máy đến 2 năm như: Uông Bí 2, Phả Lại 2...

Trong rất nhiều lý do khách quan, chủ quan, bài viết này chỉ đề cập vài lý do, thách thức về khoa học - công nghệ:

Một là: Chúng ta thiếu định hướng/chiến lược phát triển nhiệt điện than, giai đoạn cách đây khoảng 20 - 25 năm (thời kỳ có Bộ Năng lượng) đã cho rằng: nhiệt điện Cầu Đỏ (Đà Nẵng) sẽ là nhiệt điện than cuối cùng của Việt Nam; chuyên ngành nhà máy nhiệt điện tại Đại học Bách khoa Hà Nội cũng được giải thể.

Hai là: Chúng ta thiếu và không được quan tâm xây dựng các cơ sở đủ mạnh để có thể thử nghiệm, đánh giá công nghệ khi nhận chuyển giao công nghệ (chưa nói cơ sở nghiên cứu cơ bản).

Ba là: Thiếu đội ngũ cán bộ giỏi cả về nghiên cứu, thiết kế, chỉ đạo thi công, hiệu chỉnh...

Do đó, kiến nghị: Tổ chức nghiên cứu chiến lược phát triển nhiệt điện than, đầu tư xây dựng cơ sở thử nghiệm công nghệ đốt than Việt Nam, than Việt Nam pha trộn than nhập, các thiết bị nhiệt cao áp, thiết bị khí hoá than và phát điện (IGCC), đào tạo cán bộ nhiệt điện giỏi.

TS. Bùi Huy Phùng


Tài liệu tham khảo
1. QHĐVII
2. QH ngành than, 1-2012
3. TBQG lần 2 về BĐKH, Bộ TN&MT, 2010
4. BC kiểm tra tiến độ QHĐVI,11-2010
5. NGTKVN 2011, IEA





TÒA SOẠN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM
Phòng 406-407-408, Tòa nhà Văn phòng, số 87 Láng Hạ, Ba Đình, Hà Nội
Điện thoại: 024.22113344 - Fax: 024.35147193
Email: toasoan@nangluongvietnam.vn
Hotline: 0969998811 - 0969998822 - 0942632014 Trang TTĐT của Tạp chí Năng lượng Việt Nam hoạt động theo Giấy phép số: 66/GP-TTĐT, cấp ngày 30/3/2018
của Cục Quản lý Phát thanh, Truyền hình và Thông tin Điện tử - Bộ Thông tin & Truyền thông.

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3