Nhận định - Phản biện » Phản biện - Kiến nghị

Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 2)

08:01 |09/02/2017

 - 

Gần đây, có một số chuyên gia đã kiến nghị: Việt Nam cần hạn chế phát triển nhiệt điện chạy than vì lý do gây ô nhiễm môi trường, đặc biệt là ở vùng Đồng bằng sông Cửu Long (ĐBSCL). Qua nghiên cứu cụ thể số liệu thống kê, chủ yếu về "Năng lượng Thế giới năm 2015" (Key World Energy Statistics 2015) do Tổ chức Năng lượng Quốc tế (IEA) ấn hành, chúng tôi thấy đây chỉ là ý kiến hoàn toàn "cảm tính", không có sức thuyết phục, không phù hợp với thực tế của ngành Điện Việt Nam, và cũng không thể chấp nhận được, bởi nhiều lý do mà chúng tôi sẽ phân tích dưới đây.

Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 1)
Hậu điện hạt nhân, những vấn đề cần giải quyết

BÀI 2: NHIỆT ĐIỆN THAN VÀ "BÀI TOÁN" NĂNG LƯỢNG ĐIỆN CỦA VIỆT NAM

1. Đặt vấn đề

Ngành năng lượng (NL) nói chung, và ở Việt Nam (VN) nói riêng tương đối rộng về nguồn gốc hình thành, về dạng tồn tại, về vị trí trong "cân bằng năng lượng" của nền kinh tế và về mục đích sử dụng. Vì vậy, bài viết dưới đây chỉ đề cập đến năng lượng điện (điện năng).

Điện năng có hai nguồn gốc chính, từ nguồn năng lượng không tái tạo (năng lượng hóa thạch), hay năng lượng truyền thống (gồm: nhiệt điện than, nhiệt điện khí, nhiệt điện dầu và nhiệt điện nguyên tử) và nguồn năng lượng tái tạo (năng lượng mới) hay năng lượng không truyền thống (gồm: thủy điện, điện sinh khối, điện gió, điện mặt trời, điện địa nhiệt).

Ở Việt Nam, nguồn điện năng cũng rất đa dạng. Để dễ phân tích, điện năng có thể sơ bộ phân ra theo các nguồn NL, công nghệ phát điện và dạng nhà máy điện như được trình bày trong bảng 1 dưới đây:

Bảng 1: Các nguồn điện năng của Việt Nam

Nguồn NL

Công nghệ phát điện

Nhà máy điện, qui mô

Không tái tạo (truyền thống)

Nhiệt điện (tuabin hơi, tuabin khí)

Than công suất tổ máy <300MWe

Than công suất tổ máy >300MWe

Dầu diesel (<300MW)

Khí thiên nhiên (>300MW)

Khí hóa lỏng (>300MW)

Khí tổng hợp (<300MW)

Điện nguyên tử (>1000MW)

Tái tạo (mới)

Biomas (<50MW)

Địa nhiệt (<100MW)

Thủy điện (tuabin nước)

Thủy điện nhỏ (cột nước <15m)

Thủy điện vừa (cột nước 15-50m)

Thủy điện lớn (cột nước >50m)

Sóng biển, thủy triều (>5MW)

Phong điện (tuabin gió)

Điện gió (>100MW)

Quang điện (PV)

Điện mặt trời (50MW)

2. Nền kinh tế Việt Nam vẫn phải dựa chủ yếu vào nhiệt điện chạy than

2.1. Nhiệt điện than trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh

(1) Quyết định số 428/QĐ-TTg ngày 18/3/2016 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt điều chỉnh Quy hoạch Điện VII (QHĐ VII) [1] đã loại ra 17 dự án nhiệt điện chạy than, với 37 tổ máy, có tổng công suất lắp đặt 26.220MW. Mặc dù vậy, nhiệt điện chạy than vẫn chiếm tỷ trọng lớn nhất về công suất lắp đặt và về sản lượng. Cụ thể, đến năm 2025, nhiệt điện than chiếm tỷ lệ 49% về công suất và 55% về sản lượng; đến năm 2030, nhiệt điện than chiếm tỷ lệ 43% về công suất và 53% về sản lượng (xem hình 1).

Hình 1: Cơ cấu của các nguồn điện đến năm 2025 và 2030 ở VN

(2) Đồng thời, QHĐ VII điều chỉnh cũng đã có nhiều thay đổi theo hướng tiến bộ: (i) Công suất tổ máy tối đa của các nhà máy điện đã tăng lên (nhiệt điện than đến 1000MW (Sông Hậu), nhiệt điện khí - 750MW (Sơn Mỹ), thủy điện - 400MW (Sơn La, Lai Châu), điện nguyên tử - 1200MW); (ii) cấu hình tổ máy đa dạng (1 lò 1 máy, 2 lò 1 máy); (iii) Xuất hiện thêm ngày càng nhiều các nhà máy điện dựa trên nguồn NL mới (đến năm 2030, điện gió tăng 8 lần, điện mặt trời tăng 15 lần).

(3) Ngoài ra, so với QHĐ VII điều chỉnh nói trên, gần đây, Quốc hội đã có nghị quyết chưa triển khai các dự án điện nguyên tử. Vì vậy, vị trí của nhiệt điện than trong cân bằng điện năng của Việt Nam càng trở nên quan trọng và không thể thay thế.

2.2. Nhiệt điện than và vấn đề phát thải

Gần đây, có một số chuyên gia đã kiến nghị: Việt Nam cần hạn chế phát triển nhiệt điện chạy than vì lý do gây ô nhiễm môi trường, đặc biệt là ở vùng Đồng bằng sông Cửu Long (ĐBSCL). Qua nghiên cứu cụ thể số liệu thống kê, chủ yếu về Năng lượng Thế giới năm 2015 (Key World Energy Statistics 2015) do Tổ chức Năng lượng Quốc tế (IEA) ban hành [2], chúng tôi thấy đây chỉ là ý kiến hoàn toàn "cảm tính", không có sức thuyết phục, không phù hợp với thực tế của ngành Điện Việt Nam, và không chấp nhận được bởi các lý do sau đây:

(1) Mức độ phát thải khí CO2 trong sử dụng năng lượng gây hiệu ứng nhà kính và làm biến đổi khí hậu toàn cầu của VN còn rất thấp so với mức bình quân của thế giới. Cụ thể: mức phát thải khí CO2 của VN năm 2013 chỉ có 1,45 tấn/người, thấp hơn mức bình quân của các nước ASEAN (1,92 tấn/người), bằng 33% mức bình quân của thế giới (4,37 tấn/người), bằng 22% của Trung Quốc (6,6 tấn/người).

(2) Mức độ sử dụng nguồn năng lượng sơ cấp (TPES) là nhiên liệu hóa thạch (than, dầu, khí) của VN năm 2013 là 59,93 triệu TOE (tấn quy dầu) và tổng lượng phát thải khí CO2 ở VN là 130,05 triệu tấn. Như vậy, về mặt công nghệ sử dụng, mức độ phát thải ở VN chỉ có 2,17 tấn CO2/TPES, còn thấp hơn mức bình quân của thế giới (2,29 tấn CO2/TPES).

(3) Trong đó, riêng mức độ sử dụng than (khai thác trong nước + than nhập khẩu) năm 2016 của VN (với dân số 94,1 triệu người) chỉ đạt khoảng 57÷60 triệu tấn, bình quân 0,61÷0,63 tấn/người. Nếu so với Trung Quốc (dân số 1,37 tỷ người, sử dụng 3,6 tỷ tấn than, bình quân 2,63 tấn/người), mức độ sử dụng than của VN chỉ bằng 23÷24%.

(4) Về mức độ sử dụng điện ở VN, kết quả phân tích số liệu Thống kê nêu trên của IEA cũng cho thấy, bình quân mỗi người dân VN trong năm 2013 mới sử dụng 1306 kWh điện, chỉ bằng 43% so với mức bình quân chung của thế giới (3026 kWh/người/năm) và bằng 34,6% so với mức bình quân của Trung Quốc.

Như vậy, mức độ điện khí hóa của nền kinh tế VN còn rất thấp, nhu cầu phát triển các nguồn điện còn rất cao, việc phát triển các nhà máy nhiệt điện chạy than ở VN vẫn hoàn toàn khả thi về mặt môi trường. Vì vậy, việc VN "hăng hái" đăng ký cắt giảm mức độ phát thải là không cần thiết và chỉ bất lợi cho nền kinh tế VN.

2.3. Nhiệt điện than và vấn đề phát triển kinh tế khu vực ĐBSCL

Như trên đã phân tích, vấn đề phát thải khí nhà kính của các dự án nhiệt điện chạy than không phải là lý do chính đáng (không có cơ sở khoa học và không đúng với thực tế) để không phát triển các dự án nhiệt điện chạy than ở VN nói chung, và ở vùng ĐBSCL nói riêng. Ngoài ra, trong trường hợp cụ thể của ĐBSCL, việc phải xây dựng các cụm nhà máy nhiệt điện chạy than còn vì các lý do sau đây:

(1) Về mặt hệ thống: khu vực ĐBSCL từ trước đến nay luôn bị mất cân đối giữa nguồn và phụ tải. Vì vậy, trước QHĐ VII, Bộ Công Thương đã có quy hoạch điện riêng cho vùng ĐBSCL [3]. Thực tế, các phụ tải dùng điện ở ĐBSCL đã, đang và sẽ tiếp tục tăng lên rất nhanh (khoảng 14-20%/năm). Mặc dù hệ thống đường dây và trạm điện trong khu vực có thể phát triển tiếp, việc đưa điện từ xa đến sẽ gây thêm tổn thất trong truyền tải và mất cân đối thêm trong hệ thống.

(2) Về mặt công nghệ: khu vực này không thể phát triển được các nguồn thủy điện (vừa và lớn) vì địa hình không cho phép (không có cột nước cao >15m). Còn việc phát triển các dự án điện sạch khác (như điện mặt trời, điện gió) cũng bị hạn chế về qui mô công suất (phân tán, nhỏ lẻ) và có giá thành rất cao.

(3) Về mặt thị trường: ĐBSCL là khu vực nông nghiệp phát triển, nhưng sức mua điện của các hộ tiêu dùng chưa cao, đặc biệt là các hộ nông dân.

(4) Ngoài ra, ĐBSCL có hệ thống sông, ngòi, luồng, lạch tương đối phát triển, rất thuận lợi cho việc vận tải cung cấp than bằng đường thủy, rất dễ lựa chọn địa điểm xây dựng nhà máy nhiệt điện (gần nguồn nước ngọt để làm mát) với suất đầu tư nhỏ hơn và giá thành thấp hơn so với các nguồn điện khác.

Vì vậy, chỉ có nhiệt điện chạy than tại chỗ mới đáp ứng được nhu cầu sử dụng điện của vùng ĐBSCL về mọi mặt (tiến độ xây dựng nhanh, qui mô công suất lớn, giá thành thấp).

3. Quy hoạch và trình tự ưu tiên phát triển của các nguồn điện

3.1. Bài toán quy hoạch

Trong công tác quy hoạch của ngành điện nói riêng, và của các ngành kinh tế nói chung, việc xác định chi phí biên dài hạn của sản phẩm là bài toán kinh tế cơ bản và quan trọng.

Kết quả xác định chi phí biên dài hạn (long-term marginal cost- LTMC, замыкаюшие затраты) giúp ta xây dựng được các hàm mục tiêu để giải quyết bài toán tiếp theo của quy hoạch là tối ưu hóa các thông số chính của quy hoạch như: công suất lắp đặt, vốn đầu tư, tiến độ, sản lượng, năng suất, giá thành, vv...

Việc xác định LTMC của điện năng được dựa trên các cơ sở chủ yếu, gồm: (i) Các thông số cơ bản (đầu vào) của quy hoạch (như: các dạng năng lượng, các gam công suất, các công nghệ chuyển hóa năng lượng, giá cả trên thị trường năng lượng quốc tế, tỷ giá hối đoái, năng suất và thu nhập bình quân của lao động); (ii) Các thông số cụ thể về chất lượng, cũng như giá trị của nhiên liệu (như: nhiệt năng của các loại nhiên liệu, LTMC của từng loại nhiên liệu đó); (iii) Các thông số có liên quan của các công nghệ phát điện (như hiệu suất nhiệt, hiệu suất năng lượng, suất đầu tư, hệ số huy động công suất, tỷ lệ điện tự dùng, chi phí cố định, chi phí biến đổi, vv...) của từng loại nhà máy.

Kết quả xử lý số liệu cụ thể được tổng hợp và trình bày trong các bảng dưới đây:

Bảng 2: Nhiệt năng và LTMC của nhiên liệu

Nhiên liệu Nhiệt năng LTMC
Than 5500 kcal/kg = 21.83 MBTU/tấn 1500000 đ/tấn = 3.05 U$/MBTU
Dầu DO 41.14 MJ/kg = 5.35 MBTU/thùng 80 U$/thùng = 14.97 U$/MBTU
Khí thiên nhiên 37.12 MJ/m3 = 35.2 MBTU/1000m3 450 U$/1000m3 = 12.78 U$/MBTU
LNG 39.93 MJ/m3 = 37.87 MBTU/1000m3 15.4 U$/MBTU
Khí UCG 11.14 MJ/m3 = 10.56 MBTU/1000m3 13.5 U$/MBTU
Uranium 1kg U308 3% = 3000 tấn than 75 U$/pound
Biomas 2390 kcal/kg = 9.48 MBTU/tấn 1500000 đ/tấn = 7.03 U$/MBTU

Bảng 3: Công nghệ phát điện

Nhà máy điện,
qui mô công suất

Hiệu suất
năng lượng b/q, %

Hệ số huy động
công suất b/q, %

Tỷ lệ
điện tự dùng b/q, %

Suất
đầu tư b/q, U$/kW

Mức giá bán b/q,
cent/kWh
Than, 300MW 35 75 10.0 1029 7.5
Than, 600 MW 38 75 10.0 992 7.5
Dầu DO, 300MW 50 80 5.0 750 8.5
Khí thiên nhiên,
300 MW
55 75 5.0 800 8.5
LNG, 300MW 65 85 5.0 1000 8.5
Khí UCG, 300MW 50 75 5.0 1100 8.5
Uranium, 1000MW 20 85 5.0 4000 5.0
Biomas, 50MW 25 75 9.5 900 8.0
Địa nhiệt, 100MW 25 75 6.0 15000 5.0
Thủy điện, <15m 80 30 3.0 1345 5.0
Thủy điện, 15-50m 80 35 3.0 1144 4.0
Thủy điện, >50m 80 40 3.0 906 3.0
Sóng biển, 5MW 80 25 1.5 7500 15.0
Điện gió, 100MW 25 30 1.5 2337 15.0
Điện mặt trời, 50MW 10 25 1.5 1778 12.0

Từ bảng trên, ta có các đồ thị so sánh như trình bày trong hình 2, như sau:

Hình 2: Hệ số huy động công suất và tỷ lệ điện tự dùng của các nguồn điện

3.2 . Chi phí biên dài hạn

Căn cứ vào các thông số nêu trên, kết quả xác định LTMC được tổng hợp trong bảng 4 như sau:

Bảng 4: Chi phí biên dài hạn của các nguồn điện năng ở VN

Nhà máy điện, qui mô công suất Tiêu hao nhiệt, MBTU/MWh Giá nhiên liệu, U$/MBTU Chi phí biến đổi, U$/MWh Chi phí cố định, U$/MWh LTMC b/q, U$/MWh
Than, 300MW 9.76 3.05 29.80 7.83 37.63
Than, 600 MW 9.11 3.05 27.81 7.55 35.36
Dầu DO, 300MW 6.83 14.97 102.20 5.35 107.55
Khí thiên nhiên, 300 MW 6.21 12.78 79.35 6.09 85.44
LNG, 300MW 5.25 15.40 80.90 6.72 87.61
Khí UCG, 300MW 6.83 13.50 92.19 8.37 100.56
Uranium, 1000MW 17.07 0.003 0.04 26.86 26.90
Biomas, 50MW 13.66 7.03 96.00 6.85 102.85
Địa nhiệt, 100MW 13.66 0 1.00 114.16 114.16
Thủy điện, <15m 0 0 0.75 25.60 26.35
Thủy điện, 15-50m 0 0 0.75 18.66 19.41
Thủy điện, >50m 0 0 0.75 12.92 13.67
Sóng biển, 5MW 0 0 0.25 171.23 171.48
Điện gió, 100MW 0 0 0.10 44.47 44.57
Điện mặt trời, 50MW 0 0 0.15
40.59
40.74

Từ bảng trên, ta có đồ thị so sánh được trình bầy trong hình 3 như sau:

Hình 3: So sánh LTMC của các nguồn điện năng

3.3. Trình tự ưu tiên phát triển các nguồn điện

Căn cứ vào kết quả tính LTMC như trên, trình tự ưu tiên phát triển các nguồn điện ở VN hiện nay được trong bảng 5 như sau: Bảng 5: Trình tự ưu tiên phát triển các nguồn điện năng ở VN.

Trình tự ưu tiên

Loại nhà máy điện, qui mô

Thời gian hoàn vốn b/q, năm

1

Thủy điện lớn, cột nước >50m

16.8

2

Thủy điện vừa, cột nước 15-50m

19.2

3

Thủy điện nhỏ, cột nước <15m

23.1

4

Điện nguyên tử, >1000MW

26,1

5

Nhiệt điện than lớn, >600MW

4.7

6

Nhiệt điện than nhỏ, 300-600MW

5.25

7

Điện mặt trời, 50MW

10.5

8

Điện gió, 100MW

8.62

9

Điện khí thiên nhiên, 300MW

Khó hoàn vốn

10

Điện khí hóa lỏng, 300MW

Khó hoàn vốn

11

Điện chạy khí tổng hợp, 300MW

Khó hoàn vốn

12

Điện biomas, 50MW

Khó hoàn vốn

13

Điện chạy dầu, 300MW

Khó hoàn vốn

14

Điện địa nhiệt, 100MW

Khó hoàn vốn

15

Điện sóng biển, thủy triều

Khó hoàn vốn

4. Kết luậ​n

Tương tự, như trên thế giới, nguồn điện năng của Việt Nam cũng rất đa dạng. Mức độ điện khí hóa của nền kinh tế và mức tiêu dùng điện tính trên đầu người ở VN còn đang rất thấp. Đặc biệt là mức tiêu dùng các dạng năng lượng sơ cấp là nhiên liệu hóa thạch (than, dầu mỏ, khí đốt) của VN cũng còn rất thấp.

Theo Quy hoạch điện lần thứ VII được điều chỉnh, cân bằng điện năng của VN vẫn sẽ phải dựa chủ yếu vào nguồn nhiệt điện chạy than. Theo đó, việc phát triển các dự án/trung tâm nhiệt điện chạy than là cần thiết và có hiệu quả, đặc biệt đối với vùng ĐBSCL.

Mức độ phát thải của việc sử dụng than, dầu, khí trong phát điện ở VN hiện đang còn rất thấp so với mức bình quân trên thế giới, và đặc biệt so với Trung Quốc.

Do vậy, theo chúng tôi, thủy điện và nhiệt điện than là những nguồn điện cần được ưu tiên phát triển ở Việt Nam.

5. Khuyến nghị

(1) Căn cứ vào chi phí biên dài hạn, nhà nước cần xác định giá bán điện "trần" cho từng loại nhà máy (theo gam công suất, nhiên liệu sử dụng, điều kiện xây dựng, vv...), trên cơ sở đó thực hiện việc đấu thầu để chọn chủ đầu tư cho các dự án điện mới.

Bộ Công Thương cần kịp thời sửa đổi các thông tư số 56/2014/TT-BCT và số 51/2015/TT-BCT về phương pháp xác định giá bán điện để khắc phục tình trạng không sòng phẳng trong vận hành thị trường mua - bán điện hiện nay (dự án có chi phí đầu tư đắt được bán điện với giá cao, nhà đầu tư càng giỏi, dự án đầu tư càng hiệu quả càng bị ép về giá bán điện).

(2) Ngoài các dự án thủy điện công suất lớn (cột nước >50m, và thủy điện tích năng ở miền Bắc và miền Trung), Bộ Công Thương cần rà soát lại các dự án thủy điện vừa và nhỏ để tiếp tục qui hoạch phát triển, vì đây là những nguồn điện sạch và rẻ nhất (có chi phí biên dài hạn rất thấp).

(3) Tiếp tục phát triển các dự án nhiệt điện chạy than có qui mô công suất tổ máy lớn (600MW) với công nghệ tiên tiến sử dụng than nhập khẩu, trên cơ sở huy động nguồn lực của các doanh nghiệp tư nhân và đồng thời nâng mức giá bán điện cao thế (110kV và 220kV) để nâng mức giá mua nhiệt điện than.

(4) Khối lượng than nhập khẩu về VN theo QHĐVII rất lớn (hàng chục triệu tấn) và sẽ tăng nhanh. Vì vậy, VN cần phát triển mạnh lĩnh vực logistic đường biển chở hàng rời. Trong đó, cần ưu tiên chuyển đổi một số cảng container đã được quy hoạch thuộc khu vực cảng Nhóm 6 (Vũng Tàu, Cái Mép, Phú Mỹ, Thị Vải) thành cảng hàng rời để trung chuyển than nhập khẩu.

(5) Có chính sách khuyến khích phát triển các nguồn điện mới (điện mặt trời và điện gió), theo hướng: Tạo điều kiện thuận lợi cho các doanh nghiệp hiện đang khai thác các nguồn điện truyền thống (nhiệt điện than và thủy điện) được ưu tiên tham gia phát triển nguồn điện mặt trời và điện gió. Yêu cầu các doanh nghiệp xin cấp phép và/hoặc đang xây dựng các nguồn nhiệt điện chạy than và thủy điện mới phải tham gia phát triển các nguồn điện mặt trời và điện gió, với công suất ít nhất 25-50% công suất xin cấp phép. (Phản biện khoa học kỳ tới: Công nghệ nhiệt điện than sạch và mục tiêu chống biến đổi khí hậu)

HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN - TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

(Nghiêm cấm sao chép nội dung bài viết này dưới mọi hình thức, nếu chưa có sự đồng ý của Tòa soạn Năng lượng Việt Nam bằng văn bản)

Tài liệu tham khảo

[1] http://thuvienphapluat.vn/van-ban/Thuong-mai/Quyet-dinh-428-QD-TTg-de-an-dieu-chinh-quy-hoach-phat-trien-dien-luc-quoc-gia-2011-2020-2030-2016-306608.aspx

[2] https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/KeyWorld2015.pdf

[3] http://www.ievn.com.vn/tin-tuc/Quy-hoach-phat-trien-dien-luc-vung-DBSCL-den-nam-2020-tam-nhin-den-nam-2025-5-1026.aspx



® Ghi rõ nguồn: NangluongVietnam.vn khi sử dụng thông tin từ website này.

Based on MasterCMS 2012 ver 2.3