Tổng quan luận án

Luận án tiến sĩ kỹ thuật với đề tài "Xây dựng kịch bản nguồn điện hướng tới nền kinh tế carbon thấp tại Việt Nam tới năm 2030" được thực hiện bởi nghiên cứu sinh Nguyễn Hoàng Minh Vũ, chuyên ngành Kỹ thuật điện (mã số 9520201) tại Trường Đại học Sư phạm Kỹ thuật Thành phố Hồ Chí Minh, dưới sự hướng dẫn khoa học của PGS. Võ Viết Cường và PGS. Phan Thị Thanh Bình.

Về tính cấp thiết và khoảng trống nghiên cứu, điện năng đóng vai trò huyết mạch trong phát triển kinh tế và đời sống xã hội. Tuy nhiên, cơ cấu nguồn phát điện truyền thống của Việt Nam đang đối mặt với nhiều thách thức: nguồn tài nguyên than nội địa dần cạn kiệt dẫn đến phụ thuộc vào than nhập khẩu; nguồn dầu mỏ phát điện có chi phí vận hành cao (vượt 10 US$cent/kWh); tiềm năng thủy điện quy mô lớn gần như khai thác tới hạn và đi kèm các rủi ro tác động môi trường sinh thái; trong khi dự án điện hạt nhân Ninh Thuận đã chính thức dừng thực hiện theo Nghị quyết số 31/2016/QH14 của Quốc hội. Mặc dù Việt Nam sở hữu tiềm năng năng lượng tái tạo dồi dào, Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 – 2020 có xét đến năm 2030 điều chỉnh (Quy hoạch điện VII điều chỉnh) vẫn đặt tỷ trọng lớn vào nhiệt điện than. Bên cạnh đó, các phương pháp dự báo và mô hình hóa quy hoạch nguồn truyền thống chưa tích hợp đồng thời sự thay đổi hình dạng đồ thị phụ tải chi tiết theo giờ, sự thâm nhập của công nghệ tiết kiệm năng lượng (đèn LED) và điện mặt trời áp mái (PV rooftop), cũng như cơ chế định giá phát thải carbon trong bài toán tối ưu chi phí nguồn phát.

Mục tiêu và các nhiệm vụ nghiên cứu cụ thể của luận án được xác định gồm:

  • Mục tiêu tổng quát: Nghiên cứu xây dựng các kịch bản nguồn điện hướng tới nền kinh tế carbon thấp tại Việt Nam tới năm 2030 nhằm cân bằng giữa mục tiêu an ninh năng lượng, tối ưu hóa chi phí phát điện và giảm nhẹ phát thải khí nhà kính.
  • Nhiệm vụ nghiên cứu cụ thể:
    1. Dự báo nhu cầu điện năng tiêu thụ (GWh) của Việt Nam đến năm 2030 bằng mô hình kinh tế lượng.
    2. Dự báo nhu cầu công suất phụ tải đỉnh ($P_{max}$) của hệ thống điện quốc gia đến năm 2030 bằng mô hình mạng nơ-ron nhân tạo.
    3. Phân nhóm và dự báo đồ thị phụ tải giờ đặc trưng của hệ thống điện Việt Nam đến năm 2030.
    4. Thiết lập các kịch bản nguồn điện (bao gồm các kịch bản phát triển xanh có sự tham gia của năng lượng tái tạo, công nghệ chiếu sáng LED và hệ thống điện mặt trời áp mái PV).
    5. Thiết lập mô hình toán và sử dụng công cụ tối ưu hóa để xác định cấu trúc nguồn phát tối ưu về chi phí, tính toán lượng cắt giảm phát thải $\text{CO}_2$ và chi phí phát điện tương ứng cho từng kịch bản.

Về đối tượng và phạm vi nghiên cứu:

  • Đối tượng nghiên cứu: Hệ thống nguồn điện quốc gia, nhu cầu tiêu thụ điện năng thương phẩm, công suất đỉnh, các dạng đồ thị phụ tải điển hình, các dạng nguồn phát điện (thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện khí/dầu, năng lượng tái tạo gồm điện gió, điện mặt trời, sinh khối), phát thải khí nhà kính $\text{CO}_2$ và chi phí phát điện.
  • Phạm vi không gian: Toàn bộ hệ thống điện hợp nhất của lãnh thổ Việt Nam.
  • Phạm vi thời gian: Chuỗi số liệu quá khứ phục vụ phân tích, huấn luyện mô hình được thu thập trong giai đoạn 1990 – 2018; mốc thời gian tính toán và dự báo kịch bản được thực hiện cho giai đoạn 2020 – 2030, với các mốc trọng điểm là 2020, 2025 và 2030.

Tổng quan tài liệu và vị trí của luận án

Trong phần tổng quan, tác giả phân tích các nghiên cứu và lý thuyết nền tảng liên quan đến khủng hoảng năng lượng và biến đổi khí hậu. Luận án trích dẫn cảnh báo từ hơn 35 năm trước của James Lovelock về sự mất cân đối giữa khai thác tài nguyên và sức chịu đựng của trái đất. Các đánh giá về biến đổi khí hậu tại Việt Nam được tác giả tổng hợp từ báo cáo của Schmidt-Thomé và cộng sự, cùng các kịch bản phát thải khí nhà kính B1, B2, A2 của Ủy ban Liên chính phủ về Biến đổi Khí hậu (IPCC).

Về phương pháp luận xây dựng kịch bản năng lượng trên thế giới, tác giả khảo cứu:

  • Mô hình năng lượng toàn cầu (World Energy Model - WEM) trong báo cáo Triển vọng Năng lượng Thế giới (World Energy Outlook - WEO) của Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA).
  • Kịch bản chuyển dịch năng lượng của Tập đoàn dầu khí BP (British Petroleum).
  • Các mô hình quy hoạch năng lượng cấp quốc gia: Mô hình LEAP (Long-range Energy Alternatives Planning system) áp dụng tại Pakistan; các kịch bản năng lượng của Malaysia gồm kịch bản công nghệ hiện hữu (ET), kịch bản bổ sung năng lượng tái tạo (PR), bổ sung điện hạt nhân (PN), và kết hợp điện mặt trời với tích trữ (PV-S); cùng các nghiên cứu kịch bản năng lượng của Thái Lan.

Về phương pháp luận quy hoạch tại Việt Nam, tác giả rà soát các phương pháp trực tiếp, gián tiếp và dự báo biểu đồ phụ tải đang được Viện Năng lượng sử dụng trong các Đề án Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia.

Khoảng trống nghiên cứu được luận án xác định và tập trung xử lý:

  • Các nghiên cứu dự báo dài hạn tại Việt Nam thường giả định mối tương quan tuyến tính đơn giản giữa tăng trưởng GDP và nhu cầu điện, chưa phân tách rõ mức độ ảnh hưởng của các biến số nhân khẩu học (số hộ gia đình, thu nhập bình quân đầu người) thông qua mô hình kinh tế lượng vi mô.
  • Thiếu phương pháp phân cụm chuỗi dữ liệu phụ tải giờ quy mô lớn để nhận diện chính xác các đồ thị phụ tải đặc trưng phục vụ bài toán cân bằng công suất theo từng giờ.
  • Bài toán tối ưu hóa cơ cấu nguồn điện phát thải thấp ở quy mô toàn quốc chưa tích hợp đồng thời tác động suy giảm phụ tải từ công nghệ đèn LED, điện mặt trời phân tán áp mái, cũng như cơ chế kinh doanh tín chỉ phát thải $\text{CO}_2$ vào hàm mục tiêu kinh tế kỹ thuật.

Cơ sở lý thuyết và phương pháp nghiên cứu

Luận án tiếp cận theo hướng nghiên cứu định lượng kết hợp mô hình hóa hệ thống năng lượng, dựa trên các cơ sở lý thuyết và công cụ phân tích sau:

  1. Khung lý thuyết nền tảng:
  • Lý thuyết về nền kinh tế carbon thấp (Low-Carbon Economy - LCE): Khởi nguồn từ Nhật Bản (2006) và phát triển bởi khối OECD, định hướng mô hình phát triển kinh tế gắn liền với cắt giảm phát thải khí nhà kính và sử dụng năng lượng hiệu quả.
  • Lý thuyết hàm sản xuất Cobb – Douglas mở rộng: Ứng dụng trong kinh tế lượng để thiết lập phương trình quan hệ phi tuyến giữa tiêu thụ điện năng với các biến đầu vào kinh tế - xã hội.
  • Lý thuyết trí tuệ nhân tạo và mạng nơ-ron: Ứng dụng cấu trúc mạng nơ-ron truyền thẳng lan truyền ngược (Feed-Forward Back Propagation - FFBP) có giám sát và củng cố trọng số.
  • Lý thuyết tối ưu hóa toán học: Bài toán quy hoạch tuyến tính và quy hoạch nguyên (Linear/Integer Programming) với hàm mục tiêu cực tiểu hóa chi phí phát điện toàn hệ thống.
  1. Phương pháp nghiên cứu thực tế:
  • Phương pháp kinh tế lượng (Econometric Model): Tiến hành lấy logarit tự nhiên các chuỗi số liệu thời gian, thực hiện kiểm định tính dừng thông qua kiểm định nghiệm đơn vị Augmented Dickey-Fuller (ADF) và kiểm định Phillips-Perron (P-P), kiểm định đồng liên kết (Cointegration Test) để xác định các biến độc lập có ý nghĩa thống kê giải thích cho nhu cầu điện năng thương phẩm.
  • Phương pháp học máy (Mạng nơ-ron FFBP): Huấn luyện mạng nơ-ron truyền thẳng lan truyền ngược nhiều lớp để dự báo công suất đỉnh $P_{max}$, sử dụng tập dữ liệu lịch sử để kiểm soát sai số học.
  • Phương pháp phân cụm và tái phân nhóm dữ liệu chuỗi thời gian: Xử lý ma trận dữ liệu phụ tải 8760 giờ trong năm, chuẩn hóa sang hệ đơn vị tương đối ($p.u.$), phân nhóm thành 8 dạng đồ thị phụ tải điển hình theo đặc trưng mùa (nhóm tháng), ngày làm việc, ngày nghỉ cuối tuần và dịp lễ Tết.
  • Phương pháp tối ưu hóa chi phí hệ thống nguồn: Thiết lập hàm mục tiêu chi phí phát điện quy dẫn (Levelized Cost of Electricity - LCOE), chịu sự chi phối của các ràng buộc công suất đặt cực đại, công suất dự trữ quay và dự trữ nguội, hệ số phụ tải ($CF$), giới hạn tốc độ tăng giảm công suất giữa hai giờ liên tiếp (%/h), phát thải $\text{CO}_2$ và doanh thu bán tín chỉ carbon. Công cụ phần mềm LINDO (Linear, INteractive, and Discrete Optimiser) được sử dụng để giải bài toán tối ưu hóa.
  1. Nguồn tư liệu và dữ liệu:
  • Dữ liệu kinh tế - xã hội: Niên giám Thống kê của Tổng cục Thống kê Việt Nam, Báo cáo Tổng điều tra dân số và nhà ở năm 2019, số liệu kinh tế của Ngân hàng Thế giới (WB), Quỹ Tiền tệ Quốc tế (IMF).
  • Dữ liệu kỹ thuật ngành điện: Báo cáo vận hành hệ thống điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), Trung tâm Điều độ Hệ thống điện Quốc gia (A0), Viện Năng lượng; số liệu trong Đề án Quy hoạch điện VII và Quy hoạch điện VII điều chỉnh (Quyết định số 428/QĐ-TTg).
  • Dữ liệu pháp lý và chính sách: Chiến lược phát triển năng lượng tái tạo (Quyết định số 2068/QĐ-TTg), các cơ chế giá điện FIT cho điện gió (Quyết định 39/2018/QĐ-TTg), điện mặt trời (Quyết định 11/2017/QĐ-TTg), điện sinh khối (Quyết định 24/2014/QĐ-TTg), Quy hoạch ngành than (Quyết định 403/2016/QĐ-TTg).

Nội dung chính theo từng chương

Chương 1: Đặc điểm kinh tế xã hội - tiêu thụ & sản xuất điện năng tại Việt Nam

Chương này tập trung phân tích bối cảnh tự nhiên, kinh tế - xã hội và hiện trạng hệ thống năng lượng của Việt Nam:

  • Địa lý và khí hậu: Lãnh thổ trải dài với $3.444\text{ km}$ bờ biển, bức xạ mặt trời dồi dào ($1.400 - 3.000$ giờ nắng/năm), tiềm năng gió và sinh khối lớn.
  • Động lực kinh tế - xã hội: Tốc độ tăng trưởng GDP duy trì mức bình quân $\approx 6,5%/\text{năm}$ trong hơn 20 năm; quy mô dân số đạt 96,2 triệu người (2019); thu nhập bình quân đầu người tăng từ 100 USD (1990) lên 2.385 USD (2017); quy mô hộ gia đình đạt 26,9 triệu hộ (2019) với xu hướng gia đình hạt nhân hóa làm gia tăng tiêu dùng thiết bị điện.
  • Cơ cấu kinh tế: Tỷ trọng công nghiệp - xây dựng và dịch vụ chiếm ưu thế trong cơ cấu GDP.
  • Hiện trạng sử dụng và sản xuất điện: Hệ số đàn hồi điện năng/GDP giai đoạn 2001 – 2018 ở mức cao ($1,47 - 2,0$), cường độ điện năng tiêu thụ nằm trong khoảng $500 - 800\text{ kWh}/1.000\text{ USD GDP}$, phản ánh hiệu quả sử dụng năng lượng còn thấp. Cơ cấu nguồn điện theo Quy hoạch điện VII điều chỉnh dự kiến nhiệt điện than chiếm tỷ trọng sản lượng rất lớn ($49,3%$ năm 2020; $55%$ năm 2025 và $59%$ năm 2030), tiềm ẩn nguy cơ phát thải khí nhà kính nghiêm trọng.
  • Biến đổi khí hậu: Đánh giá nguy cơ nước biển dâng, thay đổi lượng mưa, bão lũ tác động tới hệ thống hạ tầng và yêu cầu cấp thiết phải chuyển đổi sang nền kinh tế carbon thấp.

Chương 2: Phương pháp xây dựng kịch bản phát điện

Chương 2 trình bày tổng quan lý thuyết phương pháp luận và cấu trúc quy trình nghiên cứu:

  • Trình bày mục tiêu, nhiệm vụ, phạm vi nghiên cứu, điểm mới dự kiến và giá trị thực tiễn.
  • Phân tích kinh nghiệm quốc tế về xây dựng kịch bản năng lượng: Cấu trúc mô hình WEM của IEA, mô hình chuyển dịch của BP, mô hình LEAP ứng dụng tại Pakistan, các kịch bản công nghệ của Malaysia và định hướng tại Thái Lan.
  • Đánh giá phương pháp dự báo trực tiếp (theo hộ tiêu thụ) và gián tiếp (hồi quy đa biến vĩ mô) cùng phương pháp biểu đồ phụ tải do Viện Năng lượng Việt Nam áp dụng.
  • Đề xuất quy trình và lưu đồ phương pháp nghiên cứu của luận án: Tích hợp chuỗi dự báo nhu cầu năng lượng (Cobb – Douglas), dự báo công suất đỉnh (FFBP), phân nhóm đồ thị phụ tải 8 nhóm, xây dựng 4 kịch bản phát triển nguồn và giải bài toán tối ưu cấu trúc nguồn bằng phần mềm LINDO.

Chương 3: Dự báo nhu cầu điện

Chương 3 triển khai chi tiết các công cụ tính toán định lượng cho ba bài toán dự báo thành phần:

  1. Dự báo nhu cầu điện năng (GWh) đến năm 2030 bằng mô hình Cobb – Douglas:
  • Phân tích tương quan cho thấy quy mô GDP và tỷ trọng công nghiệp/dịch vụ không phản ánh trực tiếp sự biến thiên tiêu thụ điện bằng các nhân tố vi mô. Ba biến số có ý nghĩa tác động rõ nét nhất là: (1) Thu nhập bình quân đầu người, (2) Dân số, và (3) Số hộ gia đình.
  • Sau khi kiểm định nghiệm đơn vị ADF, P-P và kiểm định đồng liên kết, phương trình hồi quy đạt độ tin cậy cao.
  • Kết quả dự báo điện năng tiêu thụ thương phẩm toàn quốc theo kịch bản thu nhập trung bình đạt:
    • Năm 2020: $230.195\text{ GWh}$ (hoặc $230.268\text{ GWh}$ tính theo chuỗi dự báo tổng thể).
    • Năm 2025: $349.949\text{ GWh}$.
    • Năm 2030: $511.268\text{ GWh}$.
  1. Dự báo công suất phụ tải đỉnh ($P_{max}$) bằng mạng nơ-ron FFBP:
  • Mạng FFBP được huấn luyện với chuỗi số liệu vận hành quá khứ, đạt mức hội tụ và kiểm soát sai số tốt.
  • Kết quả dự báo công suất đỉnh của hệ thống điện quốc gia (chưa xét yếu tố xâm nhập của LED và PV áp mái):
    • Năm 2020: $40.332\text{ MW}$ (tương đương $40.558\text{ MW}$).
    • Năm 2025: $60.835\text{ MW}$.
    • Năm 2030: $87.558\text{ MW}$.
  • Các giá trị dự báo GWh và $P_{max}$ của luận án có độ tương đồng sát với số liệu của Quy hoạch điện VII điều chỉnh.
  1. Phân nhóm và dự báo đồ thị phụ tải giờ:
  • Chuỗi số liệu đo đếm 8760 giờ được phân cụm thành 8 đồ thị phụ tải đặc trưng phân theo nhóm tháng, ngày làm việc, ngày nghỉ (Chủ nhật) và ngày Tết.
  • Tiến hành chuẩn hóa và dự báo hình dạng đồ thị phụ tải tương lai, cung cấp điều kiện biên ràng buộc theo từng giờ cho bài toán tối ưu nguồn điện.

Chương 4: Xây dựng kịch bản và cấu trúc phát điện tối ưu

Chương 4 thiết lập và giải bài toán tối ưu kinh tế kỹ thuật:

  • Thiết lập 4 kịch bản phát triển nguồn điện:
    1. Kịch bản BAU (Business As Usual): Phát triển theo xu thế cơ sở hiện tại.
    2. Kịch bản Low Green (LG): Tỷ lệ năng lượng tái tạo tham gia ở mức thấp, giá nhiên liệu thấp, nhu cầu phụ tải thấp.
    3. Kịch bản High Green (HG): Tỷ lệ năng lượng tái tạo tham gia ở mức cao, giá nhiên liệu cao, nhu cầu phụ tải giảm sâu do công nghệ chiếu sáng LED và điện mặt trời áp mái (PV rooftop).
    4. Kịch bản Crisis: Tỷ lệ năng lượng tái tạo thấp, giá nhiên liệu cao, nhu cầu thấp (kịch bản khủng hoảng dự phòng).
  • Mô hình toán học: Hàm mục tiêu là tổng chi phí phát điện toàn hệ thống đạt giá trị nhỏ nhất, chịu các ràng buộc: cân bằng công suất từng giờ trên 8 đồ thị phụ tải; giới hạn công suất đặt từng loại nhà máy; giới hạn biến thiên công suất giữa hai giờ liên tiếp (%/giờ); hệ số phụ tải $CF$; biên công suất dự trữ; hệ số phát thải $\text{CO}_2$ (g-$\text{CO}_2/\text{kWh}$) và giá mua bán phát thải trên thị trường carbon.
  • Kết quả tối ưu hóa chạy trên phần mềm LINDO:
Thông số / Loại nguồn Năm 2020 Năm 2025 Năm 2030 Ghi chú & So sánh kịch bản
Công suất Thủy điện (GW) 18,1 – 18,2 18,6 21,2 Đạt giới hạn tiềm năng kỹ thuật
Công suất Nhiệt điện than (GW)
- Kịch bản HG 15,8 24,3 – 24,6 38,9 Chiếm 27,8% cơ cấu công suất
- Kịch bản BAU 17,0 29,3 49,9 Chiếm 40,6% cơ cấu công suất
Công suất Nhiệt điện khí (GW) ~9,2 – 9,5 15,6 23,2 Chiếm 16,3% – 20,3% tổng công suất
Sản lượng Thủy điện (TWh) 66,3 – 66,6 - 68,6 Tỷ trọng giảm từ 25,3% xuống 11,9%
Tỷ trọng sản lượng Than (%) - - 44,3% – 57,6% Giữ vai trò nguồn chạy nền
Tỷ trọng sản lượng Khí (%) - - ~19,0% Duy trì ổn định qua các kịch bản
Mức giảm phát thải $\text{CO}_2$ (HG so với BAU) Giảm 5,7% Giảm 19,1% – 19,7% Giảm 27,1% Nhờ năng lượng tái tạo, LED và PV áp mái
Chi phí phát điện (US$cent/kWh)
- Nhiên liệu thấp 4,35 - 5,52 Biên độ dao động chi phí
- Nhiên liệu cao 6,03 - 7,76 Biên độ dao động chi phí

Đặc biệt, kết quả phân tích chỉ ra rằng khi kịch bản HG tham gia bán tín chỉ giảm phát thải $\text{CO}_2$ trên thị trường carbon, chi phí phát điện sẽ giảm xấp xỉ 10%, giúp giá phát điện của kịch bản HG tiệm cận với chi phí của kịch bản Crisis vào năm 2030.

Kết quả và những đóng góp mới

Luận án đã đạt được các kết quả và đóng góp cụ thể về mặt khoa học lẫn thực tiễn:

  1. Đóng góp về mặt khoa học:
  • Lần đầu tiên ứng dụng mô hình kinh tế lượng trên nền tảng hàm sản xuất Cobb – Douglas mở rộng để dự báo nhu cầu điện năng thương phẩm dài hạn cho Việt Nam, chứng minh bằng thực nghiệm định lượng rằng các biến số nhân khẩu học (thu nhập bình quân đầu người, dân số, số hộ gia đình) có tác động chi phối mạnh hơn so với các chỉ số vĩ mô như GDP tổng thể.
  • Xây dựng thành công phương pháp phân cụm và tái phân nhóm chuỗi số liệu phụ tải thành 8 dạng đồ thị phụ tải giờ đặc trưng (phân theo các nhóm tháng, ngày làm việc, ngày nghỉ và ngày Tết), tạo cơ sở dữ liệu đầu vào chi tiết cho bài toán tối ưu hóa nguồn điện.
  • Thiết lập hoàn chỉnh mô hình toán tối ưu hóa cơ cấu nguồn điện có tích hợp đồng thời các yếu tố: sự thâm nhập của công nghệ tiết kiệm điện (LED), nguồn phát phân tán (PV áp mái), tốc độ thay đổi công suất tổ máy (%/h), và chi phí/doanh thu phát thải $\text{CO}_2$.
  1. Đóng góp về mặt thực tiễn và kiến nghị:
  • Cung cấp bộ số liệu dự báo độc lập về nhu cầu điện năng (GWh) và công suất đỉnh ($P_{max}$) đến năm 2030 có độ tin cậy cao, tương thích với các kịch bản phát triển quốc gia.
  • Minh chứng tính khả thi của kịch bản High Green (HG): Cắt giảm được 27,1% lượng phát thải $\text{CO}_2$ vào năm 2030 so với kịch bản BAU, đồng thời giảm bớt sự phụ thuộc vào công suất nhiệt điện than (giảm 11 GW công suất lắp đặt than vào năm 2030 so với BAU).
  • Kiến nghị chính sách:
    • Cần ban hành các cơ chế giá khuyến khích ổn định để thu hút đầu tư vào nguồn năng lượng tái tạo (gió, mặt trời, sinh khối) nhằm đạt mục tiêu kịch bản xanh.
    • Xây dựng khung pháp lý và chính sách hỗ trợ phát triển mạnh mẽ điện mặt trời áp mái tự dùng và chương trình chuyển đổi công nghệ chiếu sáng hiệu suất cao (đèn LED) để giảm nhu cầu phụ tải đỉnh hệ thống.
    • Sớm hình thành và tham gia thị trường mua bán tín chỉ phát thải $\text{CO}_2$ trong nước và quốc tế để bù đắp chi phí đầu tư cho các nguồn năng lượng sạch.

Hạn chế và hướng nghiên cứu tiếp

Dựa trên nội