Phát triển nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII và những thách thức trong lựa chọn

Nhân dịp Bộ Công Thương vừa tổ chức hội thảo quốc tế (lần thứ nhất) về nghiên cứu Quy hoạch điện 8, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam có một vài đánh giá về những tiến bộ, cũng như những thách thức trong bài toán quy hoạch xây dựng các nguồn điện trong giai đoạn 2021 - 2030 và thời kỳ 2031 - 2045. 

I. Bối cảnh

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 Đề 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.

5/ Các kịch bản được đưa vào xem xét tính toán.

6/ Các giả thiết đầu vào về tiềm năng tài nguyên, giá cả thiết bị, nhiên liệu.

7/ Tích hợp các vấn đề bảo vệ môi trường.

8/ Kết quả ban đầu về phương án tổ hợp nguồn đề xuất.

Mặc dù còn nhiều khó khăn, thách thức trong quá trình nghiên cứu Đề án QHĐ VIII như: các cơ sở pháp lý cho việc thu thập số liệu tại các địa phương còn chậm được ban hành; các quy hoạch lớn (Quy hoạch tổng thể Quốc gia, Quy hoạch không gian biển Quốc gia, các quy hoạch chung của 63 tỉnh, thành phố) chưa được lập, hoặc mới bắt đầu triển khai, nhưng được sự hỗ trợ hiệu quả của Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo - Bộ Công Thương, sự phối hợp của EVN, PVN, TKV, Viện Chiến lược Phát triển - Bộ KH&ĐT, Viện Năng lượng đã cập nhật, phản ánh các chiến lược, chính sách của Đảng, Nhà nước trong bài toán nghiên cứu phát triển ngành điện.

II. Các vấn đề chính trong bài toán phát triển nguồn điện

Về phương pháp luận tổng thể xây dựng QHĐ VIII:

Theo Luật Quy hoạch và theo nhiệm vụ lập QHĐ VIII đã được Thủ tướng Chính phủ giao, một số điểm mới đã được Viện Năng lượng bổ sung, nhấn mạnh hơn trong nghiên cứu như:

Thứ nhất: Tầm nhìn của dự báo dài hơn, với chu kỳ nghiên cứu 25 năm (từ 2021 đến 2045).

Thứ hai: Chú trọng vào khả năng sử dụng hiệu quả và tiết kiệm năng lượng.

Thứ ba: Chú trọng phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, nguồn điện sạch hơn, giảm ô nhiễm phát thải.

Thứ tư: Tính khả thi của phương án phát triển đề xuất.

Minh họa về phương pháp luận tổng thể trong bài toán QHĐ VIII trong hình 1 dưới đây.

Hình 1 - Phương pháp luận xây dựng QHĐ VIII:

Trong phương pháp luận xây dựng chương trình phát triển nguồn điện, một số đặc điểm quan trọng đã được xem xét kỹ càng hơn, trong đó có 2 điểm được ưu tiên nhất:

Một là: Xem xét sự kết hợp phát triển nguồn điện và lưới điện truyền tải liên vùng, tích hợp truyền tải các nguồn năng lượng tái tạo hiện đang được khuyến khích và có tốc độ tăng trưởng rất nhanh.

Hai là: Các chí phí ngoại sinh về ảnh hưởng tới môi trường, sinh thái (như chi phí các chất ô nhiễm CO2, SOx, NOx, bụi mịn PM2.5 trong các nguồn nhiệt điện; chi phí đất đai, xử lý tấm pin mặt trời, xử lý hóa chất trong pin tích năng khi cuối đời dự án) đã được “nội hóa” trong các chi phí đầu vào của bài toán lựa chọn tối ưu, điều mà trước đây chúng ta chưa làm được.

Như vậy, các chi phí được tính đúng, đủ hơn đối với các tác động xấu tới môi trường.

Có thể xem xét sơ đồ khối phương pháp xây dựng nguồn điện như minh họa ở hình 2.

Hình 2 - Phương pháp luận bài toán quy hoạch nguồn điện:

Để xem xét sự cần thiết và quy mô lưới truyền tải tích hợp cao các nguồn năng lượng tái tạo, hệ thống điện đã được chia thành 6 vùng, thay vì chia thành 3 miền Bắc, Trung, Nam như trong QHĐ VII.

Các định hướng lớn trong bài toán phát triển tổ hợp nguồn điện được nêu như sau:

1/ Tuân thủ các chính sách hiện hành của Nhà nước về mục tiêu phát triển năng lượng tái tạo, giảm phát thải, tăng trưởng xanh và phát triển bền vững.

2/ Xem xét khả năng phát triển của các loại hình nguồn điện trên cơ sở tối thiểu hóa chi phí toàn hệ thống có tính đến các ràng buộc. Chi phí hệ thống bao gồm đầy đủ các loại chi phí cho sản xuất, truyền tải điện, chi phí ngoại sinh của các loại hình phát thải, chi phí xử lý môi trường khi kết thúc dự án và chi phí đất đai...

3/ Phát triển nguồn năng lượng tái tạo với quy mô phù hợp với các chính sách của Nhà nước, có xem xét đến khả năng nâng cao tỷ trọng nguồn năng lượng tái tạo so với các chính sách hiện hành.

4/ Tăng cường nhập khẩu và liên kết lưới điện với các nước láng giềng.

5/ Phát triển các loại hình nguồn điện linh hoạt (thủy điện tích năng, pin tích năng, động cơ đốt trong sử dụng LNG…) phù hợp với quy mô nguồn năng lượng tái tạo.

6/ Tính đến việc đa dạng hóa nhiên liệu, đảm bảo an ninh năng lượng trong nước, giảm sự phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu.

III. Các Kịch bản phát triển nguồn điện trong QHĐ VIII

Do những yêu cầu về bối cảnh mới trong phát triển, thay vì tập trung vào bài toán chi phí tối thiểu với một số phân tích độ nhạy về các yếu tố khách quan, lần này số lượng các kịch bản được mở rộng hơn, phản ánh các mục tiêu khác nhau của quy hoạch trên cơ sở các định hướng chính sách. Nhóm 11 kịch bản chính đã được đưa vào tính toán, bao gồm:

Kịch bản 0: Kịch bản phát triển thông thường: Phù hợp với QHĐ VII (điều chỉnh), các loại hình nguồn điện được lựa chọn phát triển hoàn toàn dựa trên cạnh tranh về chi phí, không xét chi phí ngoại sinh.

Kịch bản 1: Mục tiêu năng lượng tái tạo (NLTT) theo chiến lược phát triển NLTT và Nghị quyết 55-NQ/TW đạt 38% năm 2020; 32% vào năm 2030; 40,3% vào năm 2045 và 43% vào năm 2050. Không xét chi phí ngoại sinh (KB1A_CLNLTT), có xét chi phí ngoại sinh (KB1B_CLNLTT).

Kịch bản 2: Mục tiêu NLTT tăng tuyến tính và đạt chiến lược vào 2050: Đạt 38% năm 2020; 39% vào năm 2030; 42% vào năm 2045 và 43% vào năm 2050, không xét chi phí ngoại sinh (KB2A_TNLTT), có xét chi phí ngoại sinh (KB2B_TNLTT).

Kịch bản 3: Mục tiêu tăng NLTT cao: Đạt 38% năm 2020, 42% vào năm 2030; 48% vào năm 2045 và 50% vào năm 2050, không xét chi phí ngoại sinh (KB3A_NLTTC), có xét chi phí ngoại sinh (KB3B_NLTTC).

Kịch bản 4: Mục tiêu cắt giảm khí nhà kính (KNK): Cắt giảm 25% KNK so với kịch bản phát triển thông thường, không xét chi phí ngoại sinh (KB4A_CO2), có xét chi phí ngoại sinh (KB4B_CO2).

Kịch bản 5: Không xây dựng thêm nhiệt điện than mới sau 2030: Mục tiêu NLTT theo chiến lược, có xét chi phí ngoại sinh (KB5B_Nonewcoal).

Kịch bản 6: Phát triển nguồn điện hạt nhân sau 2035: Đưa chính sách xây dựng điện hạt nhân 1.000 MW vào 2040 và 5.000 MW vào 2045. Mục tiêu NLTT theo chiến lược, có xét chi phí ngoại sinh (KB6B_Nuclear).

IV. Kịch bản lựa chọn - đề xuất phát triển nguồn điện trong QHĐ VIII

Sau khi tính toán chi phí các kịch bản chính, các kịch bản được phân tích xếp hạng theo các tiêu chí:

1/ Khả năng đáp ứng mục tiêu chính sách.

2/ Chi phí toàn hệ thống thấp.

3/ Mức phát thải thấp.

4/ Khối lượng xây dựng lưới truyền tải thấp.

5/ Đa dạng hóa nguồn điện.

Kết quả: KB1B và KB6B được xếp hạng theo thứ tự (1 và 2).

Với dự kiến chọn KB1B là kịch bản hài hòa nhất các tiêu chí quy hoạch, đã có thêm 7 kịch bản được tính toán phân tích với các xem xét xoay quanh Kịch bản chọn về nhu cầu phụ tải điện thấp hoặc cao; thay đổi giá nhiên liệu; thay đổi chi phí xây dựng nguồn điện; thay đổi về điều kiện khí hậu - thủy văn và độ nhạy về giá CO2.

Kết quả phương án nguồn cơ sở dự kiến, có bổ sung, điều chỉnh để phù hợp với các biến động cực đoan thời tiết được cho như sau:

Bảng - Dự kiến cơ cấu nguồn điện năm 2030 và 2045 (*)

(*) Ước tính toán của tác giả, tham khảo trong báo cáo hội thảo.

Tuy kịch bản có thể được điều chỉnh thêm sau này, nhưng nếu so các con số trên với công suất nguồn trong QHĐ VII (điều chỉnh) ở năm 2030, công suất nhiệt điện than giảm đi trên 16,4 GW (giảm 30%) do giãn tiến độ sau 2030, hoặc loại bỏ một số dự án, giai đoạn 2026 - 2030 không xây dựng thêm điện than mới; công suất điện khí tăng thêm gần 7,8 GW (tăng 42%); đặc biệt, công suất điện gió tăng thêm 13 GW (gấp 3 lần) và điện mặt trời tăng thêm 6,2 GW (gấp 1,7 lần). Đây là những tín hiệu đáng mừng cho một tổ hợp cơ cấu nguồn điện “sạch hơn”, giảm đáng kể phát thải ô nhiễm môi trường.

Các tính toán chi phí đầu tư xây dựng nguồn điện cũng đưa ra con số khoảng trên 105 tỷ USD giai đoạn 10 năm 2021 - 2030 và khoảng 185 tỷ USD thời kỳ 2031 - 2045.

V. Một số đánh giá, nhận định

Thứ nhất: Nhìn vào quy mô và cơ cấu nguồn điện trong Kịch bản đề xuất, có thể nhận thấy: Việc phát triển nguồn điện đã đi đúng theo các định hướng ngành năng lượng của Nghị Quyết 55 của Đảng, các chính sách của Chính phủ và các cam kết quốc gia với quốc tế về giảm ô nhiễm môi trường. Viện Năng lượng, với đội ngũ ngày càng chuyên nghiệp, giàu kinh nghiệm, đã có các nghiên cứu công phu, đánh giá khá tổng quát trong các đề xuất.

Thứ hai: Từ mức xuất phát với trên 4.6 GW điện mặt trời và 0.4 GW điện gió hiện nay, để xây dựng thêm 15 GW điện mặt trời mới và 18,6 GW điện gió đến năm 2030 là một thách thức lớn về nhiều mặt mà trong thời gian tới cơ quan nghiên cứu cần phải làm rõ để đảm bảo tính khả thi của phương án đề xuất. Cụ thể là:

1/ Với hậu quả nặng nề của dịch bệnh COVID-19, các dự án điện NLTT, nhất là điện gió sẽ chịu tác động lớn của việc chậm trễ chuyển giao thiết bị, chuyên gia giám sát dự án. Nếu không tính đến tác động này và giãn bớt thời gian hiệu lực của cơ chế FIT cho điện gió, mục tiêu khuyến khích điện gió sẽ không thể hiện thực.

2/ Nhu cầu đất đai cho các dự án điện mặt trời sẽ cần khoảng gần 15.000 ha (~0,8 - 1 ha/MW), điện gió trên bờ cần khoảng 28.000 ha (1,4 ha/MW), nếu điện gió ngoài khơi là 18 - 20 ha/MW, vấn đề mất đất trồng trọt và sinh kế của người dân sẽ còn là bài toán khó.

3/ Lưới điện cần thiết để đồng bộ, truyền tải năng lượng của điện NLTT sẽ tăng lên đáng kể. Theo kinh nghiệm, lưới điện đồng bộ sẽ yêu cầu vốn đầu tư bằng khoảng 25% phần vốn đầu tư nguồn điện.

4/ Sau khi kết thúc áp dụng khuyến khích điện mặt trời, điện gió qua cơ chế FIT, cơ chế đấu thầu các dự án mới sẽ phải làm sao để có thể đạt được mục tiêu NLTT, đảm bảo hài hòa lợi ích của Nhà nước và các nhà đầu tư, nhất là huy động đầu tư tư nhân (?).

5/ Giá bán điện duy trì ở mức thấp sẽ dẫn đến giá mua điện thấp. Vậy cơ chế khuyến khích phát triển nguồn điện NLTT (còn có giá thành cao) sẽ còn những rào cản, khó khăn mà người dân chưa thể sớm đồng thuận.

Thứ ba: Quy hoạch điện VIII được nêu quan điểm là quy hoạch “mềm”, thay cho các quy hoạch “cứng” trước đây. Vấn đề là phải định nghĩa rõ khái niệm “mềm” để làm sao huy động các nguồn lực Nhà nước và xã hội đầu tư trên 83.000 MW công suất điện mới từ nay đến năm 2030 (mỗi năm trên 8.000 MW), cùng với lưới truyền tải. Nếu quy hoạch “mềm” mà không quy định rõ trách nhiệm, có chế tài thưởng phạt rõ ràng với các nhà đầu tư, thì sẽ lại gặp phải những nguy cơ cũ./.

Nguyễn Anh Tuấn

Tạp chí Năng lượng Việt Nam