Luận án Nghiên cứu phát triển nguồn điện từ năng lượng tái tạo trong quy hoạch nguồn điện Việt Nam đến năm 2030

014 và tăng 1,5%/năm cho đến năm 2030 được xem là phù hợp với bài toán quy hoạch dài hạn [5]. Như vậy, về cơ bản trong tất cả các kịch bản, giá nhiên liệu hóa thạch (than, khí và uranium) được căn cứ theo số liệu dự báo trong Chương 6 của Quy hoạch điện VII [5]. 86 Riêng về giá dầu cho sản xuất điện được lấy theo dự báo về thị trường dầu trên thế giới của Công ty tư vấn năng lượng và Cơ quan thông tin năng lượng Mỹ [18] và được tập hợp trong bảng sau: Bảng 3.19 Giá nhiên liệu hóa thạch cho sản xuất điện STT Loại nhiên liệu Đơn vị Năm 2014 Năm 2030 1 Than USD/tấn 68,6 105,33 2 Dầu USD/thùng 50 100 3 Khí USD/106BTU 5,0 9,14 4 Uranium USD/kcal 2 2,5 (Ghi chú: các đơn vị năng lượng trong nghiên cứu được quy đổi theo bảng quy đổi đơn vị năng lượng chuẩn quốc tế hệ SI) Nguồn: [5], [18] 3.4.4.4 Dự báo lượng phát thải và chi phí phát thải Theo [15], lượng phát thải KNK ở nước ta đang tăng lên không ngừng và chiếm tỷ trọng lớn nhất là ngành năng lượng, trong đó nhiệt điện than đóng góp phần lớn vào mức ô nhiễm này. Tổng lượng phát thải CO2 của các nhiệt điện đốt than hiện đang hoạt động trong các năm 2012, 2013 và 2014 tương ứng là 25,1 triệu tấn, 29,1 triệu tấn và 36,8 triệu tấn. Trong đó, lượng phát thải từ quá trình khai thác vận chuyển chiếm tỷ lệ khá nhỏ so với lượng phát thải từ quá trình đốt than. Bảng 3.20 Phát thải khí nhà kính năm 2010 và ước lượng năm 2020, 2030 Đơn vị: Triệu tấn CO2 Lĩnh vực 2010 2020 2030 Năng lượng - Trong đó: Nhiệt điện than [4] 113,1 21 251,0 160 470,8 250 Nông nghiệp 65,8 69,5 72,9 LULUCF -9,7 -20,1 -27,9 Tổng cộng 169,2 300,4 515,8 Nguồn: [15] Với tốc độ phát thải trung bình mỗi năm khoảng 4,87% thì đến năm 2030, phát thải của ngành năng lượng sẽ là 470,8 triệu tấn CO2, chiếm tỷ trọng 91,3% so với tổng phát thải khí nhà kính của cả nước, trong đó nhiệt điện than đóng góp tới 48,5% (250 triệu tấn). Về chi phí phát thải, thuế cácbon là một loại thuế môi trường, đánh vào lượng CO2 phát thải của nhiên liệu, đây là một hình thức định giá cácbon. Thuế cácbon là công cụ được áp dụng cho việc đốt các loại nhiên liệu hóa thạch - những sản phẩm dùng than và nhiên liệu như xăng dầu, nhiên liệu hàng không và khí tự nhiên - tương ứng với hàm lượng 87 cácbon thải ra. Thuế cácbon góp phần thúc đẩy công tác bảo vệ môi trường, đồng thời nâng cao doanh thu cho mỗi quốc gia. Trong nỗ lực nhằm cắt giảm lượng khí thải cácbon và giảm tác động của sự nóng lên toàn cầu, các nước đang thực hiện hàng loạt chính sách tăng trưởng xanh cùng với các giải pháp nhằm giảm sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch. Thuế cácbon được coi là giải pháp dựa trên thị trường quan trọng nhằm giảm khí thải, chống lại biến đổi khí hậu bên cạnh cơ chế lưu giữ và buôn bán khí thải. Việc đánh thuế cácbon đặt mục tiêu thay đổi các lựa chọn liên quan tới năng lượng, từ lựa chọn cá nhân về sử dụng các thiết bị sử dụng điện năng, năng lượng, đến lựa chọn của các doanh nghiệp trong việc thiết kế các sản phẩm mới, đầu tư vốn và lựa chọn của chính phủ trong việc hoạch định chính sách và quy hoạch tài nguyên. Ngày 1/7/2012, Australia chính thức thông qua Luật thuế cácbon. Ấn Độ cũng tính thuế cácbon là 50 Rupi (90 UScent) cho mỗi tấn than. Còn tại Nhật Bản, kể từ sau khi xảy ra trận động đất và sóng thần vào tháng 3/2011 và sau thảm họa môi trường của Nhà máy điện hạt nhân Fukushima - Tokyo, Chính phủ Nhật Bản đã nghiên cứu, điều chỉnh và hoàn thiện toàn bộ các chính sách về năng lượng. Một số các nước khác như: Hàn Quốc, Malaysia, Singapore, Thái Lan và Việt Nam cũng đề ra các mục tiêu giảm khí thải CO2 và thực hiện chính sách tăng trưởng xanh. Theo báo cáo của Ủy ban Kinh tế - Xã hội khu vực châu Á - Thái Bình Dương của Liên hợp quốc (UESCAP) cho biết, các nước phát triển ở khu vực Châu Á - Thái Bình Dương quy định về cách tính thuế cácbon như sau, mỗi doanh nghiệp khi thải ra một tấn CO2 thì phải nộp 10 USD. Tại Australia, các doanh nghiệp phải trả 23 đôla Australia /1 tấn CO2 thải vào khí quyển trong 3 năm đầu tiên, mức thuế mà các doanh nghiệp phải trả các năm sau sẽ tăng từ 25,94 - 27,2 USD/1 tấn CO2. Châu Á đang được đánh giá là một khu vực có sự phát triển nhanh nhất thế giới hiện nay. Theo báo cáo của Ngân hàng Phát triển châu Á, châu Á chiếm 27% lượng phát thải khí CO2 toàn cầu, dự báo có thể tăng lên 40% vào năm 2030. Báo cáo "Lộ trình phát triển cácbon thấp của khu vực châu Á -Thái Bình Dương" nhấn mạnh, ở châu Á, chính sách thuế cácbon hiện đang là chủ đề được dư luận rất quan tâm. châu Á đang đón nhận một xu hướng phát triển mới, đó là đảm bảo sự tăng trưởng kinh tế và bảo vệ môi trường, tạo thành một sức mạnh tổng hợp, trong đó phát triển nền Kinh tế xanh chính là chìa khóa để giải quyết các thách thức toàn cầu. Đặc biệt, khu vực châu Á - Thái Bình Dương tiêu 88 thụ tới 80% lượng than của thế giới và 85% nguồn năng lượng then chốt từ nguồn nhiên liệu hóa thạch, đồng thời cũng thải, ra 37% tổng lượng khí thải toàn cầu từ sản xuất nông nghiệp. Người dân trong khu vực, đặc biệt là người nghèo, phải đối mặt với nhiều tác động phức tạp của biến đổi khí hậu, nước biển dâng và hiệu ứng nhà kính... Các nước trong khu vực cần thay đổi phương pháp sản xuất, phải tìm ra những cách thức để tạo ra năng lượng và sử dụng năng lượng hiệu quả. Sử dụng nhiều NLTT và công nghệ ít cácbon, cùng với việc cắt giảm sử dụng các nhiên liệu hóa thạch có ý nghĩa rất quan trọng trong việc xanh hóa sản xuất. Theo UESCAP, chính sách thuế cácbon là 10 USD/1tấn CO2 ở khu vực Châu Á - Thái Bình Dương là hợp lý ở thời điểm hiện tại so với mức thuế cácbon trung bình của thế giới là 16,8 USD/1tấn CO2. Kết luận Chương 3 Sau khi đánh giá và lựa chọn mô hình LEAP cho tính toán của nghiên cứu, Chương 3 Luận án đã xây dựng mô hình xác định cơ cấu nguồn điện từ NLTT trong quy hoạch nguồn điện Việt Nam đến năm 2030. Cụ thể, chương này đã đề xuất, xây dựng mô hình toán học (bao gồm hàm mục tiêu và điều kiện các ràng buộc khi quy hoạch phát triển nguồn điện Việt Nam đến năm 2030, đó là: ràng buộc về nhu cầu điện năng và tổng công suất của hệ thống điện, năng lực sản xuất của các nhà máy điện, ràng buộc về nhiên liệu, và tùy vào từng kịch bản sẽ có ràng buộc về giới hạn phát thải khí CO2); đề xuất sơ đồ các bước tính toán của mô hình; thiết lập cây dữ liệu để phục vụ cho tính toán của đề tài. Đồng thời, nội dung Chương 3 Luận án đã xây dựng cơ sở dữ liệu cho Quy hoạch phát triển nguồn điện Việt Nam đến năm 2030 nhằm xác định cơ cấu nguồn điện từ NLTT dựa trên hiện trạng và những dự báo phát triển về: công nghệ các nhà máy điện, các chỉ tiêu kinh tế kĩ thuật, hiện trạng sử dụng, tiềm năng và khả năng khai thác các nguồn năng lượng cho sản xuất điện, dự báo giá các loại nhiên liệu, tình hình phát thải và mức thuế cácbon. Với những dữ liệu về hiện trạng và dự báo này, các hệ số của hàm mục tiêu và các ràng buộc cho bài toán quy hoạch sẽ được thiết lập. Cụ thể các hệ số của hàm mục tiêu như: suất vốn đầu tư cho các loại nhà máy điện (amft); chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định (FIXmft) và biến đổi (VARmft); giá nhiên liệu (gmft); thuế cacbon (qco2); tuổi thọ; hiệu suất; hệ số khả dụng, năm vào hệ thống; tỉ suất chiết khấu. Đồng thời, nghiên cứu cũng cụ 89 thể hóa các ràng buộc về nhu cầu điện năng và tổng công suất của hệ thống điện, năng lực sản xuất của các nhà máy, ràng buộc về nhiên liệu và giới hạn lượng phát thải CO2 (Tco2max) các kịch bản. Tuy nhiên, do dữ liệu đầu vào của mô hình nghiên cứu được dựa trên nền số liệu của Quy hoạch điện VII và Luận án được nghiên cứu trong nhiều năm, thời gian quy hoạch nguồn điện trong dài hạn, đồng thời vấn đề năng lượng lại có tính chất liên ngành, hệ thống, việc chuyển đổi sang thể chế thị trường hiện đại và hội nhập của thị trường điện cạnh tranh làm cho các thông số dự báo về kinh tế - kỹ thuật, công nghệ của mô hình tính toán cũng có nhiều biến động, thay đổi nhanh và liên tục dẫn đến có nhiều kịch bản phát sinh cần được nghiên cứu, tính toán. Một số thông số dự báo điển hình trong Quy hoạch điện VII của kịch bản cơ sở như tốc độ tăng trưởng kinh tế ở bảng 3. 12 hay tỷ lệ tổn thất điện năng và tỷ lệ tự dùng ở bảng 3.14 ... sẽ có chênh lệch so với hiện trạng phát triển nền kinh tế hiện nay và số liệu dự báo mới. Cụ thể, theo báo cáo mới nhất về triển vọng kinh tế thế giới của IMF thì tốc độ tăng trưởng kinh tế trung bình của Việt Nam chỉ vào khoảng 5,3% giai đoạn 2015 – 2050, hay có rất nhiều dự báo được đưa ra từ các cơ quan khác nhau về diễn biến của giá năng lượng, tỷ lệ tổn thất, tự dùng, các thông số kỹ thuật của các công nghệ sản xuất điện. Do đó, trong giới hạn nghiên cứu, Luận án chỉ đưa ra một số kịch bản nghiên cứu điển hình dựa trên cơ sở dữ liệu của Quy hoạch điện VII đã có và cập nhật số liệu dự báo về giá năng lượng hay các thông số công nghệ và các văn bản mới nhất về xu thế phát triển nguồn điện từ NLTT, giới hạn lượng phát thải khí nhà kính. Kết quả tính toán của mô hình này sẽ được phân tích và luận giải trong Chương 4 của Luận án. 90 CHƯƠNG 4 XÂY DỰNG KỊCH BẢN VÀ KẾT QUẢ TÍNH TOÁN CƠ CẤU NGUỒN ĐIỆN TỪ NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO TRONG QUY HOẠCH NGUỒN ĐIỆN VIỆT NAM ĐẾN NĂM 2030 4.1 Căn cứ xây dựng và đề xuất kịch bản tính toán Các phương án tối ưu tìm được khi quy hoạch nguồn điện chỉ là tối ưu ở những điều kiện, tình huống cụ thể, mô tả được. Trong thực tế thường không có phương án tối ưu tuyệt đối bởi vì luôn luôn tồn tại mâu thuẫn giữa tính kinh tế và yêu cầu kĩ thuật. Vì vậy, chỉ tiêu tối ưu không thể mang lại tính tuyệt đối mà chỉ có thể mang tính dung hòa, thỏa hiệp, phụ thuộc vào từng giai đoạn, hoàn cảnh kinh tế và phần nào mang tính chủ quan của người quyết định phương án. Đặc biệt, hệ thống điện là một hệ thống có cấu trúc phức tạp, nhiều cấp, luôn phát triển và chịu tác động của nhiều yếu tố như xã hội, môi trường Mỗi sự biến động của một thành phần nào đó sẽ đều ảnh hưởng đến vận hành hệ thống và lập nên một kịch bản. Việc này đòi hỏi cần thiết phải phân tích sàng lọc các kịch bản để đưa ra các kịch bản đại diện với số lượng hạn chế. Mục tiêu của bài toán quy hoạch nguồn điện đây là nhằm xác định cơ cấu công suất và cơ cấu điện sản xuất từ các nguồn NLTT (thủy điện nhỏ, gió, mặt trời, sinh khối, địa nhiệt) trong tổng thể các nguồn được đưa vào vận hành trong Hệ thống điện Việt Nam giai đoạn 2015-2030 sao cho tổng chi phí hệ thống đạt được là nhỏ nhất thực hiện bằng mô hình LEAP phiên bản 2014.0.1.14 và thỏa mãn các điều kiện dưới đây: 1. Đáp ứng nhu cầu điện giai đoạn 2015 - 2030. 2. Phù hợp với năng lực sản xuất của các nhà máy và không vượt quá công suất tối đa có thể của Hệ thống điện. 3. Trong phạm vi khả năng cung cấp nhiên liệu/năng lượng. 4. Đáp ứng mục tiêu về phát triển điện năng từ NLTT và mức giảm phát thải CO2 trong các quy hoạch, chiến lược tăng trưởng kinh tế - xã hội và phát triển năng lượng của Việt Nam đã ban hành. Với yêu cầu đó, nghiên cứu đã tiến hành xây dựng rất nhiều kịch bản khác nhau và chọn lọc ra các kịch bản đại diện tính toán như sau: 91 1. Kịch bản tự do cạnh tranh (BAU): là kịch bản cơ sở được tính toán tối ưu trên LEAP cho các nguồn điện hiện có và các nguồn có khả năng vào vận hành đến năm 2030 cạnh tranh tự do dựa trên số liệu đầu vào từ Quy hoạch điện VII [5].  Căn cứ xây dựng kịch bản: Trên cơ sở số liệu từ Quy hoạch điện VII và bổ sung, cập nhật số liệu từ Trung tâm điều độ Hệ thống điện quốc gia [44] thì công suất nguồn điện từ NLTT đầu năm 2015 là 1.938MW thủy điện nhỏ, 46MW điện gió, 24MW điện sinh khối, gần 1MW điện mặt trời và điện địa nhiệt chưa đi vào khai thác (hiện trạng cơ cấu nguồn điện cuối năm 2014). Mục đích của việc xây dựng kịch bản này là để nghiên cứu với công suất của các nguồn điện từ NLTT được huy động kể từ đầu năm 2015 thì ở các năm sau nguồn điện từ NLTT có được huy động thêm hay có thể cạnh tranh được với các nguồn năng lượng truyền thống không. 2. Kịch bản tỉ lệ điện từ NLTT theo Quy hoạch (PDP): là kịch bản BAU (tính toán tối ưu trên LEAP) với dữ liệu cho các nguồn điện hiện có và các nguồn có khả năng vào vận hành đến năm 2030, tỷ lệ điện năng sản xuất từ các nguồn NLTT đạt như tính toán trong Quy hoạch điện VII [5], không giới hạn lượng phát thải CO2.  Căn cứ xây dựng kịch bản: Theo [5] đặt ra mục tiêu cụ thể là: “Ưu tiên phát triển nguồn NLTT cho sản xuất điện, tăng tỷ lệ điện năng sản xuất từ nguồn năng lượng này từ mức 3,5% năm 2010, lên đến 4,5% tổng điện năng sản xuất vào năm 2020 và 6,0% vào năm 2030”. Về Quy hoạch phát triển nguồn điện: “Ưu tiên phát triển điện gió từ mức không đáng kể hiện nay lên khoảng 1.000MW vào năm 2020, khoảng 6.200MW vào năm 2030”; “Phát triển điện sinh khối, đồng phát điện tại các nhà máy đường đến năm 2020, nguồn điện này có tổng công suất khoảng 500MW nâng lên 2.000MW vào năm 2030”. Đồng thời theo [2], tiềm năng của thủy điện nhỏ là khoảng 4.000MW và theo [48] tiềm năng tổng năng lượng địa nhiệt ở nước ta có thể xây dựng vào khoảng 400MW. Với những dữ liệu này, kịch bản PDP được xây dựng bằng cách đưa vào ràng buộc công suất đặt tối thiểu và công suất tối đa các nguồn NLTT nhằm đạt được tỷ lệ điện năng NLTT là 4,5% vào năm 2020 và 6,0% vào năm 2030. 3. Kịch bản giới hạn lượng phát thải CO2 (LOWC): là kịch bản tính tối ưu trên LEAP khi có ràng buộc giới hạn giảm lượng phát thải CO2 so với kịch bản phát triển bình thường BAU theo cam kết trong Thỏa thuận Paris Việt Nam đã kí kết [36].  Căn cứ xây dựng: 92 Mức giảm 8% tổng lượng phát thải CO2 trong giai đoạn 2015 – 2030 so với tổng lượng phát thải CO2 trong kịch bản phát triển bình thường chính là mức giảm phát thải mà Việt Nam đã cam kết trong Thỏa thuận tại Hội nghị thượng đỉnh của Liên Hợp quốc về Biến đổi khí hậu COP21 (Thỏa thuận Paris) diễn ra từ 30/11/2015-11/12/2015 [36]. 4. Kịch bản xu thế phát triển nguồn điện từ NLTT (TREND): là kịch bản tính tối ưu trên LEAP khi giới hạn tổng lượng phát thải CO2 trong giai đoạn 2015-2030 so với kịch bản phát triển bình thường BAU thấp hơn so với kịch bản LOWC hay dự báo chi phí đầu tư cho điện từ NLTT giảm nhiều hơn so với các kịch bản BAU, PDP hay LOWC, theo xu thế phát triển công nghệ đạt được hiện nay. Nhóm này được nghiên cứu trong hai trường hợp: Trường hợp 1 (TREND1): giảm lượng phát thải CO2 trong giai đoạn 2015 - 2030 so với kịch bản phát triển bình thường BAU ở mức cao hơn kịch bản LOWC như đã đề ra trong Chiến lược Tăng trưởng xanh [37], Chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam [40] và mức giảm cao nhất trong Thỏa thuận Paris khi có sự hỗ trợ của quốc tế [36].  Căn cứ xây dựng: Cụ thể, trong [37], nhiệm vụ chiến lược đầu tiên đó là: Giảm cường độ phát thải khí nhà kính và thúc đẩy sử dụng năng lượng sạch, NLTT. Giai đoạn 2011 - 2020: “Giảm lượng phát thải KNK trong các hoạt động năng lượng từ 10% đến 20% so với phương án phát triển bình thường. Trong đó mức tự nguyện khoảng 10%, 10% còn lại mức phấn đấu khi có thêm hỗ trợ quốc tế”. Định hướng đến năm 2030: “giảm lượng phát thải KNK trong các hoạt động năng lượng từ 20% đến 30% so với phương án phát triển bình thường. Trong đó mức tự nguyện khoảng 20%, 10% còn lại là mức khi có thêm hỗ trợ quốc tế”. Theo Chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2050 được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt ngày 25/11/2015 [40], đó là: “Các đơn vị phát điện có công suất lắp đặt các loại nguồn điện lớn hơn 1.000MW (không kể các nguồn điện đầu tư theo hình thức BOT), tỷ lệ điện sản xuất từ việc sử dụng các nguồn NLTT (không kể các nguồn thủy điện có công suất lớn hơn 30MW): Đến năm 2020 không thấp hơn 3%; năm 2030 không thấp hơn 10% và không thấp hơn 20% vào năm 2050”. Đồng thời theo [36], Việt Nam cam kết đến năm 2030 sẽ cắt giảm 25% lượng phát thải KNK nếu nhận được sự hỗ trợ quốc tế từ các hợp tác song phương và đa phương. Khi đó nguồn NLTT được khai thác hết tiềm năng kinh tế tài chính. 93 Trường hợp 2 (TREND2): gia tăng tỉ lệ điện từ NLTT khi giảm suất chi phí đầu tư cho điện gió và điện mặt trời hơn nữa theo tốc độ giảm trung bình trên thế giới hàng năm (đến năm 2025) [69], [78] áp dụng cho Việt Nam tính đến năm 2030. Đây là mức chi phí đầu tư hoàn toàn có thể cạnh tranh được với năng lượng truyền thống theo xu thế phát triển công nghệ điện mặt trời đạt được hiện nay.  Căn cứ xây dựng: Những năm gần đây, nhiều nước phát triển và cả đang phát triển đã có những bước tiến đột phá và ngoạn mục về công nghệ sản xuất điện từ NLTT. Năm 2015 giá điện gió trên bờ giảm 30%, giá điện mặt trời giảm nhanh hơn tới 60% so với năm 2010. Hiện nay chi phí đầu tư điện mặt trời đang ở mức 800-1000 usd/kWp giá điện mặt trời đã ở mức 6- 8cents/kWh, giá điện gió ở mức 7-8 cents/kWh và có khả năng cạnh tranh với nhiệt điện than nếu giá điện nhiệt điện than được tính đủ chi phí môi trường và xã hội [78]. Theo dự báo về tốc độ giảm suất chi phí đầu tư hàng năm (16% năm cho điện gió và 19% năm cho điện mặt trời đến năm 2025), chi phí trung bình để sản xuất 1kWh điện từ NLTT của IRENA [69] và với thực tế mức giảm chi phí đầu tư cho điện gió và điện mặt trời đạt được hiện nay thì trong kịch bản này suất chi phí đầu tư cho điện gió sẽ giảm từ 2560 USD/kW năm 2014 về mức 950USD/kW năm 2030 và suất đầu tư cho điện mặt trời sẽ giảm từ 3500 USD/kW năm 2014 về mức 775USD/kW năm 2030 [69]. 4.2 Kết quả tính toán cơ cấu nguồn điện từ năng lượng tái tạo 4.2.1 Kịch bản tự do cạnh tranh (BAU) Kịch bản các nguồn năng lượng tự do cạnh tranh BAU là kịch bản cơ sở được tính toán tối ưu trên phần mềm LEAP cho các nguồn điện hiện có và các nguồn có khả năng vào vận hành giai đoạn 2015 - 2030 một cách tự do, không giới hạn về trữ lượng nhiên liệu than, lượng phát thải CO2 hay ấn định tỷ lệ điện sản xuất từ NLTT cố định. Công suất lắp đặt tối thiểu cho các nguồn NLTT được tính toán như hiện trạng năm 2014 theo Báo cáo tổng kết của Trung tâm điều độ Hệ thống điện quốc gia thì công suất nguồn điện cho các nguồn NLTT hiện nay là 1.938MW thủy điện nhỏ, 46MW điện gió, 24MW điện sinh khối, gần 1MW điện mặt trời và điện địa nhiệt chưa đi vào khai thác. Kết quả tính toán cụ thể cho kịch bản này từ năm 2015 đến năm 2030 được giơi thiệu chi tiết trong bảng Phụ lục 4.1, Phụ lục 4.6- 4.9. Bảng tổng hợp dưới đây sẽ trình bày những kết quả tại các mốc năm cơ bản. 94 Khi đó, công suất đặt năm 2020 là 59.781,01MW, năm 2025 là 91.542,74MW và tăng lên thành 135.467,14MW vào năm 2030. Trong đó, công suất đặt cho các nguồn điện chạy than đến năm 2030 là 86.920,74MW, chiếm tỷ lệ lớn nhất là 64,16% công suất đặt cho toàn hệ thống và tạo ra được 63,82% lượng điện sản xuất. Trong kịch bản này đã có sự tham gia của nguồn NLTT trong hệ thống điện do công suất đặt tối thiểu là công suất hiện có nhưng cơ cấu công suất và cơ cấu điện năng ngày càng giảm dần. Cụ thể, năm 2015 nguồn điện NLTT chiếm 5,3% công suất nguồn và tạo ra được 3,18% tổng lượng điện năng sản xuất cho cả hệ thống. Đến năm 2020 điện từ NLTT chỉ còn chiếm 3,36% công suất nguồn và tạo ra được 1,86% tổng lượng điện năng sản xuất cho cả hệ thống. Đến năm 2025 điện từ NLTT chỉ còn chiếm 2,19% công suất nguồn và tạo ra được 1,17% tổng lượng điện năng sản xuất cho cả hệ thống. Cuối cùng, đến năm 2030 điện từ NLTT chỉ còn chiếm 1,48% công suất nguồn và tạo ra được 0,78% tổng lượng điện năng sản xuất cho cả hệ thống. Cụ thể, công suất nguồn thủy điện nhỏ vẫn là 1.938MW, điện gió là 46MW, sinh khối là 24MW, điện mặt trời là 1MW (nhưng lượng điện năng tạo ra không đáng kể) và tạo ra được 5,66TWh mỗi năm. Điện địa nhiệt vẫn chưa được huy động còn điện mặt trời thì không đáng kể. Nguyên nhân ở đây là do mặc dù công nghệ điện gió và điện mặt trời ngày càng tiến bộ, chi phí xản xuất điện giảm dần nhưng điều này vẫn chưa đủ để giúp nguồn điện từ NLTT có thể cạnh tranh được với các nguồn năng lượng truyền thống như nhiệt điện than, khí do nhiệt điện vẫn là nguồn có chi phí rẻ hơn. Bởi vậy, ngoài lượng công suất nguồn điện từ NLTT hiện có năm 2014 thì nguồn điện từ NLTT vẫn không được huy động thêm mà giữ nguyên trong suốt giai đoạn này. Chính vì vậy, cơ cấu công suất hay cơ cấu điện năng từ nguồn NLTT ngày càng giảm dần qua các năm. Về lượng phát thải CO2 của kịch bản BAU, năm 2020 con số này là 140,1 triệu tấn, đến năm 2025 lượng phát thải là 257,2 triệu tấn và năm 2030 lượng phát thải là 427,1 triệu tấn. Tổng phát thải của cả giai đoạn 2015-2030 ở kịch bản BAU là 3.409,33 triệu tấn. Về chi phí hệ thống của kịch bản BAU, năm 2020 là 12,6 tỷ USD, năm 2025 là 20,1 tỷ USD và đến năm 2030 con số này là 30,8 tỷ USD. Tổng chi phí hệ thống cho cả giai đoạn 2015- 2030 của kịch bản này là 274,43 tỷ USD. 95 Bảng 4.1 Kết quả tính toán kịch bản BAU Kết quả Loại nguồn 2015 2020 2025 2030 Công suất (MW) Than 12.815,17 27.234,05 50.828,59 86.920,74 Dầu 1.196,4 1.196,4 1.196,4 1.196,4 Khí 8.711 12.611 16.961 16.961 Thủy điện 12.380,56 14.180,56 16.997,75 23.730 Điện hạt nhân 0 0 0 0 Nhập khẩu 550 2.550 3.550 4.650 NLTT 2.009 2.009 2.009 2.009 Tổng 37.662,13 59.781,01 91.542,74 135.467,14 Trong đó Công suất nguồn điện từ NLTT (MW) Thủy điện nhỏ 1.938 1.938 1.938 1938 Sinh khối 24 24 24 24 Địa nhiệt - - - - Gió 46 46 46 46 Mặt trời 1 1 1 1 Cơ cấu công suất (%) Than 34,03 45,56 55,52 64,16 Dầu 3,18 2,00 1,31 0,88 Khí 23,13 21,10 18,53 12,52 Thủy điện 32,87 23,72 18,57 17,52 Điện hạt nhân 0 0 0,00 0,00 Nhập khẩu 1,46 4,27 3,88 3,43 NLTT 5,3 3,36 2,19 1,48 Điện sản xuất (TWh ) 177,76 303,56 484,31 729,65 Cơ cấu điện sản xuất (%) Than 31,04 42,98 53,68 63,82 Dầu 0,77 0,37 0,18 0,12 Khí 32,20 27,29 23,01 15,27 Thủy điện 30,51 21,24 16,51 15,27 Điện hạt nhân 0,00 0,00 0,00 0,00 Nhập khẩu 2,31 6,26 5,46 4,74 NLTT 3,18 1,86 1,17 0,78 Trong đó Điện sản xuất từ NLTT (TWh) Thủy điện nhỏ 5,43 5,43 5,43 5,43 Sinh khối 0,11 0,11 0,11 0,11 Địa nhiệt 0 0 0 0 Gió 0,12 0,12 0,12 0,12 Mặt trời 0 0 0 0 Tổng 5,66 5,66 5,66 5,66 Phát thải CO2 (Triệu tấn) 69,7 140,1 257,2 427,1 Chi phí hệ thống (Tỷ USD) 7,6 12,6 20,1 30,8 (Nguồn: Tính toán từ nghiên cứu của tác giả) 96 Nhận xét: Khi để cho các nguồn năng lượng hoàn toàn cạnh tranh tự do thì cho dù công nghệ điện gió và điện mặt trời đã được cải tiến trong tương lai, suất đầu tư đã giảm 50%, hiệu suất đã tăng nhưng nguồn điện từ NLTT vẫn chưa thể cạnh tranh được với các nguồn năng lượng truyền thống hay nói cách khác hệ thống điện sẽ không huy động thêm nguồn điện từ NLTT so với thời điểm năm 2014 do đây vẫn là một nguồn năng lượng có chi phí cao, hiệu suất thấp và hệ số khả dụng thấp hơn. Chính vì vậy, cần thiết phải có chính sách, chiến lược năng lượng nói chung và chính sách, chiến lược về NLTT nói riêng ưu tiên phát triển nguồn NLTT nhằm khai thác những lợi ích và tiềm năng dồi dào của nguồn này như đã phân tích trong Chương 2 và Chương 3 của Luận án bằng cách ấn định một lượng công suất lắp đặt tối thiểu hay một tỷ lệ điện từ NLTT nào đó trong tổng lượng điện năng sản xuất của cả hệ thống hoặc giới hạn lượng phát thải khí nhà kính. Điều này sẽ được phân tích trong các kịch bản tiếp theo. Đây là các kịch bản đại diện cho các chính sách, chiến lược hay thỏa thuận, cam kết đã ban hành ở nước ta thời gian vừa qua. 4.2.2 Kịch bản tỉ lệ điện từ năng lượng tái tạo theo Quy hoạch (PDP) Kịch bản theo quy hoạch PDP là kịch bản tối ưu trên LEAP với các số liệu về nguồn điện hiện có và theo danh mục các nguồn có khả năng vào vận hành giai đoạn 2015- 2030 được phê duyệt trong Quy hoạch điện VII với công suất nguồn điện từ NLTT đạt 4,5% vào năm 2020 và 6,0% vào năm 2030. Kết quả tính toán cho kịch bản này được giới thiệu chi tiết trong bảng Phụ lục 4.2, Phụ lục 4.6 - 4.9 và được tổng hợp trong bảng 4.2 dưới đây. Khi ấn định công suất lắp đặt tối thiểu của các nguồn NLTT cho kịch bản PDP thì đã có sự gia tăng nguồn này trong hệ thống điện. Khi đó, công suất lắp đặt của cả hệ thống cũng tăng lên. Cụ thể, đến năm 2020 tổng công suất lắp đặt hệ thống điện là 61.208,32 MW, trong đó từ nguồn NLTT là 4.430 MW, chiếm 7,2% và tạo ra được 4,5% lượng điện sản xuất. Công suất cụ thể cho từng nguồn điện từ NLTT là 2.500MW thủy điện nhỏ; 750MW điện sinh khối; 150MW điện địa nhiệt; 1.000MW điện gió và 30MW điện mặt trời. Khi đó cơ cấu công suất lắp đặt nguồn nhiệt điện than là 42,49% tạo ra 39,96% lượng điện sản xuất; nhiệt điện dầu 2,1% tạo ra 0,55% lượng điện sản xuất; nhiệt điện khí 20,6% tạo ra 27,29% lượng điện sản xuất; thủy điện 23,4% tạo ra 21,45% lượng điện sản xuất; điện nhập khẩu chiếm 4,17% tạo ra 6,25% lượng điện sản xuất, điện hạt nhân chưa xuất hiện. 97 Bảng 4.2 Kết quả tính toán kịch bản PDP Kết quả Loại nguồn 2015 2020 2025 2030 Công