LSVNO - Hội thảo “Phân tích chi phí, lợi ích của kịch bản năng lượng dưới góc nhìn của khu vực Đồng bằng sông Cửu Long, Việt Nam” do Trung tâm Phát triển Sáng tạo Xanh (GreenID) - một tổ chức khoa học, công nghệ trực thuộc Liên hiệp các Hội Khoa học và Kỹ thuật Việt Nam tổ chức ngày 20/12/2019. Các nghiên cứu tại Hội thảo nhằm xây dựng kịch bản phát triển nguồn điện đề xuất cho khu vực ĐBSCL theo hướng tối ưu hoá các nguồn năng lượng bền vững.
Khu vực phát triển
Nghiên cứu cho biết, theo Quy hoạch điện 7 điều chỉnh, 12 nhà máy nhiệt than với tổng công suất 15,780MW dự kiến được xây dựng tại khu vực ĐBSCL. Cùng với 2 nhà máy đã được xây dựng và đi vào vận hành (Duyên Hải 1 và Duyên Hải 3), tới năm 2030, tổng công suất từ nhiệt than sẽ là 18.268MW.
Danh sách nhà máy nhiệt điện than ở ĐBSCL theo quy hoạch hiện nay.
Ngoài nhiệt điện than, khu vực ĐBSCL còn được quy hoạch nguồn chạy khí bao gồm 3 nhà máy tại Trung tâm điện lực Ô Môn với tổng công suất 3150MW dự kiến sử dụng nguồn khí dẫn từ Lô B và 2 nhà máy điện khí Kiên Giang 1 và 2 tổng công suất 1500MW cũng dự kiến sử dụng nguồn khí từ Lô B theo tuyến đường ống Lô B - Ô Môn và nguồn khí thiên nhiên hóa lỏng LNG nhập khẩu do PVN làm chủ đầu tư. Như vậy, tới năm 2030, tổng công suất từ các nhà máy chạy khí ở ĐBSCL sẽ là 5310MW.
Nhu cầu điện thương phẩm khu vực ĐBSCL được dự báo tăng với tốc độ trung bình 10%/năm trong giai đoạn 2016 - 2020, giảm xuống còn 8,8%/năm giai đoạn 2021 - 2025, và 7%/năm giai đoạn 2026 - 2030, sẽ chỉ còn 4,5% giai đoạn sau năm 2030 tới năm 2050. Tổng sản lượng tăng 2,6 lần giai đoạn 2018 - 2030, từ 25,06 tỷ kWh năm 2018 lên khoảng 65 tỷ vào năm 2030 và tăng 2,4 lần trong giai đoạn 2030 - 2050 từ khoảng 65 tỷ năm 2030 lên 156 tỷ kWh. Tiêu thụ điện tăng từ 646 kWh/người năm 2010 lên 1408 kWh/người năm 2018. Trong đó, nông nghiệp là khu vực có tốc độ tăng lớn nhất và công nghiệp là lĩnh vực tiêu thụ lớn nhất.
Khu vực ĐBSCL có tiềm năng lớn về năng lượng tái tạo (NLTT). Theo báo cáo của Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo tháng 9/2019 và thông tin từ các địa phương nguồn điện mặt trời dự kiến xây dựng với công suất đã được phê duyệt đến năm 2020 là 764,6MW, sau năm 2020 là 197,9MW; còn công suất dự kiến xây dựng của các nhà đầu tư nhưng chưa được phê duyệt, đến năm 2020 là 895,2MW và sau năm 2020 là 2387,9MW. Về nguồn điện gió dự kiến xây dựng với công suất đã được phê duyệt là 1.849,1MW, công suất đã đăng ký của các nhà đầu tư nhưng chưa được phê duyệt là 11.039MW. Bên cạnh điện mặt trời áp mái có giới hạn mức phát triển năm 2020 là 200 MWac, năm 2030 là 500 MWac và năm 2050 là 1000 MWac; điện rác tiềm năng nâng lên 200MW do thời gian quy hoạch dài hơn…
Chuyên gia năng lượng Nguyễn Quốc Khánh trình bày 3 kịch bản cho nguồn điện khu vực ĐBSCL.
Nguồn điện ở ĐBSCL ngoài các nhà máy phát tại chỗ còn có sự liên kết với khu vực Đông Nam Bộ có giới hạn công suất truyền tải là 7960MW. Lưới điện đầu tư mới cho liên kết khu vực ĐBSCL - Đông Nam Bộ có chiều dài khoảng 150km, 1 đường dây mạch kép có thể tải thêm 3600MW. Chi phí đầu tư mới trên liên kết Tây Nam Bộ - Đông Nam Bộ dự kiến khoảng 50000USD/MW, tổn thất khoảng 1%.
Ba kịch bản
Vận dụng các phương pháp khoa học, nghiên cứu nêu ra 3 kịch bản: Kịch bản 1, không giới hạn các loại hình nguồn điện mà tự do phát triển trên cơ sở nhà đầu tư tính toán cạnh tranh chi phí; Kịch bản 2, phát triển NLTT và khi đó NLTT sẽ đảm bảo mục tiêu theo chiến lược phát triển; Kich bản 3, khống chế điện than, phát triển NLTT theo chiến lược và không phát triển nhiệt điện than mới sau năm 2025.
Kịch bản 1: Không giới hạn. Khi đó công suất phát điện dự kiến tăng từ 4.930MW năm 2018 lên 55.660MW. Tỷ trọng của than, khí đốt từ 49% và 30% năm 2018 giảm còn 36% và 5% vào năm 2050. Trong khi tỷ trọng NLTT tăng từ 3,8% vào năm 2018 lên 34,3% vào năm 2030, và 37,9% vào năm 2050. Nguồn NLTT đã cạnh tranh hơn nguồn truyền thống đối với bài toán nguồn điện khu vực ĐBSCL, ngay cả khi phải kết hợp với pin tích trữ năng lượng
Về điện phát, vì tỷ trọng của điện truyền thống cao hơn và của điện từ nguồn NLTT thấp hơn so với tỷ trọng về công suất, do các công nghệ NLTT nói chung có hệ số công suất thấp hơn so với năng lượng truyền thống. Nên cơ cấu điện phát cụ thể, tỷ trọng điện phát của than chiếm 67%; còn điện phát từ nguồn NLTT là 27% tổng nguồn điện phát. Trao đổi điện năng, một tỷ lệ lớn điện năng được truyền tải tới khu vực Đông Nam Bộ.
Kịch bản 2: Phát triển NLTT. Công suất phát điện dự kiến tăng từ 4.930MW năm 2018 lên 69.029MW vào năm 2050, lớn hơn kịch bản 1. Nhiều điện gió và điện mặt trời hơn được lựa chọn. Tỷ trọng than giảm còn 24% vào năm 2050 so với mức 36% của kịch bản 1. Trong khi, tỷ trọng nguồn NLTT tăng lên 47% vào năm 2050 so với mức 38% của kịch bản số 1.
Cơ cấu điện phát cũng thay đổi, tỷ trọng điện phát của than giảm còn 55% năm 2050 so với mức 67% của kịch bản 1; trong khi điện phát từ nguồn NLTT tăng lên mức 41% năm 2050 từ mức 27% của kịch bản 1. Trao đổi điện năng, tỷ lệ điện năng phát được truyền tải tới khu vực Đông Nam Bộ cũng thấp hơn kịch bản 1.
Tiềm năng NLTT các vùng trong cả nước được quy hoạch đến năm 2035.
Kịch bản 3: Khống chế than. Công suất phát điện dự kiến còn tăng hơn nữa, lên tới 75.177MW vào năm 2050, tăng thêm 6.150MW so với kịch bản 2 và lên tới 19.520MW so với kịch bản 1 do công suất từ nguồn NLTT cao hơn. Tỷ trọng nguồn NLTT lên tới 56% vào năm 2050. Nguồn điện sử dụng LNG được lựa chọn với tổng công suất 3.680MW và LNG có khả năng tích hợp nguồn năng lượng tái tạo tốt hơn nguồn nhiệt điện than. Điện phát, tỷ trọng điện phát từ nguồn NLTT của kịch bản này lên tới 61% vào năm 2050. Phần còn lại gồm LNG chiếm 19%, than 15% và khí nội 7%.
Trao đổi điện năng, tỷ lệ điện sản xuất được truyền tải tới khu vực Đông Nam Bộ của kịch bản này thấp hơn, chỉ chiếm 21% và 8% theo thứ tự của năm 2040 và 2050. Trong khi đó tỷ lệ này của kịch bản 1 và kịch bản 2 là 32% năm 2040 và 22% năm 2050.
Sáu Nghệ
