Tóm tắt Luận án Xây dựng kịch bản nguồn điện hướng tới nền kinh tế carbon thấp tại Việt Nam tới năm 2030

Nội dung tài liệu: Tóm tắt Luận án Xây dựng kịch bản nguồn điện hướng tới nền kinh tế carbon thấp tại Việt Nam tới năm 2030

1. BỘ GIÁO DỤC VÀ ĐÀO TẠO TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH NGUYỄN HOÀNG MINH VŨ XÂY DỰNG KỊCH BẢN NGUỒN ĐIỆN HƯỚNG TỚI NỀN KINH TẾ CARBON THẤP TẠI VIỆT NAM TỚI NĂM 2030 TÓM TẮT LUẬN ÁN TIẾN SĨ NGÀNH: KỸ THUẬT ĐIỆN MÃ SỐ: 9520201 Tp. Hồ Chí Minh, 09/2019 1
2. CÔNG TRÌNH ĐƯỢC HOÀN THÀNH TẠI TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH Người hướng dẫn khoa học 1: PGS. TS. VÕ VIẾT CƯỜNG (Ghi rõ họ, tên, chức danh khoa học, học vị và chữ ký) Người hướng dẫn khoa học 2: PGS. TS. PHAN THỊ THANH BÌNH (Ghi rõ họ, tên, chức danh khoa học, học vị và chữ ký) Luận án tiến sĩ được bảo vệ trước HỘI ĐỒNG CHẤM BẢO VỆ LUẬN ÁN TIẾN SĨ TRƯỜNG ĐẠI HỌC SƯ PHẠM KỸ THUẬT THÀNH PHỐ HỒ CHÍ MINH Ngày . tháng .. năm i
3. LỜI CAM ĐOAN Tôi cam đoan đây là công trình nghiên cứu của tôi. Các số liệu, kết quả nêu trong Luận án là trung thực và chưa từng được ai công bố trong bất kỳ công trình nào khác. Tp. Hồ Chí Minh, ngày tháng .. năm 2019 Nghiên cứu sinh NGUYỄN HOÀNG MINH VŨ ii
4. TÓM TẮT Điện năng góp phần quan trọng trong việc đảm bảo phát triển kinh tế, đời sống văn hóa xã hội, phát triển khoa học công nghệ, làm nền tảng thúc đẩy giá trị gia tăng của sản xuất, v.v... trên phạm vi quốc gia, khu vực, cũng như toàn thế giới. Việc tính toán khả năng đápứ ng nhu cầu điện năng cho phát triển kinh tế phải được thực hiện trước một bước rất sớm thông qua các kịch bản phát triển tổng thể ngành điện. Trong đó, các ràng buộc về bảo vệ môi trường đang được đặt ra hết sức cấp bách. Mục tiêu của luận án là nghiên cứu xây dựng kịch bản nguồn điện hướng tới nền kinh tế carbon thấp tại Việt Nam tới năm 2030. Các nội dung nghiên cứu cụ thể bao gồm: (1) Dự báo nhu cầu điện Việt Nam (GWh) đến năm 2030; (2) Dự báo nhu cầu công suất đỉnh của hệ thống điện Việt Nam (푃 ) đến năm 2030; (3) Phân nhóm và dự báo đồ thị phụ tải giờ của hệ thống điện Việt Nam đến năm 2030; (4) Đề xuất kịch bản nguồn điện với các kịch bản “xanh” có sự tham gia nhiều hơn của các nguồn năng lượng tái tạo và giảm nhu cầu điện khi có sự tham gia của đèn LED và hệ thống năng lượng mặt trời PV lắp mái; (5) Tính toán cấu trúc nguồn phát tối ưu về chi phí, tính toán lượng giảm phát thải CO2 của các kịch bản. Về (1) dự báo nhu cầu điện Việt Nam (GWh) đến năm 2030, nghiên cứu sinh đã sử dụng phương pháp dự báo theo mô hình kinh tế lượng (Econometric Model) trên nền tảng hàm sản xuất Cobb – Douglas, phương pháp này lần đầu tiên được áp dụng tại Việt Nam. Kết quả dự báo cho thấy, nhu cầu điện tại Việt Nam không bị tác động trực tiếp hay rõ ràng bởi các yếu tố GDP và tỷ trọng công nghiệp và dịch vụ trong cơ cấu GDP của Việt Nam. Các yếu tố được ghi nhận có tác động rõ ràng đến nhu cầu điện đó là: thu nhập, dân số và số hộ gia đình. Dự báo nhu cầu điện năng tiêu thụ của Việt Nam qua các năm 2020, 2025 và 2030 lần lượt là 230.195GWh, 349.949GWh và 511.268GWh, kết quả này tương đồng khi so sánh với Quy hoạch điện VII điều chỉnh. iii
5. Về (2) dự báo nhu cầu công suất đỉnh của hệ thống điện Việt Nam (푃 ), nghiên cứu sinh đã sử dụng mô hình mạng nơron truyền thẳng lan truyền ngược FFBP. Dự báo qua các năm 2020, 2025 và 2030lần lượt là 40.332MW, 60.835MW và 87.558MW, kết quả này tương đồng khi so sánh với Quy hoạch điện VII điều chỉnh. Lưu ý kết quả này chưa tính đến các yếu tố mới phát triển của khoa học công nghệ như: Công nghệ chiếu sáng LED, hệ thống năng lượng mặt trời PV lắp mái. Về (3) phân nhóm và dự báo đồ thị phụ tải giờ của hệ thống điện: Đây là điểm hoàn toàn mới của luận án để phục vụ cho việc tìm cấu trúc tối ưu cho các kịch bản. Kết quả đạt được là đồ thị phụ tải giờ của hệ thống điện Việt Nam được chia làm 8 đồ thị phụ tải đặc trưng, được phân loại theo ngày Tết, ngày làm việc, ngày nghỉ (Chủ nhật) tương ứng theo các nhóm tháng. Từ các quy luật về hình dạng đồ thị phụ tải rút ra được từ các nhóm đồ thị phụ tải đặc trưng trong quá khứ, tiến hành dự báo đồ thị phụ tải đặc trưng cho tương lai. Về (4) đề xuất kịch bản, bốn kịch bản được đề xuất lần lượt là: (1) Business As Usual - BAU: kịch bản nền kinh tế phát triển như hiện tại; (2) Low Green – LG: kịch bản với giả định sự tham gia năng lượng tái tạo ở mức thấp, giá nhiên liệu và nhu cầu thấp; (3) High Green – HG: kịch bản với giả định sự tham gia của năng lượng tái tạo ở mức cao, giá nhiên liệu cao và nhu cầu rất thấp do có sự tham gia của công nghệ chiếu sáng LED; và (4) Crisis: kịch bản với giả định sự tham gia của năng lượng tái tạo thấp, giá nhiên liệu cao và nhu cầu thấp. Trong đó, 02 kịch bản LG và HG chính là những kịch bản “xanh” được đề xuất của luận án. Ngoài ra, kịch bản Crisis, cũng được đề xuất nhằm dự trù tình huống không thuận lợi có thể xảy ra. Về (5) tìm cấu trúc phát điện tối ưu, hàm mục tiêu là tổng chi phí phát điện thấp nhất, với các ràng buộc của đồ thị phụ tải tương lai được dự báo và các giới hạn của các loại nguồn phát tham gia hệ thống. Phần mềm LINDO được sử dụng và thu được các kết quả chính như sau: − Công suất lắp đặt dự báo của nguồn thủy điện tại các năm 2020, 2025 và 2030 lần lượt là 18,1GW, 18,6GW và 21,2GW; nhiệt điện than ở kịch bản HG và kịch iv
6. bản BAU cho năm 2020 lần lượt là 15,8GW và 17GW, các kết quả tương ứng cho năm 2025 là 24,6GW và 29,3GW, và cho năm 2030 là 38,9GW và 49,9GW. Xét trong cơ cấu công suất lắp đặt nguồn tổng thể, tỷ lệ nhiệt điện than chiếm từ 27,8% đến 40,6%. − Đến năm 2020, công suất lắp đặt của nhiệt điện khí đạt xấp xỉ 9,5GW; con số này cho các năm 2025 và 2030 lần lượt là 15,6GW và 23,2GW; chiếm khoảng 16,6% đến 20,3% trong cơ cấu nguồn tổng thể. Các kết quả này gần như không thay đổi ở các kịch bản dự báo. Các dạng nguồn phát điện khác gần như đã đạt đến giới hạn lắp đặt và không có sự thay đổi đáng kể về công suất lắp đặt. − Kết quả dự báo về sản lượng phát điện của thủy điện tại năm 2020 và 2030 là 66,3TWh và 68,6TWh, giảm tỷ trọng từ 25,3% xuống còn 11,9% sau năm 2030. Dự báo nhiệt điện than gia tăng sản lượng phát điện và chiếm từ 44,3% đến 57,6% tổng sản lượng phát điện. Bên cạnh đó, dự báo nhiệt điện khí cũng có sự tăng trưởng nhẹ qua các năm với sản lượng chiếm tỷ lệ khoảng 19% trong tổng cơ cấu nguồn phát điện tổng. − Lượng phát thải dự báo cho kịch bản HG thấp hơn kịch bản BAU 5,7% vào năm 2020, 19,7% vào năm 2025 và 27,1% vào năm 2030 nhờ vào sự đóng góp với tỷ trọng lớn của các nguồn năng lượng tái tạo và nhu cầu phụ tải giảm do sự tham gia của hệ thống chiếu sáng hiện đại LED và hệ thống năng lượng mặt trời lắp mái (PV rooftop). − Chi phí phát điện được dự báo với kịch bản chi phí nhiên liệu thấp, giá phát điện tương ứng từ 4,35 – 5,52US$cent/kWh, với kịch bản chi phí nhiên liệu cao thì giá phát điện tương ứng từ 6,03 – 7,76US$cent/kWh. Một nhận xét đáng chú ý là với kịch bản HG bán lượng phát thải CO2 sẽ có chi phí thấp hơn kịch bản HG không bán lượng phát thải CO2 khoảng 10% và điều này dẫn đến chi phí phát điện của kịch bản HG sẽ gần bằng với chi phí phát ệđi n của kịch bản Crisis vào năm 2030. v
7. Các kết quả nghiên cứu trên cho thấy luận án đã hoàn thành mục tiêu nghiên cứu đề ra. Đây là đóng góp rất có ý nghĩa về mặt khoa học và thực tiễn cho sự phát triển điện lực của Việt Nam. vi
8. ABSTRACT Electric power, one of the important promotion-bases of production’s added value, plays a vital role for ensuring the development of economics, culture, science and technology of a nation, a region and entire-world also. The estimation (or forecasting) of supply capacity to meet the demand for economics development must be done in early phases of planning process through a concept of “energy scenario”; in which environmental protection is the most urgent constraints. This study-based thesis aims to build reasonable scenarios for power sources towards to a “low-carbon economy” for Vietnam to 2030. The study comprises five main matters: (1) Forecasting electricity demand (GWh) for Vietnam to 2030; (2) Forecasting the peak load demand 푃 of Vietnam power system to 2030; (3) Clustering and predicting hourly electric load profile of Vietnam to 2030; and (4) Introducing green scenarios for generation; in which renewable energy resources are accounted for significant contribution, and the penetrations of LED lamp technologies and solar rooftop photovoltaic (PV) help to reduce the system’s consumption demand; and (5) Computing the least-cost optimum structure for Vietnam power generation system and calculating the CO2 emission potential of different scenarios, correspondingly. Doing research on forecasting electricity demand (GWh) for Vietnam to 2030, candidate has employed a Cobb – Douglas production function based – econometric model as prediction method, this method is first launched in Vietnam. Forecasted results show that the GDP and the proportion of industry and service in GDP do not make major impacts on electricity demand in Vietnam. Parameters which have strong impact on demand are: (1) The per capita income; (2) Population; and (3) Number of households. With medium scenario of the income, the forecasting consumptions in 2020, 2025, 2030 are 230,195GWh, 349,949GWh, 511,268GWh, respectively. Those results are closed similar to numbers released by the Revised version of Master plan no. VII for power system in Vietnam (PDP VII rev.). vii
9. In order to forecast the peak load demand 푃 of Vietnam power system to 2030, researcher has implemented the feed-forward back propagation (FFBP) method, a modified model of neural network. 푃 in 2020, 2025 and 2030 are forecasted at 40,332MW, 60,835MW, and 87,558MW, respectively. Those results are really closed to values of the PDP VII rev. It is noted that new factors related to technogical and scientific developments, i.e. LED technology, solar photovoltaic rooftop system, have not been accounted to those results. Clustering and predicting hourly electric load profile of power system is a pristine point of thesis with aims to provide conditions to figure-out the least-cost optimum structure for Vietnam power generation system. The results show that there are 8 load patterns categorised by the consumption characteristics of Tet holidays, working days, and weekend days corresponding to groups of month. Also, future load patterns have been predicted. In terms of scenario construction, four scenarios have been suggested. They are: (1) Business As Usual – BAU: scenario with current conditions; (2) Low Green – LG scenario represents for cases of low fuel price, low load demand, and low sharing of renewable energy; (3) High Green – HG scenario is generated to perform the conditions of high fuel price, deeply low load demand, and high renewable energy; and (4) Crisis scenario is the case of high fuel price, low load demand and low sharing of renewable energy. LG and HG are the suggested “green scenarios” of this thesis. The Crisis scenario is introduced to indicate forecasted results caused by the worst conditions. With aims to find the optimal structure for the national power generation system, an objective function has been employed. Objective function is the function where the power generation cost is minimized, combined to numerous other constraints. LINDO software was launched to generate these following results: − Forecasted installed capacities of hydro are around 18.1GW, 18.6GW, and 21.2GW in 2020, 2025, and 2030, respectively; installed capacities of coal- viii
10. thermal power plants in HG and BAU scenarios in 2020 are 15.8GW and 17GW, respectively; in 2025 are 24.6GW and 29.3GW, in 2030 are 38.9GW and 49.9GW, correspondingly. Looking into the national installed capacity, coal-thermal capacity accounts for 27.8% to 40.6%. − Installed capacities of gas-thermal power plants reach around 9.5GW, 15.6GW and 23.2GW in 2020, 2025, and 2030, respectively; account for 16.6% to 20.3% in total installed capacity. These results keep nearly unchanged in all scenarios. Other generations are all reach their upper limit installation and do not change much through scenarios. − Forecasted results for hydro generation in 2020 and 2030 are 66.3TWh and 68.6TWh, respectively (decreasing from 25.3% to 11.9% after 2030). Coal- thermal generation is forecasted to increase its production continuously by years and contributes 44.3% to 57.6% in the total production. Also, gas generation has a slight increase by years and shares about 19% of total. − The CO2 emission of HG scenario is 5.7% lower than the BAU in 2020, 19.7% in 2025, and 27.1% in 2030 due to the significant contribution of renewable resources and the reduction of demand caused by the penetration of LED lamp technologies and solar PV rooftop system. − Generation costs are computed as 4.35 US$cent/kWh to 5.52 US$cent/kWh and 6.03 US$cent/kWh to 7.76 US$cent/kWh in correspondence with low and high fuel price scenarios in the future. A considerable note that if CO2 emission is put into the market in the HG scenario, then the generation cost of HG scenario could reduce 10%, approximately. As a result, it helps generation cost of both HG and Crisis scenarios are nearly same in 2030. Those results are used to demonstrate the success of thesis. All expected objectives have been reached. Additionally, the success of this thesis can make various significant contributions in terms of scientific and practical platforms for the development of Vietnam power system. ix