sản xuất nl và đt cho pttn cb thấp và năng lượng tái chế nhằm mục

1SẢN XUẤT NL VÀ ĐT CHO PTTN CB THẤP VÀ NĂNG LƯỢNG TÁI CHẾ NHẰM MỤC TIÊU CUNG CẤP NL BỀN VỮNG

4 5SẢN XUẤT NL VÀ ĐT CHO PTTN CB THẤP VÀ NĂNG LƯỢNG TÁI CHẾ NHẰM MỤC TIÊU CUNG CẤP NL BỀN VỮNG SẢN XUẤT NL VÀ ĐT CHO PTTN CB THẤP VÀ NĂNG LƯỢNG TÁI CHẾ NHẰM MỤC TIÊU CUNG CẤP NL BỀN VỮNG

ĐƠN VỊ CHỦ TRÌ GIỚI THIỆU TÓM TẮT DỰ ÁNDự án “Tăng cường năng lực lồng ghép phát triển bền vững và biến đổi khí hậu trong công tác lập kế hoạch”

6B Hoàng Diệu, Ba Đình, Hà Nội

ĐT : +84437475195

FAX: +84437475194

Email: [email protected]

CƠ QUAN HỖ TRỢ

Vụ Khoa học, Giáo dục, Tài nguyên và Môi trường

Bộ Kế hoạch và Đầu tư

6B Hoàng Diệu, Ba Đình, Hà Nội

CƠ QUAN TÀI TRỢ

Chương trình phát triển Liên hợp quốc (UNDP)

25-29 Phan Bội Châu, Hà Nội

ĐƠN VỊ THỰC HIỆN

Viện Chiến lược, Chính sách tài nguyên và môi trường

BIÊN TẬP VÀ THIẾT KẾ CHẾ BẢN

Lê Đức Chung

Vụ Khoa học, Giáo dục, Tài nguyên và Môi trường/ Bộ Kế hoạch và Đầu tư (Vụ KHGDTN&MT/ Bộ KH&ĐT) đang thực hiện dự án “Tăng cường năng lực lồng ghép phát triển bền vững và biến đổi khí hậu trong công tác lập kế hoạch” do chương trình Phát triển Liên hợp quốc (UNDP) tài trợ. Mục tiêu của dự án là tăng cường năng lực thể chế và cơ chế, chính sách nhằm lồng ghép PTBV và BĐKH tại Việt Nam.

Dự án được thiết kế để đạt được 4 kết quả chính:

Kết quả 1 Lồng ghép phát triển bền vững và biến đổi khí hậu vào Kế hoạch phát triển kinh tế xã hội quốc gia.

Kết quả 2 Các nhà hoạch định chính sách và công chúng được trang bị kiến thức và các công cụ để thay đổi hành vi đối với phát triển bền vững và biến đổi khí hậu/ năng lượng.

Kết quả 3 Tăng cường năng lực lập kế hoạch phát triển bền vững, bao gồm cả tăng cường năng lực ứng phó biến đổi khí hậu.

Kết quả 4 Xây dựng khung thể chế điều phối hoạt động hiệu quả hơn đối với phát triển bền vững và biến đổi khí hậu/ năng lượng.

Nhằm đạt được các kết quả nêu trên, từ 2010 dự án đã triển khai nhiều hoạt động gồm:

• Hỗ trợ xây dựng Chiến lược Quốc gia về Tăng trưởng xanh (Chiến lược TTX);

• Hỗ trợ xây dựng Kế hoạch hành động Quốc gia về Tăng trưởng Xanh (Kế hoạch hành động TTX)

• Một số nghiên cứu làm cơ sở cho đề xuất phát triển công cụ lập kế hoạch theo hướng lồng ghép phát triển bền vững và biến đổi khí hậu;

• Đánh giá chi tiết cho nhu cầu đầu tư trên cơ sở kết quả nghiên cứu Rà soát đầu tư và chi tiêu công cho biến đổi khí hậu (CPEIR), Những lựa chọn tài chính khí hậu (CFO) và Đánh giá ảnh hưởng, chi phí – lợi ích của Biến đổi khí hậu, thực hiện Chiến lược TTX và Bảo vệ môi trường;

• Hỗ trợ các cơ quan, bộ, ngành, địa phương xây dựng và thực hiện kế hoạch hành động Chiến lược TTX;

• Tổ chức các hoạt động đào tạo nâng cao nhận thức cho các cơ quan Quốc hội, đảng, bộ ngành và các UBND, sở KH&ĐT các tỉnh, Ban chỉ đạo Tây Nguyên;

• Tổ chức các hoạt động phối hợp với các bộ, ngành, đối tác phát triển, các dự án khác liên quan đến PTBV và BĐKH để tối đa hiệu quả, tác động. Dần hình thành mạng lưới các tổ chức, cá nhân tham gia mạng lưới BĐKH trong công tác kế hoạch;

• Tổ chức nhiều hoạt động tham vấn các bộ, ngành, tỉnh, đối tác phát triển, hiệp hội doanh nghiệp trong quá trình xây dựng và hoàn thiện dự thảo Chiến lược và Kế hoạch hành động Quốc gia về Tăng trưởng xanh.

Đến nay đã có nhiều nghiên cứu đạt được kết quả, đáng chú ý là:

1. Chiến lược Quốc gia về Tăng trưởng xanh được Bộ KH&ĐT tiếp nhận, trình Chính phủ và đã được phê duyệt;

2. Kế hoạch hành động Quốc gia về Tăng trưởng Xanh được Bộ KH&ĐT tiếp nhận, trình Chính phủ và đã được phê duyệt;


3. Nghiên cứu: Tìm hiểu về công cụ đánh giá môi trường chiến lược nâng cao phục vụ thẩm định tính bền vững của các dự án quy hoạch phát triển;

4. Nghiên cứu rà soát chính sách, quy định trong quy trình xây dựng, thẩm định và quản lý triển khai thực hiện các chiến lược, quy hoạch ở cấp quốc gia, vùng và liên vùng và đề xuất hoàn thiện thể chế (Quy hoạch vùng và BĐKH);

5. Nghiên cứu đề xuất cơ chế, chính sách thúc đẩy huy động và sử dụng nguồn ODA cho ứng phó biến đổi khí hậu. (nguồn lực tài chính gồm cả ODA cho biến đổi khí hậu);

6. Báo cáo tổng hợp sản xuất năng lượng và đầu tư phát triển tiềm năng các bon thấp và năng lượng tái tạo nhằm mục tiêu cung cấp năng lượng;

7. Nghiên cứu, xây dựng các mục tiêu định lượng giảm phát thải nhà kính trong lĩnh vực năng lượng Việt Nam, giai đoạn 2011 -2020;

8. Xây dựng đường cong chi phí giảm phát thải cho sử dụng đất, thay đổi sử dụng đất và ngành lâm nghiệp ở Việt Nam;

9. Rà soát Chi tiêu Công và Đầu tư cho Biến đổi khí hậu.

Dự án “Tăng cường năng lực lồng ghép phát triển bền vững và biến đổi khí hậu trong công tác lập kế hoạch tại Việt Nam”Vụ Khoa học Giáo dục Tài nguyên và Môi trường, Bộ Kế hoạch và Đầu tư,6B Hoàng Diệu, Hà Nội / ĐT: 844 37475195 / Fax: 844 37475194

LỜI CẢM ƠNChúng tôi muốn bày tỏ lòng biết ơn sâu sắc tới tất cả những người đã đóng góp cho sự thành công nghiên cứu này. Trước tiên, xin chân thành cảm ơn Chương trình Phát triển Liên hợp quốc tại Việt Nam và Bộ Kế hoạch và Đầu tư đã cung cấp hỗ trợ tài chính cho nghiên cứu. Chúng tôi xin cảm ơn đơn vị thực hiện nghiên cứu là Viện Chiến lược, Chính sách tài nguyên và môi trường – Bộ Tài nguyên và Môi trường. Chúng tôi cũng cảm ơn Vụ Khoa học, Giáo dục, Tài nguyên và Môi trường đã góp ý và hướng dẫn thực hiện nghiên cứu này. Ngoài ra chúng tôi muốn được cảm ơn chuyên gia kỹ thuật (ông Lê Đức Chung) cùng toàn bộ, chuyên gia của dự án về những góp ý và hỗ trợ của họ để đơn vị thực hiện hoàn thành tốt nghiên cứu này.

Quan điểm được đề cập trong nghiên cứu này phản ảnh ý kiến của các chuyên gia tư vấn và không phản ánh quan điểm của Chính phủ Việt Nam, của Bộ Kế hoạch và Đầu tư, của UNDP.

Đại diện Ban quản lý dự ánNGUYỄN TUẤN ANHPhó Vụ trưởng vụ Khoa học, Giáo dục, Tài nguyên và Môi trường

Phó Giám đốc dự án Quốc gia

LỜI NÓI ĐẦUChương trình Năng lượng VII của Việt Nam lần đầu tiên đã đưa vào các mục tiêu năng lượng tái tạo. Tuy nhiên với mức độ thách thức của những biến đổi khí hậu toàn cầu và nhu cầu giảm phát thải khí carbon, liệu chúng ta có thể làm thêm được điều gì? Hay chiến lược phát triển xanh của đất nước sẽ bị đốt cháy bằng việc sử dụng than đen nhiều hơn?

Mặc dù năng lượng nguyên tử là một giải pháp năng lượng không carbon, các sự kiện gần đây tại Nhật Bản và Châu Âu đã đặt ra một câu hỏi về khả năng phát triển lâu dài định hướng này cho một tương lai carbon thấp. Nếu Việt Nam muốn thúc đẩy hiệu quả các mục tiêu năng lượng tái tạo vào năm 2030, đâu sẽ là các nguồn năng lượng này và làm thế nào để có được các nguồn năng lượng này?

Nghiên cứu khảo sát này đưa ra các mục tiêu toàn cầu về an ninh năng lượng và giảm phát thải thông qua việc sử dụng năng lượng tái tạo và các công nghệ tiết kiêm nhiên liệu. Năm 2011, IEA công bố năng lượng tái tạo sẽ là khu vực năng lượng phát triển nhanh nhất trên thế giới. Bên cạnh đó, Châu Á, và khu vực đang nổi lên, Đông Nam Á, được coi là tâm điểm của sự phát triển và trung tâm sản xuất của ngành năng lượng tái tạo. Làm thế nào để Việt Nam có thể theo kịp với những xu hướng này và sử dụng triệt để lợi thế cạnh tranh của mình?

Nghiên cứu này nhằm tìm câu trả lời cho câu hỏi này bằng cách ‘mô hình hóa’ ba kịch bản cho các lựa chọn về phát triển năng lượng tái tạo và tiết kiệm năng lượng trong hệ thống các nguồn năng lượng để giảm phát thải khí nhà kính của Việt Nam từ 20% tới 40% trên mức ‘thông thường’. Các kịch bản mới này đều đưa ra đánh giá về chi phí kinh tế. Tuy nhiên, việc mô hình hóa sử dụng một phương pháp tiếp cận phổ biến trong định giá các công nghệ tái tạo như quang điện vontanic mặt trời, để nhấn mạnh tính khả thi và sự thiếu tin cậy trong việc dự báo giá giảm từ bên ngoài trong các công nghệ tái tạo. Tất nhiên, khi đưa việc giảm giá của các cấu phần trong năng lượng tái tạo vào, các kịch bản sẽ trở nên dễ thực hiện hơn.

Một phân tích độc lập bao gồm nhiều tiêu chí được thực hiện để đánh giá chi phí về mặt xã hội và môi trường của các nguồn năng lượng được thảo luận trong cả ba kịch bản. Một nhóm chuyên gia trong nước đã tính điểm các tiêu chí môi trường và xã hội cho mỗi nguồn năng lượng, và các điểm số này được xếp hạng theo thứ tự ưu tiên để cho ra tổng điểm cuối cùng về lợi ích-chi phí về xã hội và môi trường.

Một bản Đánh giá tóm tắt về mặt chính sách dài 10 trang đưa ra một số vấn đề chính sách chủ yếu liên quan đến việc mở rộng tầm nhìn hiện này của Việt Nam đối với việc giảm phát thải năng lượng thông qua việc sử dụng năng lượng tái tạo,cân nhắc tới các xu hướng khu vực trong việc sử dụng than và năng lượng tái tạo, khu vực hóa thương mại năng lượng toàn cầu và đạt được an ninh lâu dài về nguồn cung.

(1) Deploying Renewables 2011: Best and Future Policy Practice IEA 2011.


LỜI NÓI ĐẦU.......................................................................................................................7

MỤC LỤC.......................................................................................................................................8

DANH MỤC HÌNH VẼ...........................................................................................................11

DANH MỤC BẢNG..............................................................................................................13

DANH MỤC TỪ VIẾT TẮT..................................................................................................14

I. Tóm tắt chính sách - Các xu hướng và vấn đề chiến lược chínhtrong An ninh năng lượng................................................................................................15

1.1. Các xu hướng và vấn đề quốc tế..................................................................................15

1.1.1. Logic của an ninh năng lượng ...................................................................................15

1.1.2. Những lựa chọn hiện nay...........................................................................................16

1.1.3. Đảm bảo an ninh nguồn cung....................................................................................17

1.1.4. Khu vực hóa thương mại năng lượng toàn cầu.........................................................18

1.1.5. Xu hướng năng lượng khu vực – than đá và năng lượng tái tạo................................19

1.2. Các lựa chọn về giảm phát thải từ lĩnh vực năng lượng của Việt Nam.........................20

Kết luận...............................................................................................................................26

II. Nghiên cứu và rà soát tài liệu tham khảo.....................................................................27

2.1. Đầu tư năng lượng sạch trên quy mô toàn cầu.............................................................27

2.2. Xu hướng về năng lượng tái tạo/Nhiên liệu phi hóa thạch............................................44

2.3. Quản lý lưới điện .........................................................................................................51

2.4. Vấn đề về tính công bằng trong an ninh năng lượng.........................................................52

2.5. Chi phí giảm thiểu các bon............................................................................................54

III. Ba kịch bản giảm phát thải khí nhà kính cho ngành điện năm 2030.........................56

3.1. Rà soát hiện trạng nhu cầu tiêu thụ và sản xuất điện

(giai đoạn trước quy hoạch phát triển điện lực VII)..............................................................56

3.1.1. Nhu cầu tiêu thụ điện của Quốc gia...........................................................................56

3.1.2. Tình hình sản xuất điện..............................................................................................57

3.2. Rà soát mối tương quan giữa phát triển kinh tế và năng lượng Việt Nam.....................60

3.3. Tổng quan về hiện trạng cung cầu năng lượng VN......................................................63

3.3.1. Hiện trạng khai thác năng lượng sơ cấp....................................................................63

3.3.2. Hiện trạng xuất nhập khẩu năng lượng.........................................................................64

3.3.3. Hiện trạng tiêu thụ năng lượng..................................................................................64

3.4. Nhu cầu năng lượng trong giai đoạn Quy hoạch và khả năng cung cấp nội địa.............65

3.4.1. Tiềm năng và khả năng cung cấp các dạng năng lượng sơ cấp

giai đoạn 2011-2030............................................................................................................65

MỤC LỤC3.4.2. Dầu thô, khí...............................................................................................................67

3.4.3. Tiềm năng khai thác thủy năng..................................................................................68

3.5. Dự báo nhu cầu năng lượng và điện năng...................................................................68

3.5.1. Dự báo nhu cầu năng lượng Quốc gia.......................................................................683.5.2. Cân bằng cung cấp năng lượng toàn quốc................................................................69

3.5.3. Dự báo nhu cầu tiêu thụ điện giai đoạn đến năm 2030..............................................71

3.6. Chương trình phát triển nguồn điện.............................................................................74

3.6.1. Kế hoạch xây dựng nguồn giai đoạn 2011 - 2015......................................................74

3.6.2. Chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn 2016 - 2020......................................75

3.6.3. Chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn đến năm 2025 và 2030........................76

3.6.4. Đánh giá phát thải khí nhà kính của kịch bản phát triển NĐ trong QHĐ 7..................77

3.7. Một số giải pháp tiết kiệm năng lượng và điện đã được triển khai................................77

3.7.1. Chương trình quản lý nhu cầu (DSM)........................................................................77

3.7.2. Tình hình thực hiện quản lý nhu cầu (DSM) ở Việt Nam............................................78

3.7.3. Đánh giá và dự báo tiềm năng tiết kiệm của các chương trình DSM.........................82

3.7.4. Cơ chế chính sách đối với các chương trình DSM.....................................................82

3.7.5. Kế hoạch đề xuất thực hiện DSM giai đoạn tới..........................................................83

3.8. Tiềm năng năng lượng tái tạo.......................................................................................84

3.8.1. Rà soát, nghiên cứu và xác định khung chính sách

cho phát triển năng lượng tái tạo ở Việt Nam......................................................................85

3.8.2. Tóm lược các văn bản pháp lý với những điểm chính liên quan đến

năng lượng tái tạo...............................................................................................................85

3.9. Phát triển các kịch bản phát thải và giảm phát thải khí nhà kính

cho ngành điện vào năm 2030............................................................................................92

3.9.1. Đặt vấn đề.................................................................................................................92

3.9.2. Lựa chọn và phát triển kịch bản phát thải đường cơ sở.............................................95

3.9.3. Phát triển kịch bản giảm phát thải KNK ứng với lượng

giảm 20%, năm 2030..........................................................................................................99

3.9.4. Phát triển kịch bản giảm phát thải KNK với lượng giảm 40%, năm 2030....................105

3.10. Các bình luận, kết luận và khuyến nghị.....................................................................114

IV. Tổng hợp ý kiến các bên liên quan............................................................................114

4.1. Bài học kinh nghiệm chính được rút ra trong quá trình hoạch định chính sách

năng lượng/điện hiện hành...............................................................................................114


4.2. Các hoạt động/chính sách nào đã được đưa ra để đáp ứng mục tiêu

của Kế hoạch phát triển kinh tế xã hội (SEDP) giai đoạn 2011 – 2015

và cả giai đoạn 2011-2020..................................................................................................115

4.3. Các hoạt động liên quan đến năng lượng/điện nào đang được thực hiện?....................116

4.4. Những hoạt động nào về tính bền vững năng lượng/điện

đã được hoàn thành...........................................................................................................119

4.5. Quan điểm về vấn đề cung cấp năng lượng/điện trong dài hạn (sau 2015)..................120

V. Đánh giá các tác động về kinh tế, môi trường và xã hội của ba kịch bản giảm phát thải khí nhà kính.................................................................125

5.1. Tổng quan về phương pháp Phân tích đa chỉ tiêu (MCDA)........................................125

5.1.1. Định nghĩa phương pháp MCDA.............................................................................125

5.1.2. Đối tượng áp dụng của phương pháp MCDA ....................................................125

5.1.3. Các bước tiến hành phương pháp MCDA...............................................................125

5.2. Áp dụng phương pháp MCDA trong đánh giá ba kịch bản

giảm phát thải khí nhà kính................................................................................................126

5.2.1. Giới thiệu.................................................................................................................126

5.2.2. Các chỉ tiêu đánh giá...............................................................................................126

5.2.3. Thu thập các đánh giá và tổng hợp kết quả thu được .................................................127

Phụ lục 1: Phương pháp tiếp cận tính toán¸giảm phát thải KNK

trong ngành điện VN .........................................................................................................131

Phục lục 2: Đánh giá nguồn điện tái tạo...........................................................................132

Phụ lục 3: Cơ cấu nguồn nhiệt điện đốt nhiên liệu hóa thạch năm 2010 theo loại NL,

lượng điện sản xuất, lượng nhiên liệu tiêu thụ...................................................................135

Phụ lục 4: Cơ cấu nguồn điện năm 2030 theo loại NL,

lượng điện sản xuất dự kiến..............................................................................................139

Phụ lục 5: Số liệu đầu vào phát triển kịch bản

giảm thát thải 20% lĩnh vực sản xuất điện..........................................................................147

Phụ lục 6: Số liệu đầu vào phát triển kịch bản

giảm thát thải 40% lĩnh vực sản xuất điện.........................................................................149

Phụ lục 7: Phiếu điều tra...................................................................................................151

Phụ lục 8: Các công thức tính toán kết quả đánh giá........................................................153

Phụ lục 9: Bảng kết quả đánh giá MCDA..........................................................................154

TÀI LIỆU THAM KHẢO.....................................................................................................155

DANH MỤC HÌNH VẼHình 1.1. Các kịch bản Lộ trình Năng lượng của EU - các tỉ trọng phần trăm của các loại năng lượng được tiêu thụ cơ bản của các năm 2030 và 2050 so với mức cơ bản của năm 2005..................................................................................................17Hình 1.2. Số tiền chi cho nhập khẩu dầu tăng....................................................................18Hình 1.3. Ước tính chi phí điện gió tại Levelised với 18 kịch bản (bên phải).......................23Hình 2.1. Mức đầu tư theo quốc gia và theo lĩnh vực, 2010 (tỷ đô la Mỹ).............................28Hình 2.2. Đầu tư theo quốc gia và các nguồn tài chính, 2010 (tỷ USD)................................28Hình 2.3. Mức tăng CO2 khí quyển.....................................................................................31Hình 2.4. Nội dung Wedges....................................................................................................32Hình 2.5. Các nguồn năng lượng toàn cầu liên quan đến phát thải CO2 từ năm 2010 và sự thay đổi để đạt mục tiêu Kịch bản 450 .......................................................................33Hình 2.6. Giảm phát thải CO2 theo khu vực........................................................................33Hình 2.7. Các nguồn năng lượng.......................................................................................35Hình 2.8. Công nghệ giảm thiểu phát thải CO2 toàn cầu theo kịch bản Bản đồ xanh.................36Hình 2.9. Các nguồn năng lượng theo kịch bản Bản đồ xanh..............................................36Hình 2.10. Nhu cầu năng lượng ban đầu theo kịch bản Bản đồ xanh so với BAU (mức nền năm 2007).........................................................................................37Hình 2.11. Mức phát thải nền toàn cầu và theo kịch bản Bản đồ xanh.................................37Hình 2.12. Các phương án khử các bon hóa đối với các nguồn cung điện theo kịch bản Bản đồ xanh...................................................................................................38Hình 2.13. Công suất điện theo kịch bản Bản đồ xanh........................................................39Hình 2.14. Thay đổi thị phần năng lượng tái tạo trong kịch bản Bản đồ xanh.......................40Hình 2.15. Mức giảm CO2 theo kịch bản Bản đồ xanh và mức nền thông qua mạng lưới điện thông minh..................................................................................................40Hình 2.16. Kinh doanh các phương tiện giao thông theo công nghệ..................................41Hình 2.17. Lượng phát thải CO2 từ giao thông vân tải, giai đoạn 2007 -2008.....................42Hình 2.18. Chi phí năng lượng mặt trời..............................................................................47Hình 2.19. Năng lượng mặt trời có tính kinh tế hơn năng lượng hạt nhân...........................48Hình 2.20. So sánh chi phí sản xuất đơn vị điện năng Kilowatt-giờ giữa năng lượng mặt trời và hạt nhân..................................................................................42Hình 2.21. Việc ứng dụng công nghệ CCS trên toàn cầu trong kịch bản Bản đồ xanh giai đoạn 2010-2050..................................................................50Hình 2.22. Mạng lưới điện thông minh................................................................................51Hình 2.23. Năng lượng cho mọi đối tượng’ Energy Mix.......................................................52Hình 2.24. Trợ cấp nhiên liệu hóa thạch và người nghèo....................................................52Hình 2.25. Energy for All = More CO2.................................................................................53


Hình 2.26. Đường cong chi phí toàn cầu đối với các giải pháp giảm thiểu khí nhà kínhtrong trường hợp ‘công việc kinh doanh như bình thường’; đơn vị GtCO2e1...........................54Hình 2.27. Nghiên cứu của McKinsey 2007 về khả năng giảm phát thải theo từng lĩnh vực...............................................................................................................55Hình 2.28. Chi phí giảm thiểu GHG toàn cầu theo công việc kinh doanh bình thường - 2030............................................................................55Hình 3.1. Nhu cầu điện và tốc độ tăng trưởng giai đoạn 2001-2009...................................56Hình 3.2. Phân loại nguồn điện theo chủ sở hữu................................................................58Hình 3.3. Cơ cấu công suất đặt và điện năng 2009.............................................................58Hình 3.4. Tốc độ tăng GDP..................................................................................................60Hình 3.5. Cơ cấu kinh tế của VN, giai đoạn 2000-2009........................................................61Hình 3.6. Tương quan phát triển kinh tế và xu hướng nhu cầu năng lượng của VN...................62Hình 3.7. Cân đối nhu cầu và khả năng khai thác năng lượng sơ cấp.................................71Hình 3.8. Tiềm năng tiết kiệm từ các chương trình DSM giai đoạn tới.................................82Hình 3.9. Phát thải CO2 khi chưa xét sự tham gia của điện tái tạo và điện hạt nhân.................94Hình 3.10. Phát thải CO2 khi xét đến sự tham gia của điện tái tạo và điện hạt nhân...................95Hình 3.11. Nhu cầu than cho điện khi xét có sự tham gia của NLTT và hạt nhân.................96Hình 3.12. Nhu cầu than cho điện khi chưa xét sự tham gia của NLTT và hạt nhân...................96Hình 3.13. Đường phát thải cơ sở khí nhà kính theo loại nhiên liệu, 2030.........................99Hình 3.14. Đường cong chi phí biên giảm phát thải KNK điển hình...................................100Hình 3.15. Đường cong chi phí biên giảm phát thải KNK ngành điện (sản xuất điện)..............103Hình 3.16. Cơ cấu nguồn phát điện trong kịch bản giảm 20% phát thải KNK.....................104Hình 3.17. So sánh cơ cấu nguồn điện giữa BAU và kịch bản giảm phát thải....................104Hình 3.18. So sánh nhu cầu than giữa BAU và kịch bản giảm phát thải............................105Hình 3.19. Hệ số phát thải KNK của lưới điện VN giai đoạn đến 2030...............................107Hình 3.20. Đường cong chi phí biên giảm phát thải KNK trong sản xuất điện.......................111Hình 3.21. Đường cong chi phí biên giảm phát thải KNK trong lĩnh vực sử dụng điện – tiết kiệm điện.......................................................................111Hình 3.22. Đường cong chi phí biên giảm phát thải KNK trong lĩnh vực sử dụng điện - thu hồi nhiệt thải (xi măng và thép).....................................113Hình 5.1. Đường cong giảm phát thải khí nhà kính MACC của ngành điện trong kịch bản giảm phát thải 20%.....................................................................................129Hình 5.2. Đường cong giảm phát thải khí nhà kính MACC của ngành điện trong kịch bản giảm phát thải 40%....................................................................................129

DANH MỤC BẢNGBảng 2.1. Các thực tiễn và công nghệ giảm thiểu chính theo lĩnh vực để đạt mục tiêu 450 ppm (IPCC 2007 WGIII) .....................................................................................................30

Bảng 3.1. Cơ cấu tiêu thụ điện giai đoạn 2001-2009............................................................57

Bảng 3.2. Lượng khí thải từ các NMNĐ năm 2009..............................................................60

Bảng 3.3. Tổng hợp chỉ tiêu kinh tế - năng lượng Việt Nam 2000-2008.................................62

Bảng 3.4. Diễn biến khai thác than giai đoạn 2000 – 2009..................................................63

Bảng 3.5. Diễn biến khai thác dầu thô trong giai đoạn 2000-2009.............................................63

Bảng 3.6. Khai thác khí giai đoạn 20055-2009........................................................................63

Bảng 3.7. Diễn biến xuất nhập khẩu năng lượng (1000 tấn)..............................................64

Bảng 3.8. Diễn biến tiêu thụ năng lượng sơ cấp (KTOE)....................................................64

Bảng 3.9. Diễn biến tiêu thụ từng loại nhiên liệu cho sản xuất điện....................................65

Bảng 3.10. Trữ lượng than phân theo các cấp và các chủng loại than................................66

Bảng 3.11. Tổng hợp sản lượng than đến năm 2030..........................................................66

Bảng 3.12. Tổng hợp trữ lượng dầu khí.............................................................................67

Bảng 3.13. Quy hoạch khai thác dầu thô đến năm 2025.....................................................67

Bảng 3.14. Quy hoạch khai thác khí đốt đến năm 2030......................................................68

Bảng 3.15. Dự báo nhu cầu năng lượng cuối cùng theo loại nhiên liệu đến 2030...............69

Bảng 3.16. Cân đối nhu cầu tổng thể năng lượng và

khả năng khai thác năng lượng sơ cấp (Phương án cơ sở) ...................................70

Bảng 3.17. Dự báo nhu cầu công suất và điện năng toàn quốc đến năm 2030....................72

Bảng 3.18. Kết quả dự báo nhu cầu điện Toàn quốc đến năm 2030-PA cơ sở.....................74

Bảng 3.19. Công suất nguồn dự kiến vào giai đoạn 2011 – 2015........................................74

Bảng 3.20. Mục tiêu của chương trình DSM giai đoạn 2.....................................................77

Bảng 3.21. Tóm tắt các khuôn khổ pháp lý cho phát triển năng lượng tái tạo ở Việt Nam........86

Bảng 3.22. Những thông tin chính về phát triển điện đến năm 2030...................................93

Bảng 3.23. Tóm lược các thông số đầu vào và các giả định (kịch bản giảm 20%)..............102

Bảng 3.24. Kết quả tính toán hệ số phát thải KNK lưới điện quốc gia...............................107

Bảng 3.25. Tóm lược các thông số đầu vào và các giả định (kịch bản giảm 40%)..............108

Bảng 5.1. Kết quả đánh giá tác động môi trường và xã hội

của kịch bản giảm phát thải khí nhà kính 20% và 40% .....................................................127


DANH MỤC TỪ VIẾT TẮTBAU Kế hoạch kinh doanh bình thường

CCS Thu hồi và lưu giữ Carbon

CDM Cơ chế phát triển sạch

CERs Chứng chỉ giảm phát thải

EVN Tập đoàn Điện lực Việt Nam

GPT Giảm phát thải

HN Điện hạt nhân

HTCS Hệ thống chiếu sáng

IE Viện Năng lượng

IPCC Hội nghị các bên liên quan về biến đổi khí hậu

KNK Khí nhà kính

KP Nghị định thư Kyoto

KSH Khí sinh học

MACC Đường cong chi phí biên giảm phát thải

NAMA Hoạt động giảm nhẹ phát thải khí nhà kính tự nguyện phù hợp điều kiện quốc gia

NL Năng lượng

NLMT Năng lượng mặt trời

NLSK Năng lượng sinh khối

NLTT Năng lượng tái tạo

NPT Chương trình mục tiêu quốc gia ứng phó với biến đổi khí hậu

PA Phương án

TĐN Thuỷ điện nhỏ

TSĐ Tổng Sơ đồ

UNFCCC Công ước khung của Liên hiệp quốc về biến đổi khí hậu

VN Việt Nam

I. TÓM TẮT CHÍNH SÁCH – CÁC XU HƯỚNG VÀ VẤN ĐỀ CHIẾN LƯỢC CHÍNH TRONG

AN NINH NĂNG LƯỢNG

1.1. Các xu hướng và vấn đề quốc tế

1.1.1. Logic của an ninh năng lượng

Theo nghĩa rộng, logic của an ninh năng lượng được hiểu như sau

• Các quốc gia không có nguồn năng lượng dồi dào sẽ phải phụ thuộc vào sự chấp thuận cung cấp năng lượng của quốc gia khác. Các quốc gia cần tự tìm cách sản xuất năng lượng..

• Sự gia tăng dân số, đô thị hóa và tăng trưởng kinh tế đồng nghĩa với sự gia tăng trong nhu cầu năng lượng của lưới điện. Lưới điện thông minh và sự gia tăng các nguồn năng lượng tin cậy cung cấp cho lưới điện là cần thiết.

• Theo nhà kinh tế trường của IEA – tiến sĩ Fatih Birol, đến năm 2014, nguồn cung dầu toàn cầu dự kiến sẽ giảm(đỉnh dầu)(2) . Do đó, các nguồn cung cho lưới điện nhằm thay thế năng lượng hóa thạch là cần thiết.

• Do sự phụ thuộc quá mức vào năng lượng hóa thạch dẫn đến tới việc suy thoái môi trường và các vấn đề về sức khỏe, làm trái đất nóng lên dẫn tới biến đổi khí hậu nên việc giảm phát thải KNK đã được chấp nhận trên quy mô toàn thế giới. Do đó, các nguồn năng lượng carbon thấp thay thế là cần thiết.

• Mặc cho những vấn đề chưa được giải quyết đối với chất thải phóng xạ, năng lượng nguyên tử vẫn được xem là một lựa chọn có thể sử dụng, vì không có phát thải cac-bon. Tuy nhiên, sự kiện nguyên tử Fukushima năm 2011 đã gây ra phản ứng tiêu cực với việc sử dụng năng lượng nguyên tử ở Đức và Nhật Bản, và điều này đã khơi mào trở lại cuộc tranh luận về khả năng phát triển lâu dài của hoạt động sản xuất năng lượng nguyên tử dựa trên uranium, và khởi động trở lại công cuộc tìm kiếm các cách thức sản xuất năng lượng ổn định bền vững và sử dụng các nguồn năng lượng tái tạo.

• Tuy nhiên, một số phương án như thủy điện lớn, nhiên liệu sinh học từ cây lương thực cũng gây ra những ảnh hưởng tiêu cực đáng kẻ tới môi trường và xã hội, gây áp lực về sử dụng đất, chẳng hạn như về thủy lợi và sản xuất lương thực. Do đó, các giải pháp các-bon thấp thay thế cho tài nguyên hóa thạch và năng lượng hạt nhân là cần thiết.

Để ‘xanh hóa’ ngành năng lượng trong chiến lược phát triển xanh, các khung chính sách của chính phủ cần phải thay đổi để hỗ trợ ổn định và kịp thời cho việc gỡ bỏ những rào cản đối với quá trình thực hiện (ví dụ như bằng việc tăng chính sách thuế ưu đãi (FiT) một cách hợp lý đồng thời với việc giảm trợ giá năng lượng hóa thạch), tạo ra sự tin tưởng vào sự phát triển của ngành công nghiệp này, cũng như giảm vốn và chi phí hoạt động bằng cách gia tăng đầu tư vào các dự án thí điểm.

(2) Interview with IEA Chief Economist Dr Fatih Birol. ABC Science Show. 23 April 2011. http://www.abc.net.au/rn/scienceshow/stories/2011/3198227.htm


1.1.2. Những lựa chọn hiện nay

Hiện nay, đang có những lựa chọn giữa các nhà máy năng lượng (ví dụ như than, gas và nguyên tử) và ‘cánh đồng’ năng lượng (ví dụ như nước, địa nhiệt, gió, mặt trời, sinh học, năng lượng sinh khối và năng lượng sinh học) để thực hiện được yêu cầu tiết kiệm năng lượng. Các đường chi phí giảm thải biên cho thấy rằng chi phí vốn ban đầu của việc sử dụng các công nghệ tiết kiệm năng lượng về lâu dài có ưu thế hơn về các lợi ích kinh tế. Ở mức chi phí kinh tế thực, các công nghệ này cũng đem lại các lợi ích về môi trường và xã hội. Tuy nhiên, các lợi ích này không tương ứng với các mức độ giảm phát thải – các thông số thấp nhất trong các công nghệ hiện có.

Sự phục hồi không theo thông lệ của nhiên liệu hóa thạch tiếp tục nhận được sự tiếp nhận hạn chế của thị trường thế giới. Quy định cấm đã được một số nước Châu Âu, bao gồm cả Pháp, ban hành đối với việc sử dụng công nghệ bẻ gãy bằng thủy lực để khai thác khí gas đá sét. Năm 2011, Hội đồng Năng lượng Thế giới đã thay đổi dự báo toàn cầu lạc quan trước đó về sản lượng khí gas đá sét(3). Những yếu tố đặc trưng của địa phương góp phần vào sự thành công của ngành khí gas đá sét, bao gồm cả việc được miễn trừ theo các quy định quan trọng về bảo vệ môi trường của quốc gia, có thể cho thấy sự tiếp nhận chậm chạp trên quy mô toàn cầu(4). Tháng 5/2012, báo cáo của IEA cho thấy rằng không có sự đảm bảo chắc chắn về một tương lai sáng sủa cho loại khí ga phi thông thường: rất nhiều rào cản cần phải vượt qua, không chỉ là các mối quan tâm về môi trường và xã hội liên quan tới việc khai thác. Quy mô phát triển có thể có những ảnh hưởng lớn đến các cộng đồng địa phương đó, việc sử dụng đất và nguồn nước. Các rủi ro nghiêm trọng, bao gồm khả năng ô nhiễm không khí và nhiễm độc nước bề mặt và nước ngầm, có thể được giải quyết thành công.” (5)

Ngược lại, năng lượng tái tạo được IEA dự báo là sẽ cạnh tranh về mặt chi phí so với nhiên liệu hóa thạch trong thập kỷ tới, trong đó nước Anh được dự báo tạo ra hơn 30% trong toàn hệ thống năng lượng từ nhiên liệu tái tạo vào năm 2030(6) .Ở các nước đang phát triển, IEA nhìn nhận năng lượng sinh khối tiếp tục đóng vai trò chính trong việc đáp ứng các yêu cầu năng lượng cơ bản của người nghèo nông thôn, nhưng công nghệ sản xuất khí gas giá hợp lý và hiệu quả sẽ đảm bảo nguồn cung sạch hơn.(7)

(3) Survey of Energy Resources: Shale Gas – What’s New World Energy Council 2011(4) Những yếu tố này bao gồm đặc điểm địa chất độc đáo của khu mỏ khí gas đá sét Marcellus, kinh nghiệm chuyên môn nhiều trong lĩnh vực khoan thăm dò khí gas và công nghiệp vận tải, và những quyền miễn trừ theo Đạo luật về Chính sách Năng lượng 2005, Đạo luật về Trách nhiệm và Bồi thường tác động môi trường toàn diện, Đạo luật về nước uống an toàn, về nước sạch, không khí sạch, Đạo luật về Chất thải rắn, và hese include the unique geology of the Marcellus shale gas formation, extensive gas drilling and transport industry expertise, and exemptions under the Energy Policy Act of 2005, Comprehensive Environmental Response Compensation and Liability Act, Safe Drinking Water Act, Clean Water Act, Clean Air Act, Solid Waste Disposal Act and Toxic Release Inventory of the Emergency Planning and Community Right-to-Know Act.(5) IEA Golden Rules for a Golden Age of Gas. World Energy Outlook Special Report on Unconventional Gas IEA 29 May 2012(6) Deploying Renewables -- Best and Future Policy Practice IEA 2011(7) IEA Energy for All– Financing access for the poor OECD/IEA 2011

1.1.3. Đảm bảo an ninh nguồn cung

Hình 1. 1 Các kịch bản Lộ trình Năng lượng của EU – các tỉ trọng phần trăm của các loại năng lượng được tiêu thụ cơ bản của các năm 2030 và 2050 so với mức cơ bản của năm 2005

Phác họa các loại rủi ro dài hạn để định nghĩa an ninh năng lượng ở phạm vi rộng hơn được xem là phương pháp được sử dụng phổ biến – bốn chữ A khái quát vấn đề an ninh năng lượng – tính sẵn có (về mặt địa chất), khả năng tiếp cận (địa chính trị), khả năng chi phí (kinh tế) và khả năng chấp nhận (môi trường và xã hội).(8)

Tuy nhiên, định nghĩa tiêu chuẩn của IEA về an ninh năng lượng là ‘tính sẵn có vật chất không gián đoạn ở một mức giá hợp lý, mà vẫn quan tâm tới các vấn đề môi trường”. Tuy nhiên, đối với nhiều quốc gia, an ninh năng lượng đơn giản chỉ là đảm bảo nguồn cung.

Ví dụ, Ủy ban Châu Âu đã định nghĩa an ninh năng lượng về các mặt sau:

Cuốn ‘Lộ trình Năng lượng 2050’ của Ủy ban Châu Âu hồi tháng 12/2011 đã tập trung vào 80% năng lượng tái tạo như là mục tiêu giảm tối thiểu so với các mức của năm 1990.

• Sự phụ thuộc vào nhập khẩu

• Sự đa dạng của loại nhiên liệu

• Sự đa dạng của các khu vực nhập khẩu nhiên liệu

• Sự ổn định chính trị của các khu vực có nguồn năng lượng.(9)

(8) APERC (2007). A quest for energy security in the 21st century: Resources and constraints. AsiaPacific Research Centre: Tokyo; Kruyt, B., D. P. van Vuuren, H.J.M. de Vries, and H. Groenenberg. (2009). Indicators for energy security. Energy Policy, 37(6), pp.2166-2181(9) European Commission Renewable Energy Road Map Impact Assessment 2007.


1.1.4. Khu vực hóa thương mại năng lượng toàn cầu

Hình 1. 2 Số tiền chi cho nhập khẩu dầu tăng

Phụ thuộc nhập khẩu cũng chỉ thấy ở bên ngoài Châu Âu. IEA nhấn mạnh xu hướng nhập khẩu dầu ở các quốc gia đang phát triển và nhập khẩu nhiều (Hình 2)(10). Năm 1990 chứng kiến Châu Á mất sự tự chủ về năng lượng và trở thành khu vực nhập khẩu dầu. Vào năm 2030, IEA dự báo rằng nhập khẩu dầu ở Trung Quốc sẽ vượt con số 60%, ở Ấn Độ là hơn 80% và Đông Nam Á lên tới 50% của tổng các nguồn cung dầu.(11)

Ở Châu Âu, sự phụ thuộc vào nhập khẩu dầu đã dẫn tới sự khu vực hóa thương mại năng lượng toàn cầu ngày càng cao, trong đó mục tiêu chính là giảm chi phí và rủi ro vận chuyển bằng cách tối đa hóa cung năng lượng ở các nguồn lân cận. Wesley cho rằng điều này đã dẫn tới một sự dịch chuyển trong các liên minh chiến lược(12). Trong thời kỳ Chiến tranh lạnh, các quốc gia thường giao dịch thương mại và đầu tư vào các quốc gia trong cùng một hệ thống liên minh an ninh; và hoạt động thương mại và đầu tư giữa các hệ thống cạnh tranh về an ninh ở quy mô rất nhỏ.Hiện nay, Nga đang là nhà cung cấp dầu mỏ và khí đốt chính cho nhiều quốc gia khối NATO và Trung Quốc trở thành đối tác thương mại chính của tất cả các quốc gia liên minh với Mỹ tại Châu Á Thái Bình Dương: Nhật Bản, Hàn Quốc, Đài Loan, Philippin, Thái Lan và Úc.

Trung Quốc cũng là nguồn đảm bảo cầu lớn nhất của các sản phẩm năng lượng từ các quốc gia liên minh của Mỹ bao gồm: Ả Rập Xê Út, Kuwait và các tiểu vương quốc Ả Rập thống nhất. Hiện nay, thị trường xuất khẩu lớn nhất của Ả Rập Xê Út là Nhật Bản, Trung Quốc và Ấn Độ. Trong suốt thập kỷ vừa qua, lượng xuất khẩu của Ả Rập sang Trung Quốc tăng hơn

(10) IEA Energy for All– Financing access for the poor OECD/IEA 2011(11 IEA World Energy Outlook 2010(12) Wesley M., 2011. Asia’s Changing Shape. Lowy Institute,Australia

20 lần, sang Ấn Độ tăng 6 lần và sang Thái Lan tăng 5 lần. Ở Châu Á, nguồn năng lượng tin cậy và giá hợp lý đáp ứng sự tăng trưởng nhanh và đảm bảo ổn định xã hội bằng cách ổn định các tầng lớp trung lưu đang phát triển, trong khi ở Trung Đông, cơn khát năng lượng không thuyên giảm của Châu Á đảm bảo sự ổn định không thể thiếu về cầu, củng cố an ninh kinh tế và xã hội ở một khu vực kém ổn định.

Trung Quốc cũng đã củng cố vị trí của mình là trung tâm của “Công xưởng Châu Á”, theo đó quốc gia đóng vai trò là nơi lắp ráp cuối cùng cho các sản phẩm mà các bộ phận của nó được sản xuất ở nhiều quốc gia bên cạnh. Mô hình này giúp đất nước này có được sự linh hoạt trong việc tìm nguồn cho các bộ phận của các sản phẩm họ sản xuất, và tạo cho đất nước này một mô hình ở cấp nhà nước cho các cuộc đàm phán song phương với từng quốc gia mà họ muốn áp dụng ở các khu vực tranh chấp về tài nguyên, ví dụ như khu vực Biển Đông Á.

Ảnh hưởng của chủ nghĩa quốc gia hóa tài nguyên ở Châu Á đối với vấn đề an ninh năng lượng ngày càng được chú ý hơn, đặc biệt là ở Mỹ, nơi Chương trình An ninh năng lượng 2011 của Ủy ban Quốc gia về Nghiên cứu Châu Á có chủ đề “Chủ nghĩa quốc gia hóa tài nguyên và năng lượng mới xuất hiện ở Châu Á”. Theo Ủy ban này, “sự cạnh tranh giữa Trung Quốc, Nhật và Ấn Độ để phát triển các công ty dầu mỏ của nước mình và dành quyền kiểm soát đối với các nguồn cung dầu mỏ và khí đốt của nước ngoài đang làm xói mòn niềm tin vào khả năng tiếp cận công bằng đối với nguồn cung trong tương lai, làm thay đổi cục diện cạnh tranh và làm tăng sự bất tín về mặt chiến lược. Môi trường căng thẳng ở Châu Á còn đang hiện diện ở khu vực bờ biển vì các nỗ lực muốn kiểm soát các đường giao thong vận chuyển năng lượng trên biển đã châm ngòi cho khả năng diễn ra một cuộc chạy đua vũ trang hải quân. Ngoài ra, các cuộc xung đột như tranh cãi xung quanh các chính sách của Trung Quốc về xuất khẩu đất hiếm đã cho thấy bằng cách nào mà các hàng hóa và tài nguyên khác có thể được đưa vào các đối thủ của một quốc gia, và được sử dụng như là các công cụ chính trị làm gia tăng sự bất tín trong khu vực.” (14)

Than đá hiện nay cung cấp hơn 80% nguồn cung năng lượng của Trung Quốc và hơn 70% tổng số nguồn năng lượng, và kế hoạch tăng công suất năng lượng phi hóa thạch lên 15% vào năm 2020, bao gồm 150 GW từ năng lượng gió và 20 GW từ năng lượng mặt trời của quốc gia này trước đây được coi là quá tham vọng(15). Tuy nhiên, vào năm 2010, Trung Quốc đã vượt Mỹ để dẫn đầu thế giới về công suất năng lượng sạch được lắp đặt, thêm vào 17 GW công suất năng lượng gió vào năm đó. Năm 2010, Ấn Độ cũng trở thành một trong 10 quốc gia dẫn đầu trong đầu tư cho năng lượng sạch và hiện đang xếp thứ 7 về mặt công suất đã lắp đặt.

Tuy nhiên, trong khi Trung Quốc đã trở thành nước dẫn đầu về đầu tư cho năng lượng sạch toàn cầu (54,4 tỉ đô la Mỹ), về mặt khu vực, Châu Âu vẫn là khu vực chiếm ưu thế, thu hút 94,4 tỉ đô la Mỹ trong năm 2010, tăng 25% so với năm 2009. Đầu tư ở Đức đã tăng hơn gấp

1.1.5. Xu hướng năng lượng khu vực – than đá và năng lượng tái tạo

(13) ibid(14) Gabe Collins, Andrew S. Erickson, Yufan Hao, Mikkal E. Herberg, Llewelyn Hughes, Weihua Liu and Jane Nakano 2011. Asia’s Rising Energy and Resource Nationalism: Implications for the United States, China, and the Asia-Pacific Region. September 2011. National Bureau of Asian Research. USA.(15) Cheung K., Integration of Renewables - Status and challenges in China. IEA 2011


(16) The Pew Charitable Trusts and Bloomberg New Energy Finance 2011 - http://www.abc.net.au/environment/articles/2011/08/22/3295836.htm ;Pew Charitable Trusts 2011 Whos winning the clean energy race? 2010 edition. (17) Pew Charitable Trusts 2011 Whos winning the clean energy race? 2010 edition.

đôi vào năm 2010 lên 41,2 tỉ đô la Mỹ, vượt cả Mỹ để chiếm vị trí thứ hai trên toàn thế giới. Đứng thứ 4 là Ý (xếp thứ 8 vào năm 2009), quốc gia đầu tiên đạt độ cân bằng giữa chi phí và tính cạnh tranh đối với năng lượng quang điện mặt trời, thu hút gần 14 tỉ đô la Mỹ. Theo Pew Charitable Trusts và Bloomberg New Energy Finance, đầu tư cho năng lượng sạch toàn cầu đã tăng đến mức kỷ lục là 243 tỉ đô la Mỹ vào năm 2010, tăng thêm 30% so với năm 2009, với công suất lắp đặt của năng lượng tái tạo hiện nay đang vượt công suất lắp đặt của năng lượng nguyên tử(16). Phần lớn khoản đầu tư này được dành cho đầu tư vào tài sản (Hình 3 và 4)(17). Tốc độ tăng nhanh nhất là ở phần năng lượng mặt trời, do giá các tấm năng lượng mặt trời giảm giá tới 60% trong vòng hơn 2 năm qua. Giá được dự báo là đã giảm một nửa từ bốn năm trước vào cuối năm 2011, với sự tiến bộ nhanh chóng về các ô phim mặt trời mỏng và quang hợp nhân tạo.

Trong khi Kế hoạch năng lượng VII của Việt Nam đề cập tỉ lệ công suất năng lượng tái tạo đáng kể, chiếm 9,4% tổng công suất vào năm 2030, nhập khẩu than vẫn tiếp tục tăng. Trong báo cáo nghiên cứu này, các bên liên quan đã tư vấn rằng để cân bằng cung cầu, các nhà máy nhiệt điện của Việt Nam cần phải nhập khẩu ít nhất 3 tới 5 triệu tấn than vào năm 2015, tăng từ 21 lên 40 triệu tấn vào năm 2020; từ 40 lên 80 triệu tấn vào năm 2025, và từ 100 lên 150 triệu tấn vào năm 2030. Nhập khẩu một khối lượng lớn than đá như vậy trong các hợp đồng dài hạn được xem là rất khó khăn, trong khi việc mua các mỏ nước ngoài lại không đủ chi phí. Trên thực tế, năng lượng dựa trên khối lượng lớn than nhập khẩu được đánh giá là không chỉ rủi ro và đầy thách thức, mà còn rất không khả thi. Trong khi Úc và Indonesia đã là hai nước cung cấp than đá có bitum chính ở khu vực trong những năm gần đây, hiện thị trường này đang bị chiếm lĩnh bởi Nhật Bản, Hàn Quốc, Trung Quốc, Đài Loan và Ấn Độ, những quốc gia mà đơn đặt hàng của họ dễ dàng bỏ xa đơn hàng của Việt Nam. Do vậy, những bên liên quan của ngành đã tư vấn trong nghiên cứu này rằng việc xây dựng kế hoạch về một nhà máy nhiệt điện ở phía nam sử dụng than nhập khẩu cần tính đến yếu tố này trong các giải pháp tối ưu và tổng thể về khả năng nhập khẩu than lâu dài. Hơn nữa, họ cho rằng việc thúc đẩy đa dạng hóa nguồn nhiên liệu trong hoạch định phát triển ngành năng lượng quốc gia là cần thiết, đặc biệt là khi tập trung vào những đối tượng sử dụng năng lượng tiềm năng, lớn và ở trong nước.

Mở rộng tầm nhìn đối với vấn đề năng lượng tái tạo.

Các kịch bản được đưa ra trong Báo cáo này đã chỉ ra cách thức làm thế nào để có thể hiện thực hóa mục tiêu giảm thiểu 20% và 40% mức phát thải so với mức nền. Tuy nhiên trong quá trình tham vấn cộng đồng để thực hiện báo cáo này, nhiều doanh nghiệp và khu công nghiệp được phỏng vấn cho rằng mặc dù Chính phủ đã có nhiều nỗ lực trong công cuộc ứng phó với biến đổi khí hậu, nhưng riêng về việc thiết lập và ban hành các ưu tiên trong lĩnh vực năng lượng thì cần có sự xem xét lại nhằm đạt được mục tiêu về nguồn năng lượng sạch hơn và có tính chất tái tạo.

1.2. Các lựa chọn về giảm phát thải từ lĩnh vực năng lượng của Việt Nam

Việc phân tích các kịch bản cũng cho thấy mức tăng nguồn năng lượng mới và tái tạo theo dự kiến tại Nhà máy điện VII sẽ giảm 20% tỷ lệ phát thải so với mức thông thường. Tuy nhiên, nhiều bên liên quan lại tỏ ra quan ngại về tỷ phần của các nguồn năng lượng này trong Kế hoạch là hoàn toàn không có ý nghĩa bởi vì nguồn điện năng được tạo ra từ Nhà máy điện VII hoàn toàn phục vụ chính cho các khu vực mà mạng lưới điện quốc gia không đủ khả năng cung cấp hoặc cung cấp không hiệu quả với mức tiêu thụ điện thông thường.

Do vậy, việc xây dựng và phát triển mạng lưới điện tái tạo lại bị hạn chế để cung cấp điện cho các khu vực dân cư quy mô nhỏ và có tính địa phương, tạo ra các thị trường điện nhỏ lẻ. Tầm nhìn này là quá hạn chế và hoàn toàn không phù hợp với quy mô và mức độ của các vấn đề môi trường đang cần được giải quyết. Thay vào đó, tầm nhìn về vấn đề năng lượng tái tạo cần được mở rộng hơn nữa nhằm xác định và phù hợp với thực tiễn rằng tiềm năng năng lượng tái tạo của quốc gia là đủ lớn để sản xuất điện năng phục vụ cho quy mô công nghiệp và có khả năng đáp ứng đủ nhu cầu tiêu thụ điện từ mức độ tiêu thụ điện bình thường hay trong thời gian cao điểm. Ngoài ra trong một tầm nhìn rộng lớn hơn, cũng nên đặt ra vấn đề xem xét nguồn năng lượng tái tạo là trọng tâm, là điều chủ yếu để đạt được Chiến lược phát triển xanh của quốc gia.

Điều này cũng phù hợp với xu thế chung của thị trường toàn cầu. Theo dự báo của IEA, năng lượng tái tạo cần được tạo ra tăng thêm gần 60% trong giai đoạn 2011-2017 so với giai đoạn 1005-2011, trong đó các nguồn phi thủy điện sẽ gia tăng ở mức độ cao hơn. Cụ thể, các nguồn điện gió (các nhà máy sử dụng nguồn gió ngoài khơi và gió lục địa) sẽ có thể là nguồn cung cấp năng lượng chính của mạng lưới điện toàn cầu vào năm 2017, đạt tỷ lệ 16,7%(18) Trong khi đưa ra dự đoán nêu trên, Giám đốc điều hành IEA cũng chỉ ra rằng sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch đã đẩy thế giới tới “bờ vực” và nhận thức về sự “thất bại chính trị trên diện rộng” để kiểm soát được vấn đề phát thải khí nhà kính và bà cho rằng “kỷ nguyên của năng lượng tái tạo” đã đến.

Bên cạnh đó, Giám đốc phụ trách thị trường năng lượng của IEA, Didier Houssin, cũng cho rằng mặc dù kinh tế không tăng trưởng nhưng nhu cầu năng lượng tái tạo lại không hề bị suy giảm mà ngược lại nhu cầu này đang gia tăng và mở rộng theo quy mô địa lý, dẫn đến việc hình thành nên “vòng tròn ảo của việc giảm chi phí và tính cạnh tranh gia tăng”(19)

Triển khai hóa tầm nhìn về năng lượng tái tạo:

Việt Nam cần triển khai một tầm nhìn rộng lớn hơn về năng lượng tái tạo và điều này có thể thúc đẩy sự phát triển xanh và tạo ra một tương lai năng lượng bền vững. Các hành động để thực hiện tầm nhìn này không chỉ là những giải pháp để thúc đẩy và tăng thị phần năng lượng tái tạo trong tổng mạng lưới điện quốc gia như các hành động cụ thể về cải thiện mạng lưới điện thông minh, thuế đầu vào, ưu tiên phân phối và đảm bảo các hợp đồng mua bán điện hiệu quả giữa nhà tiêu dùng và nhà cung cấp nguồn năng lượng tái tạo.

Các giải pháp đề ra cần bao gồm việc áp dụng các phương pháp tổng thể về tiết kiệm và thúc đẩy hiệu quả năng lượng, bao gồm việc kết hợp nhiệt lượng và năng lượng trong các ngành công nghiệp chủ chốt va thúc đẩy việc giới thiệu công bằng hệ thống đơn giá dựa vào thị trường đối với các nguồn năng lượng từ than đá để thu hút và hỗ trợ đầu tư cho lĩnh vực năng lượng tái tạo.

(18)Báo cáo của IEA về thị trường năng lượng tái tạo trung hạn, tháng 7 năm 2012.p(19)http://reneweconomy.com.au/2012/iea-says-renewable-energy-growth-to-accelerate-76483


(20) Efficiency Based Economic Development Model And State Owned Enterprise Management Reform. Dr. Dang Duc Dam 24 December 2010. p8.

Điều này cũng tạo ra nhiều lợi nhuận khác nữa, ví dụ như tỷ lệ hộ gia đình sử dụng than/điện hiệu quả hơn sẽ tăng lên bằng việc áp dụng các phương pháp tiết kiệm năng lượng; sử dụng than đá hiệu quả hơn; thúc đẩy các chu trình tiết kiệm năng lượng; hạn chế và loại bỏ trợ cấp cho than đá từ đó góp phần giảm khoảng cách về giá giữa năng lượng hóa thạch và năng lượng tái tạo, tạo ra các cơ hội mới cho các nhà đầu tư vào lĩnh vực năng lượng mới và tái tạo; ít phụ thuộc hơn vào nhiên liệu hóa thạch cũng như phát thải ít hơn.

Hiệu quả và tiết kiệm năng lượng được xem là những nhân tố chính trong việc đạt được kịch bản giảm thải 40% của báo cáo này, theo các nghiên cứu của ông Dang Duc Dam, tại Việt Nam “hiệu quả năng lượng của các nhà máy điện than và dầu chỉ đạt khoảng 28-32%, thấp hơn 10% so với các quốc gia khác; hiệu quả năng lượng của các ngành công nghiệp nồi hơi là khoảng 60% thấp hơn 20% so với mức trung bình của thế giới, do vậy “khoảng cách” trong sử dụng hiệu quả năng lượng là còn tương đối cao. Việc tiết kiệm hơn khoảng 20% lượng tiêu thụ điện có thể đạt được đối với các ngành công nghiệp như xi măng, thép, đồ sứ và hàng tiêu dùng, trong khi các công trình xây dựng dân dụng có thể đạt được mục tiêu tiết kiệm năng lượng lên đến 30%”(20)

Kể từ sau giai đoạn năm 2015, để đảm bảo được sự an ninh năng lượng dài hạn, tầm nhìn quốc gia về tương lai năng lượng bền vững cũng cần được tính toán để lồng ghép và tích hợp việc cung ứng điện ở mức thấp, mức bình thường và mức cao điểm thông qua các nguồn năng lượng dần hướng tới mức các bon thấp, bao gồm năng lượng gió, năng lượng sinh học và năng lượng mặt trời và tiếp tục sử dụng các nguồn địa nhiệt và năng lượng hạt nhân. Bên cạnh đó, việc đặt ra các mục tiêu là cần thiết để đầu tư vào cải thiện mạng lưới điện và lập kế hoạch từng bước loại bỏ hệ thống công tơ mét. Ngoài ra cũng cần nghiên cứu và đánh giá các ưu điểm kỹ thuật của các nguồn năng lượng không các bon, điển hình như các tế bào nhiên liệu hydrogen, nhà máy nhiên liệu hạt nhân dựa vào Thori hóa lỏng như đang được tiến hành thí điểm tại Trung Quốc.

Tiềm năng để tăng trưởng năng lượng tái tạo đối với Kịch bản năng lượng kép

Gần 39% diện tích lãnh thổ Việt Nam đạt tốc độ gió cao hơn 6m/s tại độ cao 65m, tương đương với 513GW. Hơn 8% diện tích lãnh thổ có năng lượng gió tương đương 112GW. Năng lượng gió cũng được đánh giá là tốt tại cả 3 miền và theo đánh giá của EVN tiềm năng về năng lượng gió của Việt Nam lên tới khoảng 1.785MW.

Cách tiếp cận được sử dụng để lượng giá năng lượng gió và mặt trời cho Kịch bản giảm thiểu 40% phát thải trong Báo cáo này được xem là tương đối dè dặt. Các dự báo quốc tế chỉ ra rằng các cách tiếp cận mạnh dạn hơn có khi lại đưa lại các kết quả hiện thực hơn và tăng thị phần tiềm năng trên thị trường của các nguồn năng lượng tái tạo trong kịch bản nguồn năng lượng kép. Theo IEA và các nghiên cứu khác chỉ ra rằng chi phí xây dựng nhà máy điện gió tiếp tục giảm, trong khi chi phí cho nhiên liệu hóa thạch gia tăng, do vậy nguồn điện gió cần được khai thác và xem là yếu tố trung tâm hơn các nguồn khác trong tổng mạng lưới điện quốc gia. Vào tháng 5 năm 2012, IEA cũng công bố một báo cáo về giảm thiểu chi phí dự tính có sự tích hợp 13 nghiên cứu phân tích gần đây và bao gồm 18 kịch bản chi phí (Hình 3).

Hình 1. 3 Ước tính chi phí điện gió tại Levelised với 18 kịch bản (bên phải) (21)

Nguồn năng lượng mặt trời.

Theo nghiên cứu của IEA, nguồn năng lượng mặt trời với mức phát thải các bon bằng không là công nghệ năng lượng tái tạo đang gia tăng nhanh nhất hiện nay, với mức tăng lũy tiến trung bình hàng năm là 54% trong giai đoạn 2005-2011(22). Là một nguồn năng lượng có tính chất thay đổi và dễ biến thiên, nhưng năng lượng mặt trời được xem là tạo ra ít vấn đề hơn cho việc xây dựng hệ thống tiếp nhận so với nguồn năng lượng điện gió và có tính chất thân thiện với hệ thống xã hội và môi trường, chi phí thấp, kinh tế và đang dần trở nên có tính cạnh tranh về chi phí cao hơn so với các nguồn năng lượng khác.(23)

Hiện tại, châu Á đang được xem là trung tâm của nguồn năng lượng mặt trời này, với sự tăng vọt của các nhà máy sản xuất năng lượng mặt trời chi phí thấp thời gian gần đây tại Trung Quốc và sự gia tăng nhanh chóng trong thị phần điện tiêu dùng ở Trung Quốc và Ấn Độ. Theo dự báo của IEA “Các quốc gia Đông Nam Á dường như đang đi theo xu hướng này”, với thực tế là nguồn năng lượng mặt trời “ngày nay đang cung cấp nguồn điện năng rẻ hơn nhiều so với các nguồn nhiên liệu hóa thạch, nếu chúng không được Chính phủ trợ cấp, tại các khu vực không có mạng lưới điện hay tại các vùng sâu vùng xa. Những đặc điểm nổi bật của nguồn quang năng này cần được thúc đẩy hơn nữa theo thời gian”, đặc biệt là tại các quốc gia có tiềm năng năng lượng mặt trời vô cùng lớn và thuận lợi như Việt Nam.(24)

Với nhận thức về vai trò của nguồn năng lượng mặt trời trong việc tạo ra sự tiến bộ đối với lĩnh vực công nghệ năng lượng tái tạo toàn cầu, và với vai trò là khu vực đang nổi trong việc sản xuất và tiêu thụ năng lượng mặt trời, Việt Nam cần đảm bảo xây dựng thành công chiến lược để tận dụng tốt nhất các cơ hội mà Việt Nam có được và tận dung các thuận lợi có tính

(21) IEA Wind Task 26: The Past And Future Cost Of Wind Energy. P. v-vi.(22) IEA July 2012 op.cit. p, 159(23) IEA July 2012 op.cit. p, 158(24) IEA July 2012 op.cit. pp. 163-4


(25) Project document of the Support Project to the Biogas Program for the Animal Husbandry Sector of some provinces in Vietnam – Phase II funded by the Netherlands Government.(26) On the assumption that the average number of animal (pig) supplying manure to one biogas plant is 10 heads, the biogas production is 100 m3/head/year, and the heating value of biogas is 21 MJ/m3. (27) http://www.york.ac.uk/sei/news-and-events/news/2012/sei-harry-vietnamvisit/(28) Vietnam Environment Monitor 2004(29) Biomass Energy. IOE 2010 p9

cạnh tranh của quốc gia để đi đầu trong việc xây dựng và phát triển nguồn năng lượng tái tạo này hơn là bị tụt hậu so với các nước khác trên thế giới.

Năng lượng sinh khối

Đến cuối năm 2005, đã có khoảng 100,000 bể sinh khối được xây dựng trên toàn lãnh thổ Việt Nam (25), đóng góp khoảng 2.1 triệu GJ (tức là khoảng50 kTOE) trong tổng số sản lượng điện cung cấp cho cả nước(26) . Phần lớn các bể sinh khối được xây dựng trên quy mô hộ gia đình với công suất bể phân hủy khoảng từ 1m3 đến 20m3. Năng lượng sinh khối được tạo ra từ các bể phân hủy này chủ yếu được sử dụng cho mục đích đun nấu và chiếu sáng tại các hộ gia đình khu vực nông thôn. Bên cạnh đó, tại Việt Nam thời gian qua cũng đã có nhiều bể sinh khối quy mô lớn có thể được sử dụng cho mục đích sản xuất điện năng , bằng việc sử dụng các sản phẩm nông nghiệp dư thừa như gốc rơm rạ, bã mía và chất thải rắn sinh hoạt...

Trong năm 2012 một nghiên cứu khả thi đã bắt đầu được tiến hành để sử dụng các sản phẩm dư thừa từ rơm rạ và ngũ cốc làm nguyên liệu đầu vào cho các mô hình nhà máy chế biến năng lượng sinh khối(27). Với nhận thức rằng việc tránh đốt cháy lộ thiên các sản phẩm dư thừa trên đem lại rất nhiều lợi ích cho sưc khỏe con người cũng như giảm phát thải, những ích lợi này đang được chú ý để vượt qua những khó khăn khác trong việc thu lượm và vận chuyển khối lượng lớn sản phẩm dư thừa từ mùa màng thường khó đóng bánh và dễ bị phân tán..

Đối với vấn đề này, cơ sơ hạ tầng đô thị có ý nghĩa rất quan trọng và tạo ra nhiều ưu thế hơn cho việc thu lượm và vận chuyển nguyên liệu đầu vào. Mặc dù 70% dân số Việt Nam theo thống kê là sinh sống ở khu vực nông thôn, nhưng một nửa chất thải rắn sinh hoạt lại được tạo ra từ các khu vực đô thị Lượng chất thải sinh hoạt phát sinh ở khu vực đô thị(28) tăng từ mức 0.84 kg/người/ngày vào năm2004 lên đến 0.9 kg/người/ngày vào năm 2005, và được dự đoán đạt mức 0.95 kg/người/ngày vào năm 2010. Với tỷ lệ gia tăng nhanh của dòng di dân từ các vùng nông thôn lên thành thị và tốc độ đô thị hóa nhanh chóng, tỷ lệ phát sinh chất thải rắn sinh hoạt chỉ có thể ngày càng gia tăng, tạo ra các lựa chọn cho việc sản xuất điện năng cùng với việc mở rộng các bãi chôn lấp rác thải. Với tổng lượng sinh khối hàng năm có thể sản xuất được lượng điện năng lên tói 3.400GWh và 780MW(29) thì một chiến lược quốc gia để xây dựng và phát triển mạng lưới điện sử dụng sinh khối ở quy mô lớn sẽ đem lại nhiều thuận lợi cho nền kinh tế và xã hội của Việt Nam, cũng như đem lại nhiều lợi ích về sức khỏe và môi trường, làm suy giảm lượng phát thải các bon trong khi vẫn đảm bảo vấn đề an ninh năng lượng.

Nguồn năng lượng thủy điện

Các nhà máy thủy điện quy mô lớn đã từng được xem là nguồn năng lượng có khả năng tái tạo và là nguồn năng lượng không phát thải các bon. Tuy nhiên những tác động bất lợi của việc xây dựng các con đập lớn trên các dòng sông lên các hệ sinh thái, các khu rừng che

phủ và các dòng chảy cùng với việc tái định cư và vấn đề về dự trữ nước đã đem lại nhiều hệ lụy ngược lại với những điểm tích cực mà loại hình năng lượng này tạo ra được. Theo các tài liệu nghiên cứu, Chính quyền bang California, Hoa Kỳ đã ban hành những quy định mới để xác định rằng các nhà máy thủy điện với quy mô trên 30MW đều được xem là những nguồn năng lượng không tái tạo.

Trên thực tế, thậm chí những nhà máy thủy điện quy mô nhỏ ở Việt Nam cũng đã đem lại nhiều tranh cãi và nhiều Ủy ban nhân dân các tỉnh liên quan đã thu hồi việc hỗ trợ cho một số dự án này. Vào năm 2010 thành phố Hồ Chí Minh đã đề nghị Chính phủ ngừng việc thi công xây dựng 20 nhà máy thủy điện dọc dòng sông Đồng Nai(30). Các dự đoán về hiện tượng hạn hán kéo dài do tác động của biến đổi khí hậu cũng làm cho việc xây dựng các nhà máy thủy điện ít được chấp nhận hơn.

Trong khi đó, số lượng các dự án xây dựng nhà máy thủy điện quy mô nhỏ đã được phê duyệt ở Việt Nam đã tăng từ 340 vào năm 2005 đến hơn 880 vào năm 2011 và các dự án này chủ yếu được triển khai tại Lào Cai, Sơn La, Gia Lai và Kon Tum, và nhiều nhà máy thủy điện trên thực tế chỉ phát huy được một nửa công suất vận hành so với thiết kế chỉ bởi vì lý do thiếu nguồn nước. Thứ trưởng Bộ Khoa học và Công nghệ, ông Nghiêm Vũ Khải đã trả lời tờ Toàn cảnh đầu tư Việt Nam vào năm 2011 rằng “đây là thời gian để rà soát lại việc phát triển nhanh chóng các dự án thủy điện ở Việt Nam”(31) Việc loại trừ các nhà máy thủy điện lớn trong phương án năng lượng kép sẽ tạo ra một khoảng cách cho việc cung cấp năng lượng tại địa phương thậm chí đối với mức tiêu thụ điện thông thường.

Sự lựa chọn được đưa ra một bên là các nguồn địa nhiệt thấp, năng lượng mặt trời, năng lượng gió với mức phát thải các bon là bằng không và một bên là nguồn năng lượng than đá với mức phát thải các bon là cao nhất trong tất cả các loại nhiên liệu phát điện.

Cơ chế hấp thụ và lưu giữ các bon (CCS)

CCS được xem là công nghệ thiết yếu cho việc hạn chế phát thải do việc mở rộng sử dụng than đá trong tương lai, đặc biệt là tại các nhà máy quy mô lớn sử dụng các nguyên liệu như sắt, thép, và xi măng. Đối với một số quốc gia sử dụng nguồn năng lượng từ việc đốt than như Úc và Trung Quốc (quốc gia dã có 11 dự án CCS), Cơ chế CCS vẫn còn là một vấn đề tranh cãi lớn trong chương trình nghị sự về chính sách của các quốc gia này, trong khi đó, đối với các chương trình tài chính khí hậu hiện tại của châu Âu, tỷ lệ tăng trưởng ròng toàn cầu của các dự án CCS trong năm qua đã được hạn chế đến chỉ còn 1 dự án (cụ thể là có 9 dự án đề xuất mới đã được bù trừ bằng việc hủy thực hiện 8 dự án).(32)

Đối với Việt Nam, nếu trong tương lai Việt Nam vẫn xác định than đá là nguồn nguyên liệu chính, thì cơ chế CCS cần phải được Chính phủ thực hiện một cách nghiêm túc. Tuy nhiên, bất kỳ dự án CCS nào tại Việt Nam cũng sẽ phải vượt qua được các khó khăn về chi phí đầu tư ban đầu cao và vượt qua được các rào cản về chính sách (ví dụ việc xây dựng các bộ phận và thiết bị tích trữ các bon, việc xác nhận, giám sát và đánh giá) và xây dựng các biện pháp thúc đẩy để thu hút đầu tư từ khối tư nhân (ví dụ như việc định giá các bon hoặc thuế nguyên liệu).(33)

(30) http://www.dztimes.net/post/social/hcmc-seeks-to-end-to-upstream-dams.aspx(31) Toàn cảnh đầu tư Việt Nam, 05 tháng 9, 2011(32) Global Status of CCS: 2012 ReportGlobal CCs Institute Canberra. October 2012.(33) Carbon Capture & Storage in Vietnam Dr. Nguyen Anh Tuan – Vietnam Institute of Energy, Nguyen Hong Minh, Tran Chau Giang, Nguyen Anh Duc – Vietnam Petroleum Institute6th Asia Clean Energy Forum, 22 June 2011


(34) http://www.renewableenergyfocus.com/view/26467/eu-commits-to-no-regrets-2030-energy-policy/(35) Cheung K., Integration of Renewables - Status and challenges in China. IEA 2011

Do vậy, nếu việc giảm phát thải được xem là một nhân tố quan trọng được xác định trong mục tiêu chính sách, thì các công nghệ năng lượng tái tạo như công nghệ CCS sẽ có tính ưu việt hơn về mặt tài chính mặc dù hiện nay nhu cầu đầu tư vào các công nghệ này là hạn chế do chi phí đầu tư cao.

Kết luận

Liệu rằng chiến lược phát triển xanh có thể đạt được bằng việc tiêu dùng nhiều hơn nữa các nguồn năng lượng từ than đá hay là từ những phương án thay thế khả thi khác được xây dựng trên nền tảng là các nguồn năng lượng không sản sinh các bon như năng lượng sinh khối, gió và mặt trời? Đâu là lộ trình thiết yếu cho việc chuyển đổi từ hệ thống trợ cấp nhiên liệu hóa thạch đến việc xây dựng mạng lưới năng lượng tái tạo có khả năng cung cấp đủ nhu cầu tiêu thụ điện cơ bản? Hay là các hệ thống vận hành năng lượng tái tạo sẽ mãi mãi bị hạn chế với tầm nhìn là nguồn cung cho các thị trường nhỏ lẻ và địa phương?

Việt Nam cần phải đánh giá khả năng quốc gia có thể học tập từ xu hướng chung đang được xây dựng và thịnh hành tại châu Âu và các nước khác trong khu vực. Vào tháng 6 năm 2012, 26 quốc gia thành viên của liên minh Châu Âu đã cam kết “không hối tiếc” với khung chính sách dài hạn đến 2030 để tăng tỷ phần của nguồn năng lượng tái tạo trong phương án năng lượng kép, nhằm mục tiêu đạt 20%nguồn năng lượng tái tạo đến năm 2020 và 80% nguồn năng lượng tái tạo đến năm 2050.(34)

Tại châu Á, hiện tại than đá đang là nguồn cung ứng nhu cầu năng lượng cho hơn 80% nhu cầu năng lượng của Trung Quốc và được khai thác hơn 70% trữ lượng. Bên cạnh đó, Trung Quốc cũng đề ra kế hoạch tăng nguồn nhiên liệu phi hóa thạch lên đến 15% vào năm 2020, bao gồm 150 GW từ nguồn năng lượng gió và 20 GW từ nguồn năng lượng mặt trời, mục tiêu này trước đây đã từng được cho là quá tham vọng(35). Tuy nhiên, trong năm 2010, Trung Quốc đã vượt hơn Hoa Kỳ và dẫn đầu thế giới về khả năng cung ứng năng lượng sạch, và tăng thêm 17GW năng lượng gió vào tổng công suất điện và hiện nay Trung Quốc cũng đang sản xuất khoảng 50% thiết bị điện gió và điện mặt trời trên toàn thế giới. Vào năm 2010, Ấn Độ cũng trở thành một trong mười quốc gia đứng đầu thế giới về đầu tư vào năng lượng sạch và hiện này đang xếp ở vị trí thứ 7 về khả năng cung ứng nguồn năng lượng này.

Báo cáo này chỉ ra cách thức như thế nào để có thể giảm 40% so với mức phát thải thông thường, thậm chí trong trường hợp chi phí cho các nguồn năng lượng tái tạo như năng lượng mặt trời là hạn chế. Với xu hướng gia tăng trên toàn cầu về năng lượng tái tạo và dự đoán khu vực trọng tâm của nguồn năng lượng này đang dịch chuyển về khu vực Đông Nam Á, Việt Nam hiện đang có một vị thế quan trọng để đưa ra các lựa chọn chiến lược nhằm đầu tư vào cơ sở hạ tầng năng lượng để thúc đẩy việc sản xuất năng lượng tái tạo ở quy mô lớn và giảm sự phụ thuộc vào nhiên liệu hóa thạch.

II. NGHIÊN CỨU VÀ RÀ SOÁT TÀI LIỆU THAM KHẢO

2.1. Đầu tư năng lượng sạch trên quy mô toàn cầu

Trung Quốc đã trở thành quốc gia đứng đầu thế giới trong việc đầu tư vào nguồn năng lượng sạch toàn cầu, (trị giá khoảng 54.4 tỷ đô la Mỹ), nhưng khi xem xét đối với quy mô khu vực, nhóm quốc gia thì Châu Âu hiện đang giữ vị trí quán quân này, với việc thu hút 94.4 tỷ đô la Mỹ vào năm 2010, tăng 25% so với năm 2009. Đầu tư vào công nghệ sạch ở Đức cũng đã tăng lên hơn gấp hai lần đạt mức 41.2 tỷ đô la Mỹ vào năm 2010, vượt qua Hoa Kỳ và chiếm vị trí thứ hai toàn cầu. Ví trí thứ tư thuộc về Italia (quốc gia này từng đứng vị trí thứ tám vào năm 2009), và là quốc gia đầu tiên đạt được mạng lưới điện có tỷ suất chi phí cạnh tranh cho nguồn điện mặt trời, thu hút đến 14 tỷ đô la Mỹ.

Theo các nghiên cứu của Pew Charitable Trusts and Bloomberg New Energy Finance, lượng đầu tư vào năng lượng sạch toàn cầu đã tăng đến 243 tỷ đô la Mỹ vào năm 2010, và đạt hơn 30% so với mức năm 2009, với việc xây dựng các nhà máy điện tái tạo là nhiều hơn nhà máy điện hạt nhân(36). Một tỷ lệ lớn của nguồn đầu tư này đã được huy động thông qua cơ chế tài chính định giá (Hình 3 và 4)(37). Trong đó, nguồn năng lượng mặt trời đạt tỷ lệ tăng trưởng cao nhất, bởi vì tỷ lệ này trước đó đã giảm 60% do giá thành của các tấm thiết bị thu năng lượng mặt trời trong 2,5 năm qua. Sau đó giá cả các thiết bị này được cho là tăng gấp đôi trong vòng 4 năm kể từ năm 2011, với các cải tiến của tấm pin mặt trời mỏngvà những năm gần đây là cải tiến đạt chi phí thấp của các loại sơn hấp thụ năng lượng mặt trời.. Các sản phẩm sơn này sẽ góp phần hỗ trợ các tòa nhà có mức tiêu thụ đến hơn 70% tổng nguồn năng lượng của Hoa Kỳ, có thể tự cung cấp điện cho các tòa nhà của mình trong điều kiện có đủ ánh sáng. Tập đoàn Tata Steel và Dyesol hiện cũng đang lên kế hoạch hướng tới việc sản xuất quy mô lớn các sản phẩm sơn mặt trời đã được thử nghiệm hoàn toàn thành công.

(36) The Pew Charitable Trusts and Bloomberg New Energy Finance 2011 - http://www.abc.net.au/environment/articles/2011/08/22/3295836.htm ;Pew Charitable Trusts 2011 Whos winning the clean energy race? 2010 edition. (37) Pew Charitable Trusts 2011 Whos winning the clean energy race? 2010 edition. (38) http://www.dyesol.com/index.php?page=News


Hình 2. 1 Mức đầu tư theo quốc gia và theo lĩnh vực, 2010 (tỷ đô la Mỹ)

Hình 2. 2 Đầu tư theo quốc gia và các nguồn tài chính, 2010 (tỷ đô la Mỹ)

Các chất khí nhà kính phát thải từ việc đốt nhiên liệu hóa thạch đã làm tăng tác động lên sự nóng lên toàn cầu chính là một trong những nguyên nhân thúc đẩy việc đa dạng hóa các nguồn năng lượng ngoài nhiên liệu hóa thạch trên quy mô toàn cầu. Báo cáo của IPCC năm 2007 đã chỉ ra nền tảng cơ sở để hạn chế sự tăng nhiệt độ toàn cầu đến 2° C và ổn định nồng độ khí CO2 tương đương trong khí quyển đến 450 ppm. Điều này có thể đạt được bằng việc áp dụng rộng rãi các công nghệ hiện có cũng như các công nghệ có thể sẽ được áp dụng rộng rãi vào năm 2030 cho 7 lĩnh vực như được thể hiện ở Hình 1.

Tuy nhiên dường như vấn đề khả năng hiện thực hóa mục tiêu đạt được nồng độ CO2 trần trong khí quyển là 450ppm nhanh chóng bị hoài nghi. Năm 2008, IEA dự báo đến năm 2050 nhu cầu dầu mỏ sẽ tăng 70% , lượng phát thải khí CO2 tăng 130% , nhiệt độ trung bình trái đất tăng 6°C so với mức nền của năm 2008 với điều kiện kịch bản “công việc diễn ra bình thường” , trừ khi có sự hợp tác không tiên đoán trước được giữa các nền kinh tế lớn dẫn đến ít hơn một phần ba lượng phát thải toàn cầu với công việc kinh doanh bình thường được hy vọng sẽ được bắt nguồn từ các quốc gia OECD.”, Tổ chức IEA cũng dự báo đến tình trạng “một sự thay đổi đáng kể trong mọi khía cạnh của đời sống và sự thay đổi không thể chuyển đổi được của môi trường tự nhiên.” (39)

Mặc dù tổ chức IEA đã đưa ra các cảnh báo, song Thỏa thuận Copenhagen Accord năm 2010 đã thông qua khuyến nghị của IPCC về mức tăngnhiệt độ 2°C, và giữ nồng độ CO2 trong khí quyển ở mức 450 ppm. Đối với Thỏa thuận Copenhagen với các cam kết của các quốc gia đã ký vào thỏa thuận này, IEA cho rằng, trong trường hợp tất cả các biện pháp mà các bên đồng thuận được thực thi thì lượng phát thải sẽ tăng chỉ đến dưới 34 gigatonnes (Gt) vào năm 2020 và trên 35 Gt vào năm 2035 - tăng 21% so với mức 29 Gt của năm 2008. Điều này là tương xứng để ổn định nồng độ khí nhà kính ở mức hơn 650 ppm CO2-tương đương, dẫn đến khả năng nhiệt độ trái đất sẽ tăng hơn 3.5°C trong thời gian dài, tức là mức này là khá cao hơn nhiều so với mục tiêu 2°C của bản thân Thỏa thuận Copenhagen(40). (Mục tiêu đạt được 450ppm sau này còn được tái khẳng định tại Hội nghị Thượng đỉnh biến đổi khí hậu 2010 tại Cancun.) Vào thời điểm tháng 9 năm 2012, nồng độ CO2 khí quyển đã tăng đến 391.07 ppm, và có xu hướng đạt mức 400 ppm vào năm 2015 (Bảng 2).

(39) IEA Energy Technology Perspectives 2008: Scenarios & Strategies to 2050(40) IEA WEO 2010


Bảng 2. 1 Các thực tiễn và công nghệ giảm thiểu chính theo lĩnh vực để đạt mục tiêu 450 ppm (IPCC 2007 WGIII)

Hình 2. 3 Mức tăng CO2 khí quyển

Lộ trình giảm thiểu phát thải khí nhà kính

Thời gian qua đã có rất nhiều khuyến nghị về việc cách thức làm thế nào để giảm thiểu phát thải khí nhà kính, trong số đó các tài liệu do Giáo sư Rob Socolow và Stephen Pacala giới thiệu năm 2004 dường như được sử dụng thông dụng nhất như một cách thức để tranh luận về vấn đề này (Hình 3). Theo đó, khoảng 7 tỷ tấn các bon (không phải là CO2) so với “kịch bản công việc kinh doanh diễn ra bình thường” cần phải được giảm cho giai đoạn 50 năm tới. Các nhà nghiên cứu cũng xác định 15 phương án ổn định mà nếu được triển khai ở quy mô toàn cầu sẽ có thể đạt được mức giảm phát thải đến 1 tỷ tấn các bon cho mỗi phương án trên và tại từng phương án mỗi công nghệ sẽ cần một khoản đầu tư lớn, song về lý thuyết mục tiêu này là hoàn toàn có thể đạt được. Nếu trong trường hợp cần thiết phải giảm phát thải hơn nữa, thì các phương án/dự án bổ sung sẽ được đề ra phù hợp(41).

(41) Pacala, S. Socolow R. Stabilization Wedges: Giải quyết vấn đề khí hậu cho giai đoạn 50 năm tiếp theo với khoa học công nghệ hiện nay 305. 2004: 968-972. cited in Fernando H. et al.Deploying Carbon Capture and Storage Systems in the U.S. at Scale WRI Washington 2008.


Hình 2. 4 Nội dung Wedges

Vào năm 2009/2010 IEA đã sử dụng công cụ Mô hình năng lượng toàn cầu để đưa ra lộ trình đạt mục tiêu 450 ppm tới năm 2030 (Kịch bản 450)(42). Trong năm 2010, IEA đưa vào mô hình việc các Chính sách mới sẽ được ban hành, thể hiện các cam kết mới nhất của G20. Trong năm 2011, Nhóm nghiên cứu về Công nghệ năng lượng của IEA đã sử dụng cách tiếp cận hệ thống đối với các thông tin và tư liệu tổng hợp để đưa ra Kịch bản màu xanh dương 2050 như Hình 1.

Tại hình 4 thể hiện mô hình tích hợp giữa Kịch bản 450 với ý tưởng “chìa khóa cơ sở hạ tầng” và “căn phòng cho sự thay đổi”. Trong trường hợp nếu không có các hành động giảm thiểu hơn nữa, thì nguồn CO2 phát thải năm 2007 theo Kịch bản 450 sẽ bị “đỗ lỗi” là gây ra bởi các nhà máy điện hiện tại, các xí nghiệp, tòa nhà cao ốc và một số nguồn phát thải khác.

(42) IEA World Energy Outlook 2009, IEA World Energy Outlook 2010.

Hình 2. 5 Các nguồn năng lượng toàn cầu liên quan đến phát thải CO2 từ năm 2010 và sự thay đổi để đạt mục tiêu Kịch bản 450

Hình 2. 6 Giảm phát thải CO2 theo khu vực

Theo mô hình Kịch bản xanh dương 2050 như đã được miêu tả ở Hình 5, phần lớn việc giảm phát thải CO2 được cho là nên bắt nguồn từ các quốc gia không thuộc khối OECD.


Đối với Kịch bản Chính sách mới:

Đối với Kịch bản 450:

Đối với Kịch bản Bản đồ màu xanh dương:

• Trong giai đoạn 2008 đến 2035, mức tiêu thụ năng lượng thế giới sẽ tăng thêm 36%

• Việc tăng lượng tiêu thụ điện ở Trung Quốc là nguyên nhân chính gây tăng thêm 36% lượng tiêu thụ của thế giới

• Dầu mỏ vẫn là nguồn nguyên liệu chính trong phương án năng lượng kép năm 2035

• Nhu cầu dầu mỏ tăng từ 84 triệu thùng mỗi ngày năm2009 đến 99 triệu thùng mỗi ngày vào năm 2035

• Giá dầu do vậy cũng sẽ tăng từ 60 đến 113 đô la Mỹ mỗi thùng

• Việc sử dụng nhiên liệu hóa thạch sẽ đạt giá trị cao nhất trước năm 2020.

• Vào năm 2030 hiệu quả năng lượng sẽ chiếm hơn ½ việc giảm tỷ lệ phát thải khí nhà kính

• Vào năm 2030, các công nghệ năng lượng các bon thấp sẽ vẫn tiếp tục sản xuất 60% tổng nhu cầu năng lượng toàn cầu, công nghệ năng lượng tái tạo chiếm 37%; năng lượng hạt nhân chiếm 18% và các nhà máy điện được lắp đặt công nghệ hấp thụ và lưu giữ các bon chiếm 5%.

• Vào năm 2030 việc kinh doanh xe ô tô thay đổi đáng kể, với các dòng xe sử dụng công nghệ hybrids, plug-in hybrids, và các dòng xe điện chiếm tới gần 60% thị trường xe ô tô (hiện nay các dòng xe này đang chiếm thị phần 1%).

• Một khoản đầu tư trị giá 10 nghìn tỷ đô la Mỹ là cần thiết cho giai đoạn giữa năm 2010 và 2030 trong lĩnh vực năng lượng - tương đương 0.5% tổng GDP toàn cầu năm 2020, tăng đến 1.1% tổng GDP toàn cầu năm 2030.

• Tuy nhiên việc sử dụng năng lượng từ các ngành công nghiệp, giao thông và các tòa nhà cao tốc sẽ giúp tiết kiệm đến 8.6 nghìn tỷ đô la Mỹ trong giai đoạn từ nay đến năm 2030 tương ứng với việc tăng đầu tư trong những lĩnh vực này.

• Năng lượng tái tạo tạo ra gần 1/2 sản lượng điện toàn cầu, nguồn điện hạt nhân chiếm 1/4 và phần điện năng còn lại được sản xuất từ nguyên liệu hóa thạch có tích hợp kỹ thuật CCS.

• Giả thiết về các nhà máy điện được xây dựng thêm hàng năm trong giai đoạn từ năm 2010 đến năm 2050:

- 35 nhà máy nhiệt than với công nghệ CCS,

- 30 nhà máy điện hạt nhân,

- 12 000 tua bin gió và

- 55 nhà máy hấp thu năng lượng mặt trời .

• Nhu cầu năng lượng toàn cầu năm 2050 thấp hơn mức nền khoảng 31% (trường hợp cho năm 2007 với không có chính sách mới được ban hành), với sự đóng góp 29% từ nguồn công nghiệp, 36% từ nguồn giao thông và 35% từ các tòa nhà cao ốc.

• Cải tiến hiệu quả năng lượng tăng gấp hai lần đạt mức 1.5%

• 13% lượng điện năng từ nguồn sinh khối được tạo ra từ các nhà máy tích hợp công nghệ CCS vào năm 2050

• CHP tạo ra 13% lượng điện năng vào năm 2050

• Lĩnh vực giao thông vận tải chiếm tới 50% tổng đầu tư, lĩnh vực xây dựng các tòa cao ốc chiếm 27%, lĩnh vực năng lượng chiếm 20% và lĩnh vực công nghiệp chiếm 4%.

• Tỷ phần tiêu thụ năng lượng tại các điểm tiêu dùng cuối chiếm 27% vào năm 2050, với nguồn sinh khối chiếm 18%, phần lớn bắt nguồn từ nguồn dầu sinh học trong lĩnh vực giao thông.

• Lĩnh vực giao thông chiếm 11% tổng nhu cầu năng lượng

Hình 8 miêu tả nhu cầu năng lượng toàn cầu theo Kịch bản 450 theo từng nguồn nguyên liệu khác nhau và tỷ lệ phần trăm của nguồn năng lượng kép cho thấy tỷ lệ lớn của năng lượng sinh khối và các nguồn năng lượng tái tạo so với nguồn dầu mỏ và than đá.

Theo kịch bản Bản đồ màu xanh dương của IEA, năm 2050 nguồn phát thải CO2 toàn cầu từ việc tiêu dùng năng lượng sẽ giảm 50% so với mức phát thải năm 2005 do việc sử dụng công nghệ hấp thụ và lưu giữ các bon và mạng lưới điện thông minh, đồng thời trong kịch bản này cũng đề ra một sự tăng nhanh của nguồn năng lượng tái tạo đối với phuơng án năng lượng kép va sự giảm mạnh của việc tiêu thụ năng lượng than đá. (Hình 9 và 10.)

Hình 2. 7 Các nguồn năng lượng


Thực vậy Hình 11 miêu tả kịch bản Bản đồ xanh cho thấy đến năm 2050 nguồn năng luợng từ than đá giảm 36% và nguồn năng lượng dầu mỏ giảm 27% so với mức BAU của năm 2007.

Hình 2. 8 Công nghệ giảm thiểu phát thải CO2 toàn cầu theo kịch bản Bản đồ xanh

Hình 2. 9 Các nguồn năng lượng theo kịch bản Bản đồ xanh

Hình 2. 10 Nhu cầu năng lượng ban đầu theo kịch bản Bản đồ xanh so với BAU

(mức nền năm 2007)

Hình 2. 11 Mức phát thải nền toàn cầu và theo kịch bản Bản đồ xanh

Theo các nghiên cứu của kịch bản Bản đồ xanh, đến năm 2050 mức phát thải nền toàn cầu có thể sẽ tăng gấp hai lần trong khi tỷ lệ phát thải của các ngành riêng lẻ thì chỉ bằng 50% so với mức độ của năm 2005. (Hình 10)


Hình 2. 12 Các phương án khử các bon hóa đối với các nguồn cung điện

theo kịch bản Bản đồ xanh

Một trong những nội dung nổi bật của kịch bản Bản đồ xanh là việc khử các bon hóa của ngành điện lực.Để đạt được mục tiêu này, kịch bản đã xem xét tổng hợp nguồn năng lượng từ các nguồn tái tạo, điện hạt nhân và nhiên liệu hóa thạch có sử dụng công nghệ CCS và các nguồn điện bổ sung khác. Cũng theo kịch bản này, để có được lượng điện gia tăng thêm đến năm 2050 thì cần phải có một khoản đầu tư lớn đặc biệt dành cho nguồn năng lượng mặt trời. Riêng đối với năng lượng điện hạt nhân đựơc kỳ vọng là sẽ đạt giá trị cao lịch sử theo kịch bản này (Hình 13 và 14) và cần phải có sự đánh giá lại việc sử dụng nguồn điện hạt nhân nhằm phù hợp với thực tiễn tại Đức và một số quốc gia khác về xu hướng loại bỏ nguồn điện hạt nhân từ sau khi xảy ra sự cố Fukushima tại Nhật Bản

Hình 2. 13 Công suất điện theo kịch bản Bản đồ xanh

Hơn thế nữa, một số nguồn năng lượng như năng lượng mặt trời và năng lượng gió lại có tính chất không liên tục, do vậy trong kịch bản Bản đồ xanh đã giả thiết có một lượng đầu tư vào hệ thống phân phối, bao gồm cả việc nâng cấp hệ thống cơ sở hạ tầng hiện có. Kịch bản này cũng đưa ra khoảng thay đổi cho các nguồn năng lượng có thể đạt đến giá trị trong khoảng từ 18% đến 30% tổng sản lượng điện so với tỷ lệ hiện tại là dưới 2%. (Hình 13)(43).

(43) IEA. Harnessing Variable Renewables: A Guide to the Balancing Challenge. IEA 2011


Hình 2. 14 Thay đổi thị phần năng lượng tái tạo trong kịch bản Bản đồ xanh

Hình 2. 15 Mức giảm CO2 theo kịch bản Bản đồ xanh và mức nền

thông qua mạng lưới điện thông minh

Hình 14 đưa ra các thông tin về việc so sánh mức độ giảm CO2 đạt được do việc đầu tư vào mạng lưới phân phối điện thông minh theo kịch bản Bản đồ xanh so với mức nền.

Mạng lưới phân phối điện thông minh cho phép việc tích hợp các thiết bị tiết kiệm năng lượng vào các phương tiện giao thông, đặc biệt là các phương tiện có sử dụng thiết bị cung cấp năng lượng. Kịch bản Bản đồ xanh cũng đặt ra giả thuyết các phương tiện tiên tiến có mức phát thải các bon thấp sẽ chiếm ưu thế trong thị trường phương tiện giao thông cho giai đoạn sau năm 2030, bao gồm các loại phương tiện sử dụng điện, tế bào nhiên liệu hydrogen và phương tiện sử dụng thiết bị bơm xăng kết hợp với hydrogen (Hình 10). Hy-drogen không phải là một chất có sẵn trong tự nhiên, và phần lớn đuợc sản xuất với việc sử dụng điện năng. Các ngành công nghiệp điện hạt nhân và điện gió được cho là sẽ đóng vai trò thay thế nguồn điện này. Việc mở rộng thị trường của các phương tiện giao thông sử dụng điện năng và thiết bị bơm nhiên liệu sẽ đặt ra yêu cầu khai thác được nhiều hơn các khoáng sản đất hiếm của trái đất như neodymium, để sử dụng cho nhu cầu tích lũy năng lượng. Trên thực tế, hiện nay Trung Quốc đang là quốc gia thịnh hành về chất neodymium cũng như thị trường đất hiếm của thế giới.

Theo kịch bản Bản đồ xanh, giao thông sẽ giữ một vai trò rất quan trọng trong vấn đề an ninh năng lượng và việc khử các bon hóa trong ngành giao thông để tăng tính an ninh cho vấn đề năng lượng. Trong đó mức độ sử dụng dầu mỏ hiện nay trong giao thông sẽ có thể giảm 50% đến năm 2050, “tỷ lệ này được cho là ổn định và an toàn cho việc cung ứng”(44). Hơn thế nữa, kịch bản này cho rằng các nhiên liệu sử dụng cho việc phân phối như hydrogen và điện năng có thể sẽ trở nên ít bị hạn chế hơn bởi vì sẽ có nhiều nguồn cung ứng hơn, trong đó nhiều quốc gia có thể khai thác được các nguồn năng lượng này ngay chính tại lãnh thổ của mình.

Hình 2. 16 Kinh doanh các phương tiện giao thông theo công nghệ

(44) IEA Transport, Energy And CO2 - Moving Toward Sustainability. IEA 2009 p.29


Để đạt được mục tiêu giảm phát thải cần thiết, theo kịch bản Bản đồ xanh của IEA các giải pháp cần được đề ra và ứng dụng một cách nhanh chóng với quy mô và mức độ chưa từng có trong quá trình phát triển của ngành giao thông 40 năm qua(47). Do vậy, cần phải có sự phối hợp giữa các cơ sơ sản xuất và khu công nghiệp, chính phủ và người tiêu dùng để đảm bảo sự thông qua rộng rãi các cộng nghệ tốt nhất hiện có và phát triển, ứng dụng dài hạn các công nghệ mới khác. Các chính sách đủ mạnh cũng được yêu cầu để đảm bảo sự tiếp nhận và ứng dụng đầy đủ các công nghệ này và để đảm bảo sự thay đổi có thể dự báo được đối với vấn đề giao thông. Bằng việc thông qua các công nghệ và nhiên liệu vận tải mới, cùng với sự thay đổi về vận chuyển hành khách và hàng hóa để đạt phương án hiệu quả hơn, thì một lượng giảm phát thải khí CO2 đến 40% so với mức giảm của năm 2005 là

Hình 2. 17 Lượng phát thải CO2 từ giao thông vân tải, giai đoạn 2007 - 2008(46)

Giao thông cũng được cho là chịu trách nhiệm cho khoảng 20% nhu cầu tiêu thụ năng lượng toàn cầu và phát thải CO2 liên quan đến tiêu dùng năng lượng. Phần lớn nguồn phát thải được cho là nguồn đường, tức là tình trạng phát thải do việc tham gia giao thông (Hình 16). Với xu hướng hiện nay, việc sử dụng năng lượng trong giao thông và phát thải CO2 được dự đoán là sẽ tăng đến gần 50% vào năm 2030 và đạt mức đến hơn 80% vào năm 2050. Theo Báo cáo Toàn cảnh năng lượng thế giới của IEA năm 2011 cho rằng “nhu cầu về giao thông gia tăng và chi phí giảm sẽ tái khẳng định sự kết thúc của các nguồn nhiên liệu dầu giá rẻ với hầu hết việc tăng nhu cầu về nguồn dầu này là bắt nguồn từ ngành giao thông vận tải của các nền kinh tế đang nổi.”(45)

(45) IEA World Energy Outlook 2011.Executive Summary 2011 p. 3(46) IEA CO2 Emissions From Fuel Combustion (2010 Edition) IEA 2011 p.xvi(47) IEA Transport, Energy And CO2 - Moving Toward Sustainability. IEA 2009 p.30

có thể đạt được với mức chi phí thấp cho toàn xã hội. Tuy nhiên, để đạt được mục tiêu này thì chi phí biên cho mỗi tấn CO2 tiết kiệm được có thể lên tới 200 đô la Mỹ thậm chí là cao hơn, được cho là không thể tránh khỏi(48). Trong khi đó, theo luật mới của Australia chi phí cho mỗi tấn các bon chỉ là 25 đô la Mỹ.

Theo kịch bản nền của IEA năm 2011, xăng tiếp tục là nguồn nhiên liệu chiếm tới 90% tổng nhiên liệu dùng cho lĩnh vực giao thông vận tải vào năm 2050. Theo kịch bản High Baseline, các nguồn nhiên liệu khác có tính phát thải CO2 cao như phức hợp than đá và dầu mỏ sẽ làm tăng lượng phát thải CO2 thậm chí còn cao hơn việc chỉ sử dụng riêng rẽ từng nguồn nhiên liệu. Trong khi đó, theo kịch bản Bản đồ xanh, tỷ lệ của xăng dầu và các nhiên liệu hóa thạch khác sẽ giảm xuống dưới mức 50%. Các nguồn nhiên liệu này sẽ được thay thế bằng các nguồn nhiên liệu tích hợp công nghệ cao, nhiên liệu sinh học phát thải CO2 thấp, điện năng và khí hydro. Một lượng tăng khoảng gấp 20 lần của nhiên liệu sinh học đuợc cho là cần thiết để đạt được các kết quả như đề ra trong kịch bản Bản đồ xanh vào năm 2050.

IEA cho rằng việc sản xuất ethanol từ bã mía có thể tạo ra nguồn cung cho các nhiên liệu sinh học chi phí thấp. Các nhiên liệu sinh học tiên tiến (như các nhiên liệu được tách chiết lần 2) ví dụ như ligno-cellulosic ethanol và dầu sinh học chiết xuất từ sinh khối (từ dạng sinh khối sang dạng lỏng), được xem là giải pháp dài hạn để tạo ra nguồn nhiên liệu bền vững và ít tạo ra khí gây hiệu ứng nhà kính. Tuy nhiên, đối với nhiên liệu sinh học,một câu hỏi rất quan trọng cần phải được giải đáp đó là tác động của việc sản xuất những nhiên liệu này lên an ninh lương thực và các hệ sinh thái nhạy cảm như là kết quả do tác động của việc thay đổi mô hình sử dụng đất.Việc thay đổi từ các khu vực vốn là các trảng cỏ sang canh tác các sản phẩm phi nông nghiệp khác có thể sẽ tạo ra các vấn đề như trên.

Một giải pháp khác là sử dụng các loài tảo có khả năng tái tạo và sản sinh dầu như ‘oilgae’, oil-producing algae được cho là có tình hấp dẫn hơn bởi vì khả năng tránh được các vấn đề về sử dụng đất và bồi hoàn đất. Hiện tại tập đoàn ExxonMobil đang đầu tư khoảng 600 triệu đô la Mỹ cho một chương trình sản xuất các loài tảo có khả năng sinh dầu với tầm nhìn loại tảo này sẽ là nguồn nguyên liệu chính trong tuơng lai. Tập đoàn này đã chứng minh được khả năng sản xuất dầu của loại tảo này, thậm chí là có thể cung ứng được nhiên liệu cho các loại máy bay phản lực, và sản lượng sản xuất loại tảo này có thể đạt đến mức 2000 gallons nguyên liệu cho mỗi mẫu (hecta) đất sản xuất hàng năm(49).

Như đã nêu ở trên, các loại phương tiện giao thông sử dụng khí hydrogen và điện là hai công nghệ quan trọng trong kịch bản Bản đồ xanh. Các loại phương tiện giao thông bằng điện (EVs) đang nổi lên nhanh chóng và dần trở thành loại hình giao thông quan trọng, đặc biệt là trong bối cảnh chi phí của các loại pin lithium-ion giảm sút, nhưng vẫn phải đáp ứng nhu cầu về các nguồn năng lượng CO2 thấp. Trong nghiên cứu này, Jacobson cho rằng các phương tiện giao thông chạy bằng pin sạc điện và nhiên liệu gió sẽ là phương tiện thông dụng nhất trong các giải pháp về năng lượng đuợc đề ra để ứng phó với hiện tượng nóng lên toàn cầu, ô nhiễm không khí, và an ninh năng lượng trong khi có sự xem xét đến các tác động khác của các giải pháp này đối với nguồn nước, đất, động vật hoang dã, sự sẵn có của các nguồn tài nguyên, ô nhiễm nhiệt và ô nhiễm hóa chất, sự gia tăng năng lượng hạt

(48) IEA Transport, Energy And CO2 - Moving Toward Sustainability. IEA 2009 p29.(49) http://www.exxonmobil.com/Corporate/energy_vehicle_algae.aspx; http://www.nytimes.com/2009/07/14/business/energy-environment/14fuel.html?pagewanted=all;IEA World Energy Outlook 2010 How green is your aircraft? p362


(50) Jacobson M. Z., 2008.Review of solutions to global warming, air pollution, and energy security.Energy Environmental Science, 2009, 2, 148–173(51) IEA Renewables 2011 Global Status Report 2011, UNEP report Global Trends in Renewable Energy Investment 2011(52) Eisentraut A., Economics of Biofuel Production and Deployment International Energy Agency World Biofuels Markets 22.03.2011, Rotterdam

nhân, và sự thiếu dinh duỡng(50) . Các bước cần thiết để chuyển đổi hệ thống giao thông sang hệ thống EVs là việc sử dụng các phương tiện sử dụng thiết bị xạc điện EVs.

Theo kịch bản Bản đồ xanh của IEA cho rằng các phương tiện giao thông sử dụng tế bào nhiên liệu (FCVs) (sử dụng hydrogen) cuối cùng có thể sẽ có thể sử dụng với tính thương mại cao, mặc dù chi phí và việc tìm ra giải pháp lưu trữ năng lượng vẫn còn là một mối quan ngại lớn. Tuy nhiên, bởi vì chi phí của các loại pin năng lượng sẽ giảm xuống nên các tế bào pin năng lượng sẽ có tính hấp dẫn và lựa chọn cao hơn. Việc phát triển và đẩy mạnh sản xuất các tế bào nhiên liệu tích hợp cả 2 kỹ thuật trên đang ngày càng có tính hấp dẫn hơn. Do vậy, việc phát triển đẩy mạnh cơ sở hạ tầng để sản xuất và phân phối nguồn nhiên liệu hydrogen là rất cần thiết và cần phải có sự đầu tư tương ứng nếu nguồn nhiên liệu này đuợc sử dụng trên quy mô rộng lớn hơn. Cũng tuơng tự như các nguồn nhiên liệu cho EVs, H2 cũng cần phải được sản xuất với công nghệ phát thải CO2 thấp để tạo ra các FCVs cho việc giảm phát thải CO2 dẫn đến việc chi phí hydrogen hóa cao hơn nếu như nguồn nhiên liệu đầu vào là khí ga tự nhiên.

Một trong những nhân tố quan trọng tác động đến việc mở rộng an ninh năng lượng là tỷ lệ thuơng mại hóa của các loại hình công nghệ năng lượng và đây là một xu hướng đầy hứa hẹn. Tổng đầu tư toàn cầu cho lĩnh vực năng lượng tái tạo đã đạt đỉnh mới vào năm 2010, lên đến 211 tỷ đô la Mỹ, tăng hơn 32% so với mức 160 tỷ đô la Mỹ của năm 2009. Vào cuối năm 2010, các nguồn năng lượng tái tạo chiếm 1/4 tổng tải luợng điện toàn cầu và đáp ứng được khoảng 1/5 lượng cầu điện năng của thế giới. Nguồn điện mặt trời cũng đã tăng hơn gấp hai lần so với thời điểm năm 2009 bởi chi phí cho loại hình công nghệ này đã giảm xuống đáng kể. Các quốc gia đang phát triển đầu tư vào các công ty năng lượng tái tạo, xây dựng nhà máy và các dự án nhiên liên sinh học nhiều hơn các quốc gia phát triển, trong đó Trung Quốc chiếm hơn 1/3 tỷ lệ của toàn cầu. Trong năm 2011, các báo cáo của IEA cho thấy rằng có khoảng 118 quốc gia trên thế giới hiện có các chính sách và mục tiêu chính sách về năng luợng tái tạo, một nửa trong số đó là các quốc gia đang phát triển, và số lượng người dân sử dụng điện tái tạo là cao hơn bao giờ hết. Bên cạnh đó, khả năng cung ứng điện của nguồn năng lượng này ngày càng gia tăng với chi phí ngày càng giảm và do vậy thị phần của nguồn năng lượng tái tạo là tiếp tục tăng. Tuy nhiên, hiện các nguồn năng lượng tái tạo vẫn chưa thể vượt qua được các hạn chế của chính nguồn cung năng lượng này, do vậy cần phải có cam kết và quyết tâm chính trị trong việc xây dựng và phát triển nguồn năng lượng tái tạo(51).

Theo kịch bản Bản đồ xanh, sẽ có khoảng 37% mức phát thải được hạn chế là bắt nguồn từ lĩnh vực giao thông vận tải và 17% mức giảm phát thải là từ việc sử dụng các nhiên liệu sinh học bền vững (chủ yếu từ nguồn nhiên liệu sinh học tiên tiến)(52). Theo đánh giá của IEA về lộ trình “Nhiên liệu sinh học trong giao thông vận tải”, nguồn nhiên liệu sinh học sẽ cung cấp đến 27% tổng nhu cầu năng lượng dùng cho giao thông vận tải và được xem là

2.2. Xu hướng về năng lượng tái tạo/Nhiên liệu phi hóa thạch

Nhiên liệu sinh học.

nguồn thay thế cho dầu diesel, kerosene và nhiên liệu cho máy bay phản lực vào năm 2050. Tuy nhiên để làm được điều này cần phải có một sự phân bố khoảng 100 triệu hectares đất cho việc trồng trọt và canh tác cho các loại nhiên liệu sinh học. Điều này tạo ra một thách thức lớn với thực tế rằng đang có các sự cạnh tranh về đất canh tác cho nông nghiệp, thực phẩm, sợi và sinh khối để sản xuất điện(53). Do vậy IEA cho rằng việc sử dụng nhiên liệu sinh học cần được nghiên cứu và đánh giá hơn nữa để xem là nguồn năng lượng cho an ninh thế giới, cũng như cho kinh tế, môi trường và sức khỏe con người(54), cụ thể:

Gió vẫn tiếp tục là nguồn năng lượng có tính hấp nhất nhất bởi vì các lợi ích đặc trưng giảm phát thải khí CO2 gia tăng của loại hình năng lượng này bên cạnh đó các chất ô nhiễm khác hợp chất ô xy hóa của lưu huỳnh và nitơ cung được giảm thiểu. Hơn thế nữa, để sản xuất ra năng lượng gió thì chỉ cần tiêu thụ một khối lượng ít nước hơn so với nguồn nhiệt điện làm cho phong năng trở thành lựa chọn tối ưu tại các khu vực chịu nhiều áp lực về vấn đề nguồn nước. Năng lượng gió đã trở thành một vấn đề rất quan trọng tại Trung Quốc, đang chiếm được sự quan tâm gia tăng tại Ấn Độ cũng như tại các quốc gia thuộc khối OECD như Hoa Kỳ.

Tuy nhiên, tính chất thay đổi của năng lượng gió đang đặt ra yêu cầu phải có một hệ thống mạng lưới điện thông minh phép tích hợp toàn bộ mạng lưới điện và hệ thống cung cấp để đảm bảo mục tiêu về hiệu quả chi phí cho việc cung ứng điện. Để đảm bảo sự hỗ trợ của công đồng và tránh làm tổn hại đến môi trường và xã hội, các công nghệ và kỹ thuật tiên tiến là cần thiết để đánh giá, hạn chế, và giảm thiểu các tác động và rủi ro về môi trường và xã hội, bao gồm sự quan tâm đến các loài chim và tác động tiềm ẩn đến sức khỏe của người dân lân cận do tác động của tiếng ồn trên diện rộng, tác động đến cảnh quan của khu dân cư và các địa điểm du lịch. Do vậy cần có những cam kết được đặt ra để đảm bảo đạt được các giá trị về môi trường của năng lượng gió và vai trò của việc chuyển đổi này để đạt được mục tiêu về khí hậu, bảo vệ nguồn nước, chất lượng không khí và đất.

• Rủi ro từ việc chuyển đổi đất canh tác và mùa màng cho sản xuất nhiên liệu sinh khối làm ảnh hưởng đến việc cung cấp lương thực

• Tỷ lệ nghèo gia tăng do chi phí ròng của luơng thực cho người nghèo gia tăng, và ít có khả năng tiếp cận với các nguồn nông nghiệp.

• Tạo ra vấn đề về cán cân năng lượng, bởi vì một lượng lớn nhiên liệu có thể sẽ sử dụng để sản xuất trên các cánh đồng sinh khối, vận chuyển và lưu giữ các sản phẩm cuối cùng, ngoài ra còn việc sử dụng và áp dụng các loại thuộc diệt cỏ, thuốc trừ sâu và các hóa chất nông nghiệp khác.

• Sự mất mát đa dạng sinh học, sự sói mòn đất và sự phá rừng cho canh tác các nhiên liệu sinh khối

• Đặt áp lực lên tài nguyên nước để phục vụ cho nhu cầu tưới tiêu trên các cánh đồng sinh khối.

Năng lượng gió

(53) IEA Technology Roadmaps Biofuels for Transport OECD/IEA 2011(54) IEA World Energy Outlook 2006.


Đổi mới về năng lượng mặt trời

(55) IEA Technology Roadmap Wind Energy IEA 2009, IMARC Group “The Global Rare Earth Elements Market 2011-2015: Is the Hype Justified?” http://www.imarcgroup.com/case-studies

Ngoài ra, cũng cần phải xem xét và tính toán đến các vấn đề chiến lược khác. Để vận hành các động cơ gió (cũng như các động cơ điện) thì cần phải sử dụng đến các loại khoáng sản đất hiếm của trái đất như neodymium cho các bộ phận nam châm vĩnh cửu của động cơ. Trung Quốc có tiềm năng tới 50% nguồn tài nguyên này của thế giới và hiện quốc gia này đang sản xuất được 97% tổng sản lượng toàn cầu, chiến lược sử dụng và các biện pháp an ninh đối với nguồn năng lượng này đang là vấn đề quan tâm. Tuy nhiên, Trung Quốc không giúp đỡ việc làm giảm những bận tâm này và sử dụng độc quyền về đất hiếm như là một vũ khí chính sách ngoại giao. Vào tháng 9 năm 2010, Trung Quốc đã ngừng xuất khẩu đất hiếm của nước này cho Nhật Bản trong động thái Chính phủ Nhật Bản bắt thuyền trưởng của Trung Quốc va chạm với hai tàu chở dầu của Nhật Bản trong vùng biển đang tranh chấp. Vào tháng 10 năm 2010, các nhà chức trách Trung Quốc đã cho dừng tất cả việc vận chuyển đất hiếm trong 10 ngày, làm gián đoạn thương mại đối với Hoa Kỳ và Châu Âu(55).

Các mối quan tâm về nguồn năng lượng rẻ hơn, sạch hơn gần đây đã được tập trung vào nguồn năng lượng mặt trời bởi vì những sáng kiến và đổi mới trong việc gia tăng hàm lượng tập trung năng lượng ánh sáng mặt trời mà các tế bào pin năng lượng mặt trời có thể lưu giữ được và chi phí thấp hơn khi lắp đặt cho các quy mô lớn. Phần lớn các tế bào pin năng lượng mặt trời ngày nay đều được thiết kế mỏng khoảng 6 inches và có khả năng lưu giữ đến 30% lượng ánh sáng chiếu lên chúng và chuyển hóa thành điện năng. Bên cạnh đó, cũng có những tấm fim mỏng và linh hoạt hơn có thể đặt trên nhiều bề mặt nhưng hiệu quả hấp thụ ánh sáng kém hơn. Tuy nhiên, đối với các loại tế bào pin mặt trời có nhuộm sơn, đây là thế hệ thứ 3 của công nghệ pin mặt trời nano hiện đang được thương mại hóa bởi Tập đoàn Dyesol with Tata Steel thì giá thành chỉ bằng một nửa so với loại bản phim mỏng và có khả năng hoạt động với trong mọi điều kiện chiếu sáng bởi sử dụng một lớp bọc bằng thép hay thủy tinh.

Công nghệ về hấp thu tập trung năng lượng mặt trời (CSP) vẫn còn tiếp tục được nghiên cứu để áp dụng cho các thị trường thích hợp như các khu vực công xưởng, nhà máy xa xôi, hay cho các mỏ khai khoáng và các nhà máy xi măng. Tuy nhiên vẫn còn những khó khăn như tính nhạy cảm cao với nguồn nước và thiếu vị trí thích hợp cho các pin mặt trời. Theo kịch bản Bản đồ xanh, CSP cung cấp lượng điện năng chiếm đến 5% sản lượng điện toàn cầu năm 2050.

Với nghiên cứu về chi phí thiệt hại cho môi trường và sức khỏe của ngành công nghiệp than đá tại Hoa Kỳ cho thấy chi phí cho cộng đồng đã vượt quá mức 345 triệu đô la Mỹ mỗi năm (56), và với thảm họa về nhà máy điện hạt nhân tại Nhật Bản năm 2011 chi phí này còn gia tăng, những người ủng hộ ngành công nghiệp năng lượng mặt trời hiện đang nỗ lực khai thác các lợi ích kinh tế từ nguồn năng lượng này. Các nhân tố về lợi ích kinh tế trong việc tiết kiệm thời gian xây dựng so với các nhà máy điện hạt nhân và nguồn năng lượng than mới được miêu tả theo hình 19 và 20. Sự nhìn nhận này đã nhận được sự ủng hộ bởi các nhà nghiên cứu thuộc Đại học Queens Canada, với thực tế từ năm 2009 chi phí cho các tấm hấp thu năng lượng mặt trời đã giảm 70% và chi phí thực của các tấm pin này là ít hơn 1$ cho mỗi watt điện sản xuất tại năm 2011(57) . Hơn thế nữa, các nghiên cứu của Đại học Duke University cũng cho rằng lợi thế và tính cân bằng giữa hai nguồn năng lượng mặt trời và năng lượng hạt nhân ngày nay là hoàn toàn có thể đủ khả năng để đánh giá và đưa ra các so sánh cuối cùng(58) (Hình 21)(58).

(56) Paul R. Epstein, Jonathan J. Buonocore, Kevin Eckerle, Michael Hendryx, Benjamin M. Stout III, Richard Heinberg, Richard W. Clapp, Beverly May, Nancy L. Reinhart, Melissa M. Ahern, Samir K. Doshi, and Leslie Glustrom. 2011. Full cost accounting for the life cycle of coal in “Ecological Economics Reviews.” Robert Costanza, Karin Limburg & Ida Kubiszewski, Eds. Ann. N.Y. Acad. Sci. 1219: 73–98(57) K. Branker, M.J.M. Pathak, J.M. Pearce. A review of solar photovoltaic levelized cost of electricity. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2011(58) Blackburn. J. and Cunningham S. Solar and Nuclear Costs – The Historic Crossover. Solar Energy is Now the Better Buy. July 2010. North Carolina Waste Awareness & Reduction Network; http://www.ncwarn.org/wp-content/uploads/2010/07/NCW-SolarReport_final1.pdf

Hình 2. 18 Chi phí năng lượng mặt trời


Hình 2. 19 Năng lượng mặt trời có tính kinh tế hơn năng lượng hạt nhân

Hình 2. 20 So sánh chi phí sản xuất đơn vị điện năng Kilowatt-giờ giữa

năng lượng mặt trời và hạt nhân

Năng lượng hạt nhân

Năng lượng hạt nhân

Hiện nay các nhà máy công nghệ điện hạt nhân đang ứng dụng công nghệ bắn phá phân tử hạt nhân, để phát triển công nghệ này một cách an toàn và sạch hơn bao gồm các công nghệ làm chảy hạt nhân, hoạt hóa nhiên liệu với muối tan thorium và phân tách uranium(59). Trong các công nghệ mới này thorium được sử dụng vì mức độ an toàn cao hơn và tính sẵn có của loại nguyên liệu này (trên thực tế nguồn thorium lớn gấp 4 lần so với trữ lượng uranium và có thể tìm thấy tại nhiều vùng trên thế giới).

Hiện nay, Trung Quốc đang xây dựnglò phản ứng nhiên liệu Thorium và đang cố gắng đăng ký sáng chế bản quyền cho công nghệ này (mặc dù bản chất sáng chế này sử dụng công nghệ lò phản ứng thorium flo hóa lỏng có nguồn gốc từ Lò phản ứng của Phòng thí nghiệm quân đội quốc gia Oak Ridge của Hoa Kỳ được xây dựng vào năm 1950 nhưng sau đó đã bị cấm vì sử dụng chất thorium (không giống như uranium là không có khả năng để sản xuất ra các vật liệu vũ khí)(60). Giám đốc Chương trình TFMSR của Trung Quốc, Tiến sỹ Jiang Mi-anheng, con trai của Cựu Thủ tướng Trung Quốc Jiang Zemin, đồng thời là một kỹ sư điện và hiện là một chuyên gia về chính sách năng lượng tại Đại học quốc gia Thượng Hải(61).

Nhật Bản cũng có kế hoạch đặt mục tiêu xây dựng lò phản ứng quy mô 10 MW ‘mini-thorium’ vào năm 2016. Trong Kịch bản Bản đồ xanh 2010 trước thời điểm diễn ra sự cố nhà máy điện hạt nhân Fukushima, các nhà máy điện hạt nhân dự kiến cung cấp đến 24% lượng điện tiêu thụ của toàn cầu và 19% lượng giảm phát thải CO2 vào năm 2050, so với kịch bản nền. Tuy nhiên, còn nhiều vần đề đặt ra cần phải giải quyết được đối với loại hình nhiên liệu này:

Công nghệ thu hồi và lưu giữ các bon*(CCS) hay còn được gọi là công nghệ than sạch có thể là một cơ hội tốt cho vấn đề năng lượng mặc dù chi phí sản xuất có thể cao hơn. Kỹ thuật CCS có để được áp dụng cho cá nhà máy điện hiện có để giảm thiểu xấp xỉ 80%-90% mức phát thải khí CO2 so với các nhà máy điện không sử dụng kỹ thuật CCS. Ủy ban IPCC dự đoán việc áp dụng kỹ thuật CCS có thể đưa lại lợi ích kinh tế từ 10% đến 55% so với tổng gói tài chính trong nỗ lực hạn chế phát thải các bon đến năm 2100(62). Bên cạnh đó IEA dự đoán rằng, tổng chi phí để giảm thiểu 50% lượng phát thải CO2 đến năm 2050 sẽ tăng khoảng 70% nếu không sử dụng kỹ thuật CCS(63).

• Việc đảm bảo an ninh đối với sự cố do việc tích lũy dài hạn các chất thải phóng xạ.

• Nguy cơ của nhà máy điện hạt nhân với các hiểm họa về địa chấn, và lãnh thổ nơi xây dựng nhà máy hạt nhân.

• Khả năng xã hội và dân cư địa phương không chấp nhận việc xây dựng nhà máy điện hạt nhân tại địa bàn sinh sống

• Trữ lượng nguồn cung cầu của điện hạt nhân là không thể dự đoán được nếu xảy ra sự cố, ví dụ như trong trường hợp của Nhật Bản năm 2011 và các thay đổi chính sách do hậu quả của sự cố này tại Đức và nhiều quốc gia khác.

(59) IEA Technology Roadmap Nuclear Energy 2010.IEA OECD/IEA and OECD/NEA, 2010(60) http://www.theregister.co.uk/2011/02/01/china_thorium_bet/; http://nextbigfuture.com/2011/02/chinas-thorium-reactor-and-japans.html; http://www.wired.com/wiredscience/2011/02/china-thorium-power/ ; Furukawa K., A Road Map for the Realization of Global-scale Thorium Breeding Fuel Cycle by Single Molten-Fluoride Flow. 13th International Conference On Emerging Nuclear Energy Systems: 3-8 June, 2007, Istanbul, Turkey. 18 May 2007.(61) http://www.chinastakes.com/2008/4/former-chinese-president-weighs-in-on-energy-debate.html


Các rủi ro liên quan đến kỹ thuật CCS chủ yếu phát sinh do việc rò rỉ đường ống dẫn do các tác động của địa chấn hay các lý do cơ học khác và các tình huống này có thể rất nghiêm trọng nếu dẫn đến sự vỡ hệ thống ống dẫn và làm ô nhiễm tầng nước ngầm. Vấn đề rủi ro do địa chấn dẫn đến sự rò rỉ là một mối quan tâm khác (phụ thuộc vào từng kỹ thuật CCS được áp dụng) nhưng hiện được cho là chiếm tỷ lệ thấp. IEA thừa nhận rằng “có nhiều công nghệ tương đối mới và chưa được biết đến rộng rãi có khả năng phát thải thêm CO2 vào khí quyển” do đó chính quyền địa phương cần phải hợp pháp hóa mối quan tâm về các dự án CCS và cần được thực hiện theo một phương thức minh bạch và thời gian thích hợp(64).

Trong báo cáo về ứng dụng CCS trong công nghiệp như các chu trình khí gas, ammonia, chu trình sinh khối, các chu trình lọc và tinh chế, quá trình sản xuất sắt, thép và xi măng, IEA và UNIDO cho rằng CCS có thể làm giảm lượng CO2 hàng năm lên đến bốn gigatonnes vào năm 2050, chiếm khoảng 9% lượng giảm phát thải cần thiết nhằm đạt mục tiêu giảm 50% lượng phát thải CO2 từ các nguồn năng lượng đến năm 2050. Tuy nhiên, mục tiêu chỉ có thể đạt được nếu tất cả các nhà máy phát điện đều được lắp đặt và sử dụng công nghệ CCS vào năm 2050, với khoảng 60 dự án quy mô lớn cần được xây dựng vào năm 2020.(65)

(62) Section 8.3.3 of: IPCC, 2005. IPCC special report on Carbon Dioxide Capture and Storage. Prepared by working group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change. Metz, B., O.Davidson, H. C. de Coninck, M. Loos, and L.A. Meyer (eds.). Cambridge University Press, Cambridge, United Kingdom and New York, NY, USA, 442 pp. Available in full at www.ipcc.ch(63) IEA Technology Roadmaps Carbon capture and storage OECD/IEA 2009.(64) IEA Technology Roadmaps Carbon capture and storage OECD/IEA 2009(65) IEA Technology Roadmap: Carbon Capture and Storage in Industrial Applications OECD/IEA and UNIDO 2011.

Hình 2. 21 Việc ứng dụng công nghệ CCS trên toàn cầu trong kịch bản Bản đồ xanh giai đoạn 2010-2050

2.3. Quản lý lưới điện

IEA cho rằng các mạng lưới điện thông minh là“một mạng lưới điện sử dụng công nghệ số để giảm giám sát và quản lý việc vận chuyển điện năng từ tất cả các nguồn cung để đáp ứng nhu cầu thay đổi của người tiêu dùng cuối cùng” (Hình 23)(66). Các nguồn năng lượng tái tạo có tính chất thay đổi và nguồn cung không liên tục cần phải có một hệ thống lưới điện phân phối thông minh để tích hợp một cách hiệu quả những nguồn tái tạo này vào hệ thống điện chung cũng như để đối phó với các rủi ro chính liên quan đến nguồn năng lượng.

Trong hệ thống điện lưới thông minh, nhu cầu sử dụng điện cao điểm có thể được hạn chế bởi việc quản lý tích cực nhu cầu của người tiêu dùng và khả năng cung ứng của nhà sản xuất. Ví dụ, vào các ngày hè nóng bức nhu cầu sử dụng điện sẽ gia tăng dẫn đến chi phí cũng gia tăng theo. Mạng lưới điện thông minh sẽ đưa ra thông tin đến người tiêu dùng bằng đồng hồ kỹ thuật số trên thực tế do vậy họ thể hạn chế và giảm thiểu việc tiêu thụ điện trong khi các nhà sản xuất điện lại có thể tăng sản lượng sản xuất tương ứng để cung ứng cho thị trường.

Tuy nhiên nhu cầu nâng cấp cơ sở hạ tầng hệ thống điện lưới cũ để chuyển đổi sang hệ thống mạng lưới điện thông minh và có khả năng ứng chịu với tác động của biến đổi khí hậu sẽ tạo ra các vấn đề chi phí lớn. Các dòng thuế tiêu dùng cũng được sẽ được đặt ra nếu sử dụng mạng lưới phân phối thông minh để kết nối mạng lưới điện gió với các nguồn năng lượng tái tạo có tính chất thay đổi khác.

Hình 2. 22 Mạng lưới điện thông minh

(66) IEA “Energy Technology Perspectives” op. cit p151. ; A. Battaglini, J. Lilliestam , C. Balsand A. Haas, 2008. The SuperSmart Grid ,June 18th 2008 . European Climate Forum; Potsdam Institute for Climate Impact Research


2.4. Vấn đề về tính công bằng trong an ninh năng lượng

Hình 2. 23 Năng lượng cho mọi đối tượng’ Energy Mix

Hình 2. 24 Trợ cấp nhiên liệu hóa thạch và người nghèo

Để hỗ trợ người nghèo có khả năng tiếp cận nguồn năng lượng là vấn đề rất quan trọng trong đảm bảo tính công bằng về an ninh năng lượng. Các nghiên cứu của IEAvề năng lượng cho mọi trường hợp xuất bản năm 2011 cũng góp phần giải quyết vấn đề này(67) . Trong đó mô hình “Energy for All Case” yêu cầu cần có một lượng tăng trong sản lượng điện toàn cầu đến năm 2030, khoảng 45% lượng điện được cho là sẽ được sản xuất và phân phối dựa vào sự mở rộng mạng lưới điện quốc gia, 36% lượng điện tăng nhờ vào giải pháp mạng lưới phân phối điện nhỏ và20% còn lại là nhờ vào các giải pháp cung cấp điện ngoài mạng lưới. Hơn 60% sản lượng điện thuộc mạng lưới được cho là có nguồn gốc từ nguồn nhiên liệu hóa thạch trong đó chỉ tính riêng than đá đã chiếm hơn 50% lượng cung điện. Đối với hệ thống điện nhỏ và điện ngoài mạng lướithì hơn90% sản lượng là được cung ứng từ các nguồn năng lượng tái tạo.

(67) IEA Energy for All – Financing access for the poor. IEA 2011

Hình 2. 25 Energy for All = More CO2

Để cung ứng điện năng cho dân cư khu vực nông thôn và thành thị, IEA dự báo rằng đến năm 2030, 60% lượng tiền đầu tư cho các lò đun nấu sẽ được dành cho việc lắp đặt hệ thống biogas, với các lò nấu tiên tiến và lò nấu dạng LPG chiếm đến khoảng 20%. Năm 2010, Trung Quốc là quốc gia dẫn đầu thị trường với 5 triệu nhà máy biogas được vận hành, trong khi 3 thị trường lớn tiếp theo tại châu Á bao gồm Ấn độ, Nepal và Việt Nam có khoảng 0.2 lò biogas. Các hộ gia đình thu nhập thấp cũng như thu nhập cao đều có thể tiếp cận nguồn vốn vay để xây dựng hệ thống biogas(68) - SNV cũng tăng thêm hợp phần tín dụng cho Chương trình khí biogas ADB Việt Nam(69) .

Chương trình năng lượng IEA cũng thừa nhận rằng phần lớn các dự án thủy điện là có tác động bất lợi đối với môi trường và dẫn đến việc di dân không tự nguyện nếu như không được lên kế hoạch một cách cẩn thận, mặc dù các dự án thủy điện thường đem lại nhiều lợi ích kinh tế. Các dự án thủy điện quy mô nhỏ tại các vùng nông thôn của Trung Quốc đã đạt được nhiều thành công. SHPs cung ứng đến 1/3 tổng lượng thủy điện và cung ứng dịch vụ cho hơn 300 triệu người(70).

• Trong trường hợp Cung ứng năng lượng cho mọi đối tượng tiêu dùng (the Energy for All Case), nguồn năng lượng từ mạng lưới thủy điện chiếm 14% tổng nhu cầu điện tăng thêm, trong khi nguồn SHPs chiếm 8% từ nguồn điện ngoài mạng lưới.

Cung ứng năng lượng cho mọi đối tượng tiêu dùng

• Sáng kiến của Chính phủ Nauy về Đối tác Khí hậu và năng lượng quốc tế - Energy+

• Mục tiêu là sự hợp tác với cá sinh phủ và thu hút đầu tư của khối tư nhân vào việc tạo ra các cơ hội kinh doanh hiệu quả năng lượng và năng lượng tái tạo, có tính thương mại cao nhằm giải quyết các thách thức về nhu cầu năng lượng gia tăng theo một cách thức bền vững.

(68) SNV Netherlands Development Organisation (2011), “Domestic Biogas Newsletter, Issue 5, September, SNV, The Hague, Netherlands(69) ADB (Asia Development Bank) (2009), Energy for All: Vietnam: Boosting Biogas, ADB, Manila(70) Liu, H., and X. Hu (2010), The Development and Practice of Small Hydropower Clean DevelopmentMechanism Project in China, China Water Power and Electrification, Vol.69, No.9, pp. 8-14.


Hình 2. 26 Đường cong chi phí toàn cầu đối với các giải pháp giảm thiểu khí nhà kính trong trường hợp ‘công việc kinh doanh như bình thường’; đơn vị GtCO2e1

Vậy đâu là cách thức kinh tế nhất để giảm thiểu phát thải khí gây hiệu ứng nhà kính? Nghiên cứu của McKinsey năm 2007 chỉ ra rằng“low-hanging fruit” là các giải pháp hiệu quả và không tái tạo(71) . McKinsey nhấn mạnh rằng về mặt kỹ thuật việc áp dụng các giải pháp này sẽ tốn đến 40 Euro cho mỗi tấn hoặc thấp hơn tương ứng với 26.7 gigaton phát thải. Tuy nhiên việc áp dụng thực tiễn những giải pháp này yêu cầu cần phải có một hệ thống giảm thiểu hiệu quả trên toàn cầu. Hơn thế nữa, việc giảm phát thải từ ngành công nghiệp sản xuất điện thường được xem là tâm điểm của các cuộc bàn thảo về biến đổi khí hậu, lại chiếm chưa đến một nửa chi phí nêu trên(72)”.

Hình 28 miêu tả cụ thể các chi phí giảm thiểu cho tưng lĩnh vực khác nhau theo nghiên cứu của McKinsey, cho thấy khả năng các ngành sẽ giảm thiểu được lượng phát thải cao nhất bằng việc sử dụng cơ chế về REDD(73) .

(71) P.-A. Enkvist, T. Nauclér and J. Rosander, The McKinsey Quarterly, McKinsey & Company, 2007 A cost curve for greenhouse gas reduction. KcKinsey(72) Ibid. p40(73) http://lightbucket.wordpress.com/2008/05/17/the-cost-of-carbon-abatement/

2.5. Chi phí giảm thiểu các bon Hình 2. 27 Nghiên cứu của McKinsey 2007 về khả năng giảm phát thải theo từng lĩnh vực

Hình 2. 28 Chi phí giảm thiểu GHG toàn cầu theo công việc kinh doanh bình thường – 2030

Các số liệu nêu trên đã được McKinsey cập nhật vào năm với sự phân tích cụ thể hơn về chi phí giảm thiểu tác động bất lợi của các giải pháp hiệu quả năng lượng.


Hình 3. 1 Nhu cầu điện và tốc độ tăng trưởng giai đoạn 2001-2009

Trong cơ cấu tiêu thụ điện, tỷ lệ điện dùng cho quản lý và tiêu dùng dân cư có xu hướng giảm dần, tỷ lệ điện dùng cho công nghiệp, thương mại và hoạt động khác tăng. Tỷ trọng điện cung cấp cho sinh hoạt gia dụng giảm dần từ 48,9% năm 2001 xuống còn 40,1% năm 2009, trong khi đó tỷ trọng điện công nghiệp đã tăng từ 40,6% năm 2001 lên 50,6% năm

Gần 10 năm từ 2001-2009, sản lượng điện thương phẩm cung cấp cho các ngành kinh tế và gia dụng tăng liên tục, tốc độ tăng bình quân trong giai đoạn này là 14,5%/năm.

Trong 5 năm đầu của giai đoạn, điện thương phẩm có tốc độ tăng trưởng cao hơn (15,3%/năm). Giai đoạn 2006-2009, do ảnh hưởng của khủng hoảng kinh tế, nhu cầu tiêu thụ điện tăng thấp hơn (13,6%/năm). Điện thương phẩm tăng từ 25,8 tỷ kWh năm 2001 lên tới 76,0 tỷ kWh năm 2009, trong 8 năm tăng gấp khoảng 3 lần.

Điện thương phẩm năm 2009 đạt 76,0 tỷ kWh, tăng trưởng khoảng 12,8% so năm với năm 2008 (tăng gấp 2,5 lần so với tăng trưởng GDP).

Năm 2007, 2008 và nửa đầu năm 2009, do tình hình khủng hoảng kinh tế tài chính, sự sụt giảm sản xuất công nghiệp và xây dựng đã ảnh hưởng lớn đến sản lượng điện tiêu thụ. Nửa cuối năm 2009 nhờ các biện pháp kích thích kinh tế của Chính phủ, sản xuất được khôi phục lại, điện thương phẩm nửa cuối 2009 tăng trưởng ở mức trên 17% so với cùng kỳ năm 2008. Hình dưới đây minh họa nhu cầu tiêu thụ điện giai đoạn 2001-2009.

III. BA KỊCH BẢN GIẢM PHÁT THẢI KHÍ NHÀ KÍNH CHO NGÀNH ĐIỆN NĂM 2030

3.1. Rà soát hiện trạng nhu cầu tiêu thụ và sản xuất điện (giai đoạn trước quy hoạch phát triển điện lực VII)

3.1.1. Nhu cầu tiêu thụ điện của Quốc gia

Bảng 3. 1 Cơ cấu tiêu thụ điện giai đoạn 2001-2009

Nguồn: VNL, 1020, Báo cáo Quy hoạch điện VII

3.1.2. Tình hình sản xuất điện

Đến cuối năm 2009, hệ thống điện VN có tổng công suất đặt là 17.521MW, công suất khả dụng là 16.813 MW, trong đó nguồn thuộc EVN là 9.358MW (chiếm 53%) và các nguồn ngoài EVN là 8.163 MW (47%).

Năm 2009 sản lượng điện đạt 87.109 tỷ kWh, trong đó : thủy điện chiếm 34,4%; nhiệt điện than 14,4% , nhiệt điện chạy khí 0,6%, nhiệt điện dầu 0,3%, TBK chạy khí & dầu diesel chiếm 43%, nhập khẩu 4,7% .

Điện sản xuất tăng từ 31,138 tỷ kWh (năm 2001) lên đến 87,109 tỷ kWh năm 2009, tốc độ tăng bình quân là 13,7%. Về cơ cấu điện năng sản xuất, tỷ trọng sản lượng thủy điện giảm dần từ 58,4 % năm 2001 còn 34,4% năm 2009. Sản lượng tua bin khí, đặc biệt là TBK chạy khí ngày một tăng, sản lượng điện sản xuất từ khí đốt tăng từ 8,029 tỷ kWh năm 2001 lên đến 37,1 tỷ kWh năm 2009 ứng với tỷ trọng tăng từ 25,8% lên 42,7%. Sản lượng điện mua ngoài tăng lên đáng kể từ 2,7 tỷ kWh năm 2001 lên 26,3 tỷ kWh năm 2009.

2009. Tuy cơ cấu điện sinh hoạt có giảm, tỷ trọng điện sản xuất tăng cao, công tác quản lý phụ tải được chú trọng, cải thiện được biểu đồ phụ tải ngày, nhưng chênh lệch công suất cao thấp điểm của hệ thống vẫn trên 2,0 lần, nên gây khó khăn trong vận hành an toàn và kinh tế hệ thống điện. Chi tiết về cơ cấu tiêu thụ điện giai đoạn 2001-2009 được nêu ở bảng dưới đây.


Hình 3. 2 Phân loại nguồn điện theo chủ sở hữu(74)

Hình 3. 3 Cơ cấu công suất đặt và điện năng 2009

Tình trạng thiết bị của các nhà máy nhiệt điện

Khu vực phía Bắc:

Các nhà máy nhiệt điện đốt than thuộc EVN quản lý gồm có nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) Ninh Bình - 100MW ; NMNĐ Uông Bí - (110 MW + 300MW) ; nhà máy Nhiệt điện Phả Lại - (440 MW+ 600MW). Các NMNĐ trực thuộc TKV mới xây dựng gồm có NMNĐ than Na Dương - 110MW ; NMNĐ than Cao Ngạn - 110MW.

(74) Nguồn: TTDĐ Quốc gia

Khu vực phía Nam:

Các NMNĐ đốt dầu FO do EVN quản lý gồm có các tổ máy nhiệt điện của Công ty Nhiệt điện Thủ đức công suất như sau : Tổ máy S1 - 33MW ; S2 - 66MW và S3 - 66MW ; Tổ máy của Công ty nhiệt điện cần Thơ gồm 1 tổ máy phát điện S4 - công suất 33MW và 01 tổ máy tuabin hơi nước S1 công suất 330MW mới xây dựng -Tổ máy S1 đã có dự án chuyển đổi nhiên liệu sử dụng từ FO sang khí thiên nhiên khi có khí từ lô B về đến Ô Môn.

Trung tâm Điện lực Phú Mỹ gồm các nhà máy Phú Mỹ 1, Phú Mỹ 2.1, Phú Mỹ 2.1 mở rộng Phú Mỹ 3 (BOT)và Phú Mỹ 4 với tổng công suất thiết kế. 3172 MW sử dụng khí đồng hành và khí tự nhiên )

Các nhà máy Điện Tuabin khí do PVN làm Chủ đầu tư mới xây dựng gồm có: Cà Mau 1- 771 MW và Cà Mau 2- 771 MW , Nhơn Trạch - 320 MW

Ngoài ra còn có các nhà máy nhiệt điện (IPP) khác như Công ty nhiệt điện Hiệp Phước công suất 375MW (3x125) nhiên liệu sử dụng là khí thiên nhiên và dầu FO ; NMNĐ Formosa 160 MW - nhiên liệu sử dụng là than nhập khẩu.

Tình trạng công nghệ của các nhà máy

Các nhà máy nhiệt điện đốt than cũ như Uông Bí, Ninh Bình, Phả Lại 1 chủ yếu là nhiệt điện ngưng hơi, sử dụng lò hơi tuần hoàn tự nhiên, công suất thấp, không đáp ứng được yêu cầu về môi trường. Các thiết bị lọc bụi chủ yếu là các thiết bị cổ điển có hiệu suất thấp, trừ nhiệt điện Phả Lại 2, các nhà máy nhiệt điện than cũ chưa có nhà máy nào áp dụng công nghệ xử lý khỏi thải như công nghệ khử SO2, NOx và giảm thiểu sự tạo thành NOx trong quá trình cháy. Do các thiết bị đã lạc hậu và thiếu vật tư thay thế nên hầu hết các tổ máy của 3 NMNĐ lớn của miền Bắc là Phả Lại 1, Uông Bí, Ninh Bình không đạt các thông số hơi ban đầu theo thiết kế.

NMNĐ Phả lại 2 (2x300MW) có các chỉ tiêu tiên tiến hơn, suất tiêu hao than tiêu chuẩn khoảng 335g/kWh (hiệu suất ~37%), đa số các khâu tự động, Khử khí SOx trong khói thải với tỷ lệ khói được xử lý chiếm 78% tổng lượng khói thải, đạt hiệu suất 90% và nồng độ SO2 ra khỏi ống khói < 500mg/m3.

Đối với các nhà máy nhiệt điện khí: từ năm 1998 đến nay EVN và các công ty phát điện ngoài EVN đã đưa vào hoạt động một số NMĐ dạng tua bin khí chu trình đơn và chu trình hỗn hợp. Các NMĐ này nói chung đều có thiết bị công nghệ tiên tiến (tua bin khí thế hệ F của Mitsubishi, GE,... ) hiệu suất khá cao. Các nhà máy đều sử dụng hệ thống điều khiển DCS hiện đại chung cho các hệ thống thiết bị chính. Tuy nhiên, các tuabin khí của Siemens và ABB (Alstom) đều sử dụng bộ điều khiển Mark V của hãng GE, đây đều là các hệ điều khiển thế hệ cũ (hiện nay đang phổ biến hệ Mark V for Windows và Mark VI, đặc biệt là hệ Mark IV đã phổ biến từ những năm 80.

Đánh giá tác động môi trường của các nhà máy nhiệt điện hiện có

Tác động môi trường chính do các nhà máy nhiệt điện gây ra là phát thải khí nhà kính (CO2) và ô nhiễm không khí (SO2, NO2, bụi, CO, HC). Lượng phát thải các chất ô nhiễm này phụ thuộc vào các dạng nhiên liệu và công nghệ sử dụng.

Lượng khí thải của từng nhà máy nhiệt điện trong hệ thống điện Việt Nam năm 2009 như trong Bảng sau.


Theo số liệu thống kê, tỷ lệ tăng trưởng kinh tế giai đoạn 2000-2009 là 7,3%/năm. Trong giai đoạn này, ngành sản xuất và khai thác có tỷ lệ tăng trưởng cao nhất là: 9,3%, tiếp theo là ngành Giao thông Vận tải: 8,9%, ngành Thương mại đạt 7,8%, ngành Dịch vụ và các ngành khác đạt 6,3%, ngành nông nghiệp có tỷ lệ tăng trưởng thấp nhất với 3,6%. Hình và bảng dưới đây minh họa diễn biến thay đổi GDP và mức thay đổi cơ cấu kinh tế của Việt Nam giai đoạn 2000-2009.

Bảng 3. 2 Lượng khí thải từ các NMNĐ năm 2009

Hình 3. 4 Tốc độ tăng GDP

Nguồn: VNL, 1020, Báo cáo Quy hoạch điện VII

Nguồn: Niên giám thống kê 2010

Hình 3. 5 Cơ cấu kinh tế của VN, giai đoạn 2000-2009

Từ sự phát triển và thay đổi cơ cấu của nền kinh tế, nhu cầu năng lượng tăng từ 26,3 triệu tấn dầu quy đổi (TOE) lên 43,2 triệu TOE trong giai đoạn 2000-2008, tương ứng nhu cầu năng lượng thương mại tăng từ 12,09 triệu TOE lên 28,5 triệu TOE, với tỷ lệ tăng trưởng hằng năm đạt 11.3%. Mặc dù bị ảnh hưởng tiêu cực dẫn đến giảm sút trong giai đoạn khủng hoảng năm 2008 nhưng hệ số đàn hồi năng lượng/GDP vẫn cao khoảng 1.5 trong giai đoạn 2000-2008.

Tỷ lệ tiêu thụ năng lượng trong các ngành công nghiệp, vận tải và các lĩnh vực khác thay đổi từ tỷ lệ 40:32:28 năm 2000 sang 48:30:22 năn 2008. Tỷ trọng của ngành công nghiệp tăng lên rõ rệt, trong khi tỷ trọng của ngành Vận tải và các ngành khác giảm. Sự gia tăng nhanh chóng của chỉ số tiêu thụ năng lượng phản ánh tốc độ phát triển mạnh của ngành công nghiệp, trong khi chỉ số này của các ngành khác tăng không đáng kể. Tuy nhiên, các ngành đều có sự tăng trưởng lớn trong tiêu thụ năng lượng đã phản ánh sự tăng trưởng kinh tế mạnh mẽ. Hình sau phản ánh tương quan của phát triển kinh tế và xu hướng nhu cầu năng lượng của Việt nam..

3.2. Rà soát mối tương quan giữa phát triển kinh tế và năng lượng Việt Nam


Hình 3. 6 Tương quan phát triển kinh tế và xu hướng nhu cầu năng lượng của VN

Bảng 3. 3 Tổng hợp chỉ tiêu kinh tế - năng lượng Việt Nam 2000-2008

Cường độ năng lượng thương mại tăng từ 387 kgoe/1000USD2000 năm 2000 lên 510 kgoe/1000USD2000 năm 2008. Hệ số đàn hồi năng lượng là 1,15, và hệ số đàn hồi điện là 1,7 trong giai đoạn 2005-2008

Bảng sau thể hiện một số chỉ tiêu kinh tế và năng lượng chính của Việt Nam

3.3. Tổng quan về hiện trạng cung cầu năng lượng VN

3.3.1. Hiện trạng khai thác năng lượng sơ cấp

Bảng 3. 4 Diễn biến khai thác than giai đoạn 2000 – 2009

Bảng 3. 5 Diễn biến khai thác dầu thô trong giai đoạn 2000-2009

Bảng 3. 6 Khai thác khí giai đoạn 20055-2009

Khai thác than

Khai thác thủy điện

Khai thác dầu mỏ và khí đốt

Khai thác dầu mỏ và khí đốt

Trong một thập kỷ qua, hệ thống năng lượng Việt Nam bao gồm khai thác, sản xuất và cung cấp các dạng năng lượng sơ cấp như than đá, dầu thô, khí đốt và đặc biệt là thủy điện, đã có những bước phát triển mạnh góp phần quan trọng cho phát triển kinh tế và cải thiện đời sống xã hội. Tổng quan về khai thác và sử dụng năng lượng như sau:

Thủy điện đóng vai trò quan trọng trong hệ thống nguồn điện Việt Nam, luôn chiếm tỉ trọng lớn trong toàn bộ cơ cấu sản xuất điện. Trong các năm gần đây do các nguồn thủy điện mới đưa vào vận hành ít và các nhà máy nhiệt điện mới đưa vào vận hành có công suất lớn nên tỷ trọng của thủy điện trong cơ cấu công suất đặt có xu hướng giảm xuống. Tỷ trọng này giảm từ 51.9 % năm 2000 xuống còn 32.8% năm 2008.

Nguồn: Tập đoàn CN than-Khoáng sản, Niêm giám thống kê.

Nguồn: Petrovietnam, Niêm giám thống kê.

Nguồn: Petrovietnam, Niêm giám thống kê, EVN


3.3.2. Hiện trạng xuất nhập khẩu năng lượng

3.3.3. Hiện trạng tiêu thụ năng lượng

Bảng 3. 7 Diễn biến xuất nhập khẩu năng lượng (1000 tấn)

Bảng 3. 8 Diễn biến tiêu thụ năng lượng sơ cấp (KTOE)

Tiêu thụ năng lượng sơ cấp

Từ năm 1990 đến nay do việc xuất khẩu dầu thô và than tăng mạnh, cán cân xuất nhập khẩu năng lượng đã thay đổi đáng kể. Việt Nam từ một nước nhập khẩu trở thành một nước xuất khẩu năng lượng trong khu vực mặc dù nhu cầu các sản phẩm dầu trong nước chủ yếu vẫn phải nhập khẩu. Về cơ bản, các sản phẩm dầu nhập khẩu đã đáp ứng nhu cầu phát triển của các ngành kinh tế trong các năm qua

Tổng nhu cầu năng lượng sơ cấp ngày càng tăng, năm 1990 là 19.564 KTOE tăng lên tới 44.247 KTOE năm 2005, và 53.364 KTOE năm 2008 đạt tốc độ 5,6% giai đoạn 1990-2005, và 6,4% giai đoạn 2006-2008. Trong đó nhu cầu của khí đạt tốc độ tăng trưởng lớn nhất đạt 20,5 %/năm giai đoạn 2000-2008. Diễn biến tiêu thụ từng loại năng lượng sơ cấp thể hiện trong bảng sau:

Nguồn: Niêm giám thống kê, Tổng cục Hải Quan, EVN.

Tiêu thụ năng lượng cho sản xuất điện

3.4. Nhu cầu năng lượng trong giai đoạn Quy hoạch và khả năng cung cấp nội địa

3.4.1. Tiềm năng và khả năng cung cấp các dạng năng lượng sơ cấp giai đoạn 2011-2030

Than, dầu và khí là các dạng nhiên liệu chính cấp cho sản xuất điện. Diễn biến tiêu thụ từng loại nhiên liệu cho sản xuất điện và tỷ trọng trong tổng tiêu thụ nhiên liệu được thể hiện trong bảng sau.

Tổng trữ lượng than đã tìm kiếm thăm dò còn lại đến 1/1/2005 là 6,140 tỷ tấn. Bể than Quảng Ninh là bể than lớn nhất Việt Nam. Hiện nay và trong tương lai, công tác khai thác than chủ yếu là ở khu vực Quảng Ninh (sản lượng than khai thác hàng năm ở khu vực này chiếm khoảng gần 90 % sản lượng than khai thác của toàn ngành than).

Bảng 3. 9 Diễn biến tiêu thụ từng loại nhiên liệu cho sản xuất điện (KTOE)

Nguồn: EVN; Petro Vietnam.


Trữ lượng than tập trung lớn tại vùng tỉnh Quảng Ninh, Đông Bắc Việt Nam. Tổng 3 vùng mỏ ở đây có trữ lượng cấp A+B+C1+C2 chiếm 67 % trữ lượng than toàn quốc.

Tham khảo Dự thảo Quy hoạch phát triển ngành than Việt Nam đến năm 2020, có xét đến năm 2030 (QH than) do TKV đang trình Bộ Công Thương, tổng sản lượng than sạch dự kiến khai thác đến năm 2030 được trình bày trong bảng sau.

Bảng 3. 10 Trữ lượng than phân theo các cấp và các chủng loại than

Bảng 3. 11 Tổng hợp sản lượng than đến năm 2030

Nguồn: EVN; Petro Vietnam.

3.4.2. Dầu thô, khí

Theo đánh giá gần đây nhất, tổng trữ lượng dầu khí có thể thu hồi của nước ta vào khoảng 3,8 – 4,2 tỷ tấn dầu quy đổi (TOE), tập trung chủ yếu ở thềm lục địa, trong đó trữ lượng đã được xác minh vào khoảng 1,05 – 1,14 tỷ TOE với tỷ lệ khí đốt chiếm hơn 60 %. Tổng hợp trữ lượng dầu khí được cho trong bảng sau.

Theo chiến lược phát triển ngành dầu khí, sản lượng khai thác trung bình dầu thô trong nước tăng đến 19 triệu tấn/năm và sản lượng dầu thô khai thác từ nước ngoài khoảng 2-4 triệu tấn/năm trong giai đoạn từ nay tới 2010. Giai đoạn sau 2010 đến 2020, sản lượng sẽ giảm xuống, còn từ 16 đến 17 triệu tấn/năm theo 2 phương án cơ sở và cao, trong đó mức khai thác từ nước ngoài lên tới từ 6-8 triệu tấn/năm. Dự báo khả năng khai thác dầu thô trong giai đoạn từ nay đến năm 2025 như trong bảng sau.

Khí đốt đang được đẩy mạnh thăm dò phát hiện. Theo chiến lược phát triển ngành dầu khí, khả năng khai thác khí đốt trong giai đoạn 2021-2025 có thể đạt được từ 10,7-18 tỷ m3, cụ thể quy hoạch khai thác khí đốt của ngành dầu khí theo các giai đoạn được cho trong Bảng sau:

Bảng 3. 12 Tổng hợp trữ lượng dầu khí

Bảng 3. 13 Quy hoạch khai thác dầu thô đến năm 2025(75)

(75) Theo “Chiến lược phát triển ngành dầu khí Việt Nam đến năm 2015 và định hướng đến năm 2025”, 2008


3.4.3. Tiềm năng khai thác thủy năng

3.5. Dự báo nhu cầu năng lượng và điện năng

3.5.1. Dự báo nhu cầu năng lượng Quốc gia

Theo đánh giá của chương trình nghiên cứu cấp nhà nước KHCN 09: “Xây dựng chiến lược và chính sách năng lượng bền vững” và các cập nhật gần đây, xem xét các yếu tố kinh tế, xã hội và tác động tới môi trường thì tiềm năng kinh tế - kỹ thuật thuỷ điện nước ta khoảng 75-80 tỷ kWh với công suất tương ứng 18000-20000 MW.

Trữ năng kinh tế của 10 lưu vực sông chính chiếm 85,9% trữ năng kinh tế kỹ thuật khai thác trên toàn lãnh thổ. Qua số liệu trên đây nhận thấy rằng tổng trữ lượng kinh tế kỹ thuật của các lưu vực sông chính là hơn 18.000MW, điện năng tương ứng khoảng 70 tỷ kWh, trong đó ở miền Bắc khoảng 9490MW (52% tổng công suất trên các lưu vực chính), tương ứng khoảng 36,4 tỷ kWh, miền Trung 5655MW (31,2%), tương ứng trên 22 tỷ kWh và miền Nam - 3.000MW (16,5%) tương ứng 12 tỷ kWh.

Một phần không nhỏ trong tiềm năng thủy điện Việt Nam cần phải tính đến là các công trình thủy điện cỡ nhỏ (công suất nhỏ hơn 30 MW). Theo các đánh giá quy hoạch mới nhất, trên toàn quốc, tiềm năng công suất - điện năng của các công trình thủy điện nhỏ được đánh giá khoảng trên 7000 MW. Tuy nhiên một số công trình ở vị trí rất khó khai thác, nằm khá xa trung tâm tiêu thụ điện, nên sẽ không phát triển ngay trong giai đoạn trước mắt mà chỉ có thể xây dựng đồng bộ với việc phát triển kinh tế xã hội khu vực tại chỗ.

Về thuỷ điện tích năng, trên toàn quốc có trên 10 vị trí có địa hình có khả năng xây dựng NMTĐ tích năng với công suất từ 400-1000 MW ở cả ba miền, tập trung nhiều ở miền Bắc. Tổng tiềm năng thuỷ điện tích năng sơ bộ ước tính khoảng trên 10000 MW.

Tổng nhu cầu năng lượng cuối cùng đến năm 2020, 2030 theo phương án cơ sở/cao lần lượt là 93/98 triệu TOE; 165/188 triệu TOE. Cơ cấu tiêu thụ theo các dạng năng lượng ở năm 2020 với phương án cơ sở là: than chiếm tỷ trọng khoảng 19,4 %; các sản phẩm dầu chiếm 37 % và điện 26,9 %, khí đốt là 1,5 %, năng lượng tái tạo chiếm 15,1 %. Cơ cấu tiêu thụ phân theo các ngành năm 2020 phương án cơ sở như sau: công nghiệp chiếm tỷ trọng 38,1 %; gia dụng - dịch vụ chiếm 32,5 %; giao thông vận tải chiếm 27,1 %; nông nghiệp khoảng 0,9 %, phi năng lượng 0,8%.

Chi tiết các bảng dự báo nhu cầu năng lượng theo các loại nhiên liệu, theo từng kịch bản kinh tế được thể hiện ở bảng sau.

Bảng 3. 14 Quy hoạch khai thác khí đốt đến năm 2030(76)

(76) Tham khảo “Quy hoạch phát triển CN khí giai đoạn đến năm 2015, có xét đến 2025”, PVI, 2010

Bảng 3. 15 Dự báo nhu cầu năng lượng cuối cùng theo loại nhiên liệu đến 2030

3.5.2. Cân bằng cung cấp năng lượng toàn quốc

Cung cầu năng lượng trong quy hoạch trung và dài hạn dựa trên:

Theo dự báo đối với kịch bản cơ sở, từ nhu cầu năng lượng cuối cùng có thể tính được nhu cầu tiêu thụ năng lượng sơ cấp tại các mốc thời gian tính toán 2010, 2015, 2020 và 2030 đối với phương án cơ sở tương ứng là: 61; 91; 149 và 256 triệu TOE. Dưới đây là bảng cân đối giữa nhu cầu với khả năng khai thác các nguồn năng lượng sơ cấp trong nước trong trường hợp không xem xét trao đổi xuất nhập khẩu với các thị trường năng lượng bên ngoài. Qua đó thấy được khả năng đáp ứng của tài nguyên trong nước trong từng giai đoạn.

• Đánh giá tiềm năng và khả năng khai thác các nguồn năng lượng sơ cấp trong nước.

• Dự báo giá các loại nhiên liệu, năng lượng thay đổi theo xu thế hội nhập khu vực và quốc tế.

• Nghiên cứu xem xét khả năng trao đổi năng lượng với các nước láng giềng và các nước trong khu vực châu Á - Thái Bình Dương: triển vọng nhập khẩu thủy điện từ Lào, thị trường điện lực các nước tiểu vùng Mekong (GMS) và ASEAN; khả năng nhập khẩu than từ Australia hoặc Indonesia; nhập khẩu khí hóa lỏng LNG, trao đổi xuất nhập khí qua hệ thống liên kết đường ồng khí dự kiến giữa các nước ASEAN.


Bảng 3. 16 Cân đối nhu cầu tổng thể năng lượng và khả năng khai thác năng lượng sơ cấp (Phương án cơ sở)

Nhu cầu và khả năng đáp ứng bởi các dạng năng lượng sơ cấp trong nước được thể hiện ở hình sau

Tính toán cân đối như bảng 3.23 và hình 3.4 cho thấy, khả năng khai thác các nguồn năng lượng sơ cấp trong nước luôn vượt trên nhu cầu trong giai đoạn đến 2015, cán cân năng lượng của Việt Nam nghiêng về xu thế xuất khẩu tịnh trong giai đoạn này. Ở phương án cơ sở, lượng thiếu hụt khoảng gần 53 triệu TOE năm 2020 và lên tới 143 triệu TOE năm 2030. Nếu không có những nguồn mới bổ sung, tỷ lệ phụ thuộc vào năng lượng nhập khẩu là 36 % năm 2020 và lên đến 57 % năm 2030 và tiếp tục tăng thêm.

Dự báo nhu cầu điện giai đoạn từ 2011-2030 theo phương pháp đa hồi quy được lựa chọn làm kết quả dự báo trong QHĐVII.

Nhu cầu điện và phương án phát triển nguồn điện theo Quyết định số 1028, ngày 21/7/2011 của Thủ tướng Chính Phủ về Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2011 - 2020 có xét đến năm 2030.

3.5.3. Dự báo nhu cầu tiêu thụ điện giai đoạn đến năm 2030

Hình 3. 7 Cân đối nhu cầu và khả năng khai thác năng lượng sơ cấp


Bản

g 3.

17

Dự

báo

nhu

cầu

côn

g su

ất v

à đi

ện n

ăng

toàn

quố

c đế

n nă

m 2

030


Bảng 3. 18 Kết quả dự báo nhu cầu điện Toàn quốc đến năm 2030-PA cơ sở

Bảng 3. 19 Công suất nguồn dự kiến vào giai đoạn 2011 – 2015

3.6. Chương trình phát triển nguồn điện3.6.1. Kế hoạch xây dựng nguồn giai đoạn 2011 - 2015Với dự báo trong QHĐ VII, nhu cầu điện năm 2015 theo các phương án cơ sở và cao là 194,3 – 210,8 tỷ kWh. Đến thời điểm hiện nay, gần như tiến độ xây dựng các NMĐ đã rõ. Dưới đây là khối lượng xây dựng các công trình nguồn giai đoạn 2011-2015:

Theo đánh giá hiện nay, miền Bắc sẽ cân đối được cung cầu điện năng từ 2013 trở đi khi hàng loạt các NMĐ hoàn thành xây dựng và vào vận hành với tổng công suất tăng thêm trên 11.400MW. Tổng công suất nguồn khả dụng (bao gồm cả nhập khẩu) ở miền Bắc là 18.614 MW đáp ứng nhu cầu Pmax 13.111MW với tỷ lệ dự phòng 42% vào mùa tích nước.

Giai đoạn này công suất nguồn miền trung tăng thêm trên 2.700MW. Năm 2015 tổng công suất khả dụng miền Trung cũng đạt 5.500MW, đáp ứng nhu cầu Pmax 3269MW với độ dự phòng rất cao. Tuy nhiên phụ tải miền Trung có tỷ trọng nhỏ so với 2 miền Bắc – Nam và miền Trung còn làm nhiệm vụ hỗ trợ 2 miền.

Trong khi đó dự kiến các dự án nguồn miền Nam vào từ 2011-2015 được ít hơn, khoảng 8.700MW, rơi chủ yếu vào 2 năm 2014-2015 (7.500MW), còn 3 năm 2011-2013 chỉ có TBKHH Nhơn Trạch II vào cuối năm 2011 và tổ máy 2 của NĐ than Formosa vào 2012, năm 3013 không có thêm nguồn nào. Giai đoạn này miền Nam luôn nhận điện từ miền Trung từ trên 2,5 tỷ kWh (2011) đến trên 9,1 tỷ kWh (năm 2013 miền nam nhận 6,9 tỷ kWh từ miền Bắc và 2,2 tỷ kWh từ miền Trung). Ở năm 2012 miền Nam có tổng công suất dự phòng thấp, khoảng 500MW - tỷ lệ dự phòng thô 4,7%, năm 2013 miền Nam thiếu dự phòng công suất khoảng trên 950MW.

Đến năm 2015 tổng công suất đặt và nhập khẩu toàn quốc đạt 43.152MW, trong đó miền Bắc 18.614 MW, miền Trung 5.504 MW và miền Nam 19.034 MW, khả năng đáp ứng nhu cầu phụ tải như sau:

Với nhu cầu phụ tải cơ sở:

Với nhu cầu phụ tải cao:

Phương án phụ tải cơ sở (PA2- chọn)

- Tổng công suất nguồn đáp ứng nhu cầu phụ tải cực đại 30.803MW với tỷ lệ dự phòng theo công suất đặt mùa tích nước (tháng 11) miền Bắc là 42% và miền Nam là 20,2%.

- Điện sản xuất đạt 194 TWh, trong đó miền Bắc 77,3 TWh, miền Trung 20,5 TWh và miền Nam 96,5 TWh. Các năm từ 2012 – 2014 các NMĐ ở miền Nam vận hành căng thẳng mặc dù đã tính tới 1,3 TWh phát từ TBKHH Hiệp Phước II nửa cuối 2014, ĐZ 500kV mang tải cao. Miền Nam nhận từ miền Bắc và Trung 9,3 TWh và 6,8 TWh tương ứng các năm 2013 và 2014. Khi có một trong các sự cố tổ máy của NMNĐ, hoặc các nguồn Như NMNĐ Vĩnh Tân II, tổ máy 1 NĐ Duyên Hải I hoặc sự cố trên ĐZ 500kV sẽ xảy ra thiếu điện.

- Năm 2015 tổng công suất nguồn đáp ứng nhu cầu phụ tải cực đại 33.440 MW với tỷ lệ dự phòng theo công suất đặt mùa tích nước (tháng 11) miền Bắc là 29,7% và miền Nam là 11,7%. Giai đoạn 2012-2014 miền Nam xảy ra tình trạng thiếu công suất: Năm 2012 miền Nam gần như không có công suất dự phòng (công suất dự phòng chỉ khoảng 230 MW trên 11.000 MW nhu cầu), năm 2013 miền Nam thiếu dự phòng công suất trầm trọng, khoảng 1.500 MW. Tới năm 2014 công suất dự phòng cũng chỉ có 150 MW (1,5% so với tổng nhu cầu Pmax miền Nam 14.787MW).

- Năm 2015 điện sản xuất đạt 210,8 TWh, trong đó miền Bắc 85,4 TWh, miền Trung 20,8 TWh và miền Nam 104,6 TWh. Từ 2013 – 2014 các NMĐ ở miền Nam vận hành rất căng thẳng: trong khi miền Nam vẫn nhận 10,8 TWh (2013) và 7,7 TWh (2014) từ miền Bắc và Trung, nhưng thiếu hụt điện năng năm 2013 vẫn lên tới trên 2,7 TWh và năm 2014 trên 1,6 TWh (mặc dù đã tính tới 1,3 TWh phát từ TBKHH Hiệp Phước II nửa cuối 2014). ĐZ 500kV mang tải cao. Tương tự như nêu trong PA phụ tải cơ sở, bất cứ một sự cố nào của HTĐ sẽ xảy ra thiếu điện trầm trọng.

- Thủy điện 17.987 MW (25,7%), trong đó 1.200 MW TĐTN miền Nam

- Nhiệt điện khí- dầu 13.625 MW(19,4%)

- Nhiệt điện than 32.535 MW (46,4%)

- Thuỷ điện nhỏ và NLTT 3.129 MW (4,5%), trong đó khoảng 1.900 MW thuỷ điện nhỏ và 1.200 MW NLTT

- Điện hạt nhân 1.000 MW (1,4%) với tổ máy đầu tiên của NMĐHN Phước Dinh

- Điện nhập khẩu 1839 MW (2,6%)

3.6.2. Chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn 2016 – 2020Chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn 2016 -2020 đối với phương án phụ tải cơ sở được xác định như sau: Đến năm 2020 tổng công suất các nhà máy điện là 70.115 MW, trong đó:


- Thủy điện 19.857 MW (20,3%), trong đó 1.200 MW TĐTN miền Bắc và 2.400 MW TĐTN miền Nam

- Nhiệt điện khí- dầu 17.525 MW (17,9%)


- Thuỷ điện nhỏ và NLTT 4.829 MW (5%), trong đó khoảng 2.700 MW thuỷ điện nhỏ và 2.100 MW NLTT

- Điện hạt nhân 6.000 MW (6,1%), trong đó NMĐHN Phước Dinh 4.000MW và 2 tổ máy đầu 2x1.000 MW của NMĐHN Vĩnh Hải

- Điện nhập khẩu 4.609 MW (4,7%)

- Thủy điện 21.100MW (15,3%), trong đó 4.800 MW TĐTN

- Nhiệt điện khí - dầu 17.500MW (12,7%)


- Điện nhập khẩu 6.300 MW (4,6%)

- Điện hạt nhân 10.700MW (7,8%), trong đó các NMĐHN Phước Dinh và Vĩnh Hải mỗi nhà máy 4x1.000 MW, có 2 tổ máy đầu của NMĐHN ở miền Trung (Phú Yên hoặc Bình Định)

3.6.3. Chương trình phát triển nguồn điện giai đoạn đến năm 2025 và 2030

Nguồn điện đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải ở mức 52.040 MW với tỷ lệ dự phòng thô là 34,7% vào mùa tích nước và khoảng 23,1% vào cuối mùa kiệt.

Điện sản xuất năm 2020 là 329 TWh, trong đó thuỷ điện 60 TWh (18,2%), NĐ khí – dầu 73,2 TWh (22,2%), NĐ than 174,6 TWh (53%), điện từ thuỷ điện nhỏ và NLTT 8,9 TWh (2,7%), điện hạt nhân 4,9 TWh (1,5%) và điện nhập khẩu 7,8 TWh (2,4%). Chi tiết danh sách các nguồn vào giai đoạn 2011 – 2020 được cho trong Phụ Lục PLch7.

Nguồn điện đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải ở mức 77.084 MW với tỷ lệ dự phòng thô là 27,1% vào mùa tích nước và khoảng 21,1% vào cuối mùa kiệt.

Điện sản xuất năm 2025 là 489,6 TWh, trong đó thuỷ điện 59,8 TWh (12,3%, đã trừ điện cho bơm TĐTN), nhiệt điện khí-dầu 93,5 TWh (19,1%), nhiệt điện than 265,2 TWh (54,2%), điện nhập khẩu 17,9 TWh (3,6%), điện hạt nhân 40,2 TWh (8,2%) và điện NL tái tạo 13 TWh (2,7%).

Nguồn điện đảm bảo đáp ứng nhu cầu phụ tải ở mức 110.215 MW với tỷ lệ dự phòng thô là 25,0% vào mùa tích nước và khoảng 20% vào cuối mùa kiệt.

Điện sản xuất năm 2030 là 695 TWh, trong đó thuỷ điện (đã trừ điện cho bơm TĐ tích năng) là 57,6 TWh (8,3%), nhiệt điện khí dầu 91,5 TWh (13,2%), nhiệt điện than 428,7 TWh (61,7%), điện nhập khẩu 28,8 TWh (4,1%), điện hạt nhân 75,2 TWh (10,8%) và điện từ NL tái tạo 13,3 TWh (2,0%).

Đến năm 2025 tổng công suất các NMĐ là 97.430 MW, trong đó:

Đến năm 2030 tổng công suất các nhà máy điện là 137.800 MW trong đó:

3.6.4. Đánh giá phát thải khí nhà kính của kịch bản phát triển NĐ trong QHĐ 7

3.7. Một số giải pháp tiết kiệm năng lượng và điện đã được triển khai

3.7.1. Chương trình quản lý nhu cầu (DSM)

Mức phát thải CO2 và các khí nhà kính khác sẽ tăng liên tục trong giai đoạn thực hiện QHĐ VII đến 2030. Mức tăng CO2 từ dưới 60 triệu tấn năm 2011 đến 444 triệu tấn năm 2030, gần 8 lần. Thiệt hại về kinh tế về biến đổi khí hậu được tính toán dự báo là 1,2 tỷ USD năm 2011 và tăng lên đến 9 tỷ USD năm 2030. Trong nguồn phát điện từ nhiệt điện thì các nhà máy nhiệt điện than là nguồn phát thải CO2 và các khí ô nhiễm/kWh điện là lớn nhất.

Chương trình Quản lý nhu cầu phía phụ tải (DSM) là tập hợp các giải pháp kỹ thuật - công nghệ - kinh tế - xã hội nhằm quản lý thời điểm sử dụng, thời gian sử dụng hoặc sản lượng điện tiêu thụ phía khách hàng tiêu thụ điện. Các chương trình DSM với 3 cách thức tiếp cận sau đây:

Dưới sự tài trợ của Ngân hàng Thế giới và Quỹ môi trường toàn cầu, Chương trình DSM giai đoạn 1 ở Việt Nam đã được thực hiện từ năm 2000-2003 với ba chương trình đầu tiên là Nghiên cứu phụ tải, Kiểm toán Năng lượng thí điểm và Chương trình lắp đặt công tơ ba giá TOU.

Giai đoạn 2 được EVN thực hiện từ năm 2004, bao gồm các chương trình Mở rộng lắp đặt công tơ ba giá (TOU mở rộng), Thí điểm điều khiển phụ tải bằng sóng (DLC), Thúc đẩy sử dụng đèn huỳnh quang tiết kiệm điện (CFL), thúc đẩy sử dụng đèn huỳnh quang gày FTL và chương trình Nghiên cứu phụ tải (LR). Hiệu quả mong muốn của giai đoạn 2 như sau:

• Hiệu suất năng lượng (EE): cải thiện hiệu suất năng lượng của các tòa nhà, các doanh nghiệp sản xuất; các thiết bị và quá trình sử dụng chúng.

• Quản lý nhu cầu: nhằm phân phối lại quá trình tiêu thụ năng lượng trong ngày.

• Phát triển phụ tải có chiến lược: phát triển phụ tải nhằm cải thiện hệ số phụ tải của toàn hệ thống.

Bảng 3. 20 Mục tiêu của chương trình DSM giai đoạn 2


3.7.2. Tình hình thực hiện quản lý nhu cầu (DSM) ở Việt NamHiện này, Chương trình DSM giai đoạn 2 đang được EVN thực hiện bao gồm những nội dung và có kết quả như sau:

Bên cạnh DSM do EVN thực hiện, các chương trình về tiết kiệm Năng lượng cũng có chung mục đích và đã được triển khai ở Việt Nam trong nhiều năm qua, điển hình là Chương trình kiểm toán năng lượng cho các hộ tiêu thụ điện trọng điểm do EVN thực hiện, Chương trình mục tiêu Quốc gia về sử dụng Năng lượng tiết kiệm và hiệu quả do Bộ Công thương chủ trì, Chương trình hỗ trợ Tiết kiệm năng lượng cho các doanh nghiệp vừa và nhỏ, Chương trình chiếu sáng hiệu suất cao do Bộ Khoa học Công nghệ kết hợp với Văn phòng phát triển Liên Hợp Quốc thực hiện, v.v.. Các chương trình kể trên đều có những đóng góp đáng kể đối với việc giảm lượng điện tiêu thụ nói chung và giảm công suất của toàn hệ thống trong giờ cao điểm nói riêng.

Các chương trình nâng cao nhận thức sử dụng điện

Từ nhiều năm nay EVN đã thực hiện các chương trình nâng cao nhận thức cộng đồng liên quan đến một chiến dịch quảng cáo trên báo, ti vi và các tờ rơi tới các khách hàng. Chiến dịch quảng cáo dựa vào tính tự giác của các khách hàng trong việc giúp EVN làm giảm phụ tải cao điểm bằng cách tắt các thiết bị không cần thiết tại các giờ cao điểm và tăng dải điều chỉnh nhiệt trong môi trường điều hoà nhiệt độ. Đến nay chưa có một đánh giá chính thức về ảnh hưởng của các chiến dịch này.

Chương trình thúc đẩy sử dụng đèn compact huỳnh quang CFL

Chương trình thí điểm CFL đã được EVN thực hiện trong DSM pha 1. Kết quả từ chương trình thí điểm cho thấy tỷ lệ đèn sợi đốt ở thời điểm đó đang được được sử dụng chiếm thị phần khá cao, trung bình mỗi gia đình có từ 2-3 đèn sợi đốt. Ngoài ra nhận thức của người dân khi đó về đèn CFL còn khá hạn chế, đặt biệt ở khu vực nông thôn chiếm tới 80% dân số Việt Nam.

Chương trình thúc đẩy sử dụng CFL thiết kế trong giai đoạn đầu sẽ đưa ra thị trường 1 triệu bóng trong giai đoạn 2004-2007, chủ yếu ở khu vực nông thôn, địa bàn của các Công ty điện lực 1, 2 và 3. Ở giai đoạn này, EVN sử dụng loại đèn CFL nhãn hiệu Osram (sau khi đấu thầu quốc tế) và phân lại cho các kênh bán hàng là các Chi nhánh điện cấp huyện. Giá bán mỗi bóng đèn được trợ giá tới 50% nhờ vào việc Chính phủ cho phép miễn thuế toàn bộ vào các bóng đèn nhập khẩu. Chất lượng bóng đèn, giá cả vừa túi tiền cộng với các phương thức quảng bá được thực hiện khá tốt từ các chi nhánh điện đã giúp cho số lượng 1 triệu bóng trong giai đoạn một được tiêu thụ khá nhanh.

Ở giai đoạn kế tiếp, EVN dự định đưa 3 triệu bóng CFL vào thị trường. Các công ty điện lực sẽ tự lựa chọn những nhà cung cấp bóng đèn CFL. Tuy nhiên theo thỏa thuận, giá bán CFL mà các chi nhánh bán cho người sử dụng sẽ thấp hơn 10% so với giá bán nhà sản xuất bán ra trên thị trường. Ngoài ra, việc tiêu thụ các bóng CFL còn được phân bổ về các khu vực dân cư đô thị. Đến nay chưa có một đánh giá chính thức về ảnh hưởng của các chiến dịch này.

Chương trình thúc đẩy sử dụng đèn huỳnh quang gầy FTL

Chương trình FTL được thiết kế nhằm thúc đẩy việc sử dụng loại đèn hiệu suất cao T8 -36W, thường gọi là đèn gầy, thay thế cho loại đèn hiệu suất thấp 40MW. Với một số

lượng nhỏ các nhà sản xuất FTL trong nước, EVN mong muốn thúc đẩy thị trường và cơ hội cho loại đèn FTL và chấn lưu điện tử hiệu suất cao thông qua các chương trình quảng bá, thí điểm và đặc biệt là chương trình chiếu sáng học đường sử dụng đèn FTL thay vì loại đèn huỳnh quang ống 40W có mức tiêu thụ điện so sánh lớn hơn 10%.

Kết quả thu được khá khả quan, theo đánh giá của tư vấn, các chương trình quảng báo FTL thu hút được sự quan tâm của công chúng, thị trường FTL ngày càng được mở rộng nhờ vào sự tích cực tham gia của các nhà sản xuất và các nhà phân phối. Đặc biệt, chương trình thí điểm chiếu sáng học đường bằng đèn FTL đã được thực hiện thành công với tổng số 405 phòng học được trang bị lại bằng đèn FTL và loại chấn lưu điện tử hiệu suất cao.

Chương trình lắp đặt công tơ ba giá TOU

Từ năm 1998, EVN đã triển khai chương trình lắp đặt công tơ ba giá TOU đến các khách hàng. Chương trình này nhằm kết hợp với giá bán điện theo thời điểm có tác động mạnh đến các khách hàng sử dụng điện. Theo thiết kế ban đầu, các khách hàng công nghiệp và thương mại có công suất đăng ký trên 100kVA sẽ được lắp các công tơ TOU. Tuy nhiên, nhằm tạo tác động mạnh đến thói quen sử dụng điện, EVN đã triển khai việc lắp các công tơ đối với các khách hàng có công suất đăng ký trên 20kVA hoặc tiêu thụ điện hàng tháng trên 2000kWh.

Theo đánh giá của tư vấn Danish Energy Management của WB, chương trình TOU đã giảm được 45MW trong giờ cao điểm tối.

Trong những năm gần đây, do thành phần tiêu thụ điện Công nghiệp có sự tăng trưởng đáng kể so với thành phần Tiêu dùng dân cư, khiến cho đỉnh phụ tải đã chuyển sang khoảng thời gian từ 9:00 đến 11:00.

Chương trình thí điểm Điều khiển phụ tải bằng sóng DLC

Mục tiêu của chương trình DCL là điều khiển các phụ tải điện có lựa chọn ở các tòa nhà đô thị bằng công nghệ sóng vi ba. Hiệu quả mong muốn của chương trình là giảm công suất đỉnh tối thiểu 3,1MW tới thời điểm cuối 2006.

Công nghệ DLC cho phép các công ty điện lực đóng cắt từ xa một số thiết bị điện chọn lọc ở phía khách hàng vào giờ cao điểm. Bù lại, các khách hàng tham gia sẽ được hỗ trợ về mặt tài chính. Tuy nhiên chương trình này đã không được thực hiện do có quá ít hộ tiêu thụ quan tâm và sẵn sàng tham gia. Nguyên nhân chính được giải thích là do mức hỗ trợ chưa đủ hấp dẫn khiến cho khách hàng cho phép ngành điện điều khiển trực tiếp vào quá trình tiêu thụ điện của họ.

Chương trình kiểm toán năng lượng các hộ tiêu thụ điện lớn

Nằm trong gói giải pháp của Chương trình Mục tiêu quốc gia về tiết kiệm điện, từ năm 2007, EVN đã tài trợ thực hiện các báo cáo kiểm toán năng lượng cho các hộ tiêu điện trọng điểm(77) trên phạm vi cả nước. Kết quả của chương trình này chưa được đánh giá một cách toàn diện. Tuy vậy, theo một số thông tin phản hồi từ các đơn vị thực hiện kiểm toán, nhiều doanh nghiệp hiện vẫn không mặn mà với các chương trình tiết kiệm năng

(77) Nghị định 102/2004 quy định, doanh nghiệp trọng điểm là doanh nghiệp có lượng tiêu thụ điện hàng năm trên 3 triệu kWh, hoặc tiêu thụ năng lượng trên 1000 KTOE, hoặc công suất đăng ký từ 500kW trở lên.


lượng. Thậm chí có nhiều trường hợp doanh nghiệp sau khi kiểm toán năng lượng xong không đầu tư áp dụng các giải pháp tiết kiệm năng lượng như chương trình đã được tư vấn.

Một trong những nguyên nhân chính của tình trạng trên là suy thoái kinh tế khiến cho tình hình sản xuất kinh doanh đình trệ, vốn vay ngân hàng hạn chế nên doanh nghiệp không dám mạnh tay chi tiền. Mặt khác, muốn tiết kiệm năng lượng hiệu quả, đòi hỏi doanh nghiệp phải đầu tư. Hiện doanh nghiệp quan tâm nhiều đến vốn lưu động hơn là đầu tư cố định nên chỉ thực hiện những giải pháp đơn giản như thay đổi hệ thống đèn chiếu sáng, sử dụng đèn, quạt, máy lạnh hợp lý, hạn chế sản xuất trong giờ cao điểm... Bên cạnh đó, hầu hết doanh nghiệp còn mù mờ thông tin, chưa xem trọng hiệu quả tiết kiệm năng lượng. Công tác tuyên truyền chưa thật sự hiệu quả, thông tin chưa đến được doanh nghiệp.

Chương trình Nghiên cứu phụ tải LR

Mục tiêu của Chương trình Nghiên cứu phụ tải (LR) là nhằm tìm hiểu những đặc tính về tiêu thụ điện hoặc năng lượng của các nhóm đối tượng tiêu thụ. Có rất nhiều ứng dụng sử dụng kết quả nghiên cứu của LR, ví dụ như dự báo phụ tải, xây dựng kết cấu giá điện, đánh giá hiệu quả và tiềm năng của các giải pháp DSM,…

Trong pha 1 DSM giai đoạn 2000-2003, Bộ Công thương, EVN và tư vấn Fitchner (CHLB Đức) đã xây dựng nên một phương pháp luận cơ sở cho việc thực hiện LR ở Việt Nam, bao gồm phương pháp chọn mẫu, thu thập, quản lý, xử lý dữ liệu, và phân tích thông tin.

Trong năm 2009, EVN đã tiến hành việc chọn mẫu và lắp đặt các thiết bị đo tại các công tơ tiêu thụ điện tổng của hơn 1000 khách hàng trên phạm vi toàn quốc, đồng thời đã thực hiện mua sắm và đào tạo sử dụng phần mềm chuyên dụng về LR. Tuy nhiên chương trình LR ở cấp end-use, như thiết kế ở pha 2, đối với đối tượng hộ dân dụng chưa được triển khai.

Bên cạnh chương trình LR do EVN tiến hành, Cục Điều tiết điện lực cũng đang xây dựng quy trình thực hiện nghiên cứu phụ tải ở từng công ty điện lực. Theo đó, mỗi tổng công ty điện lực sẽ phải thực hiện chương trình nghiên cứu phụ tải riêng biệt dựa trên số lượng khách hàng các mà công ty đó đang cung cấp điện năng.

Chương trình bình đun nước nóng năng lượng mặt trời

Chương trình bình đun nước nóng bằng năng lượng mặt trời được khởi động từ năm 2007. Chương trình này nhằm hướng tới các hộ gia đình và tòa nhà mới, thay vì sử dụng bình nước nóng bằng điện, sẽ được hỗ trợ 1 phần kinh phí nhằm lắp đặt các bình đun bằng năng lượng mặt trời phục vụ cho nhu cầu sinh hoạt.

Mức hỗ trợ cho mỗi hộ dân là 1 triệu đồng/1 bình và được lấy từ ngân sách nhà nước thuộc Chương trình mục tiêu quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả.

Năm 2008, EVN được tham gia thực hiện thí điểm lắp đặt 900 thiết bị đun nước nóng bằng năng lượng mặt trời tại địa bàn thuộc Công ty Điện lực 2 thực hiện 200 mô hình, Công ty Điện lực TPHCM, Đồng Nai và Đà Nẵng. Cũng trong năm 2008, Trung tâm tiết kiệm Năng lượng Hà nội đã lắp đặt 100 bộ thiết bị nằm trên địa bàn 4 tỉnh miền Bắc.

Kết quả thăm dò ý kiến khách hàng trên phạm vi triển khai dự án ở TPHCM cho thấy,

chương trình đã có tác động nhất định tới nâng cao nhận thức của cộng đồng về sử dụng thiết bị đun nước nóng từ năng lượng mặt trời, được nhiều hộ sử dụng hưởng ứng và mong muốn được tham gia dự án. Trong năm 2009, EVN dự kiến sẽ lắp đặt tiếp 1000 bộ thiết bị, có bổ xung thêm địa bàn của Công ty điện lực 3.

Ngoài ra còn phải kể tới một số gói chương trình hiệu suất năng lượng khác nằm trong các dự án do Bộ ban ngành khác chủ trì thực hiện, có thể kể tới một số chương trình có quy mô lớn đã thực hiện trong thời gian qua, sơ lược như sau:

Chương trình Mục tiêu quốc gia về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả (VNEEP) do Bộ Công thương chủ trì, được triển khai từ năm 2007 và dự kiến kết thúc vào năm 2015 với các hoạt động chính là khuyến khích, thúc đẩy, vừa có những biện pháp quản lý bắt buộc, nhằm tạo chuyển biến, thực hiện đồng bộ trong toàn xã hội, đi dần từ các bước nâng cao nhận thức, thu hút sự quan tâm, chuyển thành nhu cầu và thúc đẩy các hoạt động về sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả. Đây là một chương trình toàn diện, bao gồm rất nhiều hoạt động và các nhóm đối tượng về sử dụng năng lượng cũng như các đơn vị thực hiện các dịch vụ năng lượng và cả các cấp quản lý.

Mục tiêu cụ thể của VNEEP là phấn đấu giảm 3-5% tổng mức tiêu thụ năng lượng toàn quốc trong giai đoạn 2006-2010, và 5-8% tổng mức tiêu thụ năng lượng trong giai đoạn 2011-2015. Theo thiết kế, VNEEP có tổng cộng 6 nhóm nội dung và 11 đề án lớn tập trung trên trên toàn bộ các lĩnh vực, bao gồm Thể chế, Nhận thức và nâng cao năng lực, Thiết bị hiệu suất cao, Kiểm toán, Chương trình thí điểm, Mô hình quản lý NL và Hỗ trợ tài chính cho khách hàng.

Chương trình Thúc đẩy bảo tồn năng lượng ở các doanh nghiệp vừa và nhỏ (PESME) do Bộ Khoa học Công nghệ chủ trì, có sự tham gia tài trợ của UNDP và GEF được triển khai bắt đầu vào năm 2002 và dự kiến sẽ kết thúc vào năm 2010. Nội dung chính của chương trình là hỗ trợ về mặt công nghệ và kinh nghiệm và cách thức tiếp cận về bảo tồn năng lượng cho các doanh nghiệp vừa và nhỏ (SME) thông qua các đại diện dự án – các đơn vị dịch vụ năng lượng. Mục tiêu của chương trình là tiết kiệm 136KTOE tương được với lượng giảm phát thải là 962 Kton.

Theo thiết kế, chương trình PESME sẽ nhắm tới 5 nhóm sản xuất là Gạch, Gốm sứ, Gạch lát, Giấy và Chế biến thực phẩm. Các khách hàng tham gia chương trình sẽ được hỗ trợ kiểm toán năng lượng miễn phí, và sẽ được các đơn vị dịch vụ năng lượng cung cấp tư vấn tài chính. Chương trình này sẽ xây dựng năng lực cho các đơn vị kiểm toán, các đơn vị cung cấp tài chính (ngân hàng) trong việc thúc đẩy bảo tồn năng lượng ở các doanh nghiệp SME.

Chương trình Năng lượng thương mại thí điểm (CEEP) do Bộ Công Thương chủ trì, có sự tham gia tài trợ của GEF và Ngân hàng Thế giới, bắt đầu triển khai vào năm 2006 nhằm nhằm xây dựng và thử nghiệm các cơ chế, mô hình kinh doanh tiết kiệm năng lượng trong nước hướng đến mục tiêu thúc đẩy thị trường dịch vụ tiết kiệm năng lượng mang tính thương mại và bền vững ở Việt Nam.

Đối tượng tham gia của chương trình này bao gồm các tòa nhà thương mại và các doanh nghiệp sản xuất, và mức hỗ trợ tài chính không hoàn lại cho các hộ sử dụng năng lượng này sẽ là 30% ở năm đầu tiên của dự án. Tỷ lệ này sẽ giảm dần cho các hộ sẽ tham gia ở những năm tiếp theo. Theo báo cáo đánh giá mới nhất của WB,


Chương trình Chiếu sáng công cộng hiệu suất cao (VEEPL) được tài trợ bởi GEF và UNDP được thực hiện trong vòng 5 năm từ năm 2006 và dự kiến kết thúc vào năm 2010. Mục tiêu của dự án là tháo gỡ các rào cản về ứng dụng công nghệ chiếu sáng hiệu suất cao vào lĩnh vực chiếu sáng công cộng (trường học, bệnh viện và đường phố), khuyến kích và tăng cường chuyển dịch của thị trường theo hướng chiếu sáng hiệu suất cao, nhằm giảm điện năng sử dụng cho hệ thống chiếu sáng công cộng và dẫn đến giảm phát thải khí nhà kính. Theo đánh giá của Viện Năng lượng, đơn vị thực hiện báo cáo cáo đánh giá hiệu quả của dự án, lượng điện năng tiết kiệm thu được từ dự án trong năm 2007 là 31 GWh, tương đương với lượng giảm thiểu phát thải là 13.926 tấn CO2.

3.7.3. Đánh giá và dự báo tiềm năng tiết kiệm của các chương trình DSM

Theo đánh giá của tư vấn Danish Energy Management trong báo cáo kết quả thực hiện DSM pha 2 tháng 8 năm 2008, tiềm năng công suất đỉnh cắt giảm được đến năm 2012 là 603 MW vào cao điểm tối và 207 MW vào cao điểm ngày; tiềm năng đến năm 2015 sẽ cắt giảm được 1200 MW vào cao điểm tối và 450 MW vào cao điểm ngày và tiết kiệm được khoảng 6.000 GWh.

Kết quả tính toán ước lượng như trên dựa vào việc thực hiện các chương trình DSM khả thi trong tương lai, bao gồm Bình nước nóng năng lượng mặt trời,…..

Đối với các chương trình Quản lý phụ tải, Việt Nam đã có nhiều chính sách nhằm khuyến khích thực hiện một cách có hiệu quả, tuy nhiên việc thực hiện vẫn còn nhiều vấn đề và vướng mắc ở các ban ngành và doanh nghiệp. Có thể kể tới các bộ khung pháp lý đã được Chính phủ xây dựng trong thời gian gần đây:

Hình 3. 8 Tiềm năng tiết kiệm từ các chương trình DSM giai đoạn tới

3.7.4. Cơ chế chính sách đối với các chương trình DSM

• Luật Điện lực có hiệu lực từ 01/7/2005, trong đó có một chương đề cập tới hiệu suất năng lượng trong phát điện, truyền dẫn, phân phối và sử dụng điện

• Nghị định 102/2003/ND-CP ban hành ngày 3/9/2003 về tiết kiệm và bảo tồn năng lượng, có nêu rõ Bộ Công nghiệp (nay là Bộ Công Thương) có trách nhiệm thực thi các chương trình tiết kiệm và bảo tồn năng lượng.

• Thông tư 01/2004/TT/BCN ban hành ngày 2/7/2004 nhằm hướng dẫn việc thực hiện nghị định số 102/2003/ND-CP trong bảo tồn năng lượng và sử dụng năng lượng trong các nhà máy

• Thông tư số 08/2006/TT/BCN ban hành ngày 16/11/2006 nhằm hướng dẫn việc thực hiện nghị định số 102/2003/ND-CP trong việc thực hiện các tiêu chuẩn và dán nhãn năng lượng.

• Tiêu chuẩn tòa nhà thương mại hiệu suất cao số 40/2005/QD-BXD ban hành ngày 17/11/2005, áp dụng cho các tòa nhà thương mại nhằm giảm tổn thất năng lượng trong việc xây dựng và cải thiện điều kiện làm việc của người làm việc/sinh sống bên trong tòa nhà

• Quyết định 79/2006/QD-TTg ban hành ngày 14/4/2006, phê duyệt Chương trình Mục tiêu Quốc gia về sử dụng Năng lượng tiết kiệm và hiệu quả.

• Quyết định 80/2006/QD-TTg ban hành ngày 14/4/2006 phê duyệt Chương trình tiết kiệm điện trong giai đoạn 2006-1010, nhằm tăng cường nhận thức của công chúng trong sử dụng điện tiết kiệm.

• Nâng cao nhận thức về sử dụng năng lượng đối với người sử dụng.

• Nâng cao hiểu biết của người sử dụng năng lượng về các sản phẩm hiệu suất cao

• Quảng bá về những bài học thành công, xây dựng những chương trình khuyến khích về sử dụng năng lượng tiế kiệm và hiệu quả.

Ngoài ra, Luật về Sử dụng năng lượng tiết kiệm và hiệu quả đã được Quốc Hội vừa thông qua (ngày 17/6/2010) tại kỳ họp thứ 7 Quốc hội khóa XII và sẽ có hiệu lực trong năm 2011.

Các chương trình này sẽ là biện pháp bổ trợ cho các hoạt động chính sẽ được tiến hành trong thời gian tới đây. Các chương trình này cần được thực hiện bởi EVN kết hợp với các cơ quan quản lý cấp bộ như Bộ Công Thương, Bộ Khoa học Công nghệ, Bộ Giáo dục và Đào tạo,…

Bên cạnh việc mở rộng các chương trình CFL, FTL, thúc đẩy sử dụng bình đun nước nóng sử dụng năng lượng mặt trời, Nghiên cứu phụ tải, thay đổi biểu giá điện… trong giai đoạn tới cần xem xét thực hiện thêm một số chương trình sau:

Tiếp tục các chương trình/chiến dịch quảng bá về DSM và EE

Các chiến dịch và chương trình quảng bá về sử dụng điện nói riêng và hiệu suất năng lượng nói chung trên phạm vi toàn quốc là một phần quan trọng trong gói các biện pháp hướng đến tiết kiệm tiêu thụ điện và giảm công suất phụ tải đỉnh. Về nội dụng, các chương trình sẽ hướng tới

3.7.5. Kế hoạch đề xuất thực hiện DSM giai đoạn tới


• Năng lượng mặt trời, gió

VN nằm trong vùng có số giờ nắng trung bình khoảng 2000-2500 giờ/năm với tổng năng lượng bức xạ mặt trời cao, trung bình khoảng 100-175 Kcal/cm2.năm. Tính đến năm 2009, ở nước ta có tổng công suất các dàn pin mặt trời khoảng 1560 kWp. Theo số liệu thông kê của Ngành Khí tượng Thuỷ văn, giá trị bức xạ mặt trời trung bình hàng năm ở khu vực Cao Nguyên, Duyên Hải miền Trung, và các tỉnh phía nam cao hơn và ổn định hơn trong suốt cả năm so với các tỉnh phía Bắc.

Với hơn 3000km bờ biển và thuộc vùng khí hậu nhiệt đới gió mùa, Việt Nam được đánh giá là quốc gia có tiềm năng NL gió khá tốt.

• Năng lượng sinh khối(NLSK)

Chương trình kiểm toán năng lượng mở rộng

Mục tiêu của chương trình kiểm toán thí điểm trước đây là nhằm chuẩn bị cho một chương trình kiểm toán trên diện rộng. Mục tiêu của chương trình này là tất cả các doanh nghiệp lớn đều phải có báo cáo kiểm toán năng lượng, và xa hơn nữa là tạo dựng thị trường cho các hoạt động ESCO.

Ở thời điểm này, các hoạt động kiểm toán đang hướng vào các công ty/doanh nghiệp đạng hoạt động, nhưng với sự phát triển mạnh của kinh tế Việt Nam, hoạt động kiểm toán sẽ được thực hiện ngay cả khi các nhà máy mới ở giai đoạn xây dựng. Tuy nhiên, điều đó cần một đội ngũ kiểm toán viên thực sự kinh nghiệm và đó chính là rào cản chính cho dù, tiềm năng tiết kiệm năng lượng, đặc biệt là trong sản xuất công nghiệp ở Việt Nam rất cao.

Chính vì vậy, các hoạt động về đạo tào kiểm toán năng lượng là rất cần thiết. Ngoài ra cũng cần có cơ chế hỗ trợ từ Ngân sách nhà nước đối với các đơn vị thực hiện kiểm toán và trong tương lai gần có hỗ trợ về vốn (tài trợ hoàn toàn hoặc cho vay ở lãi suất ưu đãi) đối với các doanh nghiệp tham gia.

Các chương trình chứng nhận và dán nhãn thiết bị

Đây là những chương trình rất cần thiết nhằm định hướng người tiêu dùng lựa chọn các sản phẩm có hiệu suất cao. Ở thời điểm hiện tại mới có đèn huỳnh quang T8, ballast điện tử, ballast từ và điều hòa không khí tham gia. Trong thời gian tới cần xem xét đưa thêm các sản phẩm dân dụng khác, như là quạt điện, tủ lạnh, công tơ ba pha, máy giặt, nồi cơm điện, TV… vào kế hoạch dán nhãn.

Với từng loại thiết bị cần có kế hoạch chỉnh sửa định kỳ các tiêu chuẩn và dần chuyển từ dán nhãn tự nguyện sang bắt buộc và chuyển dần từ loại nhãn xác nhận sang so sánh.

Một vấn đề khác nữa là do có cấu tạo phức tạp hơn nên thông thường các sản phẩm hiệu suất cao sẽ có giá thành cao hơn, vì vậy cần xây dựng một cơ chế hỗ trợ ở phía người dùng, ví dụ như mua trả góp hoặc trợ giá ban đầu nhằm khuyến khích các sản phẩm này có thể xâm nhập tốt vào thị trường.

Bên cạnh đó cũng cần có những trợ giúp kỹ thuật đối với các nhà sản xuất các thiết bị hiệu suất cao trong nước.

3.8. Tiềm năng năng lượng tái tạo

Việt Nam có nhiều loại sinh khối có thể sử dụng một cách hiệu quả để cung cấp và đáp ứng một phần nhu cầu nhiên liệu và điện của đất nước. Các loại sinh khối chính gồm: Củi gỗ, phế thải từ cây nông nghiệp.

Tiềm năng nguồn NLSK ở Việt Nam là rất lớn, riêng phụ phẩm nông nghiệp là trên 100 triệu tấn (quy đổi về dầu tính theo nhiệt lượng tương đương gần 30 triệu tấn dầu). Theo phân tích, đánh giá và tính toán, trước mắt sẽ tập trung khai thác những loại sinh khối sẵn có, tiềm năng lớn, mức tập trung nguồn cao để phát điện.

• Năng lượng sinh học(NLSH)

NLSH có thể được sản xuất từ nhiều loại nguyên liệu khác nhau như các loại lương thực có hạt (gạo, ngô, khoai lang và sắn), mía và các loại chất thải hữu cơ khác (mật đường, dầu ăn đã sử dụng, mỡ cá da trơn, kể cả sinh khối thô).

3.8.1. Rà soát, nghiên cứu và xác định khung chính sách cho phát triển năng lượng tái tạo ở Việt Nam

Dưới đây là tóm lược các văn bản pháp lý như luật, nghị định của Chính phủ, Quyết định của Thủ tướng Chính phủ, các thông tư, quyết định của các Bộ ngành liên quan trực tiếp hoặc gián tiếp đến năng lượng tái tạo/ năng lượng sinh khối ở Việt Nam. Đây được coi là những cơ sở pháp lý cho việc định hướng phát triển và hợp tác, đầu tư xây dựng cũng như các cơ chế khuyến kích hỗ trợ cho năng lượng tái tạo ở Việt nam.

3.8.2. Tóm lược các văn bản pháp lý với những điểm chính liên quan đến năng lượng tái tạo

Để phát triển các nguồn năng lượng tái tạo, từ nhiều năm trở lại đây, Chính phủ Việt Nam đã ban hànhcác khung chính sách và cơ chế hỗ trợ bao gồm các văn bản như Luật (Điện Lực); Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam; Đề án phát triển nhiên liệu sinh học; Cơ chế phát triển điện gió; và gần đây nhất là Quy hoạch điện VII vừa được Thủ tướng phê duyệt trong tháng 7. Theo định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến 2010 tầm nhìn đến 2050, Việt Nam sẽ phát triển đồng bộ và hợp lý hệ thống năng lượng: điện, dầu khí, than, năng lượng mới và tái tạo, trong đó quan tâm phát triển năng lượng sạch, ưu tiên phát triển năng lượng mới và tái tạo. Phấn đấu tăng tỷ lệ các nguồn năng lượng mới và tái tạo lên khoảng 3% tổng năng lượng thương mại sơ cấp vào năm 2010; khoảng 5% vào năm 2020, và khoảng 11% vào năm 2050.

Quy hoạch điện VII cũng nêu rõ mục tiêu phát triển nguồn năng lượng đầy tiềm năng này. Cụ thể, nguồn điện sử dụng năng lượng tái tạo nếu xét theo tổng công suất các nhà máy điện dự kiến tăng từ 5,6% năm 2020 lên 9,4% năm 2030; xét theo tổng điện năng sản xuất và nhập khẩu thì tăng từ 4,5% năm 2020 lên 6% năm 2030.

Riêng với nguồn điện gió, tổng công suất cũng được điều chỉnh từ mức không đáng kể hiện nay lên khoảng 1.000MW vào năm 2020; và khoảng 6.200 MW vào năm 2030; điện năng sản xuất từ nguồn điện gió chiếm tỷ trọng từ 0,7% vào năm 2020 lên 2,4% vào năm 2030.

Điện sinh khối cũng được phát triển song song với chỉ tiêu 500MW vào năm 2020 và nâng lên mức 2.000 MW vào năm 2030; tỷ trọng điện sản xuất tăng từ 0,6% năm 2020 lên 1,1% năm 2030.


Có thể nói, chiến lược phát triển nguồn năng lượng tái tạo đã đặt ra kỳ vọng rất lớn cho ngành năng lượng Việt Nam bởi với nền khoa học công nghệ phát triển như hiện nay thì việc khai thác và ứng dụng nguồn năng lượng này sẽ trở nên hiệu quả hơn. Đặc biệt, vừa qua, Chính phủ đã phê duyệt cơ chế hỗ trợ các dự án điện gió tại Việt Nam, cho phép các doanh nghiệp tập trung sản xuất, vận hành và kinh doanh bán điện. Dự kiến sắp tới, Chính phủ sẽ tiếp tục ban hành cơ chế cho các loại năng lượng mới khác.

Để phát triển bền vững nguồn năng lượng quốc gia, nhiều chuyên gia cho rằng, Việt Nam cần tận dụng tối đa các cơ hội khai thác các nguồn năng lượng tái tạo bằng cách đầu tư mạnh vào việc nghiên cứu và ứng dụng năng lượng tái tạo. Bên cạnh đó, cần chú trọng thực hiện các chương trình tiết kiệm năng lượng, đồng thời điều tiết kế hoạch nhập khẩu năng lượng qua lưới điện các khu vực sao cho phù hợp với nhu cầu và chiến lược phát triển năng lượng của Việt Nam.

Bảng dưới đây trình bày tóm tắt những khuôn khổ pháp lý đã được ban hành liên quan đến việc định hướng chiến lược và chính sách nhằm hỗ trợ và tạo điều kiện thuận lợi cho phát triển NLTT/năng lượng sinh khối ở VN trong thời gian qua.

Bảng 3. 21 Tóm tắt các khuôn khổ pháp lý cho phát triển năng lượng tái tạo ở Việt Nam


3.9. Phát triển các kịch bản phát thải và giảm phát thải khí nhà kính cho ngành điện vào năm 2030

3.9.1. Đặt vấn đề

Theo quyết định số 1208 của Thủ tướng Chính phủ phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực Việt Nam giai đoạn 2011 - 2020, tầm nhìn đến 2030 (gọi tắt là TSĐ VII), nhu cầu điện của Việt Nam đến năm 2030 là 695 tỷ KWh, tăng 6,95 lần so với năm 2010 (năm cơ sở). Liên quan đến quy mô công suất, tỷ lệ các nguồn điện và nhu cầu than sử dụng cho sản xuất điện để đáp ứng nhu cầu điện ứng với các năm 2020 và 2030 được nêu ở bảng sau:

Có một vấn đề nổi cộm và rất quan trọng khi tiến hành phân tích, lựa chọn và tính toán lượng phát thải khí nhà kính (KNK) của kịch bản phát thải đường cơ sở (BAU) đó là:

Cũng giống như các nước trên thế giới (kể cả các nước công nghiệp phát triển), để thúc đẩy việc phát triển NLTT trong giai đoạn này cần một chính sách hỗ trợ đủ mạnh của Chính phủ. Việt Nam cũng không phải là một ngoại lệ, ngoài hỗ trợ về lãi xuất vay, thuế thu nhập, thuế nhập khẩu trang thiết bị còn hỗ trợ về giá bán các sản phẩm từ NLTT (chẳng hạn như hỗ trợ giá cho điện gió, Quyết định quyết định số 37 của Thủ tướng Chính phủ, yêu cầu EVN mua với giá 6,8UScents/kWh và nhà nước hỗ trợ thêm 1UScents/kWh. Với mức giá này, nhà đầu tư mới đủ trang trải các chi phí cho sản xuất điện và chưa có thu nhập. Để cải thiện dòng tiền của dự án NLTT và tạo ra lợi nhuận hợp lý cho nhà đầu tư, một nguồn thu hỗ trợ là bán các chứng chỉ giảm phát thải KNK thông qua cơ chế phát triển sạch (CDM). Sự hỗ trợ này được ban hành bởi các Quyết định như số 130 của Chính phủ và thông tư số 58 liên Bộ

Bảng 3. 22 Những thông tin chính về phát triển điện đến năm 2030

- TSĐ VII đã đưa ra các chính sách khuyến khích phát triển các dạng năng lượng tái tạo (NLTT) nhằm đa dạng hóa nguồn điện, với mục tiêu tăng từ khoảng 2% điện sản xuất (năm 2010) lên đạt 4,5% và 6% vào năm 2020 và 2030 tương ứng.

- Phát triển điện hạt nhân (là công nghệ các bon thấp) sẽ đạt tỷ lệ 2,1% vào năm 2020 và 10,1% vào năm 2030.


(Bộ Tài Chính và Bộ Tài Nguyên và Môi Trường). Giá điện gió đã được xây dựng dựa trên việc tính toán này (thu nhập thêm khoảng 1 USCent/kWh từ bán chứng chỉ giảm phát thải).

Với các lập luận ban đầu như nêu trên, nếu loại bỏ các mục tiêu và chủ trương phát triển NLTT nêu tại TSĐ VII ra khỏi kịch bản phát thải đường cơ sở (kịch bản phát thải này được định hướng bởi kịch bản nhu cầu điện – phương án cơ sở của TSĐ VII) sẽ dẫn đến việc mặc nhiên các dự án điện tái tạo đã nêu trong TSĐ VII không còn được áp dụng theo cơ chế buôn bán các chỉ tiêu giảm phát thải nữa (các dự án được áp dụng theo CDM phải nằm ngoài BAU – nằm ngoài kế hoạch phát triển thông thường ứng với nó là điều kiện kinh doanh bình thường).

Dưới đây là các minh chứng cho sự khác nhau về mức phát thải KNK của TSĐ VII khi xét và không xét sự tham gia của điện tái tạo và điện hạt nhân. Mức chênh lệch giữa hai lựa chọn này khoảng 20% lượng phát thải KNK vào năm 2030.

Hình 3. 9 Phát thải CO2 khi chưa xét sự tham gia của điện tái tạo và điện hạt nhân

3.9.2. Lựa chọn và phát triển kịch bản phát thải đường cơ sở

Các lý giải cho lựa chọn kịch bản cơ sở

Như đã phân tích ở mục VII.1, nhu cầu điện của VN (695 tỷ kWh vào năm 2030) được định hướng bởi các 3 yếu tố chính, đó là:

Để đáp ứng nhu cầu điện đã được xác định (695 tỷ kWh), các nguồn năng lượng nội địa có sẵn sẽ được huy động ở mức tối đa và được ưu tiên đưa vào sử dụng như thủy điện lớn, than, khí tự nhiên theo trình tự tối ưu về giá. Nguồn thiếu hụt sẽ được bổ sung bằng việc nhập khẩu nhiên liệu hóa thạch (than), hoặc điện từ các nước lân cận và sau đó là các dạng NL mới, năng lượng tái tạo thay thế hoặc nhằm giảm mức nhập khẩu trên (các dạng NL thay thế thường có suất đầu tư và giá thành cao hơn nguồn NL hóa thạch và cần chính sách hỗ trợ về giá đủ mạnh). Đối với điện hạt nhân ngoài các lý giải tương tự còn có yếu tố của việc đa dạng hóa nguồn điện, an ninh năng lượng.

TSĐ VII đã huy động hết khả năng khai thác than nội địa cho sản xuất điện (khoảng 40 triệu tấn trong tổng số khai thác than dự kiến là 75 triệu tấn vào năm 2030). Khi đó, nếu phát triển điện tái tạo và điện hạt nhân với tỷ lệ như nêu trong TSĐ VII thì lượng than nhập khẩu để bổ

Hình 3. 10 Phát thải CO2 khi xét đến sự tham gia của điện tái tạo và điện hạt nhân

- Nhịp tăng trưởng GDP

- Nhu cầu sản xuất và phát triển kinh tế

- Tăng dân số, mức đô thị hóa và mức tăng thu nhập


sung cho thiếu hụt từ nguồn cung nội địa cho sản xuất điện sẽ vào khoảng 130-140 triệu tấn (2030). Trong trường hợp ngược lại, nếu không phát triển điện tái tạo và điện hạt nhân như TSĐ VII thì lượng than nhập khẩu sẽ phải là 180-190 triệu tấn. Vấn đề này được lập luận bởi các luận cứ đó là: i). nguồn thủy điện lớn sẽ được khai thác hết trước năm 2020; ii). Nguồn khí cấp cho sản xuất điện không tăng mà có xu thế giảm (bởi đã khai thác gần như đến đỉnh của tiềm năng được nhận dạng đến thời điểm lập TSĐ VII). Dưới đây là các hình ảnh minh họa về lượng than nhập tăng khi không phát triển điện tái tạo và điện hạt nhân như tỷ lệ đã nêu trong TSĐ VII. Mức tăng thêm lượng than nhập khẩu khi đó sẽ là 46,562 triệu tấn (để sản xuất ra một lượng điện tương ứng từ điện tái tạo và điện hạt nhân vào năm 2030).

Hình 3. 11 Nhu cầu than cho điện khi xét có sự tham gia của NLTT và hạt nhân

Hình 3. 12 Nhu cầu than cho điện khi chưa xét sự tham gia của NLTT và hạt nhân

Với cách tiếp cận như nêu trên có kết hợp với việc xem xét kinh nghiệm của một số nước, vùng lãnh thổ trên thế giới về xây dựng và phát triển đường phát thải cơ sở khí nhà kính và bối cảnh cụ thể ở Việt Nam thì việc đề xuất và lựa chọn đường phát thải cơ sở khí nhà kính đến 2030 cho Việt Nam là đường phát thải khí nhà kính khi chưa có yếu tố (tỷ lệ) của việc phát triển điện tái tạo và điện hạt nhân là lựa chọn phù hợp với các lý giải chính được tóm tắt như sau:

Từ các lý giải trên, chọn BAUmax bởi, cần thiết phải xét đến lợi ích quốc gia, chi phí của quốc gia cho hỗ trợ các công nghệ NLTT, công nghệ các bon thấp và khi đó có thuận lợi, hợp lý hơn khi đưa ra mức giảm phát thải KNK gắn với phát triển mạnh điện tái tạo và điện hạt nhân. Lưu ý rằng, ngoài các mục tiêu như nêu ở quyết định 1208 về tỷ lệ phát triển điện tái tạo và hạt nhân vẫn còn có thể xem xét phát triển thêm một lượng điện tái tạo nữa mà lượng mới này sẽ giảm được một lượng KNK bổ sung khá lớn và đây cũng là cơ sở để đề nghị hỗ trợ từ các tổ chức Quốc tế (như cơ chế NAMA, cơ chế trao đổi tín dụng song phương…). Khi đó, lượng giảm phát thải sẽ có hai thành phần là:

Từ các phân tích và lý giải cho lựa chọn BAUmax – kịch bản phát thải đường cơ sở dùng để tham chiếu, các kịch bản giảm phát thải KNK sau đó sẽ được xây dựng dựa trên:

- BAUmin có lượng phát thải KNK (hình III.2): khoảng 471 triệu tấn CO2 tương đương vào năm 2030

- BAUmax có lượng phát thải KNK (hình III.1): khoảng 591 triệu tấn CO2 tương đương vào năm 2030

- Các công nghệ sản xuất điện trong BAUmin là các dạng NLTT (điện gió, sinh khối, địa nhiệt, mặt trời, TĐN…) và điện hạt nhân. Giá thành sản phẩm của hầu hết các dạng điện tái tạo đều cao hơn điện truyền thống (than, khí, thủy điện lớn) từ 1,2-3 lần. Việc phát triển các dạng điện sạch dựa vào nguồn NLTT cần có chính sách hỗ trợ về đầu tư và giá (giá điện gió hiện nay là 7,8Uscent/kWh + hỗ trợ giá bán CERs từ CDM)

- Quyết định 1208/QĐ-TTg ban hành tháng 7 năm 2011, trong khi năm cơ sở được lựa chọn cho phát triển kịch bản phát thải là năm 2010 (trước năm 2010 một năm).

- Các nước khi xây dựng đường phát thải cơ sở cũng ngầm định các chính sách, mục tiêu phát triển NLTT, tiết kiệm năng lượng, giảm phát thải KNK đã được ban hành vẫn là mục tiêu phấn đấu khi xem xét và được coi là các giải pháp giảm phát thải KNK cho tương lai…

- Lựa chọn giảm phát thải tự nguyện của Việt Nam (theo lượng hoặc cường độ giảm phát thải KNK) và lượng giảm này sẽ nằm ở các công nghệ có chi phí dưới 0 (NPV âm), gọi là lựa chọn win-win

- Ràng buộc hỗ trợ quốc tế (bởi một lượng giảm phát thải KNK bổ sung nhưng có gắn với lựa chọn tự nguyện trên – là điều kiện cần và đủ) nhằm đồng bộ hóa việc thực hiện các cơ chế chính sách hiện hành cũng như CDM mà VN đã tham gia.

- rà soát các chính sách, chiến lược, quy hoạch ngành năng lượng (điện, than, khí…).

- phân tích đánh giá tiềm năng nguồn NLTT có thể khai thác.

- Tiềm năng và khả năng áp dụng các công nghệ có hiệu suất sử dụng điện cao, tiết kiệm điện và


các công nghệ đốt hoặc sử dụng nhiên liệu có hàm lượng các bon ít hơn (như chuyển đổi nhiên liệu, thay thế nhiên liệu…).

Các bước tiến hành và phương pháp luận phát triển kịch bản phát thải đường cơ sở

Trong điều kiện số liệu hiện có (như chủng loại nhiên liệu tiêu thụ - nhiệt lượng, thành phần các bon của nhiên liệu, hệ số phát thải nhiên liệu), 4 bước chính sau được áp dụng cho phát triển kịch bản đường phát thải cơ sở (BAUmax) , gồm:

Bước 1: Từ kịch bản nhu cầu điện (TSĐ VII), thay thế điện tái tạo và điện hạt nhân bằng điện than với giả định là từ than nhập khẩu (bởi lượng than nội địa khai thác được đã được sử dụng hết). Than nhập khẩu là loại than bitum và á bitum.

Bước 2: Tính toán lượng phát thải KNK từ việc đốt các loại nhiên liệu hóa thạch cho sản xuất điện theo BAUmax đã chọn.

Việc tính toán phát thải KNK được tiến hành như sau:

- Từ danh sách tất cả các nhà máy điện, bao gồm: các nhà máy điện hiện đang vận hành (đến 31/12/2010) và các nhà máy điện dự kiến được xây dựng trong giai đoạn quy hoạch (2011-2030) theo loại nhiên liệu sử dụng và theo năm.

- Đối với các nhà máy điện hiện hữu, việc tính toán phát thải KNK (từ 2010-2030) sẽ căn cứ vào số liệu tiêu thụ nhiên liệu thực tế từ các báo cáo của từng nhà máy điện như loại nhiên liệu (than, dầu, khí), hàm lượng nhiệt (MJ/kg than hoặc MJ/m3 khí), thành phần các bon trong nhiên liệu, lượng nhiên liệu tiêu thụ bình quân trong năm 10 năm (2000 -2010) cũng như suất tiêu hao nhiên liệu (kg hoặc m3/kWh), sản lượng điện sản xuất và bán lên lưới điện quốc gia.

- Công thức tính toán lượng phát thải KNK được áp dụng theo hướng dẫn của IPCC (2006) về kiểm kê khí nhà kính quốc gia. Hệ số phát thải của từng loại nhiên liệu và hệ số phát thải KNK của lưới điện quốc gia được áp dụng theo hướng dẫn của Hội nghị các bên liên quan về biến đổi khí hậu (IPCC), Methodological Tool “Tool to calculate the emission factor for an electricity system” (version 02.1.0), UNFCCC/CCNUCC/EB 60 report Anex 8.

- Đối với các nhà máy điện than mới, sử dụng than nội địa. Hệ số phát thải sẽ áp dụng cho loại than antraxit.

- Đối với các nhà máy điện than mới, sử dụng than nhập. Hệ số phát thải sẽ áp dụng cho loại than bitum/á bitum

Suất tiêu hao than, dầu, khí được áp dụng dựa vào lượng than, lượng khí và lượng điện sản xuất đã được nêu trong TSĐ VII và tham khảo trong TSĐ than và khí (các Tổng sơ đồ này đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt vào năm 2011, và 2012).

Kết quả tính toán phát thải khí nhà kính, Đường phát thải cơ sở (BAUmax)

Tiến hành các bước tính toán như nêu trên, lượng phát thải khí nhà kính năm 2030 của hệ thống điện VN ứng với BAUmax sẽ là 591 triệu tấn CO2. Tăng khoảng 10 lần so với năm cơ sở (2010). Nguồn phát thải chính là do đốt nhiên liệu hóa thạch từ 3 loại chính là than, dầu và khí. Loại nhiên liệu that thải lớn nhất là than, chiếm …% vào năm 2030. Tiếp đến là khí. Lượng phát thải từ dầu là không đáng kể bởi tỷ lệ điện sản xuất từ dầu rất ít.

3.9.3. Phát triển kịch bản giảm phát thải KNK ứng với lượng giảm 20%, năm 2030

Với các lập luận như ở nêu ở trên, nên trong kịch bản này chỉ các lựa chọn giảm phát thải trong lĩnh vực sản xuất điện được xem xét. Các lựa chọn khác như tiết kiệm điện, thu hồi và lưu trữ khí CO2 cũng như các biện pháp khác trong sản xuất điện như tăng tỷ trọng các nguồn điện tái tạo, sử dụng công nghệ sản xuất điện đốt than với thông số cao (siêu tới hạn) sẽ được xem xét và phân tích ở kịch bản 3-giảm phát thải khoảng 40% vào năm 2030.

VII.3.1. Các bước thực hiện và phương pháp luận cho kịch bản này

Các bước thực hiện như sau:

Bước 1: Nhận dạng các công nghệ giảm phát thải KNK trong lĩnh vực sản xuất điện. Khi đó, các công nghệ giảm phát thải KNK bao gồm: i). Các công nghệ năng lượng tái tạo khác nhau và điện hạt nhân.

Bước 2: Phát triển đường cong chi phí biên giảm phát thải khí nhà kính (MACC).

Đây là công cụ nổi tiếng, phổ biến đã được nhiều nước và các tổ chức định chế tài chính trên thế giới ứng dụng cho việc hoạch định mục tiêu định lượng giảm phát thải KNK (cả vĩ mô lẫn vi mô). Cách thức tiếp cận là trình bày các giải pháp/cáclựa chọn/các công nghệ/loại hình đầu tư giảm phát thải KNK trên đường cong theo trình tự giải pháp có chi phí từ thấp nhất đến cao nhất (US$/tấn CO2). Ứng với nó, trục Y cho biết chi phí giảm phát thải KNK của các loại lựa chọn/các công nghệ lựa chọn và trục X biểu diễn lượng giảm phát thải/năm của từng giải pháp và toàn bộ các giải pháp được cộng dồn (tấn CO2/năm). Chi phí nhỏ nhất có thể có giá trị dưới “không” và cao nhất thường được người ta lựa chọn ở mức thích hợp cho nghiên cứu. Hình dưới đây là minh họa đường cong chi phí biên giảm phát thải KNK (các giả định cho tính toán được nêu ở phụ lục)

Hình 3. 13 Đường phát thải cơ sở khí nhà kính theo loại nhiên liệu, 2030

sản xuất nl và đt cho pttn cb thấp và năng lượng tái chế nhằm mục

Documents