Tổng sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu đạt hơn 45 tỷ kWh trong 2 tháng đầu năm 2025. Nhiệt điện than tiếp tục đóng vai trò chủ đạo với hơn 55% tổng huy động, trong khi năng lượng tái tạo chiếm 16.3%.
Thông tin từ Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), sản lượng điện sản xuất và nhập khẩu toàn hệ thống tháng 2 đạt 22.24 tỷ kWh, tăng 12.6% so với cùng kỳ; trong đó sản lượng ngày lớn nhất đạt 876.9 tỷ kWh và công suất lớn nhất đạt 45458 MW (cùng ngày 27/02).
Lũy kế hai tháng đầu năm 2025, sản lượng toàn hệ thống đạt 45.06 tỷ kWh. Trong đó, thủy điện đóng góp 9.29 tỷ kWh, chiếm 20.6%; nhiệt điện than đạt 24.82 tỷ kWh, chiếm 55.1%; tua bin khí đạt 2.7 tỷ kWh, chiếm 6%; năng lượng tái tạo đạt 7.34 tỷ kWh, chiếm 16.3%, trong đó điện mặt trời đạt 4.07 tỷ kWh và điện gió đạt 3.04 tỷ kWh. Điện nhập khẩu đạt 863 triệu kWh, chiếm 1.9% tổng sản lượng.
Sản lượng điện truyền tải tháng 2/2025 ước đạt 17.44 tỷ kWh (tăng 12.1% so với cùng kỳ); lũy kế 2 tháng đầu năm 2025 ước đạt 35.43 tỷ kWh.
Về lưới điện, trong 2 tháng đầu năm 2025, EVN và các đơn vị đã khởi công 13 công trình và hoàn thành đóng điện 28 công trình lưới điện từ 110 đến 500kV (trong đó có 1 dự án 500kV, 02 dự án 220kV và 25 dự án 110kV), trong đó bao gồm cả dự án đường dây 500kV Monsoon - Thạnh Mỹ phục vụ nhập khẩu điện từ Lào.
Nhiệm vụ tháng 3, EVN đảm bảo cung ứng điện cho sản xuất, tiêu dùng trong các tháng cao điểm mùa khô năm 2025. Trong đó, EVN phối hợp chặt chẽ với các đơn vị trong công tác lập phương thức vận hành hệ thống điện quốc gia đảm bảo cung ứng đủ điện cho sản xuất, kinh doanh và tiêu dùng; Phối hợp vận hành, huy động tối ưu các nguồn điện trong hệ thống điện, kết hợp tăng cường truyền tải tối đa từ miền Trung ra miền Bắc; Điều tiết giữ nước các hồ thuỷ điện ở mức nước hợp lý đến cuối mùa khô năm 2025 để nâng công suất khả dụng cho các nhà máy thủy điện.
Về đầu tư xây dựng, EVN yêu cầu các đơn vị đẩy nhanh tiến độ thi công các dự án nguồn điện trọng điểm, đảm bảo mục tiêu phát điện Thủy điện Hòa Bình mở rộng trong quý IV-2025; hòa lưới tổ máy 1 Nhà máy Nhiệt điện Quảng Trạch I trước 02/09/2025 theo chỉ đạo Thủ tướng Chính phủ. Trong tháng 3, các đơn vị tập trung hoàn thành công tác lựa chọn nhà thầu và tổ chức thi công trên toàn tuyến đường dây 500kV Lào Cai - Vĩnh Yên.
Được xây dựng bởi người Pháp từ năm 1942 và chính thức khánh thành, đi vào hoạt động từ năm 1946, đây là nhà máy thủy điện đầu tiên tại Việt Nam.
Nhà máy thủy điện Ankroet tọa lạc sâu trong thung lũng Dan Kia - Suối Vàng, ẩn mình giữa những rừng thông xanh mướt, cách trung tâm TP Đà Lạt khoảng 15km.
Được xây dựng bởi người Pháp từ năm 1942 và chính thức khánh thành, đi vào hoạt động từ năm 1946, Ankroet là nhà máy thủy điện đầu tiên tại Việt Nam, mang dấu ấn lịch sử và kiến trúc độc đáo.
Đến nay, thủy điện Ankroet vẫn kiên cố, nổi bật với thiết kế hòa quyện cùng thiên nhiên. Toàn bộ công trình tựa như một biệt thự nghỉ dưỡng thanh lịch, khác hẳn hình ảnh thường thấy của các công xưởng công nghiệp.
Toàn cảnh Nhà máy thủy điện Ankroet. Nguồn ảnh: Báo Công Thương
Ban đầu, nhà máy có công suất thiết kế khiêm tốn chỉ 600kW, hoạt động song song với nhà máy điện diesel Đà Lạt, chủ yếu cung cấp điện cho các biệt thự trong khu vực.
Được thiết kế bởi người Pháp, Ankroet sử dụng những vật liệu quen thuộc thường thấy ở các biệt thự cổ điển, như mái ngói đỏ dốc lớn mang phong cách nhà rông Tây Nguyên.
Phần lớn các hạng mục được xây dựng từ đá chẻ, kết nối bằng mạch vữa, với việc thi công chủ yếu dựa vào sức người trong điều kiện hạn chế về công nghệ thời bấy giờ.
Khu vực lối vào nhà máy hiện còn trưng bày hệ thống máy móc, tuabin, bánh xe công tác... từng vận hành trong những năm đầu tiên của công trình, mang đến một góc nhìn sống động về lịch sử.
Một góc của Nhà máy thủy điện Ankroet. Nguồn ảnh: Báo Công thương
Đến năm 1960, nhằm đáp ứng nhu cầu xây dựng thủy điện Đa Nhim, người Nhật đã nâng công suất của nhà máy lên 3.100kW.
Đến năm 2004, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã nâng công suất của nhà máy Ankroet đạt công suất 4.400kW, tiếp tục đóng vai trò quan trọng trong hệ thống năng lượng khu vực.
Cách nhà máy khoảng 5km là hệ thống đập tự tràn với dung tích hồ chứa lên tới 1 triệu m3 nước, tạo nên hồ Suối Vàng thơ mộng, nép mình giữa rừng thông bạt ngàn.
Toàn cảnh Đập Ankroet. Nguồn ảnh: VnExpress
Đập Ankroet được xây dựng bằng đá chẻ, dài 97m và cao hơn 10m. Đây là một trong những điểm tham quan nổi bật trong hành trình khám phá thung lũng Dan Kia - Suối Vàng.
Loại đá sử dụng để xây dựng đập và nhà máy đều được khai thác tại địa phương, và Ankroet cũng là nhà máy thủy điện duy nhất tại Việt Nam sở hữu đập tràn xây bằng đá chẻ.
Ngoài việc tham quan nhà máy và đập tràn, khu vực Suối Vàng còn là một điểm du lịch sinh thái hấp dẫn ở Đà Lạt.
Vào những thời điểm không xả lũ, dòng suối cạn nước cho phép du khách đi bộ giữa lòng suối, cắm trại hoặc thưởng ngoạn vẻ đẹp hoang sơ của núi rừng nơi đây.
Theo phân tích từ VPBankS, sau khi Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 đi vào hoạt động, PV Power (POW) có thể đối mặt với áp lực nợ vay lớn, ảnh hưởng đến chi phí sản xuất trong giai đoạn 2025 - 2028.
Dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 được khởi công xây dựng vào tháng 11/2021 nằm trong Khu công nghiệp Ông Kèo, huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai. Dự án này do PV Power (POW) làm chủ đầu tư với tổng mức đầu tư hơn 1,4 tỷ USD, công suất thiết kế công suất 1.500MW.
Hiện tại, dự án đã hoàn thành 85% tiến độ, theo kế hoạch Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 sẽ phát điện thương mại vào giữa tháng 11/2024 và Nhà máy điện Nhơn Trạch 4 phát điện thương mại từ tháng 5/2025.
Hình ảnh dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 đang được xây dựng
Trong phân tích mới đây, Chứng khoán VPBank (VPBankS) dự báo doanh thu của POW sẽ tăng mạnh khi 2 nhà máy điện này đi vào hoạt động.
VPBankS giả định rằng, sản lượng điện tại 2 nhà máy sẽ đạt 6,6 - 9 tỷ kW trong năm 2025 và 2026, sau năm 2026, sản lượng ổn định ở mức 9,2 tỷ kW và giá bán điện tương ứng khoảng 2.500 đồng/kW. Như vậy, Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 dự kiến mang về 16.500 - 22.500 tỷ đồng doanh thu trong năm 2025 và 2026, sau đó, mang về ổn định 23.000 tỷ đồng doanh thu/mỗi năm.
Tuy nhiên, doanh nghiệp cũng sẽ phải chịu chi phí sản xuất ban đầu lớn và ảnh hưởng đến hiệu quả toàn công ty trong những năm 2025 - 2028, đặc biệt là khấu hao ban đầu và lãi vay.
Trước đó, ngày 4/4, POW ký hợp đồng tín dụng trị giá 300 triệu USD với Citi Bank và ING. Năm 2023, công ty ký 2 khoản vay trị giá 200 triệu USD và 4.000 tỷ đồng với SMBC và Vietcombank.
Nợ phải trả của POW tăng mạnh trong hơn 3 năm triển khai dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4 (Nguồn: VCBS)
Tại thời điểm ngày 31/3, nợ phải trả của POW là 38.682 tỷ đồng, tăng 16.831 tỷ đồng so với thời điểm ngày 31/12/2021 (năm khởi công dự án). Trong đó, nợ vay là 13.619 tỷ đồng, tăng 5.162 tỷ đồng so với năm 2021. Doanh nghiệp ghi nhận chi phí xây dựng dở dang vào dự án 2 nhà máy điện là 10.802 tỷ đồng.
VPBankS cho rằng nợ vay dài hạn sẽ tăng nhanh trong năm 2024 - 2025, và đạt 24.750 tỷ đồng vào cuối năm 2025 do khi ấy tổng mức đầu tư dự án khoảng 33.000 tỷ đồng và nợ vay chiếm 75%.
Mới đây, tại buổi gỡ vướng để triển khai dự án, Bộ trưởng Bộ Công Thương ước tính, ở thời điểm hiện tại, với lãi suất 8%/năm, POW có thể phải trả 6 - 7 tỷ đồng lãi vay mỗi ngày do đầu tư dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và 4.
Trong quá trình chuyển đổi sang hệ thống điện phát thải ròng bằng không, các nhà máy nhiệt điện sẽ đóng một vai trò khác, không còn chạy tải nền mà để tích hợp năng lượng tái tạo với hệ số công suất thấp hơn nhiều, khuyến nghị được đưa ra tại Báo cáo Triển vọng năng lượng Việt Nam 2021 (EOR21).
'Số phận' của các nhà máy điện than và khí
Tại Việt Nam, hiện có khoảng 24 GW nhà máy nhiệt điện than đang hoạt động, thêm 6 GW đang được xây dựng hoặc dự kiến sẽ được xây dựng vào năm 2030 và hơn 7 GW điện than đã được ký hợp đồng nhưng đang gặp khó khăn về tài chính.
Trong khi đó, việc mở rộng nguồn điện than đang gặp thách thức bởi khó khăn về tài chính vì ngày càng có nhiều tổ chức tài chính từ chối cấp vốn cho các nhà máy nhiệt điện than do nhận thức về khí hậu ngày càng cao và rủi ro gia tăng (OECD, 2021).
Để duy trì lộ trình phát thải ròng bằng không vào năm 2050, Việt Nam sẽ không cần có thêm nhà máy nhiệt điện than mới cho đến năm 2030. Ngoài ra, không nên xây dựng thêm nhà máy nhiệt điện than mới sau năm 2030. Cuối cùng nên dừng các nhà máy nhiệt điện than hiện tại trước khi kết thúc vòng đời kỹ thuật.
Đây là một trong những khuyến nghị được đưa ra trong báo cáo Triển vọng năng lượng Việt Nam 2021 do Cục Điện lực và năng lượng tái tạo (Bộ Công thương) phối hợp với Cục Năng lượng Đan Mạch, cùng các bên liên quan thưc hiện.
Bên cạnh đó, để đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế xã hội đồng thời vẫn hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng không, Việt Nam cũng cần hạn chế mở rộng các nhà máy điện khí và LNG.
Hiện nay có khoảng 7 GW các nhà máy nhiệt điện khí tự nhiên trong nước đang vận hành, tuy nhiên chưa có nhà máy nhiệt điện LNG nào đi vào hoạt động. Đến năm 2030 sẽ có thêm 3 GW nhiệt điện khí nội và 15 GW nhiệt điện LNG mới được xây dựng.
Từ năm 2035 đến năm 2050, hệ thống sẽ có thêm 3 GW nhiệt điện khí nội và 20 - 45 GW nhiệt điện LNG mới được lắp đặt trong tất cả các kịch bản, trừ kịch bản NZ với tổng công suất đặt của các nhà máy nhiệt điện khí không vượt quá 25 GW đã cam kết và giảm dần đến năm 2050.
Do đó, các chuyên gia khuyến nghị không đầu tư mới các nhà máy nhiệt điện khí nội và giữ số lượng các nhà máy điện LNG mới ở mức tối thiểu. Tuy nhiên, điện khí vẫn là công nghệ được lựa chọn cho mục đích dự phòng/phủ đỉnh do mức phát thải CO2 thấp và có ưu điểm về khả năng vận hành linh hoạt.
Đánh giá chi phí sản xuất điện quy dẫn (LCOE), các nhà máy điện than và khí trung bình vẫn ở mức rẻ nhất vào năm 2020 (không tính đến chi phí phát thải CO2), nhưng đến năm 2030, điện mặt trời trang trại và điện gió trên bờ sẽ trở nên rẻ hơn so với công nghệ điện than và khí.
Trong dài hạn, đến năm 2050, tất cả các tiềm năng điện mặt trời, điện gió trên bờ và một số địa điểm điện gió ngoài khơi sẽ có chi phí rẻ hơn so với công nghệ nhiệt.
Vậy, vấn đề đặt ra là các nhà máy nhiệt điện than và khí hiện tại sẽ có 'kết cục như thế nào' trong lộ trình phát thải ròng bằng không vào năm 2050.
Cần cải tạo các nhà máy nhiệt điện để có thể vận hành linh hoạt.
Trở thành 'mắt xích' quan trọng trong cân bằng hệ thống điện
Theo báo cáo, các nhà máy nhiệt điện sẽ đóng một vai trò khác trong quá trình chuyển đổi sang hệ thống điện phát thải ròng bằng không, không còn chạy tải nền mà là vai trò để tích hợp năng lượng tái tạo với hệ số công suất thấp hơn nhiều.
Do đó, các nhà máy nhiệt điện mới và nhà máy cần được cải tạo phải trở nên linh hoạt hơn về tốc độ tăng giảm công suất, tải tối thiểu và thời gian khởi động.
Điều này góp phần quan trọng trong bài toán cân bằng hệ thống điện của Việt Nam trong tương lai.
Thực tế rằng, tại Việt Nam, các nhà máy nhiệt điện than và khí thường được xây dựng dựa trên hợp đồng giá cố định dài hạn với sản lượng phát tối thiểu hàng năm được bảo đảm.
Các hợp đồng này làm giảm rủi ro tài chính cho chủ sở hữu nhà máy điện vì họ được đảm bảo thu nhập cố định trong nhiều năm để thu hồi khoản đầu tư. Hơn nữa, họ có thể thực hiện các thỏa thuận giá cố định dài hạn đối với việc cung cấp nhiên liệu để giảm bớt rủi ro tài chính.
Nếu vai trò của các nhà máy nhiệt điện thay đổi từ cung cấp tải nền ổn định sang tích hợp năng lượng tái tạo một cách linh hoạt khi có nhiều điện mặt trời và điện gió được đấu nối vào lưới, thì sản lượng điện hàng năm của các nhà máy nhiệt điện sẽ giảm, do đó tác động đến các hợp đồng dài hạn.
Trong kịch bản BSL, FLH (số giờ vận hành công suất cực đại cao nhất) ổn định trong khoảng 5.000 – 7.000 hàng năm ngoại trừ đối với các nhà máy sử dụng khí nội giảm vào năm 2040 và 2050. Lý do khiến khí nội giảm trong khi nguồn LNG nhập khẩu đắt hơn là do khí tự nhiên trong nước chủ yếu có sẵn ở các khu vực có tài nguyên gió và năng lượng mặt trời dồi dào nhất.
Đối với kịch bản NZ, xu hướng giảm FLH là rất rõ ràng. Vào năm 2030, các nhà máy nhiệt điện than nhập khẩu sẽ giảm phát điện xuống còn khoảng 2.500 FLH. Vào năm 2040, FLH của các nhà máy nhiệt điện than và khí phải giảm xuống còn khoảng 1.000 - 2.000 FLH và vào năm 2050, các nhà máy này sẽ chấm dứt vận hành hoàn toàn theo mục tiêu phát thải ròng bằng không.
Các nhà máy nhiệt điện than và khí dài hạn có hợp đồng sản lượng phát tối thiểu hàng năm sẽ không còn là một phần của hệ thống điện theo mục tiêu phát thải ròng bằng không vào năm 2050. Báo cáo nêu rõ, các nhà máy này có thể rơi vào tình trạng mắc kẹt và ảnh hưởng đến khả năng đạt mục tiêu phát thải ròng bằng không vào năm 2050.
Việc chuyển đổi vai trò các nhà máy sử dụng nhiên liệu hóa thạch từ tải nền sang tích hợp năng lượng gió và năng lượng mặt trời có thể được thực hiện ở cấp độ toàn hệ thống thông qua thị trường điện, nhằm tăng cường điều độ theo giờ tối ưu theo chi phí phát điện biên cho từng công nghệ hiện có.
Thị trường bán buôn điện Việt Nam (VWEM) hiện nay đã đi vào hoạt động nhưng vẫn thiếu dung lượng để đảm bảo điều độ tối ưu theo giờ cho toàn hệ thống điện. Nhiều nhà máy nhiệt điện không giao dịch thông qua VWEM vì họ đã có hợp đồng giá cố định dài hạn nêu trên.
Do đó, hiện tại năng lượng tái tạo thường bị tiết giảm khi hệ thống dư thừa điện, trong khi các nhà máy nhiệt điện vẫn có thể giảm sản lượng và tiết kiệm nhiên liệu cũng như giảm phát thải. Giá và sản lượng theo giờ trong VWEM có trên trang web của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia. Xu hướng cho thấy giá thường giảm vào khoảng trưa khi sản lượng điện mặt trời cao.
Đối với các nhà máy nhiệt điện hiện tại, đặc biệt là nhà máy nhiệt điện than, việc chuyển đổi từ vận hành tải nền sang sản lượng linh hoạt theo giá thay đổi hàng giờ có thể là một thách thức.
Nhưng những thay đổi có thể được thực hiện để giảm công suất phát tối thiểu và tăng tỷ lệ tăng giảm công suất, một số thay đổi thậm chí không cần phải đầu tư lớn.
Do đó, những thay đổi này có thể mang lại lợi nhuận trong một hệ thống điện dựa trên thị trường trong tương lai với nguồn cung chính là năng lượng tái tạo, cho phép các nhà máy vận hành ở mức đầy tải khi giá cao và nhanh chóng hạ xuống khi giá thấp.
Những giải pháp này có thể mang lại các dòng doanh thu mới, ví dụ như cung cấp dịch vụ phụ trợ như dịch vụ điều tần và điện áp để ổn định hệ thống điện.
Do đó, các chuyên gia khuyến nghị, cơ chế huy động theo giá chào tối ưu theo giờ được giả định trong các phân tích. Điều này thường đạt được với thị trường bán buôn điện. Do đó, cần tránh ký mới các hợp đồng giá cố định với các thỏa thuận sản lượng phát tối thiểu. Thay vào đó, các nhà máy điện cần bán điện và dịch vụ trên thị trường điện.
Cơ sở (BSL):Kịch bản cơ sở có thể được hiểu là kịch bản tham chiếu. Kịch bản cơ sở bao gồm các chính sách hiện có và kế hoạch đưa vào vận hành các nhà máy mới theo hợp đồng. Định hướng giảm phát thải CO2 dựa trên giả định phát thải của hệ thống năng lượng sẽ giảm 15% vào năm 2030 và 20% vào năm 2045 theo kịch bản thông thường (BaU), đồng thời đạt được tỷ trọng NLTT tối thiểu là 15% vào năm 2030 và 25% vào năm 2045.
Công suất nguồn điện đã cam kết theo số liệu của dự thảo Quy hoạch điện 8 đến năm 2026 và không có các nhà máy nhiệt điện than mới từ năm 2035.
Điện xanh (GP):Kịch bản Điện xanh phân tích một ngành điện xanh với mục tiêu tham vọng, có tỷ trọng năng lượng tái tạo (NLTT) cao (38% vào năm 2030 và 75% vào năm 2050), trong khi tỷ trọng NLTT trong tổng cung năng lượng sơ cấp, định hướng giảm phát thải CO2, công suất đã cam kết và hạn chế đầu tư nhà máy nhiệt điện than từ năm 2035 theo kịch bản BSL.
Giao thông xanh (GT):Kịch bản Giao thông xanh phân tích một tương lai với tỷ trọng điện khí hóa cao hơn trong lĩnh vực giao thông (70% cho ô tô, 90% cho xe buýt, và 90% cho xe tải nặng đến 2050; 30% xe máy chạy điện vào năm 2030; 57% tàu vận chuyển hành khách chạy bằng điện vào 2050), kết hợp với tỷ trọng NLTT cao hơn trong ngành điện và chuyển đổi phương thức sang phương tiện giao thông công cộng (70% xe máy chuyển sang sử dụng đường sắt đô thị chạy điện ở Hà Nội và Thành phố Hồ Chí Minh vào 2050 và không có xe máy mới chạy xăng từ năm 2030).
Ô nhiễm không khí (AP):Kịch bản Ô nhiễm không khí phân tích hệ thống năng lượng Việt Nam trong tương lai sau khi đưa chi phí ô nhiễm không khí vào tính toán. Kịch bản này xét đến các chi phí khác nhau cho từng lĩnh vực theo địa điểm phát thải. Chi phí cho một đơn vị ô nhiễm trong tương lai được tính toán trên mối tương quan trực tiếp giữa chi phí và sự gia tăng dân số. Các chất ô nhiễm không khí được xem xét trong các mô hình hệ thống năng lượng là NOx, SO2, PM2.5 và chi phí ô nhiễm do các chất này.
Lộ trình hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng không (NZ):Kịch bản NZ giả định với 66% độ tin cậy rằng sự phát triển hệ thống năng lượng của Việt Nam sẽ bị hạn chế bởi ngân sách các-bon tương ứng với mức tăng nhiệt độ toàn cầu là 2°C được quy định trong Thỏa thuận Paris. Ngân sách các-bon được phân bổ cho từng quốc gia (trong đó có Việt Nam) theo hệ số tương hỗ giữa dân số (“công bằng”) và mức phát thải trong quá khứ (“quán tính”).
“Công bằng” đảm bảo đóng góp của mỗi quốc gia được tính theo số dân nhưng mức phát thải trên đầu người của các quốc gia đều như nhau (do vậy nước nào đông dân hơn thì sẽ có ngân sách các-bon lớn hơn). “Quán tính” phân chia ngân sách các-bon theo tốc độ giảm phát thải (nghĩa là quốc gia nào giảm phát thải sớm sẽ có quyền phát thải trong tương lai để đảm bảo quá trình chuyển đổi ít gay gắt và khả thi hơn).
Kịch bản NZ cho thấy tầm quan trọng của việc giảm phát thải sớm so với giảm phát thải muộn hơn mặc dù Việt Nam vẫn đạt được mục tiêu phát thải ròng bằng không vào năm 2050. Ngân sách các-bon cho giai đoạn 2020-2050 lên tới 11,2 tỷ tấn CO2 và được giả định là đạt đỉnh vào năm 2035.
(TBKTSG) - Người dân rất lo ngại những rủi ro của nhiệt điện khi thấy một nhà máy thải xỉ, than (tro) bay và khói ra ngoài thiên nhiên. Đây là một điều dễ hiểu...
Xỉ chỉ sinh ra ở những lò đốt than, không nguy hại gì nhưng các nhà máy điện than thải ra thiên nhiên một khối lượng lớn xâm phạm cảnh quan thiên nhiên.
Ngược lại, lượng tro bay tương đối ít hơn nhưng có thể độc hại (có thể dễ dàng thâm nhập vào bộ hô hấp sinh ra bệnh nhám phổi gọi là silicosis) và phải được trung hòa trước khi chôn vùi ở một nơi an toàn.
Nhiệt điện tiêu thụ những nguyên liệu chứa nguyên tử carbon nên khói các nhà máy phun ra bắt buộc phải có khí carbon, một khí có hiệu ứng nhà kính.
Về hóa học thì tro bay cũng thô như xỉ, chỉ khác cái là sau khi đã qua quy trình rửa khói thì chúng có một vỏ chất hóa học của nước rửa bao bọc. Người ta có thể dùng tro bay thay vì cát trong ngành xây dựng. Nhưng, cũng như xỉ, giá trị kinh tế của nó không thể so sánh được với chi phí chuyên chở đi xa của các vật liệu xây dựng. Do đó mà phải chôn vùi tro bay trong một hố được sắp xếp đặc biệt để chứa những bùn phế liệu của các ngành kỹ nghệ: ít nhất ba lớp vải địa chất bảo vệ lòng hố, hệ thống trích và xử lý nước lắng và nước mưa... phải kiểm tra thường xuyên tình hình môi trường xung quanh nhà máy và có sẵn phương án đối phó nếu nhận thấy có gì bất thường.
Còn khói thì chủ yếu gồm khí carbon, hơi nước, tro bay và một số ôxít. Khí carbon và hơi nước sẽ được đề cập đến ở phần sau. Như viết ở phần trên, bụi than hít vào phổi sinh ra bệnh silicosis. Các ôxít phản ứng với hơi nước của khí quyển trở thành axít sinh ra hiện tượng mưa axít tai hại cho các sinh vật sống ở mặt đất. Trước khi thải ra thiên nhiên thì người ta phun nước ngược chiều với luồng khói để chặn chúng, sau đó người ta thổi khói qua hai bảng điện tĩnh để chặn những hạt còn lại.
Khi rửa khói thì người ta dùng một dung dịch hóa học để trung hòa những ôxít trong khói. Đặc biệt, người ta pha nước rửa với vôi để khử ôxít sulfuric và có thạch cao, một nguyên liệu dùng trong nhiều ngành kỹ nghệ.
Những phương pháp xử lý như vậy không bao giờ hoàn hảo cả. Với công nghệ hiện nay, người ta chỉ biết phun khói qua một ống khói rất cao để pha loãng khói trên một diện rộng mà giảm hàm lượng tro bay và những khí độc hại xuống dưới hàm lượng tới hạn, không còn đe dọa nữa đến sức khỏe của con người và sự toàn vẹn môi trường tự nhiên. Hàm lượng tới hạn của mỗi chất độc được các nhà khoa học xác định sau nghiên cứu lâm sàng. Các chính phủ dựa vào đó để ban hành các tiêu chuẩn về sức khỏe và toàn vẹn môi trường tự nhiên.
Nếu Chính phủ Việt Nam không có một bộ tiêu chuẩn đầy đủ thì phải tham khảo áp dụng bộ tiêu chuẩn của ISO (International Standardization Organization, Tổ chức Tiêu chuẩn hóa quốc tế) và của các nước công nghiệp để làm cơ sở áp đặt tất cả nhà máy, sản xuất điện hay sản xuất gì khác.
Một vấn đề môi trường khác là khí carbon, một khí có hiệu ứng nhà kính, được các nhà khoa học thế giới cáo buộc là nguyên nhân chính của biến đổi khí hậu. Đây là một vấn đề chưa có giải pháp thỏa đáng nào.
So sánh các công nghệ nhiệt điện
Để so sánh các công nghệ nhiệt điện sinh ra khí carbon bao nhiêu thì người ta tính tỷ số nguyên tử carbon chia cho tổng số nguyên tử của phân tử cấu thành năng lượng đó. Trong than thì chỉ có nguyên tử carbon. Trong dầu kerosene thì nguyên tử hydro cũng sinh ra năng lượng sau khi phản ứng với các nguyên tử oxy của khí quyển để trở thành hơi nước. Hơi nước cũng là một khí có hiệu ứng nhà kính, nhưng tuổi thọ của nó chỉ có vài ngày vì nó sẽ mau chóng biến thành nước mưa và rơi xuống đất.
Vậy, để sản xuất cùng một lượng điện thì một nhà máy nhiệt điện dầu sẽ sinh ra ít khí có hiệu ứng nhà kính hơn là một nhà máy nhiệt điện than. Thêm vào đó, kerosene là dầu đã được lọc ở nhà máy lọc dầu rồi và đa số những chất hóa học không phải là phân tử hydrocarbon chủ yếu đã bị loại ra rồi.
Khí tự nhiên (Natural Gaz) cũng được dùng trong nhiệt điện. Người ta gọi là khí tự nhiên cho gọn chứ tên khoa học là khí metan. Khí metan là phân tử nhỏ nhất của ngành hóa hữu cơ. Nó gồm một nguyên tử carbon và bốn nguyên tử hydro. Tỷ số nguyên tử carbon thấp hơn tỷ số tương ứng trong dầu. Trước khi chở đến nơi tiêu thụ, người ta khử những hóa chất không phải là phân tử metan bằng phương pháp lỏng hóa. Phương pháp này phân loại những chất hóa học rất hữu hiệu làm cho khí tự nhiên giao đến nhà máy hầu như là metan nguyên chất.
Từ những nhận xét kỹ thuật trên, để sản xuất cùng một lượng điện thì một nhà máy điện dầu sinh ra ít khí có hiệu ứng nhà kính hơn và khói chứa ít khí độc hơn là một nhà máy điện than. Tương tự, điện khí sẽ tốt hơn điện dầu. Vì thế mà người ta ưu tiên chọn khí tự nhiên và sau đó là dầu. Bất đắc dĩ lắm thì người ta mới phải chọn than đá.
Một nhà máy nhiệt điện khí gồm một tuabin khí (gaz turbine) và một lò hơi dùng lại khói hãy còn nóng phun ra từ tuabin khí. Hiệu suất của tuabin khí kém hơn hiệu suất của một tuabin hơi, nhưng cộng với hiệu suất của bộ phận dùng lại khói ở đuôi tuabin thì hiệu suất năng lượng của toàn nhà máy cao hơn rất nhiều so với hiệu suất của một nhà máy thuần túy chạy bằng hơi nước.
Nếu hơi nước của lò hơi cũng dùng để sản xuất điện thì người ta phun thêm khí vào lò hơi để nâng cao nhiệt độ của hơi nước và, nhờ đó, nâng cao công suất và hiệu suất của tuabin hơi (vapor turbine). Chu trình của một nhà máy như vậy gọi là chu trình kết hợp (combined cycle). Chu trình kết hợp này hiệu nghiệm đến nỗi, nếu không có khí tự nhiên thì người ta dùng khí LPG (Liquefied Petroleum Gas, khí dầu hóa lỏng) và nếu không có LPG thì người ta dùng dầu kerosene.
So với bộ đôi lò hơi - tuabin hơi thì tuabin khí còn có một lợi thế quan trọng nữa là có thể khởi động lên công suất thiết kế trong vòng mươi mười lăm phút. Chỉ có những tuabin nước của các nhà máy thủy điện mới nhạy đến thế. Đây là một lợi thế vì:
Thứ nhất, các ngành kỹ nghệ cần có những thiết bị nhạy để theo sát những đột biến của nhu cầu điện trong sản xuất.
Khi nào điện gió chiếm một phần lớn sản lượng điện của một nước thì cũng phải có những thiết bị sản xuất điện hỗ trợ nhạy để đối phó với biến đổi của cường độ gió.
Một bộ đôi lò hơi - tuabin hơi cần đến một ngày để đun nước tới nhiệt độ siêu tới hạn (supercritical) mà chạy các tuabin hơi. Với dầu và khí thì người ta có thể dùng công nghệ lò hơi - tuabin hơi hay công nghệ tua bin khí. Nhưng, với những lợi thế kể trên thì bây giờ người ta chỉ dùng công nghệ tuabin khí. Các nhà máy điện dầu chạy bằng kerosene hầu như đều chuyển sang công nghệ tuabin khí cả. Một nhà máy điện than thì chỉ có công nghệ lò hơi - tuabin hơi thôi. Trong trường hợp này, người ta dùng công nghệ than đã nghiền thành bột đốt trong các lò lỏng hóa (fluidized bed), hiện nay được coi là có hiệu suất cao nhất.
Lựa chọn nào cho Việt Nam?
Vì chúng ta đã ngưng chương trình phát triển điện nguyên tử trong khi công nghệ năng lượng tái tạo chưa hoàn chỉnh, chúng ta chỉ còn có thể chọn các công nghệ nhiệt điện.
Những điểm cần rà soát và nếu cần phải sửa lại, là các bộ xử lý cơ học và hóa học tro bay, kích thước của ống khói, các địa điểm chất đống xỉ, các hố chôn tro bay, hệ thống kiểm tra liên tục môi trường và các biện pháp đối phó nếu có sự cố. Đầu tư thêm để sửa chữa những hạng mục này thì ít tốn kém hơn là xây mới một nhà máy khác để thay thế.
Lẽ tất nhiên, với những dự án mới thì chúng ta sẽ chọn công nghệ nhiệt điện khí. Chúng ta có nhiều mỏ khí tự nhiên. Nếu cần thì mua khí của Indonesia, Malaysia, Nga. Nếu bắt buộc phải dùng than thì chúng ta sẽ chọn công nghệ lò lỏng hóa dù phải nhập khẩu loại than thích nghi với công nghệ này.
Ngày 14/2, Nhà máy Nhiệt điện Thái Bình (2x300 MW) do Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) làm chủ đầu tư chính thức vận hành sau hơn 4 năm xây dựng, chạy thử. Đây là một trong hai nhà máy của Trung tâm điện lực Thái Bình, thuộc quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020 có xét đến năm 2030 đã được Thủ tướng phê duyệt. Nhà máy này có tổng mức đầu tư của dự án là 26.500 tỷ đồng (khoảng 1,27 tỷ USD), trong đó vốn vay ODA của JICA là 85%, còn lại 15% là vốn đối ứng của EVN.
Theo Chủ tịch Hội đồng thành viên EVN Dương Quang Thành, nhà máy nhiệt điện Thái Bình sử dụng công nghệ nhiệt điện ngưng hơi truyền thống, lò hơi thông số cận tới hạn. Đây là loại công nghệ đã được áp dụng phổ biến trên thế giới, đảm bảo các yêu cầu về bảo vệ môi trường theo tiêu chuẩn của Việt Nam và quốc tế. Nhiên liệu sử dụng cho nhà máy là than antracite nội địa từ Quảng Ninh.
Sau hơn 4 năm thi công, xây dựng, lắp đặt, hiệu chỉnh thiết bị... cả 2 tổ máy của đi vào vận hành thương mại an toàn, ổn định từ tháng 4/2018. Hơn 3 tỷ kWh điện đã được nhà máy này cung cấp cho hệ thống điện quốc gia, đóng ngân sách địa phương khoảng 180 tỷ đồng.
Kho chứa than Nhà máy Nhiệt điện Thái Bình. Ảnh: H.Thu
Cũng theo ông Thành, thực tế vận hành vừa qua cho thấy chất lượng khí thải, nước thải qua hệ thống xử lý đưa ra môi trường đều có kết quả tốt hơn các quy chuẩn, tiêu chuẩn hiện hành của Việt Nam. "Tro xỉ nhà máy thải ra được sử dụng làm phụ gia xi măng nên đã được tiêu thụ hết, không có tro xỉ tồn dư, môi trường được đảm bảo. Các thông số về môi trường được giám sát trực tuyến tại nhà máy, Sở Tài nguyên & Môi trường tỉnh Thái Bình", ông Thành cho biết.
Tại buổi lễ, đánh giá sự đóng góp của EVN trong việc cung cấp đủ điện cho phát triển kinh tế - xã hội, sinh hoạt của nhân dân, Thủ tướng Nguyễn Xuân Phúc cho rằng, Nhiệt điện Thái Bình là "điểm sáng của tinh thần đoàn kết, nỗ lực của chủ đầu tư, các nhà thầu và đơn vị thi công; đảm bảo các yêu cầu về chất lượng, môi trường". Ông yêu cầu EVN tiếp tục quản lý vận hành nhà máy an toàn, có hiệu quả, đảm bảo môi trường. Tập đoàn này cũng cần tiếp tục tiết giảm chi phí, tăng năng suất lao động, rút ngắn thời gian tiếp cận điện năng, cải thiện môi trường kinh doanh.
Hiện EVN đã đưa vào vận hành 40 nhà máy điện với trên 21.000 MW, hệ thống đường dây đồng bộ, rộng khắp đảm bảo nhu cầu cấp điện. Riêng dự án Nhiệt điện Thái Bình, khi đi vào hoạt động mỗi năm sẽ cung cấp 3,6-3,9 tỷ kWh cho hệ thống điện quốc gia, góp phần tăng cường năng lực cung cấp điện an toàn, liên tục, ổn định phục vụ phát triển kinh tế - xã hội của tỉnh Thái Bình, các tỉnh khu vực đồng bằng sông Hồng.
Anh Minh(TheoVnexpress) Video Khánh thành nhiệt điện Thái Bình (Nguồn :Công thương)
