Nhiệt điện Vĩnh Tân: "Cái khó ló cái khôn"

Đủ cơ sở pháp lý và thực tiễn để nhận chìm chất nạo vét ở Vĩnh Tân
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)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 7)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 8)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 9)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 10)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 11)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 12)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 13)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 14)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 15)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 16)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 17)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 18)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 19)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Bài 20)
Vì sao Việt Nam cần phát triển nhiệt điện than? (Tạm kết)

TS. NGUYỄN THÀNH SƠN - HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Quy hoạch có cơ sở

Trung tâm Nhiệt điện Vĩnh Tân (gồm 4 nhà máy) được đầu tư xây dựng theo Quy hoạch điện đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt, với tổng công suất khoảng 5.000MW. Việc triển khai cụm các dự án nhiệt điện này cần được nhìn nhận và đánh giá khách quan.

Trung tâm Nhiệt điện Vĩnh Tân nằm trên địa bàn tỉnh Bình Thuận. Địa điểm, công suất, và công nghệ phát điện của các nhà máy nhiệt điện nằm trong Trung tâm này đã được Cơ quan Tư vấn lập quy hoạch lựa chọn và được Hội đồng Thẩm định quy hoạch chấp thuận theo tiêu chí "cân bằng tối ưu hệ thống điện". Theo đó:

- Nguồn thủy điện trong khu vực này đã được khai thác hết công suất.

- Tiềm năng về phong điện và quang điện của hai tỉnh Ninh Thuận và Bình Thuận rất lớn, nhưng chưa thể phát triển nhanh (vì hiện nay, giá thành của điện gió và điện mặt trời vẫn cao hơn sức mua của EVN và của nền kinh tế). Mặc dù vậy,

- Để trong tương lai (khi giá thành quang điện và phong điện giảm nhờ các tiến bộ kỹ thuật chung của thế giới) có thể phát triển nhanh và mạnh các nguồn phong điện và quang điện ở Ninh Thuận và Bình Thuận. Về mặt kỹ thuật, vẫn đòi hỏi phải có nguồn nhiệt điện chạy than và/hoặc điện nguyên tử cần được xây dựng trong khu vực này. Ngoài ra,

- Các nhà máy nhiệt điện Vĩnh Tân - một trung tâm nhiệt điện lớn nằm trong khu vực "đòn gánh" giữa vị trí phòng thủ quan trọng của đất nước (Cảng Cam Ranh nằm cách khoảng 200km về phía Bắc) và trung tâm kinh tế lớn nhất nước (thành phố Hồ Chí Minh nằm cách khoảng 180km về phía Nam).

Giải quyết các khó khăn cơ bản

Khó khăn rất cơ bản trong triển khai xây dựng theo quy hoạch và trong vận hành của Trung tâm Nhiệt điện Vĩnh Tân cũng đã được tính đến. Đó là:

1/ Phải dùng nước mặn để làm mát:

Làm mát bằng nước tuần hoàn là quy trình bắt buộc, không thể tránh khỏi của bất kỳ dự án nhà máy nhiệt điện nào có sử dụng nhiên liệu hóa thạch (than, dầu, khí, uranium). Địa điểm đặt các Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân 1, 2, 3, 4 nằm trong khu vực rất khan hiếm nước ngọt [1].

Tỉnh Bình Thuận chỉ có 34 con sông có lưu vực trên 100km2, hầu hết đều thuộc loại vừa và nhỏ, ngắn, và dốc. Chỉ có 3 sông có diện tích lưu vực trên 1.000km2. Tổng lượng mưa trung bình khoảng 11,016 tỷ m3/năm. Tổng lượng dòng chảy trung bình 4,93 tỷ m3/năm. Tổng trữ lượng nước nước ngầm có thể khai thác để sử dụng trong toàn tỉnh Bình Thuận khoảng 469.116 m3/ngày đêm.

Theo báo cáo của Sở TN&MT tỉnh Bình Thuận [2], tổng lưu lượng khai thác nước ngọt (nước ngầm + nước mặt) trên toàn tỉnh khoảng 6,27 triệu m3/ngày đêm.

Nhu cầu nước làm mát cho Trung tâm Nhiệt điện Vĩnh Tân với tổng công suất 5.600MW dự tính khoảng 18÷20 triệu m3/ngày đêm. Như vậy, về mặt lý thuyết, tổng trữ lượng nước ngọt có thể khai thác trên địa bàn toàn tỉnh Bình Thuận chỉ đủ để làm mát cho các nhà máy nhiệt điện ở Vĩnh Tân trong vòng khoảng 8 giờ (1 ca vận hành) mỗi ngày.

Trên thực tế, nhu cầu nước ngọt cho sản xuất, kinh doanh và phục vụ đời sống của tỉnh Bình Thuận rất lớn và còn đang trong tình trạng mất cân đối cung - cầu. Ngoài ra, quanh khu vực Vĩnh Tân, càng không có đủ nguồn nước ngọt để có thể dùng làm mát hiệu quả cho các nhà máy nhiệt điện.

Chính vì khó khăn này, các chủ đầu tư của các dự án nhiệt điện "cực chẳng đã" phải sử dụng nước biển (mặn) để làm mát. Giải pháp này rất khả thi về mặt kỹ thuật, nhưng làm tăng tổng mức đầu tư của các dự án điện thêm khoảng 5÷7,5% so với làm mát bằng nước ngọt.

Đây cũng chính là lý do các Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân còn phải sử dụng nước biển để tưới chống bụi cho bãi thải xỉ, gây ra sự nhiễm mặn không tránh khỏi ở khu vực bãi thải ở Tuy Phong.

Trong phát triển các dự án nhiệt điện chạy nhiên liệu hóa thạch (than, dầu, khí, uranium - chiếm tỷ trọng hơn 50% ở Việt Nam), việc tận dụng nước biển thay nước ngọt để làm mát là một giải pháp rất đáng khuyến khích và mang lại nhiều lợi ích không chỉ đối với tỉnh Bình Thuận (đang rất khan hiếm nước), mà còn góp phần đảm bảo an ninh nước ngọt cho nền kinh tế nói chung.

2/ Phải đầu tư nạo vét cảng để tiếp nhận tàu chở than có tải trọng lớn:

Bờ biển khu vực Bình Thuận dài, nhưng nông. Tỉnh Bình Thuận có lợi thế rất cơ bản về "mặt tiền" - bờ biển. Tổng chiều dài bờ biển của Bình Thuận khoảng 192km. Tính trung bình "mặt tiền" của Bình Thuận khoảng 24,58m/km² (gấp 2,36 lần mức bình quân của Việt Nam và gấp 10,3 lần mức bình quân của thế giới).

Tuy nhiên, bờ biển Bình Thuận nhìn chung nông và bị bồi lấp nhanh do có nhiều cửa sông (với mật độ trung bình 15km bờ biển có một cửa sông [1]). Vì vậy, ngoài lĩnh vực du lịch, việc phát triển các dự án sản xuất công nghiệp có nhu cầu giao thông đường biển ở Bình Thuận rất khó khăn. Đặc biệt, các dự án nhiệt điện có nhu cầu bắt buộc phải tiếp nhận than (than khai thác trong nước cũng như than nhập khẩu) bằng đường biển.

Ví dụ, theo báo cáo của Xí nghiệp Khảo sát Hàng hải miền Nam [4], trước khi nạo vét, cảng biển tạm của dự án Nhiệt điện Vĩnh Tân 4 (2x600MW) có các thông số như sau: (i) Trong phạm vi luồng tàu vào ra bến (có chiều dài 870m, rộng 30m), điểm có độ sâu nhỏ nhất (cách mặt bến 70m) là -3,2m; (ii) Trong phạm vi khu nước trước bến, điểm có độ sâu nhỏ nhất là -2,8m nằm ở giữa khu và cách bến khoảng 5m về phía biển. Vì vậy, nếu không nạo vét cảng, dự án Nhiệt điện Vĩnh Tân 4 chỉ có thể tiếp nhận được xà lan tải trọng 3.000 DWT.

Như vậy, nếu các dự án nhiệt điện không đầu tư nạo vét cảng biển, và chỉ sử dụng xà lan 3.000 DWT để chuyển tải và cập bến bốc than, khả năng bị ách tắc và gián đoạn trong khâu cấp khoảng 3,7 triệu tấn than/năm để phát điện là không thể tránh khỏi. Vì vậy, theo Quyết định số 2414/QĐ-TTg ngày 11/12/2013, Cảng than của Vĩnh Tân 4 phải được nạo vét để có thể tiếp nhận được tàu có tải trọng 100.000 DWT.

Theo thiết kế được phê duyệt, Trung tâm Nhiệt điện Vĩnh Tân có nhu cầu tiếp nhận than từ phía biển ("mặt tiền") khoảng 15 triệu tấn/năm. Vì vậy, để giảm chi phí phát điện, các dự án nhiệt điện ở Vĩnh Tân còn phải nạo vét đáy biển khu vực gần bờ để xây dựng các cảng nhập than có mớn nước càng sâu càng tốt nhằm tiếp nhận được các loại tàu chở than có tải trọng càng lớn càng tốt.

Trên thực tế, việc cấp than cho các dự án điện bằng tàu biển có tải trọng trên 5÷6 vạn tấn (DWT) so với loại tàu có tải trọng dưới 3 vạn tấn (DWT) sẽ giảm được chi phí vận tải (gồm cước thuê tàu, chi phí xếp và dỡ hàng) khoảng 5÷7U$/tấn than.

Tuy vậy, việc thiết lập các cảng than sâu cho các dự án điện ở khu vực Vĩnh Tân rất khó khăn. Ví dụ, dự án Nhiệt điện Vĩnh Tân 2 (đang vận hành), mặc dù chi phí đầu tư cảng than rất lớn (ở thôn Vĩnh Phúc, xã Vĩnh Tân, huyện Tuy Phong), nhưng độ sâu luồng vào chỉ có 11,7m và độ sâu trước bến bốc chỉ có 11,3m. Vì vậy, hiện nay cảng nhận than của Vĩnh Tân 2 chỉ tiếp nhận được tàu chở than có tải trọng 22.000÷30.000 DWT [3].

Như vậy, nếu xây dựng được cảng than nước sâu ở Bình Thuận để có thể tiếp nhận tàu chở than tải trọng trên 50.000 DWT, cụm các nhà máy nhiệt điện ở Vĩnh Tân sẽ tiết kiệm (giảm chi phí sản xuất điện) được không dưới 90 triệu U$/năm. Nếu tính cho cả đời dự án (điện và cảng 40 năm) sẽ tiết kiệm được 3,6 tỷ US$. Con số này tương đương với tổng mức đầu tư của cả 2 dự án Vĩnh Tân 1 (2x600MW) và dự án Vĩnh Tân 4.

3/ Phải nhận chìm chất nạo vét đáy biển trong bờ ra khu vực biển sâu ngoài bờ:

Chính vì những lý do nêu trên, Bộ Công Thương đã phê duyệt hạng mục đầu tư "Bến chuyên dùng phục vụ Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân 1", với độ sâu mớn nước theo thiết kế -12,7m, có khả năng tiếp nhận tàu chở than tải trọng 30.000÷50.000 DWT.

Để thực hiện nhiệm vụ thiết kế này, chủ đầu tư buộc phải thi công nạo vét đáy biển ở các khu vực trước bến và vũng quay tàu với khối lượng khoảng 1 triệu m³.

Ngoài ra, sau này, trong quá trình vận hành, cũng như mọi cảng biển khác, để duy trì độ sâu mớn nước, cảng than của Nhà máy Nhiệt điện Vĩnh Tân 1 hàng năm phải nạo vét khối lượng bồi lấp ở đáy biển khoảng 0,268 triệu m³/năm. Toàn bộ khối lượng nạo vét được Bộ Tài nguyên và Môi trường đã phê duyệt và UBND tỉnh Bình Thuận đã chấp nhận cho chủ đầu tư được nhận chìm ở biển, ở khu vực có diện tích 300ha, độ sâu trên 35m, cách cảng hơn 10km và cách Hòn Cau khoảng 8 km.

Việc phê duyệt và chấp thuận cho nhận chìm như vậy là hợp lý (khả thi về mặt kỹ thuật - môi trường) và hiệu quả (khả thi về kinh tế). Cụ thể như sau:

Thứ nhất: Về mặt kỹ thuật, đây không phải là "bãi thải quặng đuôi", chỉ là "bãi nhận chìm chất nạo vét" vì chất nhận chìm chỉ là những chất thu được trong quá trình nạo vét đáy biển. Việc nhận chìm chất nạo vét ở biển đã và đang được thực hiện thường xuyên ở Việt Nam, cũng như trên thế giới, vừa vì lý do kỹ thuật, vừa vì lý do kinh tế.

Thứ hai: Việc nhận chìm thực chất chỉ là xê dịch lớp đất, cát đáy biển ở khu vực này chồng lấp lên lớp đất, cát đáy biển ở khu vực khác. Với trình tự nhận chìm, cường độ nhận chìm và thời gian, kỹ thuật nhận chìm hợp lý, việc nhận chìm sẽ không có ảnh hưởng đáng kể tới đa dạng sinh học biển tại khu vực nhận chìm và các khu vực xung quanh. Thành phần/chất lượng nước biển về lâu dài cũng không có gì thay đổi.

Thứ ba: Trong quá trình nhận chìm: Chiều cao lớp đất, cát đáy biển ở khu vực nhận chìm tăng thêm 3,3m. Khu vực nhận chìm này có độ sâu lớn hơn 35m. Thực tế, chất nạo vét được chuyên chở và nhận chìm bằng xà lan mở đáy, và các công việc này chỉ thực hiện được (và chỉ được chủ đầu tư thực hiện) trong thời gian sóng biển có chiều cao không quá 2m. Nếu nhận chìm trong thời gian gió mùa tây nam, các tính toán về dòng chảy biển và vận chuyển nước đục cho thấy một phần bùn lẫn trong đất, cát bị hòa tan ra nước biển thành nước đục và dòng chảy biển sẽ mang lượng nước đục này lên phía đông bắc và lắng đọng ở ngoài khơi, không gây ra ảnh hưởng tới khu bảo tồn biển Hòn Cau và bãi cạn Breda.

Thứ tư: Sau quá trình nhận chìm: Đáy biển khu vực nhận chìm sẽ tự trở lại trạng thái đồng nhất (gần giống như ban đầu) với lớp phủ bề mặt dày hơn.

Thứ năm: Việc đổ thải hiện nay, và việc đổ thải hàng năm sau này (có 0,268 triệu m3/năm cũng tại khu vực 300ha trên) là không đáng kể so với quy luật rất quan trọng của tự nhiên là "TỰ LẤY LẠI CÂN BẰNG".

Tài liệu tham khảo:

[1] Đặc điểm tài nguyên nước và các vấn đề về nước trong khai thác titan ở Bình Thuận; PGS TS Đoàn Văn Cánh; Phan Thiết, 7/2017.

[2] “Tình hình quản lý nhà nước về tài nguyên nước và các khó khăn, vướng mắc trong công tác quản lý nhà nước về tài nguyên nước trên địa bàn tỉnh Bình Thuận”; Sở TN&MT tỉnh Bình Thuận; công văn số 243/BC-STNMT, ngày 12/9/2016.

[3] Hồ sơ mời thầu, gói thầu số 04/ĐTRR-HH/GENCO3/16 ngày 13/5/2016.

[4] Báo cáo kết quả khảo sát địa hình số 304/BC-XNKSHHMN ngày 27/3/2015 và Báo cáo kỹ thuật số 25/BC-XNKSHHMN ngày 7/1/2016 của Xí nghiệp Khảo sát Hàng hải miền Nam (kèm theo bộ bình đồ tỷ lệ 1/500 và sơ đồ rà tìm chướng ngại vật tỷ lệ 1/2000).

(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)