Theo số liệu thống kê năm 2008, tổng công suất đặt khu vực này là
140.000 MW, trong đó tỷ trọng cao nhất là nhiệt điện (85.600 MW chiếm tới
61,14%), tiếp theo là thủy điện (47.700 MW chiếm 34,07%). Sơ đồ dưới đây
biểu diễn công suất các loại nguồn điện khu vực:
Bảng 2.1: Các loại nguồn điện khu vực phía Nam Trung Quốc18
STT Loại nguồn điện Công suất đặt (MW) Tỷ trọng (%)
1 Thủy điện 47.700 34.68%
2 Nhiệt điện 85.600 62.24%
3 Hạt nhân 3.800 2.76%
4 Năng lượng tái tạo (điện gió, năng lượng mặt trời, năng lượng sinh khối)
430 0.31%
Hình 2.3: Các loại hình nguồn điện năm 2008
Với công suất đặt các loại nguồn như trên, tổng sản lượng điện phát trong năm 2008 là 588tỷ kWh, tăng 6,22% so với năm 2007.
18CSG, Update For CSG Power Grid Planning & GMS Cooperation Projects, ADB, Thailand 2009
Công suất đặt các loại nguồn điện năm 2008
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90
Thủy điện Nhiệt điện Hạt nhân NLTT
Tỷ trọng các loại nguồn điện năm 2008
Thủy điện Nhiệt điện Hạt nhân NLTT
-12% -10% -8% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 16% 18% 2008-1,2 2008-3 2008-4 2008-5 2008-6 2008-7 2008-8 2008-9 2008-10 2008-11 2008-12 2009-1,2 2009-3 2009-4 2009-5 2009-6 2009-7 2009-8 2009-9 2009-10 National CSG
Cũng theo số liệu thống kê năm 2008, tổng nhu cầu phụ tải khu vực năm
2008 là 594 tỷ kWh, tăng 5,37% so với năm 2007. Công suất phụ tải đỉnh là 99.200 MW, tăng 13,6% so với 2007.
Biểu đồ dưới đây là diễn biến tốc độ tăng trưởng phụ tải khu vực phía
Nam Trung Quốc so với toàn Trung Quốc.
Hình 2.4: Diễn biến tăng trưởng phụ tải từ tháng 01/2008 tới tháng 10/2009
2.2 Liên kết lưới điện giữa hai quốc gia
2.2.1 Hiện trạng liên kết lưới điện
Lưới điện Việt Nam và Trung Quốc được liên kết với nhau thông qua hai
cấp điện áp 220 kV và 110 kV.
Cấp điện áp 220kV: Có hai đường dây mạch kép là Mã Quan–Hà Giang và Tân Kiều –Lào Cai.
Cấp điện áp 110 kV: Có các đường dây Tân Kiều – Lào Cai, mạch kép (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Thanh Thủy – Hà Giang, Đông Hưng –Móng Cái.
Sơ đồ liên kết lưới điện tại Hình 2.5: Toàn TQ
Tác giả: Quỳnh Giao 49
Hình 2.5: Sơ đồ lưới điện liên kết Việt Nam –Trung Quốc
Hiện nay, các tỉnh Sơn La, Hà Giang, Điện Biên, Lào Cai, Yên Bái, Thái Nguyên, Cao Bằng, Bắc Cạn, Phú Thọ, Vĩnh Phúc, và một phần Quảng
Ninh nhận điện từ Trung Quốc. Chi tiết tại hìnhHình 2.6:
Hình 2.6: Sơ đồ lưới điện miền Bắc
Ghi chú:
Màu tím : Lưới điện 220 kV đấu nối vào lưới điện Trung Quốc
Màu Xanh : Lưới điện 110 kV đấu nối vào lưới điện Trung Quốc
Tác giả: Quỳnh Giao 51
2.2.2 Liên kết lưới điện dự kiến trong tương lai
Trong giai đoạn sắp tới, Việt Nam và Trung Quốc dự kiến sẽ xây dựng đường dây 500kV từ Vân Nam về trạm 500kV Hiệp Hòa để truyền tải điện mua
bán giữa hai quốc gia. Hiện nay, Công ty Lưới điện Miền Nam Trung Quốc –
Trung Quốc (CSG) và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã ký thỏa thuận
(MOU) hợp tác đẩy mạnh liên kết điện giữa hai Việt Nam và Nam Trung Quốc. Đường dây 500kV đã được Ngân hàng Thế giới hỗ trợ vốn để lập báo cáo khả
thi dự kiến đưa vào vận hành sau năm 2015, dự kiến đường dây này có dung
lượng truyền tải lên tới 3000MW, tuy nhiên các thông tin cụ thể về chiều dài, loại đường dây, các thiết kế kỹ thuật chi tiết đang được hai bên nghiên cứu
thêm19.
2.3 Tình hình mua bán điện hiện nay
2.3.1 Chi phí mua điện
Hệ thống điện Việt Nam có nhiềuloại nhà máy điện như: Thủy điện, nhiệt điện than, nhiệt điện dầu, tuabin khí chạy khí, tuabin khí chạy dầu, diesel, thủy điện nhỏ... Chi phí đầu tư và sản xuất điện của các loại nhà máy là khác nhau.
Bảng 2.2: Giá bán điện của các loại nhà máy
TT Loại nhiên liệu Giá bán điện
(cent/kWh) Ghi chú
1 Thủy điện 2.5–5
2 Nhiệt điện sử dụng than trong nước
3–4
3 Nhiệt điện sử dụng than nhập
khẩu (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
8 - 9 Tính toán với giá
than 100 USD/tấn
4 Nhiệt điện chạy dầu 15 –19 Tính toán với giá
19Johnathan Hedgecok, Review International Power Interconnection Project in the GMS, ADB, Thailand 2009
dầu FO: 0.718
USD/kg
5 Tuabin khí chạy khíchu trình hỗn hợp
3-5
6 Tuabin khí chạy dầu chu trình
đơn
30-35 Tính toán với giá
dầu DO: 0.87
USD/lít
7 Diesel 40 - 45
8 Thủy điện nhỏ 3-5
Qua bảng trên có thể thấy rằng các nhà máy nhiệt điện than sử dụng than
nhập khẩu, các nhà máy nhiệt điện chạy dầu, tuabin khi chạy dầu, diesel có giá bán điện rất cao. Để đáp ứng nhu cầu tiêu thụ điện trong nước thì hàng năm
EVN phải mua một sản lượng rất lớn từ các nhà máy này, trung bình từ năm 2000 đến năm 2009: Nhiệt điện dầu: 2.46 tỷ kWh, Tuabin khí chạy dầu 0.6 tỷ
kWh, nhiệt điện than nhập: 1.1 tỷ kWh (chi tiết tại Bảng 1.10:, Bảng 1.2:, Bảng
1.11:).
2.3.2 Tình hình nhập khẩu điện từ Trung Quốc
Bắt đầu từ năm 2004, Việt Nam bắt đầu nhập khẩu điện từ Trung Quốc. Năm 2004 – 2005 chỉ nhập khẩu qua các đường dây cấp điện áp 110 kV, từ năm
2006 bắt đầu nhập khẩu qua các đường dây 220 kV. Sản lượng điện nhập khẩu tăng dần qua các năm. Chi tiết tại bảngBảng 2.3:.
Bảng 2.3: Sản lượng điện nhập khẩu qua các năm
Đơn vị: tr. kWh
2004 2005 2006 2007 2008 2009
110 kV 38.5 381.9 939.3 855.2 875.3 901.0
220 kV 0.0 0.0 27.1 1774.5 2344.2 3201.1
Tổng 38.5 381.9 966.4 2629.7 3219.5 4102.1
Tác giả: Quỳnh Giao 53 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
Hình 2.7: Biểu đồ sản lượng điện nhập khẩu qua các năm
Giá nhập khẩu điện từ Trung Quốc khoảng 4.3 –5.2 cents/kWh (theo mục
3.1), so sánh với các nhà máy điện có giá thành cao trong nước như tuabin khí
chạy dầu, nhiệt điện dầu (theo Bảng 2.2: mà EVN vẫn phải mua thì lợi ích kinh tế rất lớn.
Bảng 2.4: So sánh lợi ích kinh tế khi nhập khẩu điện từ Trung Quốc
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Giá dầu thế giới
(USD/thùng) 37.41 50.04 58.3 64.2 91.48 53.56
Giá nhiệt điện dầu
(cents/kWh) 5.9 7.9 9.2 10.1 14.4 8.5
Giá nhập khẩu điện
(cents/kWh) 4.3 4.5 4.5 4.5 4.5 5.2
Giá chênh lệch (cents/kWh) 1.6 3.4 4.7 5.6 9.9 3.3
Sản lượng nhập khẩu (tr.
kWh) 38.5 381.9 966.4 2629.7 3219.5 4102.1
Tiền chênh lệch (tr. USD) 1.66 17.19 43.49 118.34 144.88 213.31
(Nguồn giádầu thế giới: http://www.ioga.com/Special/crudeoil_Hist.htm)
Qua bảng trên có thể thấy rằng lợi ích nhập khẩu điện từ Trung Quốc là rất lớn.
2.4 Vận hành hệ thống điện Việt Nam giai đoạn 2011-2015
(Báo cáo của PRP)
2.4.1 Dữ liệu đầu vào - Giả thiết tính toán
2.4.1.1 Tiến độ các công trình mới
Căn cứ theo thông báo số 268/TB-VPCP ngày 28/9/2010 về ý kiến kết
luận của Phó Thủ tướng Hoàng Trung Hải tại cuộc họp Ban chỉ đạo nhà nước
Quy hoạch điện VI (phiên họp thứ chín).
Căn cứ dự kiến tiến độ nguồn điện giai đoạn 2011-2015 trong Quy hoạch điện VII (báo cáo Bộ Công thương tháng 10/2010)
2.4.1.2 Dự báo phụ tải
Dự kiến ba phương án tăng trưởng phụ tải: Phương án trung bình, phương án cao, phương án thấp.
Kết quả dự báo như sau:
Tác giả: Quỳnh Giao 55 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
1 Nhu cầu điện năng các miền và hệ thống (GWh)
Kết quả dự báo nhu cầu điện năng các miền và toàn hệ thống ứng với ba phương án phụ tải được cho trongBảng 2.5:.
Bảng 2.5: Nhu cầu điện năng các miền và hệ thống
Năm Phương án Cao Phương án Trung Bình Phương án Thấp
HT Bắc Trung Nam HT Bắc Trung Nam HT Bắc Trung Nam
2011 117,218 46,060 11,760 59,397 114,236 44,891 11,463 57,882 112,248 44,111 11,265 56,872
2012 138,306 54,422 14,034 69,850 131,361 51,693 13,335 66,332 126,830 49,913 12,880 64,037
2013 162,530 64,014 16,671 81,844 150,427 59,254 15,441 75,731 142,702 56,216 14,656 71,831
2014 190,224 74,953 19,707 95,564 171,547 67,602 17,790 86,155 159,884 63,011 16,592 80,281
2015 221,758 87,361 23,178 111,219 194,838 76,765 20,389 97,684 178,394 70,292 18,684 89,418
Minh họa nhu cầu tiêu thụ điện năng các miền và toàn hệ thống điện ứng với ba phương án tăng trưởng phụ tải trong, Hình 1.
Hình 2.8: Nhu cầu tiêu thụ điện năng hệ thống điện Quốc gia
Theo đó tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ năng lượng hệ thống điện Quốc gia (%) được cho trong.
Bảng 2.6: Tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ điện năng
Năm PA Cao PA Trung Bình PA Thấp
2011 17.94 14.94 12.94
2012 17.99 14.99 12.99
2013 17.51 14.51 12.51
2014 17.04 14.04 12.04
2015 16.58 13.58 11.58
Tác giả: Quỳnh Giao 57
Hình 2.9: Nhu cầu tiêu thụ điện năng Miền Bắc
Theo đó tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ năng lượng điện miền Bắc (%) được cho
trong Bảng 2.7:.
Bảng 2.7: Tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ điện năng miền Bắc
Năm PA Cao PA Trung Bình PA Thấp
2011 19.25 16.22 14.20
2012 18.15 15.15 13.15
2013 17.63 14.63 12.63
2014 17.09 14.09 12.09 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
2015 16.55 13.55 11.55
Hình 2.10: Nhu cầu tiêu thụ điện năng Miền Trung
Theo đó tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ năng lượng điện miền Trung (%) được cho
trongError! Reference source not found..
Bảng 2.8: Tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ điện năng miền Trung
Năm PA Cao PA Trung Bình PA Thấp
2011 21.51 18.44 16.39
2012 19.34 16.34 14.34
2013 18.79 15.79 13.79
2014 18.21 15.21 13.21
2015 17.61 14.61 12.61
Tác giả: Quỳnh Giao 59
Hình 2.11: Hình 1 - Nhu cầu tiêu thụ điện năng Miền Nam
Theo đó tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ năng lượng điện miền Nam (%) được cho
trongBảng1.
Bảng 2.9: Bảng 1 – Tăng trưởng nhu cầu tiêu thụ điện năng miền Nam
Năm PA Cao PA Trung Bình PA Thấp
2011 18.62 15.60 13.58
2012 17.60 14.60 12.60
2013 17.17 14.17 12.17
2014 16.76 13.76 11.76
2015 16.38 13.38 11.38
Công suất cực đại năm Pmax các miền và hệ thống (MW)
Kết quả dự báo Pmaxcác miền và toàn hệ thống ứng với các phương án khác nhau được cho chi tiết trong Bảng2.
Bảng 2.10: Bảng 2 - Công suất cực đại năm Pmaxcác miền và hệ thống (MW)
Năm
Phương án Cao Phương án Trung Bình Phương án Thấp
HT Bắc Trung Nam HT Bắc Trung Nam HT Bắc Trung Nam
2011 18,846 8,534 1,921 8,750 18,297 8,286 1,865 8,495 17,748 8,037 1,809 8,241
2012 21,609 9,831 2,274 10,175 20,980 9,544 2,207 9,878 20,350 9,258 2,141 9,582 (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
2013 24,869 11,425 2,680 11,583 24,145 11,092 2,602 11,246 23,420 10,759 2,524 10,908
2014 28,174 12,685 3,140 13,180 27,353 12,316 3,048 12,796 26,532 11,946 2,957 12,412
2015 32,513 14,955 3,654 15,791 31,566 14,520 3,547 15,331 30,619 14,084 3,441 14,871
Công suất cực đại năm các miền và toàn hệ thống ứng với ba phương án phụ tải được minh họa trongHình 2, Hình 3, Hình 4.
Hình 2.12: Hình 2 - Biểu đồ công suất cực đại năm các miền và toàn hệ thống
Phương án cao
Theo đó tăng trưởng công suất cực đại Phương án cao như sau:
Hệ thống điện quốc gia: 16.32 %
Miền Bắc: 17.98%
Miền Trung: 17.26 %
Miền Nam: 15.87%
Hình 2.13: Hình 3 - Biểu đồ công suất cực đại năm các miền và toàn hệ thống
Phương án trung bình
Theo đó tăng trưởng công suất cực đại Phương án trung bình như sau:
Hệ thống điện quốc gia: 15.6 %
Miền Bắc: 17.29%
Miền Trung: 16.58 %
Miền Nam: 15.19%
Hình 2.14: Hình 4 - Biểu đồ công suất cực đại năm các miền và toàn hệ thống
Phương án thấp
Theo đó tăng trưởng công suất cực đại Phương án thấp như sau:
Hệ thống điện: 14.89 %
Miền Bắc: 16.59%
Miền Trung: 15.90 %
Miền Nam: 14.52%
2.4.1.3 Lịch sửa chữa của các nhà máy
Dữ liệu đầu vào
- Dữ liệu quá khứ về lịch sửa chữa của các tổ máy
- Chu kỳ sửa chữa của các nhà máy: Đại tu, trung tu, tiểu tu
Quá trình xử lý (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
2.4.1.4 Tính toán điều tiết thủy điện
Tổng sản lượng của các nhà máy thủy điện trong một năm phụ
thuộc vào lưu lượng nước về của các hồ. Lưu lượng nước về hồ phụ thuộc vào thời tiết và đây là yếu tố bất định, để giảm thiểu sai số trong tính toán, chọn phương án lưu lượng nước về trung bình trong 10 năm gần đây. Việc phân chia
và điều tiết sản lượng thủy điện trong từng thời kỳ sao cho tối ưu phụ thuộc vào
lưu lượng nước về từng thời kỳ, nhu cầu phụ tải của từng miền, nhu cầu phụ tải
của cả hệ thống và cơ cấu các nguồn nhiệt điện.
2.4.1.5 Tình hình cung cấp nhiên liệu của các nhà máy
Tình hình cung cấp nhiên liệu than
Dự kiến than sản xuất trong nước cung cấp không đủ cho các nhà máy nhiệt điện, chi tiết nhu cầu than trong nước và nhập khẩu được cho trong
Bảng 2.11:
Bảng 2.11: Nhu cầu Than (Triệu tấn)
Năm 2011 2012 2013 2014 2015
Miền Bắc- trong nước 10.8 12.7 15.8 18.8 20.8
Miền Bắc- nhập khẩu 0 0 0 0 0
Miền Trung- trong nước 0 0.07 0.07 0.07 0.08
Miền Trung- nhập khẩu 0 0 0 0 0
Miền Nam-trong nước 0 0 0 3.4 9
Miền Nam- nhập khẩu 0.4 0.8 0.9 0.8 2.39
Toàn quốc 11.2 13.57 16.77 23.07 32.27
Tổng nhập khẩu 0.4 0.8 0.9 0.8 2.39
Trong nước 10.8 12.77 15.87 22.27 29.88
Tình hình cung cấp nhiên liệu khí
• Đối với cụm tuabin khí miền tây
Khí cấp cho Ô Môn của EVN: lấy theo khí lô B, dự kiến tới 2014 mới vào vận hành. Do đó cụm Ô Môn sẽ k có khí cấp và phải chạy dầu.
Khí cấp cho Cà Mau 1 và 2: dự kiến Cà Mau 1 sẽ nhận khí PM3 và Cái
Nước như hiện nay. Còn Cà Mau 2 sẽ nhận phần khí dư từ 2 mỏ này sau khi Cà Mau 1dùng xong, phần còn lại dùng khí lô B. Như vậy đến năm 2014 thì Cà Mau 2 mới đủ khí, còn từ năm 2011 do có nhà máy Đạm Cà Mau bắt đầu đi vào hoạt động, phải chia sẻ khí với Đạm nên Cà Mau 2 chắc sẽ phải giảm chạy khí, tăng chạy dầu.
• Đối với cụm Tuabin khí Phú Mỹ- Bà Rịa – Nhơn Trạch
Dự kiến lượng khí (gồm cả Nam Côn Sơn và Bạch Hổ) cung cấp chỉ đủ cho các nhà máy tuabin khí, không đủ cung cấp cho Hiệp Phước, do đó Hiệp Phước vẫn phải chạy dầu.
2.4.1.6 Giá nhiên liệu và giá bán điện của các nhà máy
Hiện nay có nhiều dạng hợp đồng mua bán điện với nhiều cách tính toán giá bán điện khác nhau. Có những hợp đồng giá bán điện cố định trong (adsbygoogle = window.adsbygoogle || []).push({});
khoảng thời gian dài, không phụ thuộc vào giá nhiên liệu như: Na Dương, Cao
Ngạn... có thời hạn hợp đồng là 25 năm. Có những nhà máy hợp đồng ký lại sau 2 năm, 4 năm như: Phả Lại, Formosa...
Hiện nay cũng có những nhà máy giá bán điện phụ thuộc vào giá nhiên liệu đầu vào như: Cà Mau 1, 2 (giá khí phụ thuộc giá dầu thế giới), Nhơn
Trạch 1, 2 (giá bán điện phụ thuộc giá khí), Hiệp Phước, Thủ Đức, Cần Thơ (giá bán điện phụ thuộc giá dầu FO, DO), Formosa (giá bán điện phụ thuộc giá than
nhập khẩu)....
Giá khí Nam Côn Sơn:
Nam Côn Sơn. Lộ trình tăng giá khí đã được Thủ tướng phê duyệt như sau:
o Từ 01/3/2011: tăng lên 4,8USD/trBTU;
o Từ 01/3/2012: tăng lên 4,99USD/trBTU; o Từ 01/3/2013: tăng lên 5,19USD/trBTU; o Từ 01/3/2014: tăng lên 5,39USD/trBTU; o Từ 01/3/2015: tăng lên 5,61USD/trBTU; o Từ 01/3/2016 trơ đi: giá tăng 2%/năm.
Giá này là giá đã bao gồm cả cước phí vận chuyển, hiện nay
là 1,17USD/trBTU.
• Còn khí cấp cho cụm Phú Mỹ, Bà Rịa là không đổi.
Khí cấp cho Ô Môn của EVN: lấy theo khí lô B, dự kiến tới 2014
mới
vào. Giá dự kiến của khí lô B là khoảng 6,6USD/trBTU.
Giá điện phụ thuộc vào giá nhiên liệu như bảng sau:
STT Loại nhiên
liệu Giá nhiên liệu Đơn vị Giá điện (cent/kWh) Ghi chú 1 Dầu thô 90 USD/thùng 4.6–5 giá TBK Cà Mau 100 USD/thùng 5–5.5 110 USD/thùng 5.5–6 2 Dầu DO