CHƯƠNG 1. TỔNG QUAN VỀ LƯỚI ĐIỆN VIỆT NAM VÀ HIỆN TRẠNG LƯỚI ĐIỆN TỈNH BÌNH ĐỊNH 1. Tổng quan về lưới điện Việt Nam Đặc điểm địa hình đất nước ta dài và hẹp, tài nguyên NL phân bố không đồng đều với các mỏ than trữ lượng lớn hầu hết tập trung ở vùng Quảng Ninh, trữ lượng khí đốt chủ yếu nằm ở thềm lục địa Đông và Tây Nam bộ, trữ lượng thủy điện chủ yếu phân bố ở miền Bắc và miền Trung. Trong khi nhu cầu tiêu thụ điện lại tập trung khoảng 50% ở miền Nam, khoảng 40% ở miền Bắc và chỉ trên 10% ở miền Trung.
Trong 20 năm qua các Quy hoạch điện Quốc gia (QHĐ) từ QHĐ 4 đến QHĐ 7 do Viện Năng lượng nghiên cứu, việc quy hoạch phát triển các nhà máy điện cũng như lưới truyền tải điện đã luôn đề ra các giải pháp nhằm đảm bảo khai thác hợp lý các nguồn tài nguyên NL trên từng miền. Dự báo nhu cầu điện đến năm 2030 1. Dự báo nhu cầu điện trước khi hiệu chỉnh Trong QHĐ7, nhu cầu phụ tải điện mức cơ sở được phê duyệt với mức tăng trưởng bình quân 12,7 %/năm trong giai đoạn 2011-2020 và tương ứng 7,8 %/năm giai đoạn 2021- 2030. Cơ sở chủ yếu cho dự báo nhu cầu điện dựa trên kịch bản tăng trưởng GDP bình quân 7,5 %/năm (2011-2015), 8 %/năm (2016-2020), 7,8 %/năm (2021-2030).
Phương án dự báo này kỳ vọng ở giai đoạn công nghiệp hóa mở rộng từ 2011-2015, cường độ điện/GDP sẽ đạt đỉnh (~1,1-:-1,15 kWh/US$ năm) và sẽ giảm dần tới khoảng 0,51kWh/US$ vào năm 2030. Cường độ điện giảm là xu thế chung 7 của các nước khi chuyển từ giai đoạn thu nhập thấp sang thu nhập trung bình và cao, khi mà các ngành kinh tế cũng chuyển từ dựa vào mở rộng sản xuất sang tăng năng suất, hiệu quả và tăng các ngành dịch vụ. Xu thế cường độ điện/GDP được cho trong hình 1. Dựa vào các yếu tố tạo nên tăng trưởng GDP: i) khả năng huy động và hiệu quả sử dụng vốn đầu tư phát triển; ii) quy mô dân số, lực lượng lao động và năng suất lao động; iii) đóng góp của các vùng kinh tế, hai kịch bản tăng trưởng GDP được dự kiến là: Hình 1.
Cường độ điện/GDP của Việt Nam và một số nước Kịch bản GDP cơ sở: giả thiết khả năng huy động vốn đầu tư trung bình trên GDP đạt 32%. Việt Nam vẫn tiếp tục có dòng vốn đầu tư trực tiếp (FDI) và gián tiếp (FII) từ nước ngoài nhờ có sẵn nguồn lao động dồi dào, giá nhân công rẻ, sự chuyển dịch đầu tư vào các nền kinh tế mới nổi. Bên cạnh đó, Việt Nam vẫn tiếp tục nhận được vốn vay ưu đãi ODA tuy có giảm dần. 8 Kịch bản GDP cao: Giả thiết chủ đạo của kịch bản này là hiệu quả sử dụng vốn đầu tư được cải thiện hơn so với các giai đoạn trước cũng như kịch bản cơ sở.
Giả thiết này hàm ý quá trình tái cơ cấu được triển khai thực hiện quyết liệt, sớm cải thiện được hiệu quả sử dụng vốn đầu tư, hệ số ICOR sẽ giảm còn 4,2 từ sau 2015.Minh họa cường độ điện/GDP và GDP bình quân đầu người xem hình 1. GDP bình quân đầu người và Cường độ điện/GDP của Việt Nam 1. Dự báo nhu cầu điện hiệu chỉnh Với các giả thiết về tăng trưởng GDP và xu thế kinh tế nêu trên, dự báo nhu cầu điện hiệu chỉnh được thực hiện theo phương pháp đa hồi quy (multi- Regression) và kết hợp với các phương pháp trực tiếp (giai đoạn ngắn hạn), phương pháp chuyên gia… Dự báo được tính toán trên cơ sở 2 kịch bản GDP với 2 phương án (PA) cơ sở và PA cao. Kết quả được tóm tắt như sau: 9 Bảng 1.
Kết quả dự báo nhu cầu điện toàn quốc đến năm 2030-PA cơ sở Hạng mục Đơn vị 2015 2020 2025 2030 Điện thương phẩm GWh 140000 230924 346312 495853 Điện sản xuất GWh 158471 262414 393537 560285 Pmax MW 24840 41605 62395 88833 Bảng 1. Tốc độ tăng trưởng các PA nhu cầu điện giai đoạn 2011 – 2030 Tăng trưởng điện thương phẩm Tăng trưởng điện sản xuất Giai đoạn Tăng trưởng PA điệncơthương sở PA cao phẩm Giai Tăngđoạn trưởng PA điệncơsản sở xuất PA cao Giai -đoạn 2011 2015 PA cơ sở 10.0% Giai -đoạn 2011 2015 cơ sở PA9.9% quả điều chỉnh 2026-2030 Kết 8.4% nhu cầu điện2026-2030 toàn quốc đến năm ở cả 2 8.4% phương án cao và cơ sở đều thấp 7.4% hơn dự báo đã được phê duyệt 7.4% 7, cụ thể như sau: + Phương án phụ tải cơ sở: ở phương án này nhu cầu điện cho toàn quốc giai đoạn đến năm 2015 thấp hơn QHĐ7 khoảng gần 30 tỷ kWh (gần 6000MW), năm 2020 thấp hơn 59 tỷ kWh (10400MW) và năm 2030 thấp hơn 119 tỷ kWh (21300MW). + Phương án phụ tải cao: ở phương án này nhu cầu điện cho Toàn quốc giai đoạn đến năm 2020 thấp hơn QHĐV7 khoảng 47 tỷ kWh (8300MW) và năm 2030 thấp hơn 65 tỷ kWh (11600MW). Hiện trạng nguồn điện Theo Quyết định số 1208/QĐ-TTg của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt QHĐ7, đến năm 2030 để đáp ứng nhu cầu điện sản xuất khoảng 695 TWh với Pmax khoảng 110GW, tổng công suất các nguồn điện lên tới khoảng 146,8GW với cơ cấu: thủy điện chiếm 11,8%; thủy điện tích năng 3,9%; 10 nhiệt điện than 51,6%; nhiệt điện khí đốt 11,8% (trong đó sử dụng LNG 4,1%); nguồn điện sử dụng NLTT 9,4%; điện hạt nhân 6,6% và nhập khẩu điện 4,9%.
Trong cơ cấu các nguồn NLTT, dự kiến đến năm 2030 sẽ có khoảng 4800MW thủy điện nhỏ, 6200MW điện gió, 2000MW điện sinh khối và khoảng 700MW các nguồn NLTT khác như điện mặt trời, điện địa nhiệt, điện thủy triều, điện từ rác thải… - Thủy điện nhỏ (TĐN): Hiện nay đã có 226 nhà máy TĐN công suất >30MW đang vận hành với tổng công suất 1. Dự kiến đến năm 2017 sẽ có thêm 1000MW hoàn thành đi vào vận hành. Đến năm 2020 sẽ có tổng trên 3500MW TĐN vào vận hành và ước tính đến năm 2030 sẽ có tổng công suất TĐN khoảng trên 5000MW. - Điện gió: Chính phủ đã có những cơ chế hỗ trợ nguồn điện gió bằng Quyết định số 37/2011/QĐ-TTg về cơ chế giá bán điện gió, gần đây Bộ Công Thương cũng cho nghiên cứu tiếp để có cơ chế giá điều chỉnh theo hướng khuyến khích thêm nguồn NL này.
Tuy vậy từ năm 2011 đến nay mới chỉ có 52MW nguồn điện gió di vào vận hành. Hiện nay dự án điện gió Bạc Liêu đang xây dựng giai đoạn 2 với tổng công suất 88MW.Trong 5 năm tới dự kiến sẽ có tổng khoảng 300MW điện gió và đến năm 2030, nếu có các cơ chế hỗ trợ mạnh, sẽ có tổng khoảng 5.000MW điện gió vào vận hành. - Điện sinh khối (ĐSK): Là một quốc gia trồng lúa nước và xuất khẩu hàng đầu thế giới về lúa gạo, các phụ phẩm nông nghiệp của Việt Nam rất dồi dào. Vừa qua Báo cáo Quy hoạch phát triển NL sinh khối vùng đồng bằng sông Cửu Long đã được Viện Năng lượng thực hiện, theo đó có thể phát triển được trên 900MW nguồn điện từ trấu, rơm rạ, phụ phẩm nông nghiệp từ khu vực này.
Nếu chúng ta có những cơ chế hỗ trợ phù hợp, kỳ vọng trên toàn quốc có thể phát triển được khoảng 300MW vào năm 2020 và 1. 11 - Điện mặt trời (ĐMT): Việt Nam cũng có nhiều tiềm năng về NL mặt trời với số giờ nắng trung bình ở miền Nam là 2588h/năm, miền Trung 1980h/năm và miền Bắc 1681h/năm. Xu thế hiện nay đang thuận lợi khi mà giá thiết bị ĐMT giảm nhanh trong thời gian gần đây và còn tiếp tục giảm. Tính trung bình giá đầu tư 1kW công suất ĐMT hiện nay chỉ khoảng 2.500USD, bằng 1/3 so với cách đây 5 năm.
Một ví dụ về áp dụng ĐMT ở Thái Lan là: năm 2009 có khoảng 30MW ĐMT, nhờ có cơ chế fit-in-taif của Chính phủ Thái Lan, năm 2013 tổng công suất ĐMT ở Thái Lan là ~800MW. Trong Quy hoạch điện lập năm 2014 của quốc gia này, dự kiến đến năm 2030 sẽ có 3. Với mong muốn chúng ta sẽ học hỏi được kinh nghiệm từ Thái Lan, chúng tôi kỳ vọng đến năm 2030 Việt Nam sẽ có khoảng 1. - Các loại nguồn NLTT khác: Ngoài các dạng NLTT kể trên, Việt Nam cũng có thể phát triển nguồn điện từ rác thải đô thị và rác công nghiệp, điện từ các nguồn khí sinh học, điện địa nhiệt… với tổng công suất đến năm 2030 khoảng 700MW.
Hiện trạng về lưới truyền tải 1. Truyền tải miền Bắc – miền Trung Do những đặc điểm địa lý, phân bố nguồn tài nguyên và phân vùng nhu cầu điện, Hệ thống điện (HTĐ) Việt Nam từ Bắc tới Nam hiện nay được liên kết bằng các đường truyền tải 500kV gồm: 2 mạch đường dây (ĐZ) 500kV miền Bắc liên kết với miền Trung; 3 mạch ĐZ 500kV liên kết miền Trung với miền Nam và sắp tới sẽ là 4 mạch Trung Nam (hoàn chỉnh 2 mạch 500kV Pleiku – Cầu Bông). Ba năm gần đây, phụ tải tăng cao của Miền Nam đã vượt quá khả năng cấp nguồn tại chỗ, lượng điện thiếu hụt phải nhận chủ yếu từ các nguồn thủy điện Miền Trung và nguồn điện Miền Bắc thông qua đường dây 500 kV liên 12 kết. Sản lượng truyền tải trên giao diện Trung – Nam có xu hướng tăng lên, năm 2013 đạt mức kỷ lục, khoảng 9,8 tỷ kWh, chiếm 17% nhu cầu điện Miền Nam.
Truyền tải Bắc -> Trung cũng có xu hướng tăng mạnh, năm 2013 đạt 5,3 tỷ kWh [1], Để chuẩn bị cho kịch bản truyền tải cao trên ĐZ 500 kV liên kết miền, ngày 55/20 14, EVN đã đóng điện thành công thêm mạch kép ĐZ liên kết Trung – Nam: Pleiku – Mỹ Phước - Cầu Bông, đồng thời trong thời gian đến sẽ hoàn thành nâng cấp toàn bộ dàn tụ bù dọc trên ĐZ 500 kV Bắc Nam từ dòng định mức 1000 A lên 2000 A. Truyền tải Trung - Nam Như đã nêu ở trên, khu vực miền Trung có nhu cầu phụ tải chỉ chiếm trên 10% toàn quốc (năm 2013 Pmax miền Trung 2382MW, bằng 11,9% Pmax toàn quốc 20.010MW), nhưng hiện đã có trên 4.400MW thủy điện đang vận hành. Theo QHĐ7, khoảng 2020 sẽ có thêm 1200MW NĐ than ở Quảng Trị và đến 2024 sẽ có khoảng 1350MW tuabin khí ở khu vực Quảng Ngãi. Gần đây Chính phủ đã cho phép nhà đầu tư Singapor nghiên cứu phát triển NMNĐ than 1200MW tại khu vực Dung Quất, Quảng Ngãi đưa vào giai đoạn sau 2020.
Trong ĐCQHĐ 7, cùng với việc đưa khí Cá Voi xanh vào cấp cho khoảng 2.000MW (2029) tuabin khí (thay cho 1350MW tubin khí được phê duyệt trong QHĐ7), miền Trung sẽ luôn dư thừa điện và chuyển tới miền Nam.