Chủ nhật, 05/02/2023 | 12:29 GMT+7

2050 Calculator4NDCs - Kịch bản giảm nhẹ phát thải khí nhà kính đối với giảm công suất và chuyển đổi công nghệ nhiệt điện

25/08/2022

Theo báo cáo kỹ thuật Đóng góp do quốc gia tự quyết định năm 2020, phát thải khí nhà kính từ lĩnh vực năng lượng vào năm 2030 có thể lên tới 650 triệu tấn CO2 tương đương theo kịch bản phát triển thông thường, chiếm đến trên 80% tổng phát thải quốc gia. Trong đó, phát thải KNL từ lĩnh vực sản xuất điện mà chủ yếu là từ nhiệt điện chiếm khoảng 70% tổng phát thải toàn ngành năng lượng.

Do đó, các biện pháp giảm phát thải khí nhà kính sẽ được tập trung vào các nguồn phát thải lớn nhất, trong đó nhiệt điện là đối tượng cần được quan tâm kiểm soát. Với các số liệu hiện trạng các nhà máy điện và các biện pháp giảm phát thải khí nhà kính trong lĩnh vực nhiệt điện đã được nghiên cứu trong thời gian gần đây, công cụ 2050 Calculator4NDCs đã tính toán và trình diễn mức độ tham gia đóng góp vào mục tiêu giảm phát thải khí nhà kính trong lĩnh vực năng lượng nói chung và cho lĩnh vực nhiệt điện nói riêng. Cụ thể như sau:
Hình 1. Kịch bản phát triển thông thường đối với nguồn cung
Theo kịch bản phát triển thông thường, đến năm 2030 tổng phát thải từ lĩnh vực năng lượng khoảng 650 triệu tấn CO2 tương đương (Hình 1), trong đó phát thải từ lĩnh vực sản xuất điện là 371 triệu tấn CO2 tương đương (Hình 2).
Hình 2. Kịch bản phát triển thông thường đối với lĩnh vực sản xuất điện

Hình 3. Kịch bản giảm phát thải bằng biện pháp giảm công suất lắp đặt điện than
Với các kịch bản giả định ban hành cơ chế chính sách hạn chế tối đa các nhà máy điện than từ sau 2030, phát thải khí nhà kính trong lĩnh vực năng lượng có mức giảm đáng kể từ 650 triệu tấn CO2eq xuống còn 575 triệu tấn CO2eq tương đương.
Ở cấp độ 1, việc phát triển các nhà máy điện than sẽ theo Quyết định 428/QĐ-TTg ngày 18 tháng 3 năm 2016 về phê duyệt Điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011-2020, có xét đến năm 2030. Hơn thế nữa và để phù hợp với phương pháp luận của báo cáo NDC cập nhật, các nhà máy điện năng lượng tái tạo bao gồm điện gió, điện mặt trời, thủy điện nhỏ, điện sinh khối và điện rác giả định vẫn còn giá cao, cần có chính sách hỗ trợ mới phát triển do vậy được coi là nỗ lực quốc gia và được thay thế bằng nhiệt điện than để thể hiện mức phát thải cơ sở. Tương tự, điện hạt nhân công suất 4600 MW được quy hoạch cho giai đoạn 2026-2030 nhưng đã bị tạm dừng theo Nghị quyết của Quốc Hội và các nỗ lực về sử dụng tiết kiệm và hiệu quả điện năng đã được tính đến trong dự báo nhu cầu cũng sẽ được quy ra điện lượng và công suất điện than tương ứng. Theo cách này, tổng công suất điện than năm 2030 sẽ tăng từ 55.300 MW theo Quyết định 428/ QĐ-TTg lên 62,350 MW, về điện lượng chiếm 67% tổng lượng điện sản xuất. Theo cách tiếp cận này, công suất điện than tới năm 2050 sẽ đạt cho giai đoạn sau năm 2030 được ngoại suy. Theo đó, tới năm 2050 công suất điện than lên tới 132.500 MW.
Cấp độ 2 tương ứng với lộ trình đề ra trong dự thảo Quy hoạch điện 8 (bản trình tháng 10 năm 2021). Theo đó, công suất điện than giảm còn khoảng 41.000 MW năm 2030, đạt đỉnh khoảng 51.000 MW năm 2035 và duy trì ở mức này tới năm 2050. 
Cấp độ 3 thể hiện tham vọng hơn về giảm nhiệt điện than hơn nữa nhằm giảm phát thải khí nhà kính cũng như lo ngại với tính khả thi của việc xây mới các nhà máy điện than dẫn tới giả định về công suất điện than tăng thêm sau 2025 giảm một nửa so với mức dự kiến của cấp độ 2. Theo đó, tổng công suất điện than năm 2030 là 32.100 MW và khoảng 39.000 MW vào 2050. So với cấp độ 2, công suất này giảm 11.000 MW năm 2050 và thậm chí giảm tới 93.000 so với cấp độ 1. 
Cấp độ 4 thậm chí còn thể hiện mức tham vọng hơn về giảm nhiệt điện than nhằm giảm phát thải khí nhà kính hướng tới lộ trình phi các bon trong lĩnh vực năng lượng. Theo đó, cấp độ này chỉ xem xét các nhà máy đang thực sự được xây với tiến độ có thể thấy, và không xem xét thêm các nhà máy điện than mới sau năm 2025. Như vậy ở cấp độ 4, công suất điện than sẽ đạt đỉnh vào năm 2025 ở mức 27.600 MW và sẽ giảm dần cùng với việc các nhà máy điện hiện có hết tuổi thọ kinh tế. Tới năm 2050, công suất điện than dự kiến còn 22.700 MW.
Hình 4. Kịch bản giảm phát thải bằng biện pháp chuyển đổi công nghệ nhiệt điện than
Ở cấp độ 1 là lộ trình phát triển nền, công nghệ cận tới hạn (SubC) là công nghệ phổ biến nhưng ở các cấp độ cao hơn, các công nghệ có thông số hơi cao hơn bao gồm công nghệ siêu tới hạn (SC) và công nghệ trên siêu tới hạn (USC), thậm chí công nghệ trên siêu tới hạn cải tiến (AUSC) được giả định. 
Ở cấp độ 2, giả định sử dụng công nghệ siêu tới hạn cho các nhà máy đầu tư giai đoạn 2021-2025, công nghệ trên siêu tới hạn cho các nhà máy đầu tư giai đoạn 2026-2035 và công nghệ trên siêu tới hạn cải tiến cho giai đoạn sau 2035. 
Cấp độ 3 giả định áp dụng các công nghệ tiên tiến nhanh hơn. Theo đó, sẽ sử dụng công nghệ trên siêu tới hạn cho các nhà máy đầu tư giai đoạn 2026-2030, chuyển sang công nghệ trên siêu tới hạn cải tiến giai đoạn 2031-2035 và chỉ lựa chọn công nghệ trên siêu tới hạn cải tiến sau đó. Về công nghệ module này không xem xét cấp độ 4. Hình ở dưới mô tả các lựa chọn này theo các cấp độ. Các nhà máy sử dụng công nghệ có thông số hơi có hiệu suất cao hơn và do vậy có mức phát thải khí nhà kính trên 1 đơn vị điện năng sản xuất thấp hơn nhưng có chi phí đầu tư cao hơn. Theo cẩm nang công nghệ sản xuất điện Việt Nam 2020, công nghệ điện than dưới tới hạn có hiệu suất 36% trong khi công nghệ siêu tới hạn có hiệu suất 38%, trên siêu tới hạn là 43% và trên siêu tới hạn cải tiến lên tới 50%. Tuy nhiên công nghệ trên siêu tới hạn cải tiến có suất đầu tư lên tới US$2500/kW, cao hơn đáng kể mức US$2000/kW của công nghệ trên siêu tới hạn và của công nghệ siêu tới hạn và dưới tới hạn, tương ứng là US$1800/kW và US$1500/kW.
Hình 5. Kịch bản giảm phát thải bằng biện pháp chuyển đổi công nghệ điện sinh khối
Cùng với các lựa chọn về công nghệ, lựa chọn về đốt kèm sinh khối cũng được xem xét nhằm giảm tiêu thụ than và do đó giảm phát thải khí nhà kính. So với nhà máy chạy 100% sinh khối, việc đốt kèm này có một số ưu điểm bao gồm: chi phí đầu tư thấp hơn, hiệu suất cao hơn và giá thành sản xuất điện cũng thấp hơn do quy mô lớn hơn và vận hành ưu việt hơn của các nhà máy điện chạy than. Trong các công nghệ đốt kèm, công nghệ đốt trực tiếp có nhiều ưu điểm và phù hợp với Việt Nam bao gồm chi phí đầu tư thấp và có thể sử dụng nhiều loại sinh khối. Theo đánh giá của Cơ quan năng lượng tái tạo quốc tế (IRENA), tỷ lệ đốt kèm khả thi về kỹ thuật có thể lên tới 50% với chi phí nâng cấp dao động từ 430-500 USD/kW. Tỷ lệ đốt kèm thực tế hiện nay thường dưới 5% và hiếm khi vượt 10%. Việt Nam có nhiều tiềm năng để áp dụng công nghệ này do có nhiều nguồn sinh khối. Việt Nam cũng đã thử nghiệm việc đốt kèm này. Kết quả thử nghiệm tại nhà máy nhiệt điện Ninh Bình cho nhiều kết quả khả quan, mang lại hiệu quả kinh tế ngay cả khi chưa có chính sách. Trong nghiên cứu này, giả định về công nghệ đốt kèm này được lựa chọn như sau. 
Cấp độ 1, là phương án nền không xem xét đốt kèm. Cấp độ 2 xem xét đốt kèm từ năm 2025 với 2% nhà máy, tăng dần đạt 20% vào năm 2050. Tỷ lệ đốt kèm là 5%. 
Cấp độ 2 giả định tỷ lệ nhà máy nhiều hơn, với 5% số nhà máy vào năm 2025 và đạt 50% vào năm 2050. 
Cấp độ 3 giả định nỗ lực cao nhất. Theo đó, tới năm 2030, có tới 35,6% nhà máy đốt kèm với tỷ lệ đốt kèm 10% và tới năm 2050, 100% nhà máy có áp dụng đốt kèm. 
Hình 6. Tổ hợp kịch bản giảm phát thải khí nhà kính bằng các biện pháp giảm công suất, thay đổi công nghệ và đốt kèm sinh khối của lĩnh vực nhiệt điện than
Tại hình 6, Caluculator4NDCs trình bày tổ hợp kịch bản tác động của các biện pháp chuyển đổi công nghệ, đốt kèm sinh khối và giảm công suất điện than. Khi đó, đóng góp giảm phát thải khí nhà kính cho lĩnh vực năng lượng đã tăng lên đáng kể. Điều này cho thấy đây là nguồn phát thải khí nhà kính lớn nhất, để đạt mục tiêu giảm phát thải quốc gia thì sự cần thiết phải có các biện pháp can thiệp vào lĩnh vực này./.
TS Nguyễn Quốc Khánh – Chuyên gia dự án 2050 Calculator
Top-runner 2022