Ngày 8/7/2020, Bộ Công Thương đã tổ chức hội thảo quốc tế (lần thứ nhất) về kết quả bài toán phát triển nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII (QHĐ VIII). Theo đó, Viện Năng lượng - Cơ quan tư vấn lập dự án đã trình bày những nội dung sau:
1/ Phương pháp luận tổng thể lập quy hoạch.
2/ Cập nhật đến giữa năm 2020 tình hình sản xuất - tiêu thụ và phát triển hệ thống cung cấp điện.
3/ Dự báo phát triển kinh tế, dự báo nhu cầu điện giai đoạn 2021 - 2030 và thời kỳ 2031 - 2045.
4/ Các tiêu chí cho phát triển nguồn điện.
Nhìn chung, tuy mới chỉ là kết quả ban đầu, nhưng đơn vị tư vấn đã thực hiện dự án hết sức nghiêm túc, công phu và bài bản với một khối lượng tính toán đồ sộ, thể hiện trình độ, năng lực của đội ngũ chuyên gia trẻ ngày nay đã có những tiến bộ vượt bậc. Từ sau hội thảo lần 1, đã có một số bài báo bình luận về Đề án này đăng trên Tạp chí năng lượng Việt Nam (Góp ý về kịch bản lựa chọn cho Quy hoạch điện VIII; Phát triển nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII và những thách thức trong lựa chọn) tại đây tác giả chỉ muốn góp ý một số vấn đề cụ thể để cơ quan tư vấn tham khảo, nghiên cứu, tính toán hoàn chỉnh dự án trong thời gian tiếp theo, nếu thấy các góp ý là hợp lý và có cơ sở:
I. Về dự báo phát triển kinh tế - xã hội và nhu cầu điện
1/ Điện thương phẩm 478 tỷ kWh vào năm 2030 và 861 tỷ kWh vào năm 2045.
2/ Điện sản xuất 537 tỷ kWh vào năm 2030 và 959 tỷ kWh vào năm 2045.
3/ Điện thương phẩm duy trì ở mức tăng 8%/năm giai đoạn 2020 - 2030 sau đó giảm xuống mức 3,5%/năm giai đoạn 2031 - 2045.
4/ Hệ số đàn hồi tăng trưởng điện năng/tăng trưởng GDP giảm từ 1.5 hiện nay xuống 1,13 vào năm 2030 và giảm mạnh đến 0,58 vào 2045.
Nhận xét:
Thứ nhất: Qua số liệu về điện sản xuất và thương phẩm cho thấy tỷ lệ tự dùng và tổn thất trên lưới điện vào năm 2030 là 11% ((537- 478)/537x100% = 11%), năm 2045 là 10,2%, trong khi đó, năm 2019 tỷ lệ này là 9% ((231,1-210,5)/231,1x100% = 9%), có gì bất hợp lý khi hơn 10 năm và 25 năm sau (công nghệ hiện đại hơn) tỷ lệ tự dùng và tổn thất lớn hơn hiện tại?
Đề nghị xem xét lại số liệu để kết quả hợp lý.
Thứ hai: Hệ số đàn hồi điện năng/GDP giai đoạn 2031-2045 giảm đến 0,58. Tỷ lệ này ngang bằng với các nước phát triển hiện nay. Sau 25 năm nữa Việt Nam đã đạt mức này, liệu có lạc quan quá hay không?
II. Về cơ cấu phát triển nguồn điện
Theo kịch bản phát triển nguồn dự kiến tốt nhất, hài hòa nhất các tiêu chí quy hoạch trong 11 kịch bản được tính toán xem xét là KB 1B.
Bảng 1:
Loại hình
|
Công suất (GW) 2030
|
Cơ cấu (%) 2030
|
Công suất (GW) 2045
|
Cơ cấu (%) 2045
|
Thủy điện
|
25
|
18,1
|
27
|
9,8
|
Nhiệt điện than
|
37
|
26,9
|
50
|
18,0
|
Nhiệt điện khí-dầu
|
26 (21)
|
18,8
|
68 (50)
|
24,7
|
Điện gió
|
19 (10)
|
13,8
|
60 (40)
|
21,8
|
Điện mặt trời
|
20 (15)
|
14,5
|
53 (25)
|
19,2
|
Điện sinh khối
|
3,5
|
2,5
|
4
|
1,5
|
Thủy điện tích năng
|
1,5
|
1,1
|
7
|
2,5
|
Nhập khẩu
|
6
|
4,3
|
6
|
2,2
|
Tổng công suất nguồn
|
138
|
100
|
275
|
100
|
Công suất cực đại HT(Pmax)
|
84
|
150
| ||
Công suất dự phòng
|
17
|
20% Pmax
|
30
|
20% Pmax
|
Tổng C/S yêu cầu
|
101
|
180
| ||
Công suất dư thừa
|
37
|
95
|
Nhận xét:
Thứ nhất: Theo cân bằng công suất, năm 2030 công suất dư thừa là 37 GW, vì vậy để tránh lãng phí, chúng tôi kiến nghị giữ nguyên công suất nguồn thủy điện 25 GW; nhiệt điện than 37 GW; giảm công suất nhiệt điện khí-dầu từ 26 GW xuống 19 GW (như QHĐ VII điều chỉnh). Với nguồn điện gió giảm còn 10 GW, nghĩa là từ vài trăm MW hiện nay, trong 10 năm tới mỗi năm đầu tư gần 1.000 MW điện gió đã là thách thức lớn rồi. Còn nguồn điện mặt trời từ 5 GW hiện nay, trong 10 năm tới đầu tư thêm 10 GW nữa để có 15 GW. Cùng với đó, giữ nguyên nguồn sinh khối 3,5 MW; nguồn thủy điện tích năng và pin tích năng 1,5 MW; nhập khẩu giữ 6 GW.
Điều chỉnh như vậy, tổng công suất nguồn sẽ là 119 GW (giảm được 19 GW), trong khi công suất yêu cầu của hệ thống điện (HTĐ) là 101 GW và ngay cả đối với cao điểm tối, khi nguồn điện mặt trời bằng không, tổng công suất nguồn còn là 104 MW vẫn đảm bảo đáp ứng yêu cầu 101 GW của HTĐ. Với cơ cấu nguồn như vậy, tỷ trọng nguồn NLTT trong tổng công suất nguồn của HTĐ năm 2030 là 24%.
Thứ hai: Về cơ cấu nguồn năm 2045, theo bảng trên, tổng công suất nguồn lên đến 275 GW trong khi công suất cực đại (Pmax) của HTĐ là 150 GW, nếu tính đến 20% tỷ lệ dự phòng, công suất yêu cầu của HTĐ sẽ là 180 GW, công suất dư thừa là 95 GW, để giảm lượng công suất dư thừa, chúng tôi kiến nghị kịch bản cơ cấu nguồn năm 2045 như sau:
1/ Giữ nguyên công suất thủy điện 27 GW, nhiệt điện than 50 GW (đã giảm 5 GW vào năm 2030 so với QHĐ VII điều chỉnh).
2/ Giữ nguyên công suất nguồn điện sinh khối 4 GW, thủy điện tích năng và pin tích năng 7 GW và nguồn nhập khẩu 6 GW.
3/ Công suất nhiệt điện khí giảm còn 50 GW.
4/ Điện gió 40 GW (trong đó chủ yếu là nguồn điện gió ngoài khơi - offshore wind power).
5/ Điện mặt trời 25 GW.
Với dự kiến như vậy, tổng công suất nguồn bằng 209 GW (giảm được 66 GW), đảm bảo đáp ứng công suất yêu cầu của HTĐ 180 GW ngay cả vào cao điểm tối khi không có công suất 25 GW điện mặt trời. Tỷ trọng nguồn NLTT trong HTĐ năm 2045 là 33 %.
III. Phát triển lưới điện
Khác với các QHĐ trước đây, cả nước được chia thành 3 vùng phụ tải, trong QHĐ VIII cả nước chia thành 6 vùng gồm: Bắc bộ, Bắc Trung bộ, Trung Trung bộ, Tây Nguyên, Nam Trung bộ, Nam bộ và trong quá trình xem xét tính toán đã sự kết hợp phát triển nguồn điện, lưới điện truyền tải liên vùng. Trên tinh thần này, Đề án đã đề xuất: “Do việc phát triển NLTT tại các tỉnh Nam Trung bộ khiến nhu cầu truyền tải ra miền Bắc sẽ tăng cao từ năm 2025, đặc biệt truyền tải từ Nam Trung bộ ra Bắc bộ” và Đề án cũng đã tính đến đường dây tải điện một chiều siêu cao áp (HVDC) ± 525 kV từ Nam Trung bộ đến Bắc bộ dài 1.200 km.
Nhận xét:
Theo đánh giá của Đề án, năm 2019 truyền tải Bắc - Nam theo hệ thống tải điện siêu cao áp 500 kV đã giảm 5,5 tỷ kWh so với năm 2018 và có xu thế tiếp tục giảm trong giai đoạn tới, trong khi đó đường dây 500 kV thứ 3 từ Vũng Áng đến Pleiku đang được xây dựng và năm tới sẽ hoàn thành. Như vậy, từ Bắc bộ đến Bắc Trung bộ (Vũng Áng) có 2 mạch 500 kV; từ Bắc Trung bộ qua Trung Trung bộ (Dốc Sỏi) đến Tây Nguyên (Pleiku) có 3 mạch 500 kV; từ Tây Nguyên đến Nam bộ có 4 mạch 500 kV.
Trong trường hợp cần tải công suất nguồn NLTT từ Nam Trung bộ đến Bắc bộ, chỉ nên xây dựng mạch kép 500 kV xoay chiều HVAC như hiện nay khoảng 300 km từ Nam Trung bộ đến Trung Trung bộ (Dốc Sỏi), hoặc đến Tây Nguyên (Pleiku), để nguồn công suất này theo các mạch 500 kV (3 mạch từ Dốc Sỏi hay Pleiku đến Vũng Áng và 2 mạch từ Vũng Áng đến Bắc bộ) đến Bắc bộ mà không xây dựng 1.200 km đường dây HVDC từ Nam Trung bộ đến Bắc bộ.
IV. Kịch bản phát triển nguồn điện do tác giả kiến nghị
Sau khi nghiên cứu các kịch bản do Đề án dự kiến bước đầu, tác giả kiến nghị kết hợp 2 kịch bản KB1B và kịch bản KB6B_Nuclear, trong đó KB1B được giữ nguyên cho năm 2030 (theo tính toán tại Bảng 1), trong đó tỷ trọng nguồn NLTT là 24%. Năm 2045 giảm nhiệt điện khí xuống 30 GW, tăng nguồn sinh khối lên 5 GW, thêm nguồn sinh khí và rác thải 2 GW (tổng nguồn sinh khối, sinh khí và rác thải là 7 GW) và thêm nguồn điện hạt nhân 5 GW. Tỷ trọng nguồn NLTT năm 2045 là 35 %.
Bảng 2:
Loại hình
|
Công suất (GW) 2030
|
Cơ cấu (%) 2030
|
Công suất (GW) 2045
|
Cơ cấu (%) 2045
|
Thủy điện
|
25
|
21,0
|
27
|
13,0
|
Nhiệt điện than
|
37
|
31,0
|
50
|
24,2
|
Nhiệt điện khí
|
21
|
17,6
|
40
|
19,3
|
Điện gió
|
10
|
8,4
|
40
|
19,3
|
Điện MT
|
15
|
12,6
|
25
|
12,1
|
Điện sinh khối
|
3,5
|
3,0
|
7
|
3,4
|
Thủy điện tích năng
|
1,5
|
1,2
|
7
|
3,4
|
Nhập khẩu
|
6,0
|
5,0
|
6
|
2,9
|
Điện hạt nhân
|
-
|
-
|
5
|
2,4
|
Tổng C/S nguồn
|
119
|
100
|
207
|
100
|
Pmax HTĐ
|
84
|
150
| ||
Công suất dự phòng
|
17
|
20 % Pmax
|
30
|
20 % Pmax
|
Công suất yêu cầu
|
101
|
180
|
Với cơ cấu nguồn điện như trình bày trong Bảng 2, yêu cầu của HTĐ vào cao điểm tối (lúc 18 giờ hàng ngày) khi nguồn điện mặt trời không làm việc vẫn được đảm bảo và sản lượng điện phát ra luôn đảm bảo yêu cầu với 537 tỷ kWh vào năm 2030 và 959 tỷ kWh vào năm 2045./.
TS. NGUYỄN MẠNH HIẾN - HỘI ĐỒNG PHẢN BIỆN TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM
0 nhận xét:
Đăng nhận xét