Đề xuất lập Quy hoạch phát triển điện hạt nhân theo Luật Quy hoạch và Luật Năng lượng Nguyên tử

Ông Trần Kỳ Phúc, Viện trưởng Viện Năng lượng phát biểu tại Hội thảo

Tại Hội thảo Điều chỉnh quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch Điện VIII) và báo cáo đánh giá môi trường chiến lược, ngày 17/2, Viện Năng lượng (Bộ Công Thương) cho thấy kịch bản tính toán chính với mục tiêu Net Zero năm 2050 định hướng phát triển các nguồn năng lượng tái tạo; phát triển nguồn điện hạt nhân; lắp đặt CCUS cho nhiệt điện than và khí hiện hữu/đã quy hoạch; chuyển đổi nhiên liệu nhiệt điện: dừng vận hành nhiệt điện sau 30 năm vận hành, xem xét thay thế bằng nguồn khác trên cơ sở tối ưu chi phí, đảm bảo an ninh cung cấp điện và mục tiêu phát thải.

Để đảm bảo cấp điện giai đoạn 2025 – 2030, thông số của Viện Năng lượng cho biết trong giai đoạn ngắn hạn 2025 – 2026, hệ thống điện có dự phòng thấp do đánh giá khối lượng thực hiện của các nguồn năng lượng tái tạo đến hết 2024 chỉ đạt từ 19-42% so với Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII giai đoạn đến 2025.

Các nguồn điện từ công nghệ tua bin khí chu trình hỗn hợp (TBKHH) và điện gió ngoài khơi (ĐGNK) theo Kế hoạch dự kiến vận hành cuối giai đoạn 2029 - 2030 hoặc chậm sau 2030, nên việc đảm bảo cấp điện cho hệ thống cho các năm 2026 - 2029 sẽ chủ yếu dựa vào các nguồn có khả năng xây dựng nhanh như: các nguồn thủy điện nhỏ, điện gió, điện mặt trời, pin tích năng và nguồn nhiệt điện linh hoạt. Do đó, cần xây dựng Kế hoạch thực hiện Quy hoạch Điện VIII điều chỉnh đồng bộ với Quy hoạch Điện VIII điều chỉnh để đảm bảo khả năng triển khai các dự án.

Đến năm 2050, bổ sung thêm điện hạt nhân dạng mô-đun quy mô nhỏ SMR

Theo cập nhật thông số điều chỉnh Quy hoạch Điện VIII của Viện Năng lượng, về điện hạt nhân, Nhà máy điện hạt nhân Ninh Thuận 1&2 đã được đưa vào vận hành trong giai đoạn 2030 - 2035 theo đúng các quyết sách của Đảng và Chính phủ với quy mô đạt 6.000 – 6.400 MW.

Giai đoạn đến 2050 hệ thống cần bổ sung khoảng 4,5 - 5 GW điện hạt nhân tại miền Bắc và 0-3 GW tại miền Trung (chủ yếu là điện hạt nhân dạng mô-đun quy mô nhỏ SMR) để cung cấp nguồn điện nền. Công suất này có thể tăng thêm trong kịch bản phụ tải cao đặc biệt và một số kịch bản độ nhạy như chi phí đầu tư các nguồn năng lượng tái tạo và pin lưu trữ không giảm như kỳ vọng hoặc giá nhiên liệu tăng cao.

Để nguồn điện hạt nhân có thể cạnh tranh với các nguồn điện khác và vào vận hành trong giai đoạn 2031 – 2035 trên cơ sở tối ưu về chi phí, suất đầu tư điện hạt nhân cần xem xét giảm xuống mức khoảng 4.000 USD/kW.

Các địa điểm tiềm năng xây dựng nguồn điện hạt nhân: Vị trí tiềm năng để xây dựng các nhà máy điện hạt nhân quy mô lớn gồm 8 vị trí trong Quyết định số 906/QĐ-TTg ngày 17/06/2010 của Thủ tướng Chính phủ về Quy hoạch định hướng phát triển điện hạt nhân, mỗi vị trí có tiềm năng phát triển khoảng 4 - 6 GW nguồn điện hạt nhân.

Nguồn: Viện Năng lượng

Trong kịch bản độ nhạy khi tìm được vị trí xây dựng điện hạt nhân tại vùng Bắc Bộ thì mô hình tính toán lựa chọn phát triển thêm công suất điện hạt nhân tại vùng Bắc Bộ giai đoạn đến 2045 với quy mô khoảng 900 MW và tăng lên 4.800 MW giai đoạn đến năm 2050. Do đó đề xuất xem xét Hà Tĩnh hoặc vị trí mới tại Bắc Bộ (là vị trí được mô hình tính toán tối ưu lựa chọn) làm địa điểm dự phòng cho trường hợp không thể phát triển nguồn điện hạt nhân tại vị trí Ninh Thuận, nhằm cung cấp nguồn điện nền tại chỗ cho trung tâm phụ tải miền Bắc, góp phần giảm nhu cầu truyền tải liên vùng miền.

Đề xuất cần sớm lập Quy hoạch phát triển điện hạt nhân theo Luật Quy hoạch và Luật Năng lượng Nguyên tử để chuẩn xác quy mô, xác định công nghệ, địa điểm, thời điểm, đặc biệt với công nghệ lò dạng mô-đun quy mô nhỏ SMR.

Về nhiệt điện than, các dự án nhiệt điện than đều được phê duyệt từ Quy hoạch điện VII trở về trước. Từ Quy hoạch Điện VIII trở đi không đề xuất xây dựng dự án nhiệt điện than mới. Quy mô không thay đổi so với Quy hoạch điện VIII, tuy nhiên tổng công suất tăng lên 928 MW do cập nhật gam công suất thực tế của các tổ máy nhiệt điện.

Về nhiệt điện khí nội, đối với cụm nhiệt điện khí Ô Môn sử dụng khí Lô B, cần có cơ chế, giải pháp để các dự án vào vận hành đúng tiến độ đăng ký để đảm bảo cân đối cung cầu cho hệ thống điện giai đoạn 2025 - 2030.

Đối với cụm TBKHH Phú Mỹ, Nhơn Trạch, Bà Rịa sử dụng khí Đông Nam Bộ: do nguồn khí Đông Nam Bộ suy giảm trong giai đoạn tới 2030 cần sử dụng khí LNG để cấp bù và tuân thủ định hướng chuyển đổi nhiên liệu theo Quy hoạch Điện VIII.

Đối với cụm TBKHH Miền Trung và TBKHH Dung Quất sử dụng khí Cá Voi Xanh đồng bộ với tiến độ phía thượng nguồn thuộc chuỗi dự án khí – điện Cá Voi Xanh.

Nhiệt điện khí LNG cần có cơ chế chính sách, giải pháp điều hành để đáp ứng tiến độ vào vận hành đến 2030 của 22,5 GW đã phê duyệt trong Quy hoạch Điện VIII và Kế hoạch thực hiện để đảm bảo cân đối cung cầu cho hệ thống điện.

Nguồn nhiệt điện khí LNG tiếp tục thực hiện chuyển đổi nhiên liệu theo đúng định hướng trong Quy hoạch Điện VIII, đốt kèm hydrogen xanh sau 10 năm vận hành (dự kiến từ 20%).

Đề án đã xây dựng các kịch bản tiến độ vận hành khác nhau của các nguồn LNG để chủ động trong việc điều hành, triển khai quy hoạch: Có đủ 22,5 GW LNG vào vận hành đến 2030; giai đoạn tới 2035 tiếp tục phát triển thêm khoảng 7,9 GW nguồn LNG tại miền Bắc để cung cấp nguồn chạy lưng và chạy nền cho hệ thống. Giai đoạn tới 2050 định hướng phát triển thêm khoảng 1,9 – 2,3 GW nhiệt điện LNG lắp đặt CCS.

Để nguồn điện hạt nhân có thể cạnh tranh với các nguồn điện khác và vào vận hành trong giai đoạn 2031 – 2035 trên cơ sở tối ưu về chi phí, suất đầu tư

Các loại năng lượng tái tạo khác

Về thủy điện vừa và lớn (gồm thủy điện mở rộng), công suất tới năm 2030 trong kịch bản phụ tải cao đạt 21,1 GW; tới năm 2035 đạt 23,2 GW, tăng 1,6 GW so với Quy hoạch Điện VIII và cơ bản phát triển hết tiềm năng. Tiềm năng thủy điện vừa và lớn tăng thêm so với Quy hoạch điện VIII phụ thuộc vào tính khả thi trong đầu tư xây dựng trên cơ sở đảm bảo tác động môi trường và hiệu quả kinh tế và cần tiếp tục rà soát, cập nhật trong những nghiên cứu chi tiết và trong giai đoạn phát triển dự án.

Thủy điện nhỏ đạt công suất tới 2030 đạt 13,5 GW, công suất tới năm 2035 đạt 17,4 GW, tăng 5,4 GW so với Quy hoạch điện VIII và phát triển hết tiềm năng, phụ thuộc vào tính khả thi trong đầu tư xây dựng trên cơ sở đảm bảo tác động môi trường và hiệu quả kinh tế.

Điện gió trên bờ và gần bờ, công suất năm 2030 trong kịch bản phụ tải cao đạt 38,0 GW (trong đó miền Bắc 11,5 GW; miền Trung 9,2 GW; miền Nam 17,3 GW), tăng thêm so với Quy hoạch điện VIII 16,1 GW; tương ứng mức tăng bình quân khoảng 6,5 GW/năm; công suất năm 2035 đạt 44,1 GW.

Điện gió ngoài khơi, công suất 6 GW theo Quy hoạch điện VIII phát triển trong giai đoạn 2030 – 2035; giai đoạn tới năm 2035 công suất ĐGNK trong kịch bản phụ tải cao đạt 17 GW. Kiến nghị cần có cơ chế, giải pháp để đảm bảo phát triển quy mô công suất theo quy hoạch. Tiềm năng nguồn ĐGNK cần được tiếp tục được cập nhật, rà soát, đáng giá tiềm năng trong những nghiên cứu, quy hoạch ngành chuyên sâu hơn.

Điện mặt trời có công suất điện mặt trời tập trung (gồm phát triển trên mặt đất và mặt nước) năm 2030 trong kịch bản phụ tải cao đạt 36,7 GW; năm 2035 đạt 71,2 GW, tăng thêm 34,8 GW so với năm 2030 tương ứng mức tăng bình quân khoảng 7 GW/năm. Công suất điện mặt trời áp mái năm 2030 trong kịch bản phụ tải cao đạt 36,7 GW; công suất năm 2035 đạt 531,2 GW, tăng thêm 16,5 GW so với năm 2030 tương ứng mức tăng bình quân khoảng 3 GW/năm.

Phương Thảo