Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 7)

Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 1)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 2)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 3)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 4)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 5)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 6)

BÀI 7: NHIỆT ĐIỆN THAN: CHẤT THẢI VÀ NƯỚC LÀM MÁT                                   

Ý chí chuyển đổi sử dụng các nguồn năng lượng khoáng sản sang năng lượng tái tạo

Năm 2014, thế giới sử dụng năng lượng hóa thạch rất lớn. Trong đó, dầu chiếm tỷ trọng 32,5%, khí thiên nhiên 23,7%, than 30%, hạt nhân 4,4%, NLTT chỉ 2,5% (khoảng 316,9 triệu TOE), NLTT kể cả thủy điện lớn 15,5% (khoảng 1195,6 triệu TOE).

Giai đoạn trước 2015, giá đầu tư NLTT (gió và mặt trời) còn rất cao, điện mặt trời khoảng 5000-6000 USD/kWp; điện gió 3500-4000USD/kW. Vì vậy cho tới 2014 sử dụng NLTT vẫn còn rất khiêm tốn [4,5].

Riêng đối với sản xuất điện, năm 2014 tổng sản xuất điện toàn cầu trên 22,4 ngàn tỷ kWh, những thập niên cuối thế kỷ 20 và những năm đầu thế kỷ 21, nhiệt điện than chiếm trên 60% sản xuất điện toàn cầu. Nhưng khoảng 10 năm trở lại đây tỷ trọng nhiệt điện than giảm nhiều. Tuy vậy, vẫn còn chiếm tỷ trọng gần 40%. Các nước có tỷ trọng nhiệt điện than cao hiện nay là Trung Quốc khoảng 65%%, Hoa Kỳ 39%, kế tiếp là Nhật, Nga.

Gần đây, với những tiến bộ đột phá về công nghệ điện mặt trời và gió cho thấy: năm 2015 giá điện gió trên bờ giảm 30%, giá điện mặt trời giảm nhanh hơn tới 60% so với năm 2010. Hiện nay chi phí đầu tư điện mặt trời đang ở mức 800-1000 USD/kWp giá điện mặt trời đã ở mức 6-8 cents/kWh, giá điện gió ở mức 7-8 cents/kWh, có khả năng cạnh tranh với nhiệt điện than, nếu giá điện nhiệt than được tính đủ chi phí môi trường và xã hội.

Theo dự báo của Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), đến 2020, giá điện gió và mặt trời sẽ tiếp tục giảm tương ứng 10% và 20% so với 2015. Như vậy, khả năng cạnh tranh của điện NLTT sẽ còn cao hơn.

Những năm gần đây, nhiều nước phát triển và cả đang phát triển đã có bước phát triển ngoạn mục về NLTT. Hiện nay một số dự án điện gió trên đất liền tại Ai Cập, Mỹ, Nam Phi đã ký kết hợp đồng với giá điện 6-8 cents/kWh, có dự án chỉ 5 cents/kWh. Một số dự án điện mặt trời tại Ả Rập Xê Út, Nam Phi, Mỹ đã ký kết với giá điện 8-9 cents/kWh, có dự án chỉ 6 cents/kWh.

Đáng ngạc nhiên, đầu năm 2016, Vương quốc Dubai - Tiểu vương quốc Ả Rập đã nhận hồ sơ thầu nhà máy điện mặt trời Sheekh Malltown Solar Park Phase III, công suất 200MW, với giá điện 3 cents/kWh. Nhà thầu cho biết, có được mức giá rẻ này nhờ giảm chi phí xây dựng, quy mô công suất lớn, đặc biệt sẽ sử dụng hệ thống pin mặt trời hiệu quả cao (pin quay theo hướng mặt trời).

Hiện nay, ngoài Mỹ, Trung Quốc, Ấn Độ có công suất điện tái tạo lớn, một số nước có tỷ trọng điện NLTT cao như: Đức đáp ứng 28% tổng nhu cầu; điện gió đáp ứng 33% tổng nhu cầu ở Đan Mạch; 21% ở Tây Ban Nha... Đặc biệt, một số nước hướng tới sử dụng 100% điện tái tạo vào 2020 như: Scotland, Djibouti. Dự kiến sau Thỏa thuận Paris - 2015, tỷ trọng NLTT sẽ chiếm 2/3 tổng công suất các nhà máy điện trên toàn thế giới được xây dựng trong giai đoạn 2016-2020.

Nhiệt điện than Việt Nam

Năm 2015 cả nước có 31 nhà máy nhiệt điện than lớn, nhỏ, với tổng công suất lắp máy khoảng 12.000MW, đang hoạt động sử dụng nguồn than trong nước khoảng 27 triệu tấn, sản xuất khoảng 49 tỷ kWh, các nhà máy này thải ra khoảng 55 triệu tấn CO2 [2] và ước tính khoảng 12 triệu tấn tro - xỉ than.

Theo QHĐ VII, đến năm 2020, nhiệt điện than dự kiến xây dựng thêm 30 nhà máy, đưa tổng suất lên 36.000MW, giai đoạn 2021-2030 bổ sung tiếp 39.000MW, đưa tổng công suất nhiệt điện than lên 75.000 MW, sản xuất 394 tỷ kWh. Tuy nhiên, do nhu cầu điện không quá căng thẳng như đã dự báo, đồng thời với yêu cầu giảm phát thải khí nhà kính, QHĐ VII đã được điều chỉnh, đến 2030 [1] tổng công suất nhiệt điện than còn khoảng 51.000MW, quy mô nhà máy chủ yếu cỡ công suất 1000 MW, phân bố mỗi miền Bắc - Trung - Nam khoảng 17-18 nghìn MW.

Như vậy, so với QHĐ VII nhiệt điện than đã giảm khoảng 24.000MW. Để đảm bảo nhu cầu, điện năng lượng tái tạo được tăng lên 12.000MW vào 2025 và 27.000 MW vào 2030. Mức điều chỉnh này theo chúng tôi là khá quyết tâm, mạnh dạn. 

Trong bối cảnh mới về NLTT và BĐKH, nhiều ý kiến cho rằng cần những tính toán đầy đủ hơn để có thể giảm tỷ trọng nhiệt điện than hơn nữa. Nhưng theo chúng tôi, trong bối cảnh của Việt Nam, để đảm bảo an ninh năng lượng cho phát triển kinh tế, xã hội và đời sống dân sinh trong ngắn hạn, chúng ta vẫn cần phát triển nhiệt điện than.

Rõ ràng là hiện nay trên thế giới cũng như ở Việt Nam, nhiệt điện than vẫn còn chiếm tỷ lệ lớn, mặc dù người ta đang muốn thay thế nó bằng năng lượng tái tạo, nhưng chưa thể thay thế ngay được.

Để sử dụng sạch, hiệu quả các nhà máy nhiệt điện than đòi hỏi công nghệ cao và giải quyết hai vấn đề lớn, đó là: Chất thải và Nước làm mát.

Chất thải từ nhà máy nhiệt điện than

Quá trình đốt than có hai nguồn thải chính là chất thải khí và rắn. Các khí thải gồm CO2, CO, NOx và SOx …, trong đó khối lượng chủ yếu là CO2. Ngoài ra, còn có một số kim loại bay hơi. Nguồn thải rắn chủ yếu là tro - xỉ, oxit kim loại. Nguồn chất thải này là nguyên nhân góp phần gây ô nhiễm và biến đổi khí hậu. Vì vậy, cần có những biện pháp áp dụng các tiến bộ KHCN để thu gom, tái chế và sử dụng các phế thải, không những chỉ giảm khối lượng thải mà còn có thể thu hồi, tái sinh một số nguyên vật liệu hữu ích và giảm nguồn gây ô nhiễm môi trường.

Hiện nay chưa thấy tài liệu thống kê chính thức, để đánh giá khối lượng chất thải, chúng ta sử dụng một số tư liệu sau:

Thứ nhất: Mức phát thải KNK từ nhiệt điện than của Việt Nam năm 2015 là 1,11 tấn CO2/MWh. Có thể xác định từ “Báo cáo kết quả tính toán hệ số phát thải lưới điện Việt Nam 2015” [ 2 ].

Thứ hai: Dự báo khả năng tăng hiệu suất của nhiệt điện than Việt Nam từ 2015, 2020; 2025 và 2030; tương ứng là 35; 38; 40; 42%; cũng như đối chiếu tư liệu quốc tế; mức phát thải KNK tương ứng sẽ là 1,11; 0,95; 0.90; 0,80 tấn CO2/MWh.

Thứ ba: Mức thải xỉ và tro bay hiện tại Việt Nam chưa có thống kê, có thể ước tính theo đặc tính than Việt Nam, thực tế một số nhà máy đang vận hành (Phả Lại, Vĩnh Tân, Mông Dương,…), mức thải tro - xỉ ở các nhà nhiệt điện Việt Nam được đánh giá khoảng 0,25 tấn/MWh, trong đó xỉ (tro đáy) khoảng 30% còn lại tro bay.

Chúng ta có thể xác định và tổng hợp lượng phát thải CO2 và tro - xỉ của nhiệt điện than đến 2030 như sau:

Hiện nay lượng tro - xỉ thải ra hàng chục triệu tấn mỗi năm và đang tăng lên, phải xây dựng bãi chứa ngày càng lớn. Việc sử dụng tro - xỉ để làm vật liệu xây dựng như xi măng, gạch đã được đặt ra từ lâu, các nước tiên tiến đã thực hiện rất hiệu quả, nhưng ở nước ta chỉ lác đác một số nhà máy thực hiện, chất lượng sản phẩm chưa tốt, tính hiệu quả còn thấp. Lý do chủ yếu là hàm lượng than chưa cháy hết trong tro - xỉ còn cao, thành phần tro - xỉ chưa đáp ứng yêu cầu công nghệ tái chế và một số vấn đề thu gom, quản lý khác. Vì vậy cần áp dụng công nghệ tiên tiến đốt than cháy kiệt hơn, xây dựng các quy định về quản lý chất lượng tro - xỉ, sản phẩm từ tro - xỉ, những yêu cầu về hiệu quả tài chính.

Về giảm phát thải CO2 và các loại khí khác, hiện nay biện pháp đang được sử dụng là công nghệ cao, phát triển các tổ máy công suất lớn, thông số siêu tới hạn, hiệu suất tăng tới 8-10% so với loại thông số cao; bắt buộc sử dụng các thiết bị khử bụi tỉnh điện, khử lưu huỳnh, NOx,… sử dụng phụ gia xúc tác cho quá trình cháy, xây dựng quy chế phát thải CO2, khu vực cho phép xây dựng nhà máy. Ngoài ra, cũng cần xem xét khả năng cất giữ CO2.

Một số thông tin quốc tế cho thấy, để nhà máy điện nhiệt điện than làm việc hiệu quả, đảm bảo điều kiện về môi trường, thì chi phí đầu tư phải tăng thêm khoảng 50-60% giá đầu tư nhà máy nhiệt điện như hiện nay. Đây là bài toán cần được nghiên cứu, lựa chọn.

Nước làm mát nhà máy nhiệt điện than

Nhu cầu nước làm mát ở nhà máy nhiệt than và nói chung cho nhà máy nhiệt điện rất lớn, đây là lượng nước mát để hấp thụ nhiệt thải từ hơi ngưng tụ tại bình ngưng của nhà máy điện. Theo thống kê cho thấy, với nhiệt điện than cần khoảng 142 lít/kWh (142m3/MWh), với điện hạt nhân 175 lít/kWh (175m3/MWh). Số liệu thực tế ở Việt Nam, tại nhiệt điện Phả Lại (tổ máy 300MW) suất nước làm mát: 124 m3/MWh; nhà máy điện Quảng Ninh (tổ máy 300MW): 172 m3/MWh; nhà máy nhiệt điện Quảng Trạch: 192 m3/MWh,… Như vậy cũng khá phù hợp với thống kê chung. Để tính khái quát có thể chọn mức 150m3/MWh.

Nếu tính với sản lượng điện dự kiến của nhiệt điện than theo QHĐ VII điều chỉnh thì nhu cầu lượng nước làm mát các năm được đánh giá như sau:

Với thông tin từ Hội thảo tháng 9-2016 [3]: "Nếu tất cả 14 nhiệt điện than tại Đồng bằng Cửu Long hoạt động sẽ thải ra môi trường 70 triệu m3 nước nóng 40 độ C" và dẫn số liệu thống kê năm 2000 của Hoa Kỳ, "nước làm mát cho nhiệt điện chiếm tới 39% lượng nước sạch cả nước…". Nhìn những con số hàng chục tỷ m3 nước mỗi năm như sơ tính này thì thật đáng lo ngại. Nếu nhiệt điện than tăng nhanh thì sẽ không đủ nước làm mát và nhiệt độ nước sông hồ tăng ảnh hưởng lớn tới môi sinh. Theo chúng tôi thì nhận định như vậy là chưa chính xác và không khoa học!

Ở đây cần làm rõ hai điểm sau:

Thứ nhất: Tổng lượng nước làm mát cho nhà máy nhiệt điện tuy rất lớn, hơn 3-4 lần dung tích hồ chứa của Thủy điện Hòa Bình, hoặc Sơn La, nhưng không mất đi, sau khi làm mát bình ngưng sẽ được trả về lại sông, hồ, biển, có mất chăng một lượng bốc hơi ở nhiệt độ thấp không đáng kể.

Thứ hai: Nhiệt độ gia tăng của nước làm mát bình ngưng được tính toán thiết kế theo quy định không được vượt 7-8 độ C.

Như vậy, nước làm mát ra khỏi bình ngưng không cao quá 8 độ C so với nhiệt độ nước sông, hồ, biển. Ở Việt Nam quy định bình quân là 25 độ C, nhằm đảm bảo sự sống cho các sinh vật. Khoảng cách giữa cửa nhận nước làm mát và điểm trả lại nước phải đủ lớn thường khoảng 500m, để đảm bảo cho nước tuần hoàn qua bình ngưng hòa trộn đều với nước sông, hồ, biển. Phần lớn các nhà máy điện hiện có và trong tương lai, nói chung đều sử dụng hệ thống tuần hoàn làm mát bình ngưng theo kiểu này.

Thực tế cho thấy đảm bảo mức tăng nhiệt độ không quá 8 độ C, các loại sinh vật dưới nước không bị ảnh hưởng. Muốn an toàn hơn, có thể chọn mức gia tăng nhiệt độ thấp hơn 7-8 độ C.

Trong bối cảnh BĐKH đã hiện hữu, Việt Nam cũng đã cam kết với cộng đồng quốc tế thực hiện ứng phó với BĐKH, đảm bảo sản xuất sạch, bảo vệ hành tinh. Do vậy, QHĐ VII điều chỉnh nên nghiên cứu điều chỉnh cơ cấu các nguồn điện hợp lý. Tuy nhiên, cần xem xét, đánh giá khách quan, xây dựng lộ trình chuyển đổi khoa học, hợp lý cả về kinh tế, môi trường và đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia. (Phản biện khoa học kỳ tới: Biến đổi khí hậu và xu thế phát triển nhiệt điện than trên thế giới)

Tháng 1/2017            

TS. BÙI HUY PHÙNG, VIỆN KHOA HỌC NĂNG LƯỢNG (VIỆN HÀN LÂM KH&CN VIỆT NAM)

Tài liệu tham khảo chính

1. QHĐ VII ĐC-3-2016

2. BC kết quả nhiệm vụ “ NC xác định HSPT lưới điện VN 2015” HN, 12-2016, Bộ TN&MT

3. Tài liệu HT: Than&Nhiệt điện than: Những điều chưa biết, HN,9-2015

4. Bùi Huy Phùng - Xu thế phát triển NĐ than trong bối cảnh BĐKH trên thế giới, TCNL, 12-2015

5. Bùi Huy Phùng - Kiến nghị giảm NĐ than trong QHĐVII-ĐC, TCNL, 3-2016

6. Bùi Huy Phùng - Phát triển Năng lượng bền vững-Thách thức và Kiến nghị, Tạp chí Năng lượng Việt Nam - 10-2016.

(Khi sao chép, trích dẫn nội dung, số liệu từ bài viết này phải ghi rõ "nguồn", hoặc "theo": TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM)