Vì sao nhà máy điện lại có đơn vị mư
|
Theo số liệu thống kê của Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia, nếu như ngày 12/5/2021, công suất đỉnh là 41.208 MW, thì đến ngày 31/5/2021 đã tăng lên 41.549 MW. Chỉ vài ngày sau (2/6/2021) công suất tiêu thụ điện toàn quốc lập đỉnh mới với 41.558 MW, cao hơn tới hơn 3.200 MW, tức là tương đương với mức tổng công suất của hai nhà máy thủy điện Sơn La (2.400 MW) và thủy điện Lai Châu (1.200 MW). NGUỒN THÌ THỪA, ĐIỆN VẪN THIẾU Theo số liệu của Viện Năng lượng, đến hết năm 2020, hệ thống điện Việt Nam có tổng công suất lắp đặt nguồn khoảng 69.000 MW. Trong đó, nhiệt điện than có khoảng 21.000 MW; thủy điện khoảng 21.000 MW; tuabin khí và nhiệt điện chạy dầu có khoảng 9.000 MW, các nguồn điện năng lượng tái tạo là 17.430 MW... Tuy nhiên, có một khoảng cách lớn giữa công suất lắp đặt và công suất phát điện thực tế. Mặc dù công suất lắp đặt lên tới 69.000 MW, nhưng công suất phát điện khả dụng chỉ đạt cao nhất là 41.558MW. Điều đó có nghĩa là một lượng lớn công suất lắp đặt không thể phát được điện. Vì sao vô lý như vậy? Nguyên nhân là do các dự án điện gió và điện mặt trời phát triển quá mạnh trong thời gian vừa qua đã gây quá tải cho cả hệ thống lưới điện. Tính đến hết tháng 12/2020, tổng công suất điện mặt trời (bao gồm cả điện mặt trời mái nhà) là 16.500 MW (chiếm 24,1% tổng công suất), tổng công suất điện gió là 567 MW (chiếm khoảng 0,86% tổng công suất). Tuy vậy, các nguồn điện này phân bổ không đều, tập trung chủ yếu ở các tỉnh có nhiều tiềm năng tại miền Trung và miền Nam như Bình Định, Khánh Hòa, Phú Yên, Bình Thuận, Ninh Thuận, An Giang, Long An... Đáng lo ngại, các loại hình năng lượng tái tạo nói chung và điện mặt trời nói riêng có thời gian đầu tư xây dựng ngắn (khoảng 6 tháng), trong khi việc đầu tư lưới điện truyền tải phải mất 2 – 3 năm (lưới điện 220kV) và 5 năm (lưới điện 500 kV). Do đó, sự gia tăng đột biến của loại hình năng lượng tái tạo dẫn đến nhiều bất cập trong vận hành hệ thống điện. Một trong những hệ quả trực tiếp chính là việc giảm phát các nguồn năng lượng tái tạo. Năm 2020, sản lượng không khai thác được của điện mặt trời vào khoảng 364 triệu kWh. Theo dự kiến của Tập đoàn Điện lực Quốc gia Việt Nam (EVN), trong năm 2021, sản lượng điện không khai thác được của các nguồn năng lượng tái tạo nói trên tăng lên, đạt khoảng 1,68 tỷ kWh. Trong đó, dự kiến tiết giảm 1,25 tỷ kWh điện mặt trời và 430 triệu kWh điện gió, tương đương khoảng 7-9% sản lượng khả dụng các nguồn điện này. Trong các báo cáo về tình hình phát triển điện gió và vận hành hệ thống điện năm 2021, EVN cho biết, đến cuối năm 2021 tổng công suất điện gió có thể đưa vào vận hành thêm khoảng 5.400 MW, điện mặt trời tập trung vận hành thêm khoảng 300 MW, nhiệt điện than khoảng 3.000 MW (Hải Dương 2 là 600 MW, Sông Hậu 1 là 1.200 MW, Duyên Hải 2 là 1.200 MW). Tổng công suất đặt của hệ thống điện cuối năm 2021 vào khoảng gần 80.000 MW. Như vậy, điện gió và điện mặt trời (bao gồm điện mặt trời áp mái) sẽ chiếm lần lượt khoảng 7% và 22% tổng công suất đặt của hệ thống. Sự gia tăng của điện mặt trời và điện gió sẽ gia tăng hiện tượng nghẽn mạch, tiết giảm năng lượng tái tạo trên hệ thống điện. Dự kiến giai đoạn 2021-2025, hệ thống điện Việt Nam sẽ tiếp tục tiết giảm. Nguyên nhân là do sự quá tải lưới nội vùng 220/110 kV Trung, Nam (khu vực các tỉnh Bình Định, Khánh Hòa, Phú Yên, Bình Thuận, Ninh Thuận, An Giang, Long An); quá giới hạn truyền tải cung đoạn Nho Quan – Nghi Sơn - Hà Tĩnh. Theo TS. Nguyễn Huy Hoạch, thành viên Hội đồng khoa học (Hiệp hội Năng lượng Việt Nam), xây dựng nguồn điện từ năng lượng tái tạo là xu hướng tất yếu. Song, việc phát triển mất cân đối do tăng trưởng quá nhanh và quá nóng điện mặt trời như năm 2020 (vượt quá yêu cầu mà Quy hoạch điện VII điều chỉnh đề ra) đã dẫn đến một số vấn đề bất cập về mặt kỹ thuật, ảnh hưởng đến hệ thống an ninh năng lượng quốc gia, đồng thời do giảm phát năng lượng mặt trời dẫn đến việc khai thác không hiệu quả, gây thiệt hại cho nhà đầu tư cũng như nguồn lực của xã hội. Báo cáo cập nhật cân đối cung cầu điện giai đoạn 2021-2025 của EVN cho thấy, nếu các nguồn điện có thể đưa vào vận hành với tiến độ như dự kiến, nguồn năng lượng tái tạo triển khai theo quy hoạch, hệ thống có thể đáp ứng đủ cung ứng điện trong giai đoạn 2021-2025. Tuy nhiên, trong trường hợp các nguồn điện chậm tiến độ, nguồn năng lượng tái tạo ngừng triển khai sau mốc tháng 10/2021 thì hệ thống sẽ bị thiếu hụt nguồn cung. Sản lượng thiếu hụt có thể lên tới 27,7 tỷ kWh điện năm 2025. NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO VẪN "PHẬP PHÙ” Phát triển năng lượng tái tạo được cho là giải pháp nhanh chóng và thích hợp nhất để giải quyết vấn đề thiếu điện. Vì thế, trong dự thảo Quy hoạch Phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030 tầm nhìn đến năm 2045 (Quy hoạch điện VIII) đặt mục tiêu phát triển nguồn năng lượng tái tạo biến đổi (gió và mặt trời) có tỷ trọng đạt 24% năm 2020; 24-27% năm 2030 và 38-42% năm 2045 tùy theo kịch bản phụ tải. Thế nhưng, trong khi quy hoạch còn đang chờ phê duyệt thì đã nổi lên làn sóng đầu tư mạnh mẽ vào năng lượng tái tạo. Theo thống kê của Trung tâm Điều độ hệ thống điện quốc gia, từ năm 2019 đến hết năm 2020 xuất hiện sự bùng nổ năng lượng tái tạo từ điện mặt trời, điện gió kéo theo nhiều bất cập trong vận hành hệ thống điện. Đơn cử như tỉnh Ninh Thuận, địa phương có tỷ lệ năng lượng tái tạo lớn nhất nước với hàng nghìn MW, nhưng nhu cầu sử dụng ở địa phương lại rất thấp và bắt buộc phải truyền lên đường dây 500kV để chuyển sang các địa phương khác. Năng lượng tái tạo là một trong các giải pháp quan trọng để bảo đảm cung ứng điện cho đất nước. Theo ông Vũ Đức Quang, Trung tâm đào tạo và nghiên cứu phát triển thuộc Công ty CP Tư vấn Xây dựng Điện 2 (PECC2), không thể phủ nhận, năng lượng tái tạo là xu hướng tốt mang tính bền vững. Song, tình trạng phát triển mất cân đối do tăng trưởng quá nhanh, quá nóng so với cơ cấu nguồn điện quốc gia sẽ dẫn đến một số vấn đề bất cập, từ đó cũng ảnh hưởng đến việc khai thác không hiệu quả, cũng như sự phát triển các nguồn điện khác và hệ thống an ninh năng lượng quốc gia. Thực tế đã chứng minh, đợt nắng nóng diễn ra cuối tháng 5 và đầu tháng 6 này đã bộc lộ rõ điểm yếu này. Đáng chú ý nhất trong lần lập đỉnh ngày 31/5/2021 ở mức công suất 41.549 MW xảy ra vào lúc 22h, tức là gần nửa đêm, nhờ sự đóng góp từ điện sinh hoạt. Trong khi quy hoạch còn đang chờ phê duyệt thì đã nổi lên làn sóng đầu tư mạnh mẽ vào năng lượng tái tạo. Tình trạng phát triển mất cân đối do tăng trưởng quá nhanh, quá nóng so với cơ cấu nguồn điện quốc gia khiến khai thác không hiệu quả, cũng như ảnh hưởng sự phát triển các nguồn điện khác và hệ thống an ninh năng lượng quốc gia. Theo thống kê của Trung tâm Hệ thống điều độ điện quốc gia, công suất lắp đặt của hệ thống là gần 70.000 MW, trong đó có khoảng 17.000 MW điện mặt trời trang trại lớn và áp mái nhà. Như vậy, khi mặt trời tắt nắng sau 17h và không có pin lưu trữ, thì công suất nguồn điện cả nước giảm mạnh, chỉ còn 53.000 MW. Trong khi đó, hệ thống điện cần những nguồn điện ổn định. Nói như vậy không có nghĩa là phủ nhận vai trò của điện mặt trời, mà là để tính toán cơ cấu nguồn điện trong hệ thống cho hợp lý, thay vì “ảo tưởng” rằng điện tái tạo có thể “gánh vác” được cả hệ thống điện. Thực tế, nhiệt điện và thủy điện vẫn đang đảm đương việc đảm bảo nhu cầu tiêu thụ điện. Trong cơ cấu điện năng sản xuất toàn quốc năm 2020, nhiệt điện than đóng góp tỷ trọng lớn nhất 50% với 123 tỷ kWh. Đứng thứ hai thuộc về thủy điện với 73 tỷ kWh chiếm 29,5%. Thứ ba là nhiệt điện khí chiếm 14% với 35 tỷ kWh, điện mặt trời chiếm 4,4%, nhập khẩu chiếm 1,2%, phần còn lại 1% là từ dầu và năng lượng tái tạo khác. Theo tính toán của EVN, trong giai đoạn 2021 – 2025, nhu cầu tiêu thụ điện tăng trưởng khoảng 8,9%/năm, tương đương nhu cầu cung cấp điện phải tăng từ 23,6 - 30,5 tỷ kWh/năm mới đáp ứng được nhu cầu điện. Dẫu vậy, sản lượng các nguồn mới bổ sung chỉ đạt khoảng 6,1 – 16,7 tỷ kWh/năm, thấp hơn rất nhiều so với nhu cầu. Nguyên nhân do nhiều nguồn điện chậm tiến độ như Nhiệt điện Quảng Trạch 1 bắt đầu xây dựng, còn Nhiệt điện Thái Bình 2 vẫn chưa thể triển khai. Trong ba năm sắp tới, miền Bắc chỉ có thêm Nhiệt điện BOT Hải Dương đang hoàn tất đầu tư và Thủy điện Hòa Bình mở rộng. Như vậy, vấn đề đảm bảo điện sẽ gặp nhiều thách thức. Kiên quyết trong công tác quy hoạch, rà soát các hồ thuỷ điện Tăng trưởng kinh tế thường gắn liền với gia tăng nhu cầu tiêu thụ năng lượng, đặc biệt là điện năng. Mức tăng trưởng cao của tiêu thụ điện năng, khoảng 14%/năm, trong tương lai gần sẽ gây ra sự thiếu hụt năng lượng và sức ép phải xây dựng thêm các nhà máy điện. Với những cố gắng vượt bậc của ngành Điện, nhu cầu năng lượng trong những năm qua phần nào đã được đáp ứng ổn định. Tuy nhiên, trong những năm tới, vấn đề thiếu hụt năng lượng khi các nguồn sơ cấp đã được khai thác gần hết là vấn đề đang được tính đến. Đáp ứng nhu cầu điện cho phát triển kinh tế, ngành Điện đang đầu tư xây dựng nhiều nhà máy nhiệt điện than, thủy điện, thủy điện tích năng và chuẩn bị xây dựng điện nguyên tử đồng thời tập trung đẩy mạnh phát triển hệ thống lưới điện. Tuy nhiên, phát triển thủy điện nhỏ gặp nhiều khó khăn. Nguyên nhân là do chi phí đầu của các nhà máy thủy điện tăng rất lớn từ đầu năm 2014 và chưa được đưa vào cân đối trong giá điện hiện hành, như: tăng thuế tài nguyên nước, tăng chi phí môi trường rừng, từ năm 2015 theo Luật đất đai mới, các hồ thủy điện phải đóng tiền thuê sử dụng đất.
 Hiện, có khoảng hơn 1.000 điểm có thể khai thác thủy điện nhỏ.Ảnh: Bitexco Tiềm năng đến cùng thách thức Theo PGS.TS Nguyễn Thế Chinh, Phó Viện trưởng, Viện Chiến lược Chính sách tài nguyên và môi trường Bộ Tài nguyên và Môi trường, tiềm năng về kinh tế kỹ thuật thủy điện của Việt Nam đạt khoảng 75-80 tỷ kWh với công suất tương ứng đạt 18.000-20.000 MW. Tiềm năng kinh tế của 10 khu vực sông chính, TS Nguyễn Thế Chinh cho là khoảng 85,9% của các lưu vực sông trong cả nước. Như vậy, tổng trữ lượng kinh tế - kỹ thuật của các lưu vực sông chính hơn 18.000 MW, cho phép sản lượng điện năng tương ứng khoảng 70 tỷ kWh. Theo dự báo kế hoạch phát triển thủy điện trong Quy hoạch điện VII, đến năm 2020, toàn bộ trữ lượng tiềm năng kinh tế kỹ thuật của thủy điện lớn sẽ được khai thác hết. TS Chinh cho là “năng lượng thủy điện các đoàn sông chính sẽ không còn khả năng khai thác”.
Đối với năng lượng thủy điện nhỏ, theo TS Chinh, với mức công suất nhỏ hơn hoặc bằng 30MW, theo đánh giá tiềm năng có khoảng hơn 1.000 điểm có thể khai thác và cho tổng công suất khoảng 7.000 MW. Hiện nay các điểm này đã được xác định và đạt tiềm năng kỹ thuật. TS Chinh cho hay, có 114 dự án với tổng công suất khoảng 850 MW đã cơ bản hoàn thành, 228 dự án với công suất trên 2.600 MW đang xây dựng và 700 dự án đang giai đoạn nghiên cứu. Ngoài ra, các dự án thủy điện nhỏ công suất dưới 100 kW phù hợp với vùng sâu, vùng xa, những nơi có địa điểm hiểm trở có thể tự cung, tự cấp theo lưới điện nhỏ và hội gia đình cũng đã và đang được khai thác. Ông Đoàn Văn Bình, Viện Khoa học Năng lượng chia sẻ, vấn đề chính liên quan tới các nguồn năng lượng truyền thống hiện nay là biến động giá dầu và các sản phẩm dầu trên thị trường thế giới, trong bối cảnh các nguồn tài nguyên năng lượng dần cạn kiệt, biến đổi khí hậu và giới hạn khai thác tài nguyên thủy điện. Sản xuất điện năng tại Việt Nam qua giai đoạn 2001-2010. Tổng công suất lắp đặt toàn hệ thống đạt trên 18.000 MW, với cơ cấu cụ thể như: thủy điện là 32.7%, nhiệt điện là 17.5%, các nhà máy đồng phát là 44.8% và các nguồn khác là 5%. Tốc độ tăng trưởng của sản xuất điện năng đạt trên 14% trong giai đoạn 10 năm vừa qua, gấp hai lần tốc độ tăng trưởng GDP. Nỗ lực đáp ứng nhu cầu điện ngày càng tăng Nghiên cứu của Cơ quan Hợp tác Phát triển (GIZ) cho thấy, lợi thế của Việt Nam trong việc phát triển thuỷ điện nhỏ (SHP) đến từ hệ thống sông ngòi dày đặc. Với hơn 2.200 con sông suối với quy mô khác nhau và chiều dài trên 10km, Việt Nam có tiềm năng rất lớn về thuỷ điện: tiềm năng lý thuyết khoảng 300 tỷ kWh và tiềm năng kỹ thuật vào khoảng 123 tỷ kWh. Tổng tiềm năng kỹ thuật của thuỷ điện nhỏ tại Việt Nam nằm trong khoảng từ 1.600 MW - 2.000MW với quy mô đa dạng. Thứ nhất, công suất 100 - 10.000 kW mỗi trạm: 500 trạm thuỷ điện nhỏ với tổng công suất là 1,400-1,800MW, chiếm 82% -97% tổng các trạm thuỷ điện nhỏ. Thứ hai, công suất 5-100kW mỗi trạm: 2,500 trạm thuỷ điện nhỏ với tổng công suất là 100-150MW, chiếm 5-7.5 % tổng các trạm thuỷ điện nhỏ. Thứ ba, công suất 0.1 - 5 kW mỗi trạm (cũng được gọi là thuỷ điện siêu nhỏ): tổng công suất là 50-100 MW, chiếm 2.5-5% tổng công suất các trạm thuỷ điện nhỏ (Pham Khanh Toan et al., 2010). Theo GIZ, có nhiều dự án thuỷ điện siêu nhỏ với công suất từ 200 đến 500W ở biên giới hay được các hộ dân xây dựng tại các thôn xã vùng sâu vùng xa. Các nhà máy thuỷ điện nhỏ từ 100 đến 1.000W này đủ cung cấp điện cho chiếu sáng trong mùa lũ. Tuy nhiên, hệ thống chất lượng kém chiếm 90% số lượng bán ra cho thấy chi phí bảo trì duy tu là rất đáng kể. Một vấn đề khác đối với hệ thống rẻ tiền này là điện áp sinh ra sẽ khác nhau theo dòng chảy và có thể ảnh hưởng đến các thiết bị điện tử như radio hay tivi. Thêm nữa, các tiêu chuẩn an toàn cũng không đủ. Tại Việt Nam, các dự án thuỷ điện nhỏ được xây dựng từ những năm 60. Các dự án này ban đầu được xây dựng từ nguồn ngân sách nhà nước trong giai đoạn 1960-1985 tại các tỉnh miền Bắc và miền Trung Việt Nam. Từ năm 1985 đến 1990, các bộ ngành, tỉnh, đơn vị quân sự và các tổ chức đã đầu tư vào thuỷ điện nhỏ. Sau năm 2003 đầu tư bắt đầu đến từ ngành kinh tế tư nhân khi thị trường điện trở nên tự do hơn. Cho đến nay, có 310 dự án thuỷ điện nhỏ được phân bổ rộng khắp đất nước (trên 31 tỉnh thành) với tổng công suất lắp đặt khoảng 3,443MW (MoIT, 2007). So với các dạng năng lượng tái tạo khác, thuỷ điện là một dạng công nghệ lâu đời hơn ở Việt nam do đó lợi nhuận trên vốn đầu tư sẽ cao. Do đó các dự án thuỷ điện nối lưới dễ vay được vốn ở Việt Nam hơn. Ngoài ra, các dự án thuỷ điện nhỏ có thể thu được thêm tiền từ CDM. Trong số 143 dự án với PDD được DNA Việt Nam chấp thuận, có 98 dự án (hay 69%) là thuỷ điện nhỏ (<30MW). Như một phần nỗ lực đáp ứng nhu cầu ngày càng tăng về điện, Việt Nam dự định phát triển thêm các nhà máy thuỷ điện nhỏ và quy mô trung bình. Công nghệ thuỷ điện này được lựa chọn do nguồn tài nguyên dồi dào và chi phí xây dựng, vận hành và bảo trì tương đối thấp (OECD/IEA, 2010: 25). Tuy nhiên, dự định này vẫn còn thách thức vì thuỷ điện nhỏ với công suất thấp hơn 30MW đã được khai thác hết tại Việt Nam. Thêm vào đó, việc quy hoạch thiết kế và vận hành không phù hợp các dự án thuỷ điện nhỏ có thể dẫn đến các tác động tiêu cực về môi trường xã hội cho người dân bản địa hay người dân sống ở vùng hạ lưu. GIZ khuyến cáo, trong tương lai gần rất cần tiến hành một cuộc tái nghiên cứu điều tra về các dự án thuỷ điện nhỏ hiện có và tình trạng tái phục hồi của các hồ chứa, các nhà máy cũ. Thay vào đó mô hình run-off-river phải được khuyến khích phát triển. HẢI VÂN Thủ tướng Chính phủ đã có Quyết định số 1855/QĐ-TTg phê duyệt "Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia Việt Nam đến năm 2020, tầm nhìn đến năm 2025", Nhằm đảm bảo cung cấp đủ năng lượng cho nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội của đất nước. Theo đó, đối với ngành Điện, đây được cho là giai đoạn nhu cầu về điện có xu hướng tăng cao khi nước ta ngày càng mở rộng thị trường, đẩy mạnh phát triển các ngành công nghiệp chủ lực. Trong giai đoạn đến 2015, có xét triển vọng đến năm 2025, lượng điện sản xuất được tính theo 2 phương án nhằm đáp ứng đủ nhu cầu điện cho nền kinh tế quốc dân. Với phương án cơ sở, đến năm 2015, lượng điện sản xuất dự kiến cần đạt khoảng trên 190 tỷ kWh, năm 2020 là trên 294 tỷ kWh và đến năm 2025 là trên 431 tỷ kWh. Còn theo phương án cao, đến năm 2015, lượng điện sản xuất sẽ ở mức trên 250 tỷ kWh; năm 2020 là trên 334 tỷ kWh và năm 2025 là gần 490 tỷ kWh. Xét về cơ cấu, các nguồn điện chủ yếu được khai thác và sản xuất là nhiệt điện than, thủy điện, nhiệt điện khí, điện hạt nhân, thủy điện nhỏ và năng lượng tái tạo, đồng thời vẫn phải nhập khẩu điện. Hơn nữa, để đáp ứng tốt cho cung ứng điện, việc phát triển lưới điện cũng được chú trọng phát triển. |
