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

giới - Nghiên cứu của Wenjia Cai, Can Wang*, Ke Wang, Ying Zhang, Jining Chen (2007) [74] đã sử dụng LEAP để đánh giá tiềm năng giảm phát thải CO2 của ngành điện Trung Quốc thông qua việc xây dựng và phân tích ba kịch bản giai đoạn 2000-2030. Tuy nhiên, đây chỉ là kết quả nhận được sau khi đưa các dữ liệu đầu vào để LEAP tính toán chứ không phải là kết quả tối ưu cho toàn bộ ngành điện. - Luận án tiến sĩ của David Mora Fernando Alvarez năm 2012 cũng sử dụng LEAP kết hợp với MESSAGE nhằm đưa ra kết quả tối ưu về lộ trình mở rộng và công nghệ NLTT mới cho phát điện quy mô lớn ở Colombia đến năm 2050 với chi phí thấp nhất. - Nghiên cứu của Nyun-Bae Park, Sun-Jin Yun và Eui-Chan Jeon* (2013) [66] đã phân tích hệ thống năng lượng, môi trường và tính khả thi về mặt kinh tế của các kịch bản điện Hàn Quốc đến năm 2050. Tuy nhiên nghiên cứu này chỉ đơn thuần sử dụng LEAP phiên bản 2008, tận dụng tính mở, dễ thay đổi dữ liệu đầu vào để tính toán chứ chưa tính tối ưu hệ thống. * Nhận xét: Việc tính toán cơ cấu nguồn điện từ NLTT được đưa ra 7 trong Quy hoạch và một số nghiên cứu nhưng do mục tiêu nghiên cứu khác nhau nên cơ cấu này vẫn chưa được mô tả rõ và tính toán đầy đủ, cụ thể cho từng nguồn NLTT mà mà thông thường được gộp chung vào một biến tổng hợp và chưa tương xứng với tiềm năng nguồn NLTT ở nước ta, chưa đáp ứng được mục tiêu đề ra về phát triển nguồn điện từ NLTT trong Chiến lược phát triển NLTT của Việt Nam [40], Chiến lược Tăng trưởng xanh [37] và Cam kết của Việt Nam trong Thỏa thuận Paris [36], chưa phù hợp với xu hướng phát triển công nghệ sản xuất điện từ NLTT đang dần cạnh tranh được với công nghệ sản xuất điện từ năng lượng truyền thống. Chính vì vậy, việc xây dựng được một mô hình quy hoạch nguồn điện phù hợp, với phần mềm được sử dụng phù hợp trong điều kiện số liệu thống kê và dự báo chưa đầy đủ như ở nước ta là nội dung được đặt ra. CHƯƠNG 2: CƠ SỞ LÝ THUYẾT VỀ QUY HOẠCH NGUỒN ĐIỆN VÀ CÁC MÔ HÌNH SỬ DỤNG TRONG QUY HOẠCH NGUỒN ĐIỆN 2.1 Cơ sở lý thuyết về Quy hoạch nguồn điện 2.1.1 Khái niệm, nội dung và trình tự các bước Quy hoạch nguồn điện Quy hoạch nguồn điện là bài toán để trả lời các câu hỏi: Nhà máy điện mới công nghệ sản xuất điện nào và sử dụng loại nhiên liệu/năng lượng gì? Công suất đặt của nhà máy bao nhiêu là phù hợp? Khi nào nhà máy cần được xây dựng để đảm bảo tiến độ vào vận hành? Bài toán chọn cấu trúc tối ưu trong quy hoạch nguồn điện thường sử dụng phương pháp mô hình hóa toán học kết hợp máy tính. Quá trình giải gồm 3 bước: 1.Thành lập hàm mục tiêu và những hàm ràng buộc 2.Chọn phương pháp giải 3.Thống kê, gia công, xử lý số liệu ban đầu và áp dụng giải bài toán 2.1.2 Các dữ liệu yêu cầu trong quy hoạch điện Dữ liệu về kinh tế - xã hội; Dữ liệu về các ngành tiêu thụ điện; Dữ liệu về nguồn năng lượng; Dữ liệu về môi trường; Dữ liệu về công nghệ sản xuất điện, truyền tải và phân phối. 2.1.3 Các phương pháp sử dụng trong Quy hoạch nguồn điện Phương pháp quy hoạch tuyến tính, phương pháp quy hoạch phi tuyến và phương pháp quy hoạch động. 2.2 Một số mô hình sử dụng trong Quy hoạch nguồn điện Các mô hình được đưa ra nghiên cứu về xuất xứ, đặc điểm, tính 8 năng, mô hình toán học, thuật toán và phần mềm bao gồm: EFOM- ENV, WASP, STRATEGIST, MARKAL, MESSAGE và LEAP. 2.3 Đánh giá lựa chọn mô hình Nhìn chung, các mô hình đều sử dụng phương pháp mô hình toán kinh tế cho hệ thống năng lượng hay hệ thống điện, với hàm mục tiêu là tối thiểu hàm chi phí trong thời gian quy hoạch dài hạn. Kết quả cho ra các phương án tối ưu theo từng tập số liệu ban đầu được chọn. Trong các các mô hình EFOM-ENV, WASP, MARKAL, MESSAGE, LEAP thì mô hình LEAP được biết đến là dễ sử dụng, có tính linh hoạt cao khi dữ liệu đầu vào có thể mở rộng hoặc hạn chế, phù hợp trong điều kiện thiếu thông tin, dữ liệu về hệ thống năng lượng như ở Việt Nam. Đặc biệt, rất nhiều mô hình phải mua bản quyền sử dụng với chi phí rất cao nhưng với LEAP thì được miễn phí sử dụng đối với các đối tượng là sinh viên và các nhà nghiên cứu. Bảng 2.1 Đặc điểm của các mô hình sử dụng trong Quy hoạch nguồn điện EFOM- ENV WASP STRATEGIST MARKAL MESSAGE LEAP Mục đích QH tối ưu HTNL QH tối ưu nguồn điện QH tối ưu hệ thống điện QH tối ưu HTNL QH tối ưu hệ thống năng lượng Phân tích cân bằng cung cầu năng lượng; QH tối ưu nguồn điện Phương pháp QH tuyến tính QH động QH động QH tuyến tính QH nguyên hỗn hợp QH tuyến tính Phạm vi Quốc gia, vùng Quốc gia, đa quốc gia Quốc gia, đa vùng Quốc gia, đa quốc gia Quốc gia, đa vùng Vùng, quốc gia, đa quốc gia Dữ liệu cần Mở rộng Mở rộng Mở rộng (hạn chế) Mở rộng Mở rộng Mở rộng (hạn chế) Tài liệu hướng dẫn Ít tài liệu Nhiều Rất ít Ít (phải mua) Chi tiết Rất nhiều Yêu cầu kỹ năng Cao Rất cao Hạn chế Rất cao Rất cao Hạn chế, dễ sử dụng Khảo sát môi trường Có Không Có Có Có Có QH: Quy hoạch; HTNL: Hệ thống năng lượng Nguồn: [12], [25], [54] * Nhận xét: Mô hình LEAP đã tích hợp đầy đủ các tính năng cần thiết trong công tác quy hoạch phát triển hệ thống năng lượng, hệ thống điện và quy hoạch nguồn điện. Với những tính năng ưu việt trên, mô 9 hình LEAP đã được nghiên cứu sinh lựa chọn cho nghiên cứu của luận án để tính toán xác định cơ cấu nguồn điện từ NLTT trong quy hoạch nguồn điện Việt Nam đến năm 2030. Hình 2.9 Giao diện phần mềm LEAP [70] CHƯƠNG 3 ĐỀ XUẤT MÔ HÌNH XÁC ĐỊNH CƠ CẤU NGUỒN ĐIỆN TỪ NĂNG LƯỢNG TÁI TẠO TRONG QUY HOẠCH NGUỒN ĐIỆN VIỆT NAM ĐẾN NĂM 2030 3.1 Thiết lập mô hình toán học 3.1.1 Hàm mục tiêu Chỉ tiêu tối ưu của bài toán là tổng chi phí hệ thống bao gồm chi phí đầu tư (I), chi phí vận hành, bảo dưỡng (O&M), chi phí nhiên liệu (F), chi phí môi trường (E) và giá trị thu hồi của chi phí đầu tư cuối thời gian quy hoạch (S). Mỗi thành phần chi phí được quy dẫn về thời điểm ban đầu của thời kì quy hoạch. 𝒇(𝑷) = ∑( ∑ ∑ 𝒂𝒎𝒇𝒕𝑷 𝟏 𝒎𝒇𝒕 𝒖 𝒇=𝟏 𝑵 𝒎=𝟏 (𝟏 + 𝒊)𝒕−𝒕𝟎 𝑻 𝒕=𝒕𝟏 + ∑ ∑ ∑ [𝑽𝑨𝑹𝒎𝒇𝒕 ∗ (𝑷 𝒋 𝑚𝑓𝑡 ∗ 𝒚𝒋 𝒎𝒇𝒕 ) + 𝑭𝑰𝑿𝒎𝒇𝒕 ∗ 𝑷𝒎𝒇𝒕 𝒋 + 𝒈𝒎𝒇𝒕 ∗ (𝑷 𝒋 𝒎𝒇𝒕 ∗ 𝑦𝑗 𝑚𝑓𝑡 / 𝑚𝑓𝑡 𝑗 )]𝟏𝒋=𝟎 𝒖 𝒇=𝟏 𝑵 𝒎=𝟏 (𝟏 + 𝒊)𝒕−𝒕𝟎+𝟎,𝟓 + ∑ ∑ ∑ (𝑷𝒋𝒎𝒇𝒕∗𝑦 𝑗 𝑚𝑓𝑡/𝑚𝑓𝑡 𝑗 )1𝑗=0 ∗𝑬𝑭𝒎𝒇𝒕∗𝒒𝒄𝒐𝟐 𝒖 𝒇=𝟏 𝑵 𝒎=𝟏 (𝟏+𝒊)𝒕−𝒕𝟎+𝟎,𝟓 − ∑ ∑ 𝒅𝒎𝒇𝑷 𝟏 𝒎𝒇𝒕 𝒖 𝒇=𝟏 𝑵 𝒎=𝟏 (𝟏+𝒊)𝒕−𝒕𝟎 ) (𝟏)  Min Trong đó: m Chỉ số kí hiệu các nhà máy điện (m = 𝟏, 𝑵̅̅ ̅̅ ̅) N Tổng số nhà máy điện dự kiến đưa vào khảo sát 10 j Chỉ số trạng thái hoạt động của nhà máy điện m; j = 0 cho nhà máy điện hiện tại đang hoạt động, j = 1 cho nhà máy điện được xây dựng mới. f Chỉ số kí hiệu loại nhiên liệu/năng lượng sử dụng cho các nhà máy điện (f = 𝟏, 𝒖̅̅ ̅̅ ̅) u Tổng số các loại nhiên liệu/năng lượng được sử dụng v Số nguồn NLTT; f = 𝒖 − 𝒗 + 𝟏, 𝒖̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅̅ ̅̅ cho các nguồn NLTT T Năm cuối thời kì quy hoạch (năm 2030) t Năm đưa nhà máy vào hệ thống (t = 𝑡1, 𝑻̅̅ ̅̅ ̅̅ ; t nhận các giá trị 2015, 2016, 2017, , 2030); t0 Năm cơ sở (năm 2014); t1 Năm mô phỏng đầu tiên (2015) i Tỉ suất chiết khấu (%) amft Suất đầu tư trên một đơn vị công suất lắp đặt của nhà máy điện m sử dụng loại nhiên liệu/năng lượng f tại năm t (USD/MW). P1mft Công suất của nhà máy điện m sử dụng nhiên liệu/năng lượng f được xây dựng mới tại năm t (MW). VARmft Suất chi phí vận hành và bảo dưỡng biến đổi trên một đơn vị điện năng sản xuất của nhà máy m sử dụng nhiên liệu/năng lượng f tại năm t (USD/MWnăm) Pjmft Công suất của nhà máy điện m sử dụng nhiên liệu/năng lượng f được đưa vào vận hành tại năm t (MW). yjmft Số giờ vận hành của nhà máy điện m sử dụng nhiên liệu/năng lượng f trong năm t được quy đổi ra năm (năm). Pjmft*yjmft Lượng điện năng sản xuất của nhà máy điện m sử dụng nhiên liệu/năng lượng f tại năm t (MWnăm). FIXmft Suất chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định của nhà máy m sử dụng nhiên liệu/năng lượng f tại năm t (USD/MW) gmft Giá nhiên liệu loại f sử dụng cho nhà máy điện m tại năm t (USD/MWnăm) ƞ𝑗𝑚𝑓𝑡 Hiệu suất của nhà máy m sử dụng nhiên liệu/năng lượng f tại năm t EFmft Hệ số phát thải CO2 cho một đơn vị nhiên liệu tiêu thụ của nhà máy điện m sử dụng nhiên liệu f ở năm t (tấn CO2/MWnăm) qco2 Suất chi phí phát thải CO2 (USD/tấnCO2) dmft Hệ số giá trị thu hồi vốn trên một đơn vị công suất lắp đặt của nhà máy điện m sử dụng loại nhiên liệu/năng lượng f tại năm t (USD/MW). 3.1.2 Các ràng buộc  Ràng buộc về nhu cầu điện năng của hệ thống: ∑ ∑ ∑ (𝑷𝒋 𝒎𝒇𝒕 ∗ 𝒚𝒋 𝒎𝒇𝒕 )𝟏𝒋=𝟎 ≥ 𝒖 𝒇=𝟏 𝑵 𝒎=𝟏 (𝑫𝒆𝒕 + 𝑻𝒅𝒕) (2) 11 Det Nhu cầu điện năng của hệ thống điện tại năm t (MWnăm) Tdt Lượng tổn thất điện năng của hệ thống điện tại năm t (MWnăm)  Ràng buộc về tổng công suất của hệ thống: ∑ ∑ ∑ 𝑷𝒋𝒎𝒇𝒕 𝟏 𝒋=𝟎 ≥ 𝒖 𝒇=𝟏 𝑵 𝒎=𝟏 𝑷𝒎𝒂𝒙𝒕 + 𝑷𝒅𝒑𝒕 (3) Pmaxt Công suất phụ tải tối đa của hệ thống điện tại năm t (MW) Pdpt Công suất dự phòng của hệ thống điện tại năm t (MW)  Ràng buộc về năng lực của nhà máy: 𝟎 ≤ 𝑷𝒎𝒇𝒕 𝒋 ≤ 𝑷𝒎𝒇𝒕 𝒎𝒂𝒙 𝒋 (4) 𝑷𝒎𝒇𝒕 𝒎𝒂𝒙 𝒋 Công suất tối đa của nhà máy điện m sử dụng loại nhiên liệu/năng lượng f tại năm t (MW).  Ràng buộc về nhiên liệu: ∑ ∑ ∑ (𝑷𝒋 𝒎𝒇𝒕 ∗ 𝒚𝒋 𝒎𝒇𝒕 /𝒋𝒎𝒇𝒕) 𝟏 𝒋=𝟎 ≤ 𝑵 𝒎=𝟏 𝑻 𝒕=𝒕𝟏 𝑳𝒇 (5) Lf Khả năng cung cấp nhiên liệu/năng lượng loại f trong thời gian quy hoạch (MWnăm)  Ràng buộc về phát thải: ∑ ∑ ∑ ( 𝑷𝒋𝒎𝒇𝒕∗𝒚 𝒋 𝒎𝒇𝒕 ƞ𝒋𝒎𝒇𝒕 )𝟏𝒋=𝟎 ∗ 𝑬𝑭𝒎𝒇𝒕 𝒖 𝒇=𝟏 𝑵 𝒎=𝟏 ≤ 𝑻𝑪𝑶𝟐𝒎𝒂𝒙𝒕 (6) Tco2max t Lượng phát thải CO2 của nhà máy m dùng nhiên liệu f tại năm t (tấn) 3.2 Các bước tính toán của mô hình Hình 3.1 Các bước tính toán xác định cơ cấu nguồn điện từ NLTT 12 3.3 Thiết lập cây dữ liệu trong mô hình 3.3.1 Dữ liệu đầu vào của mô hình + Dữ liệu về kinh tế - xã hội: Dữ liệu dân số quốc gia, tốc độ đô thị hóa, Số người trung bình của 1 hộ gia đình. Dữ liệu về kinh tế: GDP, tỷ suất chiết khấu, năm cơ sở, thời gian qui hoạch. + Dữ liệu về các ngành tiêu thụ điện: Khu vực Dân dụng sinh hoạt, ngành Công nghiệp, ngành Nông nghiệp, Thương mại dịch vụ. + Dữ liệu về nguồn năng lượng: Chi phí cho các nguồn năng lượng sơ cấp (than, khí tự nhiên, thủy điện, hạt nhân, gió, mặt trời, sinh khối, địa nhiệt) và các nguồn năng lượng thứ cấp (điện nhập, dầu DO, dầu FO) và khả năng cung cấp nhiên liệu. + Dữ liệu về công nghệ sản xuất điện, truyền tải và phân phối: Suất chi phí đầu tư, chi phí vận hành và bảo dưỡng cố định, chi phí biến đổi, hiệu suất, tuổi thọ của các nhà máy sản xuất điện, tỷ lệ tổn thất và tỷ lệ tự dùng, công suất tối đa, tối thiểu. + Dữ liệu về môi trường: mức thuế cácbon, mức trần phát thải CO2. 3.3.2 Kết quả đầu ra của mô hình Chi phí hệ thống cho sản xuất điện; Công suất và cơ cấu công suất; Điện năng sản xuất và cơ cấu điện năng của từng nhà máy điện hoặc theo loại nhiên liệu/năng lượng sử dụng; Lượng phát thải. 3.3.3 Cây dữ liệu của mô hình Hình 3.3 Cấu trúc dữ liệu trong Demand và Transformation 3.4 Cơ sở dữ liệu cho mô hình Trên cơ sở các nguồn điện hiện có trong Hệ thống điện Việt Nam và các dự án nguồn điện có khả năng vào vận hành đến năm 2030 [5], nghiên cứu sử dụng mô hình đã được thiết lập ở trên để xác định cơ cấu 13 nguồn điện từ NLTT trong quy hoạch nguồn điện Việt Nam đến năm 2030 với năm cơ sở là năm 2014. 3.4.1 Khả năng cung cấp các nguồn nhiên liệu, năng lượng cho phát điện Bảng 3.10 Tổng hợp tiềm năng, khả năng khai thác các nguồn năng lượng cho phát điện [2],[5],[6],[80],[48] Loại nguồn Tiềm năng, khả năng khai thác cho sản xuất điện 1. Than 6.140.683 (1.000 tấn) trong nước + nhập khẩu 2. Dầu, Khí Dầu: 3,8-4,2 (109tấn TOE); Khí: 341,11 (tỉ m3) 3. Thủy điện lớn 19.000 – 21.000 MW 4. Thủy điện nhỏ Lý thuyết: >7.000 MW; Kỹ thuật: 4.015,1 MW 5. Gió WB: 513.360 MW; EVN: 1.785 MW; PECC3: 10.637 MW 6. Mặt trời 4-5 kWh/m2/ngày ~ 41 triệu MWp 7. Sinh khối 1.000-2.000 MW 8. Địa nhiệt 200-400 MW 3.4.2 Hiện trạng sử dụng nguồn năng lượng tái tạo cho phát điện Bảng 3.11 Công suất nguồn giai đoạn 2010-2014 [44] STT Nguồn ( MW) 2010 2012 2014 1 Thủy điện 7633 12009 13617 2 Than 2745 4900 9843 5 Khí 112 112 112 6 Dầu nhiệt 1059 1059 912 7 Tuabin khí 1837 6106 7334 8 Tuabin dầu 189 189 189 9 Dầu Diesel 62 62 62 10 Hạt nhân 0 0 0 11 Gió 0 30 46 12 Sinh khối 24 24 24 13 Mặt trời 0 0 1 14 Thủy điện nhỏ 438 986 1938 Tổng công suất (MW) 14.099 25.477 34.078 % NLTT 3,28 4,08 5,9 3.4.3 Tình hình xuất nhập khẩu điện năng Năm 2015 lượng điện nhập từ Trung Quốc là 1,8 tỷ kWh. Dự kiến năm 2016 EVN mua 1,2 tỷ kWh và trong thời gian tới, việc nhập khẩu điện sẽ giảm, thay vào đó sẽ khai thác tối đa nguồn điện sản xuất từ các nhà máy thủy điện, nhiệt điện than, dầu... và NLTT trong nước. 14 Về giá mua điện từ Trung Quốc, năm 2011 Việt Nam ký hợp đồng mua điện với giá 5,8 cent/kWh, sang năm 2012, giá mua điện đã tăng lên 6,08 cent/kWh (tương đương 1.300 đồng/kWh). 3.4.4 Tổng quan tình hình kinh tế - xã hội và các số liệu dự báo Bảng 3.12 Dự báo phát triển kinh tế - xã hội KB cơ sở [5], [23] Chỉ tiêu ĐVT 2015 2020 2025 2030 Dân số quốc gia Triệu người 91,377 96,0 100,1 102,42 Số HGĐ Nghìn hộ 25.459 28.345 31.389 34.455 Đô thị hóa % 33,6 37,1 40,7 44,4 Tốc độ tăng trưởng GDP % 7,5 8,0 7,83 GDP 1012 VNĐ 3.097,8 4.551,7 6.635,45 9.673,16 GDP bình quân HGĐ Triệu VNĐ 121,68 160,58 211,394 280,75 Tỷ trọng GDP ngành NN % 16,93 14,33 10,6 9,26 Tỷ trọng GDP ngành DV % 41,39 43,07 45,6 48,53 Tỷ trọng GDP ngành CN % 41,68 42,60 43,8 42,22 Bảng 3.13 Nhu cầu điện năng giai đoạn 2015-2030 (TWh) [5],[13] Ngành 2015 2020 2025 2030 Nông nghiệp 1,71 2,98 4,45 6,49 Thương mại-Dịch vụ 25,72 61,99 132,88 246,78 Dân dụng 44,13 61,32 84,09 111,78 Công nghiệp 84,39 141,81 206,4 282,99 Tổng (Det) 155,94 268,11 427,83 648,04 Bảng 3.14 Tỷ lệ tổn thất điện năng và tự dùng [5] Năm 2015 2020 2025 2030 Tỷ lệ tổn thất (%) 9 8 7,5 7 Tỷ lệ tự dùng (%) 3,6 4,0 4,5 4,5 Bảng 3.18 Chỉ tiêu kinh tế-kỹ thuật các nhà máy điện [5],[23],[69] Loại nhà máy Suất đầu tư amf (USD/kW) FIXmf (USD/kW VARmf (USD/kWy) Tuổi thọ (năm) Hiệu suất (%) Hệ số khả dụng (%) 2014 2030 2014 2030 Nhiệt điện dầu DO 600 15,4 40 25 37 38 85 Nhiệt điện dầu FO 1200 19,5 38,5 30 28,5 38 85 Nhiệt điện than 1300 42 18,4 35 34 41 85 Tuabin khí (TBK) 750 15,4 38,5 25 37 38 92 TBK hỗn hợp 1020 21,6 7,88 30 57 58 92 15 Thủy điện 1648 13,44 0,0 60 93 95 Điện hạt nhân 2.800 66,2 18 40 34 90 Thủy điện nhỏ 1.700 40 0,0 30 30 32 Điện sinh khối 1.800 70 0,0 30 34 90 Điện địa nhiệt 1.800 51 0,0 30 20 50 Điện gió 2.560 1.280 15 0,0 30 30 80 30 Điện mặt trời 3.500 1.550 60 0,0 25 21,6 44 30 Bảng 3.19 Giá nhiên liệu hóa thạch cho sản xuất điện [5], [18] STT Loại nhiên liệu Đơn vị Năm 2015 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 Theo UESCAP, chính sách thuế cácbon là 10 USD/1tấn CO2 Bảng 3.20 Phát thải KNK năm 2010 và ước lượng năm 2020, 2030 (Triệu tấn CO2) [15] Lĩnh vực 2010 2020 2030 Năng lượng Trong đó: Nhiệt điện than 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 Nhận xét: Sau khi lựa chọn LEAP, 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. Tuy nhiên, do 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, 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. Một số thông số dự báo như tốc độ tăng trưởng kinh tế ở bảng 3.12 hay tỷ lệ tổn thất điện năng, 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. 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 dự báo của Quy hoạch điện VII. Kết quả tính toán của mô hình này sẽ được phân tích và luận giải trong Chương 4 của Luận án. 16 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 Xây dựng kịch bản 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]. 2. Kịch bản tỉ lệ điện sản xuất từ NLTT theo Quy hoạch (PDP): là kịch bản BAU với 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 [5]. 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]. 4. Kịch bản xu thế phát triển nguồn điện từ NLTT (TREND): là kịch bản tính tối ưu trên LEAP khi gia tăng tỉ lệ điện từ NLTT bằng cách giới hạn tổng lượng phát thải CO2 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 trước theo xu thế phát triển công nghệ đạt được hiện nay. Có 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 [37], [40] và mức giảm cao nhất khi có sự hỗ trợ của quốc tế [36]. 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 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. 4.2 Kết quả tính toán cơ cấu nguồn điện từ NLTT Kết quả tính toán kịch bản BAU cho thấy, khi để cho các nguồn năng lượng hoàn toàn cạnh tranh tự do thì nguồn điện từ NLTT vẫn chưa thể cạnh tranh được với các nguồn năng lượng truyền thống do chi phí sản xuất điện vẫn đắt hơn. Khi đó tổng chi phí hệ thống cho sản xuất điện là thấp nhất, 274,43 tỷ USD nhưng đi kèm theo đó là lượng phát thải ra môi trường rất lớn, 3.409,33 triệu tấn CO2. 17 Bảng 4.3 Công suất lắp đặt nguồn điện từ NLTT và Công suất bổ sung từng năm kịch bản PDP (MW) Bảng 4.5 Công suất lắp đặt nguồn điện từ NLTT và Công suất bổ sung từng năm kịch bản LOWC (MW) Năm 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 1. Thủy điện nhỏ 2050 2163 2275 2388 2500 2640 2780 2920 3060 3200 3360 3520 3680 3840 4000 Thủy điện nhỏ bổ sung 112 113 112 113 112 140 140 140 140 140 160 160 160 160 160 2. Sinh khối 169 314 460 605 750 900 1050 1200 1350 1500 1600 1700 1800 1900 2000 Điện sinh khối bổ sung 145 145 146 145 145 150 150 150 150 150 100 100 100 100 100 3. Địa nhiệt 30 60 90 120 150 184 218 252 286 320 336 352 368 384 400 Điện địa nhiệt bổ sung 30 30 30 30 30 34 34 34 34 34 16 16 16 16 16 4. Gió 237 428 618 809 1000 1520 2040 2560 3080 3600 4120 4640 5160 5680 6200 Điện gió bổ sung 191 191 190 191 191 520 520 520 520 520 520 520 520 520 520 5. Mặt trời 7 13 18 24 30 144 258 372 486 600 920 1240 1560 1880 2200 Điện mặt trời bổ sung 6 6 5 6 6 114 114 114 114 114 320 320 320 320 320 Tổng công suất nguồn điện từ NLTT 2493 2978 3461 3946 4430 5388 6346 7304 8262 9220 10336 11452 12568 13684 14800 Năm 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 1. Thủy điện nhỏ 1938 1938 1938 1938 1938 1938 1938 1938 1938 1938 2016 2450 3026 3647 4000 Thủy điện nhỏ bổ sung 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 78 432 576 621 353 2. Sinh khối 24 24 24 24 24 344 664 984 1300 1500 1600 1700 1800 1900 2000 Điện sinh khối bổ sung 0 0 0 0 0 320 320 320 320 200 100 100 100 100 100 3. Địa nhiệt 0 0 0 0 0 0 0 120 286 320 336 352 368 384 400 Điện địa nhiệt bổ sung 0 0 0 0 0 0 0 120 166 34 16 16 16 16 16 4. Gió 46 46 46 46 46 46 46 46 46 460 890 1350 2023 2650 3100 Điện gió bổ sung 0 0 0 0 0 0 0 0 0 414 430 460 673 627 450 5. Mặt trời 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 120 350 710 1135 1250 Điện mặt trời bổ sung 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 119 230 360 425 115 Tổng công suất nguồn điện từ NLTT 2009 2009 2009 2009 2009 2329 2649 3089 3571 4219 4964 6202 7927 9716 10750 18 Bảng 4.7 Công suất lắp đặt nguồn điện từ NLTT và Công suất bổ sung từng năm kịch bản TREND1 (MW) Bảng 4.9 Công suất lắp đặt nguồn điện từ NLTT và Công suất bổ sung từng năm kịch bản TREND2 (MW) Năm 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 1. Thủy điện nhỏ 2075 2212 2349 2487 2625 2745 2865 2965 3065 3175 3313 3455 3620 3800 4000 Thủy điện nhỏ bổ sung 137 137 137 138 138 120 120 100 100 110 138 142 165 180 200 2. Sinh khối 154 284 434 584 750 870 990 1100 1220 1350 1460 1580 1720 1860 2000 Điện sinh khối bổ sung 130 130 150 150 166 120 120 110 120 130 110 120 140 140 140 3. Địa nhiệt 0 60 90 120 150 184 218 252 269 286 308 330 352 374 400 Điện địa nhiệt bổ sung 0 0 30 30 30 34 34 34 17 17 22 22 22 22 26 4. Gió 217 388 558 729 900 1420 1940 2460 2980 3380 4880 6380 7880 9280 10600 Điện gió bổ sung 171 171 170 171 171 520 520 520 520 400 1500 1500 1500 1400 1320 5. Mặt trời 201 401 600 800 1000 1500 2000 2600 3200 3800 5360 6920 8480 10040 11639 Điện mặt trời bổ sung 200 200 199 200 200 500 500 600 600 600 1560 1560 1560 1560 1599 Tổng công suất nguồn điện từ NLTT 2.647 3.345 4.031 4.720 5.425 6.719 8.013 9.377 10.734 11.991 15.321 18.665 22.052 25.354 28.639 Năm 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 1. Thủy điện nhỏ 2.075 2.212 2.349 2.487 2.500 2.831 3.200 3.550 3.900 4.250 4.600 4.950 5.300 5.650 6.000 Thủy điện nhỏ bổ sung 137 137 137 138 13 330,98 369,02 350 350 350 350 350 350 350 350 2. Sinh khối 154 284 434 584 900 980 1060 1140 1220 1300 1440 1580 1720 1860 2000 Điện sinh khối bổ sung 130 130 150 150 316 80 80 80 80 80 140 140 140 140 140 3. Địa nhiệt 0 58,02 150 200 250 264 278 292 306 320 336 352 368 384 400 Điện địa nhiệt bổ sung 0 0 92 50 50 14 14 14 14 14 16 16 16 16 16 4. Gió 217 388 558 729 900 1520 2140 2760 3380 4000 5320 6640 7960 9280 10600 Điện gió bổ sung 171 171 170 171 171 620 620 620 620 620 1320 1320 1320 1320 1320 5. Mặt trời 225 450 675 900 1200 1750 2300 2850 3400 3969 5969 7969 9969 11969 14000 Điện mặt trời bổ sung 224 225 225 225 300 550 550 550 550 569 2000 2000 2000 2000 2031 Tổng công suất nguồn điện từ NLTT 2.671 3.392 4.166 4.900 5.750 7.345 8.978 10.592 12.206 13.839 17.665 21.491 25.317 29.143 33.000 19 Bảng 4.10 Cơ cấu công suất và điện năng từ nguồn NLTT, phát thải CO2, chi phí hệ thống các kịch bản Kịch bản Cơ cấu công suất nguồn điện từ NLTT(%) Cơ cấu điện năng từ NTTT (%) Phát thải CO2 (triệu tấn) Tổng phát thải (tr.tấn) Chi phí hệ thống (tỷ USD) Tổng CPHT (tỷ USD) 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 2015 2020 2025 2030 BAU 5,3 3,4 2,2 1,5 3,2 1,9 1,2 0,8 69,7 140 257 427 3409,3 7,6 12,6 20,1 30,8 274,4 PDP 5,3 7,2 9,6 10,4 3,2 4,5 5,8 6,0 70,4 134 205,4 322 2858,1 7,6 12,9 21,5 32,8 288,1 LOWC 5,3 3,3 4,5 7,4 3,2 1,9 3,0 4,6 69,7 125 230 388 3134,3 7,6 12,7 20,4 33,5 280,8 TREND1 5,3 8,7 12,1 19,0 3,2 5,4 7,2 11,0 69,1 115 180 292 2560,1 7,6 12,76 21,9 34,2 293,6 TREND2 5,3 9,6 13,8 21,4 3,2 6,25 8,3 12,6 69,7 112 170 282 2465,1 7,6 14,14 21,89 33,95 292,9 Nguồn: Tính toán từ nghiên cứu Bảng 4.12 Mối quan hệ giữa lượng phát thải và chi phí hệ thống các kịch bản Kịch bản Tổng chi phí xã hội Tổng phát thải CO2 Chi phí tăng so với kịch bản BAU Phát thải tăng so với kịch bản BAU Phát thải /Chi phí ∆Phát thải /∆Chi phí Chi phí giảm thải (tỷ USD) (triệu tấn) (tỷ USD) (%) (triệu tấn) (%) (tấn/ 103USD) (tấn/ 103USD) (USD/tấn) BAU 274,4 3409,3 12,4 PDP 288,1 2858,1 13,7 5,0 -551,2 -16,2 9,9 -40,23 24,85 LOWC 280,8 3134,3 6,4 2,3 -275,0 -8,0 11,2 -42,97 23,27 TREND1 293,6 2560,1 19,2 7,0 -849,2 -25,0 8,7 -44,23 22,61 TREND2 292,9 2465,1 18,5 6,7 -944,2 -27,7 8,4 -51,04 19,59 Nguồn: Tính toán từ nghiên cứu 20 Với công suất nguồn điện từ NLTT như các bảng 4.3-4.9 thì lượng điện năng sản xuất từ NLTT và cơ cấu điện năng từ NLTT cũng thay đổi tương ứng ở các kịch bản (bảng 4.10). Khi kịch bản được xây dựng theo Quy hoạch điện VII (kịch bản PDP) thì cơ cấu công suất nguồn