Vai trò, tính cấp bách của đường dây 500kV Vũng Áng - Pleiku 2 [2]

KỲ 1: Vai trò, tính cấp bách của đường dây 500kV Vũng Áng - Pleiku 2 [1]

KỲ 2: AN NINH CUNG CẤP ĐIỆN Ở VIỆT NAM HIỆN NAY VÀ TƯƠNG LAI

ThS. NGUYỄN ANH TUẤN - HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

1. Tài nguyên năng lượng

Như chúng ta đã biết, tài nguyên năng lượng của mỗi quốc gia là tiềm năng, trữ lượng và khả năng khai thác các loại nhiên liệu hóa thạch như: than, dầu mỏ, khí đốt, và gần đây còn có khí đá phiến (shale gas), dầu đá phiến (shale oil), các loại năng lượng tái tạo như: năng lượng thủy điện, năng lượng gió, mặt trời, địa nhiệt [1], sinh khối [2], khí sinh học [3], thủy triều, sóng biển,...

Việt Nam có khá đa dạng các loại tài nguyên năng lượng, tuy nhiên không thực sự dồi dào. Trữ lượng than đá nước ta ước tính hàng tỷ tấn, song quá trình khai thác, sử dụng nhiều thập kỷ qua đã sử dụng hết phần than tại các mỏ lộ thiên và mỏ nông tại Quảng Ninh. Khi khai thác xuống hầm lò sâu, chi phí về an toàn, công nghệ và đảm bảo môi trường ngày càng cao, giá thành khai thác than tăng lên, dẫn đến hiệu quả thấp khi tiếp tục tăng sản lượng.

Theo Quy hoạch ngành than, từ nay đến những năm 2030, than khai thác của Việt Nam chỉ đủ cấp cho sản xuất khoảng 95 tỷ kWh hàng năm và một số hộ công nghiệp quan trọng như xi măng, hóa chất... Như vậy, các nhà máy nhiệt điện than mới xây dựng hầu như hoàn toàn phải trông cậy vào nguồn than nhập khẩu. Trên thực tế, năm 2016 chúng ta đã phải nhập khẩu đến trên 13 triệu tấn than [4].

Khí đốt là nhiên liệu chủ yếu cho các nhà máy nhiệt điện khí ở Việt Nam. Hàng năm chúng ta khai thác được 8-10 tỷ m3 khí đốt cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện khí (với sản lượng khoảng 40-45 tỷ kWh) và các nhà máy sản xuất phân bón phía Nam. Tuy nhiên, các mỏ khí đốt hiện hành đang cạn kiệt dần. Hai mỏ khí mới tại Lô B và Cá Voi Xanh dự kiến đưa vào khai thác năm 2022 - 2024 chỉ đủ cấp cho khoảng 7.000 MW nhiệt điện khí mới.

Các nghiên cứu nhiều năm về thủy năng cho thấy, trữ năng kinh tế - kỹ thuật thủy điện lớn và vừa ở nước ta khoảng trên 20.000 MW và thủy điện nhỏ trên 10.000 MW. Đến nay chúng ta đã xây dựng được trên 17.000 MW thủy điện lớn và vừa, khoảng 3.000 MW thủy điện nhỏ. Nếu tính đến các ảnh hưởng tới môi trường, sinh thái và tái định cư khi xem xét xây dựng thì có thể nói không còn nhiều tiềm năng phát triển các nhà máy thủy điện.

Trong các dạng năng lượng tái tạo (NLTT) khác như gió, mặt trời, sinh khối, địa nhiệt,... tiềm năng lớn nhất của nước ta là năng lượng mặt trời và gió.

Theo Dự thảo: "Quy hoạch phát triển năng lượng quốc gia giai đoạn 2016 - 2025, định hướng đến năm 2035" do Viện Năng lượng lập năm 2017, tiềm năng điện mặt trời của nước ta được đánh giá là khá dồi dào, với tiềm năng kỹ thuật khoảng 339 ngàn MWp [5]; tiềm năng kỹ thuật điện gió nếu lấy theo tốc độ gió từ 6m/s trở lên tại độ cao 80 mét là khoảng 27.000 MW; tiềm năng đáng kể các dạng còn lại là gần 4.000 MW điện sinh khối và trên 1.500 MW điện từ rác thải.

Cho đến trước năm 2015, Việt Nam vẫn là quốc gia xuất khẩu năng lượng. Nhưng từ năm 2015, cán cân xuất nhập khẩu năng lượng đã nghiêng sang nhập khẩu với tỷ lệ 5% trên tổng năng lượng cung cấp [6], đánh dấu thời kỳ Việt Nam bắt đầu là nước nhập khẩu năng lượng.

Theo dự báo nhu cầu điện trong Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) [7], nhu cầu điện Việt Nam sẽ tăng bình quân khoảng trên 8%/năm trong giai đoạn đến năm 2030. Như vậy, đến năm 2030 nước ta có sản lượng điện khoảng 570 tỷ kWh (tăng gần 2,9 lần so với hiện nay) và công suất các nhà máy điện gần 130 ngàn MW, tăng thêm 84 ngàn MW so với năm 2017. Quy hoạch điện VII (điều chỉnh) đã dự kiến đưa vào vận hành ở năm 2030 khoảng trên 27 ngàn MW các nguồn thủy điện nhỏ và năng lượng tái tạo, gấp trên 8,6 lần tổng thủy điện nhỏ và NLTT hiện nay.

Nếu chỉ tính thủy điện nhỏ và NLTT, tỷ trọng NLTT trong tổng công suất nguồn điện sẽ chiếm 21%, còn nếu tính cả thủy điện lớn, tỷ trọng NLTT sẽ là gần 38% vào năm 2030. Nhưng chúng ta vẫn cần xây dựng mới trên 50 ngàn MW các loại nguồn nhiệt điện khác. Hầu hết các nguồn điện mới này phải sử dụng nhiên liệu nhập khẩu.

Việt Nam dự kiến phát triển mạnh mẽ các nguồn điện từ NLTT. Tỷ lệ NLTT lớn sẽ góp phần cung cấp nguồn năng lượng "sạch" cho phát triển đất nước, giảm phát thải khí nhà kính, nhưng sẽ gây nên các khó khăn về kinh tế và vận hành hệ thống điện nói chung và lưới điện truyền tải nói riêng. Cụ thể:

1/ Nguồn NLTT có giá thành điện tương đối cao, khi phát triển với số lượng lớn sẽ làm tăng giá thành điện, gây khó khăn khi thuyết phục người dân chấp nhận giá điện trong điều kiện kinh tế chưa cao.

2/ Nguồn NLTT có tính chất không ổn định, phụ thuộc vào thời tiết và khu vực địa lý (đặc biệt là nguồn điện gió, điện mặt trời) nên làm tăng thêm dự phòng công suất cho các biến động của các nguồn điện NLTT.

3/ Việc duy trì ổn định điện áp khi vận hành các nguồn NLTT cần thiết phải đặt thêm các thiết bị bù linh hoạt trong vận hành, khiến tăng thêm chi phí.

4/ Việt Nam chưa có kinh nghiệm trong vận hành tích hợp nguồn điện gió, mặt trời với tỷ trọng cao trong hệ thống điện, vì vậy sẽ gặp khó khăn trong giai đoạn đầu vận hành.

Tổng hợp các đánh giá về tài nguyên năng lượng dùng cho sản xuất và cung cấp điện, có thể thấy: tài nguyên năng lượng nước ta đang cạn kiệt nhanh chóng; mặc dù NLTT đang được thúc đẩy phát triển trong giai đoạn tới, nhưng còn nhiều khó khăn về kỹ thuật, kinh tế, cơ chế hợp lý để có tỷ trọng lớn trong cơ cấu nguồn điện và đặc biệt là nước ta sẽ dần phụ thuộc vào nguồn nhiên liệu nhập khẩu.

2. Cơ cấu nguồn điện theo vùng miền

Một trong các nguyên tắc thiết kế quy hoạch xây dựng nguồn điện là nguồn phát điện phải nằm gần trung tâm phụ tải để giảm chi phí xây dựng và vận hành lưới truyền tải, giảm tổn thất điện năng khi tải điện đi xa. Từ khi lập các quy hoạch điện quốc gia giai đoạn từ năm 1995 đến nay (từ Quy hoạch điện IV), các chuyên gia thiết kế luôn tuân thủ nguyên tắc nói trên. Với nước ta, phân bố nhu cầu phụ tải điện nhiều năm thường khoảng 50% ở miền Nam, 40% nằm ở miền Bắc và khoảng 10% là vùng miền Trung. Trong đề án Quy hoạch điện các giai đoạn khi được trình lên Chính phủ, danh mục bố trí tiến độ đưa vào các nhà máy điện luôn đảm bảo quy mô công suất cần thiết là phù hợp với mức tăng nhu cầu điện tại mỗi miền như trên.

Nhưng thực tế cho thấy, thường xuyên các nguồn điện được đưa vào vận hành không đúng tiến độ được duyệt. Lúc miền Bắc cần thì nguồn điện lại vào nhiều ở miền Nam (như các năm 2003 - 2005), dẫn đến có nhiều thời điểm miền Bắc thiếu nguồn cấp điện trầm trọng. Các năm gần đây lại có tình huống ngược lại: nguồn điện ở miền Bắc vào nhanh, trong khi ở miền Nam có hàng loạt dự án xây dựng nguồn điện bị chậm trễ với nhiều nguyên nhân khác nhau, dẫn đến phải truyền tải lượng điện rất lớn từ miền Bắc và Trung vào Nam. Lượng truyền tải này ở năm 2017 là trên 21 tỷ kWh, tương đương năng lực sản xuất của một nhà máy nhiệt điện công suất trên 3.000 MW và bằng gần 1/4 nhu cầu điện miền Nam.

Theo đánh giá của các chuyên gia, tình trạng này còn tiếp diễn trong vòng 4-5 năm tới, và có thể còn tiếp tục lâu hơn.

Đường dây 500kV Bắc - Nam đầu tiên được đưa vào vận hành năm 1994, đã hình thành mạch siêu cao áp xương sống kết nối hệ thống điện miền Bắc, miền Trung và miền Nam. Đường dây 500kV có vai trò như nguồn điện linh hoạt, đảm nhiệm hỗ trợ và trao đổi điện các miền, tăng cường dự phòng cung cấp điện trong các tình huống sự cố và tận dụng tối đa khai thác các thủy điện mùa nước. Đường dây 500kV Bắc - Nam mạch thứ hai được đưa vào năm 2005 với mục đích đảm bảo an toàn cung cấp điện cho miền Bắc khi các nguồn điện tại đây vào chậm, và nhu cầu phụ tải cả nước khi đó tăng ở mức 14%/năm. Đến nay, nguy cơ thiếu nguồn điện miền Nam trong các năm tới lại đang hiển hiện.

3. Những khó khăn khi thực hiện cân đối nguồn và phụ tải

Một số nguyên nhân mất cân đối nguồn - phụ tải gần đây được nhận định:

Thứ nhất: Nguyên nhân chủ quan.

1/ Quá trình quản lý, điều hành thực hiện quy hoạch nguồn điện còn chưa tốt.

2/ Chưa có định hướng, chế tài, khuyến khích để các nhà đầu tư đưa công trình nguồn điện vào đúng thời điểm và khu vực địa lý có nhu cầu điện tăng thêm.

3/ Ngoài EVN là đơn vị giàu kinh nghiệm và năng lực đầu tư nguồn điện, luôn đảm bảo, thậm chí vượt tiến độ đầu tư, còn các nhà đầu tư khác thường xuyên không đáp ứng tiến độ, bao gồm cả các tập đoàn nhà nước và các nhà đầu tư tư nhân trong và ngoài nước.

4/ Ngân sách Nhà nước hạn hẹp, vốn đầu tư nguồn điện lại rất lớn, nhu cầu điện tiếp tục tăng nhanh, vì vậy, chúng ta ngày càng phải phụ thuộc hơn vào các thành phần phi nhà nước như các nguồn điện dạng BOT, BOO [8] tư nhân trong và ngoài nước.

5/ Cơ chế huy động xã hội hóa đầu tư nguồn điện còn nhiều vướng mắc trong thủ tục đầu tư từ nước ngoài như bảo lãnh vốn, bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ, hợp đồng mua bán điện dài hạn,... dẫn đến các dự án nguồn dạng BOT thường kéo dài thời gian đàm phán, thỏa thuận, có khi tới hàng chục năm chưa đưa được công trình vào.

6/ Giá bán điện ở nước ta còn thấp, chưa đủ hấp dẫn các nhà đầu tư tư nhân trong và ngoài nước bỏ vốn xây dựng nguồn điện.

Thứ hai: Nguyên nhân khách quan.

1/ Ở miền Nam, nhất là vùng đồng bằng miền Tây Nam bộ, tại vị trí các dự án nguồn nhiệt điện than hầu hết có nền đất yếu, lại thiếu các vùng bờ biển nước sâu để thuận tiện xây dựng cảng tiếp nhận nhiên liệu, làm tăng thêm chi phí xây dựng và vận hành công trình. Mặt khác, khoảng cách vận chuyển lớn than từ miền Bắc vào, hoặc từ các nước xuất khẩu than đều dẫn đến tăng chi phí đầu vào cho công trình tại đây.

2/ Do chúng ta chưa đủ tiềm lực kinh tế - kỹ thuật khai thác các mỏ khí đốt ở xa bờ, phải phụ thuộc phần lớn vào nước ngoài, dẫn đến việc đưa các mỏ khí đốt mới vào cung cấp cho các nhà máy điện thường kéo dài, chi phí ngày càng tăng.

Vì vậy, trong các năm tới, cân đối nguồn - phụ tải còn rất nhiều khó khăn, nhất là xây dựng nguồn điện mới ở khu vực miền Nam.

4. Mua bán, trao đổi điện năng với các nước láng giềng

Lào, Căm Pu Chia và phía Nam Trung Quốc có tiềm năng lớn về thủy điện. Lào cũng có mỏ than gần biên giới với Việt Nam, trong khi nhu cầu điện tại Lào còn chưa lớn.

Nhận thức được việc mua bán, trao đổi điện năng giữa các nước láng giềng có vai trò thúc đẩy khai thác các nguồn tài nguyên năng lượng mỗi nước, làm tăng thêm hiệu quả kinh tế, chia sẻ nguồn điện dự phòng chung, nhiều năm qua Nhà nước ta đã có chủ trương tăng cường xuất, nhập khẩu điện giữa Việt Nam với Lào, Căm Pu Chia, Trung Quốc.

Từ năm 2006 đến nay, chúng ta đã xây dựng 2 nhà máy thủy điện: Xê Kaman 3 và Xê Kaman 1 từ Lào đưa điện về miền Trung Việt Nam, nhập khẩu điện qua các đường dây 220kV và 110kV từ các tỉnh Vân Nam, Quảng Tây của Trung Quốc đưa điện về miền Bắc và xuất khẩu điện sang Căm Pu Chia qua đường dây 220kV Châu Đốc - Phnôm Pênh. Tuy vậy, điện nhập khẩu từ các nước láng giềng so với tổng điện sản xuất hiện mới chỉ chiếm khoảng hơn 1%.

Hơn nữa, liên kết mua điện qua lưới truyền tải vẫn còn những rào cản về mô hình đầu tư, quản lý, tiêu chuẩn kỹ thuật, thiết bị và vận hành khác nhau giữa các nước. Các nghiên cứu, thảo luận mua bán - liên kết lưới điện đang được tiếp tục thực hiện với quan điểm tăng thêm quy mô và định hướng Việt Nam sẽ chủ yếu nhập khẩu điện qua các đường dây truyền tải và liên kết.

5. Thách thức và giải pháp đảm bảo an ninh cung cấp điện dài hạn

Từ các mục 1-4 ở trên, có thể tổng hợp các thách thức trong đảm bảo an ninh cung cấp điện nước ta trong dài hạn như sau:

1/ Các nguồn tài nguyên năng lượng truyền thống như thủy điện, than, dầu mỏ - khí đốt đang dần cạn kiệt, Việt Nam hiện đã trở thành nước nhập khẩu năng lượng. Trong tương lai, nước ta sẽ ngày càng phụ thuộc nhiều hơn vào các nguồn nhiên liệu, năng lượng từ bên ngoài.

2/ Để phát triển mạnh NLTT, còn nhiều khó khăn về vốn đầu tư, yêu cầu kỹ thuật và các chi phí phát sinh để tích hợp loại nguồn thiếu ổn định này vào hệ thống điện.

3/ Cơ cấu và tiến độ đưa vào nguồn điện theo các miền đã được xác định trong Quy hoạch điện quốc gia, nhưng khi triển khai thực hiện thường xuyên không bám theo quy hoạch, gây ra mất cân đối cung - cầu điện trên từng miền vào nhiều thời điểm, dẫn đến phải đầu tư thêm các đường dây truyền tải xa, làm tăng tổn thất, tăng chi phí.

4/ Trong vài năm tới, việc tái cân đối nguồn cung cấp điện cho miền Nam gặp nhiều khó khăn do nhiều dự án nguồn điện tại đây còn nguy cơ chậm trễ. Miền Nam sẽ phải phụ thuộc lớn vào truyền tải điện từ miền Bắc và miền Trung vào.

Một số giải pháp được đề xuất để có thể vượt qua các thách thức, đảm bảo cung cấp điện an toàn ổn định trong ngắn hạn cũng như dài hạn ở Việt Nam:

Thứ nhất: Trong ngắn hạn.

1/ Các bộ, ngành và địa phương cần tạo các điều kiện thuận lợi về cơ chế, hỗ trợ tối đa để các doanh nghiệp giữ tiến độ đưa vào các dự án nguồn nhiệt điện than đang triển khai xây dựng theo kế hoạch ở miền Nam như: Duyên Hải 3 (mở rộng), Vĩnh Tân 4 (mở rộng), Vĩnh Tân 1; khắc phục các vướng mắc tại các dự án nhiệt điện than Long Phú 1, Sông Hậu 1 để không chậm sau năm 2020; sớm triển khai các dự án nguồn nhiệt điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 tại Đồng Nai, sử dụng khí hóa lỏng LNG [9] để đưa vào năm 2021 - 2022.

2/ Xúc tiến đầu tư xây dựng các cảng trung chuyển than cả ở miền Tây Nam bộ cũng như miền Bắc để an toàn cung cấp than dài hạn cho các cụm nhiệt điện than tại đây.

3/ Khẩn trương triển khai các hạng mục để khai thác mỏ khí Lô B, cung cấp khí đốt đồng bộ với xây dựng các nhiệt điện khí Ô Môn 3 và 4 vào năm 2022 - 2023.

4/ Về lưới truyền tải, cần xây dựng nhanh đoạn đường dây 500kV Vũng Áng - Dốc Sỏi - Pleiku 2 để năm 2020 đưa vào nhằm các mục tiêu: trong ngắn hạn để tăng cường an toàn cung cấp điện cho miền Nam; sau năm 2020 sẽ tạo điều kiện để nhập khẩu điện quy mô lớn từ Trung và Nam Lào truyền tải về Việt Nam.

Thứ hai: Trong dài hạn.

1/ Tăng cường tuyên truyền quảng bá và có chế tài về khuyến khích sử dụng điện hiệu quả và tiết kiệm điện nhằm giảm áp lực đầu tư và sử dụng điện hiệu quả.

2/ Khuyến khích các nhà đầu tư xây dựng các công trình điện mặt trời, điện gió, điện sinh khối,... để NLTT phát triển nhanh hơn. Nhà nước hỗ trợ xây dựng hạ tầng truyền tải để tích hợp các nguồn điện gió, điện mặt trời vào hệ thống điện.

3/ Xúc tiến nhanh triển khai chuỗi khí - điện miền Trung để đưa cụm tua bin khí Quảng Nam - Quảng Ngãi vào trong 2023 - 2024.

4/ Thúc đẩy triển khai đầu tư cảng - kho LNG nhập khẩu để đưa các dự án nhiệt điện khí LNG Sơn Mỹ vào trong giai đoạn 2025 - 2028 theo Quy hoạch điện VII (điều chỉnh).

5/ Nghiên cứu các giải pháp kỹ thuật hợp lý, thương thảo để tăng nhập khẩu điện và liên kết lưới điện với Lào, Căm Pu Chia và Trung Quốc.

6/ Nghiên cứu, tăng dần áp dụng cơ chế đấu thầu các dự án nguồn điện, thay thế các dự án chọn chỉ định vào giai đoạn sau năm 2025 để tăng hiệu quả cạnh tranh, giảm chi phí xã hội. Trong đó, chú trọng các nguồn điện công nghệ tiên tiến, giảm tiêu hao nhiên liệu và giảm khí thải ô nhiễm ra môi trường.

Kỳ tới: Công trình Đường dây 500kV Vũng Áng - Dốc Sỏi - Pleiku 2: Vai trò và hiệu quả

Lưu ý: Mọi trích dẫn và sử dụng bài viết này cần được sự đồng ý của tác giả thông qua Tạp chí Năng lượng Việt Nam.


Tài liệu tham khảo:

[1] Năng lượng từ nguồn nước nóng dưới lòng đất

[2] Năng lượng từ củi, gỗ, phụ phẩm nông nghiệp như rơm rạ, rác thải

[3] Năng lượng sinh ra từ khí đốt sau khi phân hủy phân động vật, gia súc...

[4] Nguồn: Tổng cục Thống kê, 2017

[5] MWp: Megawatt peak - MW công suất cực đại tức thời

[6] Nguồn: Viện Năng lượng, 2017

[7] Điều chỉnh Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011-2020, có xét đến 2030, đã được Thủ tướng CP phê duyệt theo Quyết định 428/QĐ-TTg

[8] BOT: Xây dựng-Vận hành-Chuyển giao: nhà đầu tư sau khi xây dựng và vận hành với thời gian từ 20 đến 25 năm tùy loại nguồn điện, sẽ chuyển giao lại công trình cho quốc gia sở tại; BOO: Xây dựng- Vận hành- Làm chủ.

[9] LNG: Liquid Natural Gas - khí tự nhiên hóa lỏng