Đánh giá hiệu quả kinh tế sự phát triển thủy điện tích năng kết hợp với nhà máy điện nguyên tử

Kết quả cho thấy sự không đồng đều của các phương thức tiêu thụ điện ngày-đêm kết hợp với cơ cấu nguồn điện hiện hữu tạo ra những hạn chế về quy mô công suất các nhà máy điện nguyên tử đưa vào vận hành. Đã xem xét các phương án đưa vào vận hành và hiệu quả kinh tế của các loại thiết bị chạy đáy và chạy đỉnh của các nhà máy điện nguyên tử, nhà máy nhiệt điện kiểu ngưng hơi đốt than, nhà máy tuabin khí chu trình hỗn hợp, nhà máy thủy điện tích năng và nhà máy nhiệt điện tuabin khí. Kết quả so sánh các phương án cho thấy xây dựng thủy điện tích năng kết hợp với nhà máy điện nguyên tử là hiệu quả nhất.

Biểu đồ phụ tải ngày-đêm về mùa đông tại các vùng thuộc châu Âu của Liên bang Nga có đặc điểm là không đồng đều. Các vùng này lại thiếu nguồn năng lượng trong khi đó một trong các hướng phát triển nguồn điện là xây dựng nhà máy điện nguyên tử.

Cơ cấu nguồn điện trong tương lai của các hệ thống điện liên hợp (HTĐLH) phần lớn sẽ phụ thuộc vào phương thức tiêu thụ điện, trước hết vào cấu hình biểu đồ phụ tải ngày-đêm về mùa đông (chủ yếu vào tháng 10 hằng năm), cũng như vào dải điều chỉnh cho phép về mặt kỹ thuật của tất cả các loại nhà máy điện. Ý nghĩa đặc biệt của phương thức tiêu thụ điện ngày đêm được thể hiện khi đánh giá công suất yêu cầu và các loại nhà máy điện linh hoạt, cụ thể là các nhà máy thủy điện, thủy điện tích năng và tuabin khí.

Đặc tính quan trọng nhất của biểu đồ phụ tải ngày-đêm, phản ánh sự giảm mức mang tải tổng cộng của tất cả các nhà máy điện trong HTĐLH mỗi ngày đêm, là tỉ số giữa phụ tải thấp nhất vào ban đêm và phụ tải cao nhất trong ngày đêm. Tỉ số này gọi là hệ số không đồng đều ngày đêm của phụ tải

Phân tích các biểu đồ phụ tải ngày-đêm về mùa đông của các HTĐLH theo các báo cáo và các dự báo cho triển vọng đến năm 2020 cho phép đưa ra hai kết luận chủ yếu:

• Cấu hình của các biểu đồ phụ tải ngày-đêm về mùa đông trong tiêu thụ điện năng của từng HTĐLH là khá ổn định, theo các năm của giai đoạn báo cáo cũng như theo dự báo triển vọng đến năm 2020.

• Mức sụt giảm tiêu thụ lớn nhất vào ban đêm là 25 - 31% (ở đầu mối năng lượng Matxcơva là tới 37 - 43%) đặc trưng đối với các HTĐLH vùng Trung tâm và miền Nam, nhưng trong các HTĐLH này, xây dựng nhà máy điện nguyên tử (NMĐNT) lại là hiệu quả hơn cả.

Chế độ tiêu thụ điện ngày đêm không đồng đều dẫn đến hạn chế số lượng NMĐNT đưa vào vận hành trong các khu vực đó do bắt buộc phải đảm bảo chế độ phát điện thuần túy ở đáy biểu đồ phụ tải ngày-đêm (các NMĐNT phải phát công suất cố định suốt ngày đêm). Hiệu quả kinh tế của việc xây dựng nhà máy thủy điện tích năng (NMTĐTN) kết hợp với NMĐNT được xem xét trên thí dụ HTĐLH vùng Trung tâm, một HTĐLH có đặc tính là ngay hiện nay vẫn đang thiếu nguồn công suất linh hoạt và có tỉ trọng NMĐNT cao. Hạn chế về quy mô phát triển các NMĐNT trong HTĐLH vùng Trung tâm lại càng trầm trọng hơn do sử dụng rộng rãi việc cung cấp nhiệt. Các trung tâm nhiệt điện (TTNĐ - tức là các nhà máy nhiệt phát điện và nhiệt kết hợp) do phải vận hành theo biểu đồ phụ tải nhiệt nên thường rất bị hạn chế trong việc giảm công suất điện vào giai đoạn mùa đông.

Mức giảm cho phép công suất điện của các TTNĐ thực tế hoàn toàn phụ thuộc vào trị số và chế độ sản xuất nhiệt năng nên dự báo trước là cực kỳ phức tạp. Việc phân tích riêng chế độ vận hành ngày-đêm và mùa của các TTNĐ theo biểu đồ phụ tải nhiệt đã không được tiến hành trên 20 năm qua. Vì vậy các số liệu báo cáo chỉ cho phép đánh giá một cách gần đúng mức giảm công suất ban đêm của các TTNĐ thuộc các HTĐLH riêng biệt trong những ngày - đêm các ngày làm việc vào mùa đông. Phân tích các số liệu báo cáo vào những năm trước khủng hoảng (1989, 1990) và trong 4 năm gần đây khi nhu cầu điện năng và công suất bắt đầu gia tăng (2004 - 2007) cho thấy hệ số điều chỉnh (giảm vào ban đêm) công suất điện của các TTNĐ trong những ngày đêm mùa đông (tháng 10) được dự tính đã dao động theo HTĐLH vùng Trung tâm trong dải 9,5 - 15%.

Đối với các tổ máy ngưng hơi đốt than và khí, văn bản “Các nguyên tắc chủ yếu của chính sách kỹ thuật trong ngành điện Liên bang Nga cho giai đoạn đến năm 2030” đã đưa ra các yêu cầu về dải điều chỉnh công suất của các thiết bị xây mới (thay thế). Theo các yêu cầu đó trong tương lai sau năm 2010, các tổ máy tuabin khí chu trình hỗn hợp (TBKHH) phải có dải điều chỉnh công suất 25 - 100%, các tổ máy tuabin hơi đốt than với các thông số hơi mới là 24 MPa, thậm chí 30 MPa, và nhiệt độ 565 - 600oC phải có dải điều chỉnh công suất 60 - 100%.

Khi lựa chọn cơ cấu nguồn điện thì chế độ vận hành ngày đêm của các NMTĐ hiện hành cũng như các NMTĐ xây mới được xác định bằng việc đưa chúng vào biểu đồ phụ tải ngày-đêm vào mùa đông của HTĐLH theo các chỉ tiêu năng lượng/nước của từng NMTĐ vào giai đoạn mùa đông của năm ít nước được ước tính với độ đảm bảo 90%. Để giảm hiện tượng không sử dụng công suất của các NMTĐ khi hạn chế điện năng ngày đêm trong giai đoạn đó, các NMTĐ được ghi trước hết vào phần đỉnh và phần lưng của biểu đồ phụ tải ngày-đêm của HTĐLH. Cần lưu ý rằng vào những năm và những mùa nước lớn hơn, để tránh xả nước lãng phí, NMNĐ phần lớn được sử dụng ở phần lưng và thậm chí ở phần đáy của biểu đồ phụ tải ngày-đêm.

Khi không rõ ràng về các chế độ tiêu thụ điện ngày đêm, về điều kiện giảm công suất điện ban đêm của các TTNĐ, về khả năng nước lớn ở các NMTĐ, thí dụ vào giai đoạn mùa lũ, đồng thời xét đến thực tế là mặc dầu đã có qui định về trị số giảm tải cho phép mỗi ngày đêm đối với thiết bị kiểu ngưng hơi mới đưa vào vận hành, nhưng các thiết bị đáp ứng các yêu cầu này còn chưa được nghiên cứu triển khai, quy mô cần thiết về phát triển các nhà máy điện linh hoạt đã được lựa chọn với các giả định sau:

• Khả năng tăng công suất các NMĐNT trong HTĐLH vùng Trung tâm trong giai đoạn 2016 - 2020 được xác định với cơ cấu nguồn điện dự kiến của HTĐLH vùng Trung tâm ở mức năm 2015, và kể cả với sự phát triển dự kiến của các TTNĐ.

• Phụ tải ngày-đêm mùa đông đã được xem xét trong điều kiện năm ít nước được dự kiến.

• Mức giảm phụ tải ban đêm vào những ngày đêm mùa đông dự kiến được chọn là mức thấp nhất trong số các trị số dự báo, còn mức giảm phụ tải của các TTNĐ được chọn là mức lớn nhất.

• Phụ tải bằng 50% đối với các thiết bị ngưng hơi chạy bằng khí, và 80% đối với các thiết bị đốt than được xem là phụ tải tối thiểu cho phép về mặt kỹ thuật của tất cả các thiết bị đang vận hành và mới đưa vào trước năm 2015.

Dải điều chỉnh của các tổ máy kiểu ngưng hơi khuyến nghị trong chính sách kỹ thuật được coi như thực hiện được đối với các tổ máy mới, có thể được đưa vào vận hành sau năm 2015.

Dựa vào các giả định trên, lập biểu đồ phụ tải “dư” của HTĐLH vùng Trung tâm - khu vực cần được đảm bảo bằng các nhà máy điện kiểu ngưng hơi, NMĐNT và các nguồn điện chảy đỉnh (TĐTN hoặc NĐTBK) mà việc đưa chúng vào vận hành có thể được xem xét trong giai đoạn các năm 2016 - 2020. Biểu đồ “dư” này cùng với các phương án đảm bảo được trình bày sơ giản trên hình vẽ.

Từ hình vẽ có thể thấy trong trường hợp được xét, phụ tải đáy ban đêm đối với các nhà máy điện xây mới chỉ là khoảng 30% (3,8 GW), phụ tải lưng là 36,5% (4,6 GW) và phụ tải đỉnh là 33,5% (4,2 GW). Nếu phụ tải đỉnh được đảm bảo bằng việc xây dựng các NMTĐTN mới, trong đó công suất ở chế độ bơm thường bằng 1,1 lần công suất ở chế độ tuabin, thì phụ tải đáy sẽ tăng và đạt tới 8,4 GW, bằng 66,5% phụ tải đỉnh. Để đảm bảo phụ tải đỉnh bằng việc xây dựng các NĐTBK nhằm phủ các vùng lưng và đáy của biểu đồ phụ tải, cần phải xây dựng các NMNĐ đốt nhiên liệu hữu cơ có khả năng giảm tải vào ban đêm (khác với các NMĐNT), nghĩa là chỉ xây dựng các nhà máy điện TBKHH hoặc kết hợp với NĐNH chạy bằng than.

Với việc xây dựng các NĐTBK với tổng công suất bằng phụ tải đỉnh (4,2 GW) và đảm bảo nhu cầu còn lại (8,4 GW) bằng việc xây dựng các nhà máy điện TBKHH, phụ tải ban đêm của chúng (3,8 GW) bằng 45% phụ tải tối đa (8,4 GW). Trị số đó cao hơn phụ tải tối thiểu về mặt kỹ thuật của các nhà máy điện TBKHH xây mới, bằng 25% phụ tải định mức và thấp hơn phụ tải thấp nhất về mặt kỹ thuật của các tổ máy đốt than mới (60%). Vì vậy có thể thay thế phương án các NMĐNT kết hợp với TĐTN bằng việc đưa vào vận hành các NMĐTBK chạy đỉnh kết hợp với tổ hợp NĐNH đốt than và nhà máy điện TBKHH.

Dựa vào sơ đồ giải thích việc đảm bảo phụ tải thấp nhất và cao nhất bằng các thiết bị linh hoạt và chạy đáy mới, tiến hành đánh giá kinh tế bốn phương án phát triển các kiểu nhà máy điện đang được xem xét.

• Phương án 1: Xây dựng NMĐNT kết hợp với TĐTN.
• Phương án 2: Xây dựng NMĐTBK kết hợp với nhà máy điện TBKHH.
• Phương án 3: Xây dựng NMĐTBK và tổ hợp nhà máy điện TBKHH và NĐNH đốt than.
• Phương án 4: Xây dựng NMĐTBK và NĐNH đốt than. Phương án này ở mức độ nhất định có tính quy ước và chỉ cho phép khi giảm tải sâu hơn (so với trong các phương án khác) của các NMĐ hiện hành nào đó hoặc có điều kiện xuất khẩu công suất vào giai đoạn sụt giảm tải ban đêm vào các HTĐ lân cận.

Khi xác định cơ cấu hợp lý về sản xuất điện năng và đánh giá lượng tiêu thụ nhiên liệu mỗi năm, đã cân nhắc các đặc điểm chủ yếu sau đây của những phương án đã xem xét:

• Khi xây dựng NMTĐTN và NMĐNT, sản lượng điện năng cần thiết cao hơn 8,6 TWh so với các phương án khác do lượng tiêu thụ điện năng của NMTĐTN. Lượng tiêu thụ điện năng này phụ thuộc vào hiệu suất tích năng lượng, trị số công suất xây mới của chúng (4,2 GW) và số giờ vận hành trong năm 1.500 h. Sản lượng điện năng của NMTĐTN được tính toán riêng và bằng 6,3 TWh.

• Cũng trong phương án này, nhờ tăng sản lượng của các NMĐNT, sẽ giảm được một cách hợp lý sản lượng điện của các NĐNH chạy bằng khí hiện hành, nhờ đó tiết kiệm thêm nguồn nhiên liệu đắt tiền nhất.

Nhìn chung, trong bốn phương án nói trên, Phương án 2 tiêu thụ khí hằng năm lớn nhất. Ở đây, thay vì xây dựng NMĐNT kết hợp với NMTĐTN, người ta xây dựng NMĐTBK và nhà máy điện TBKHH. Phương án 4 (xây dựng các NMĐTBK và NĐNH đốt than) tiêu thụ than nhiều nhất.

Khi đánh giá kinh tế các phương án nhà máy nhiệt điện và NMĐNT đã áp dụng các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật mở rộng. Về NMTĐTN, áp dụng các chỉ tiêu sơ bộ của  NMTĐTN Trung tâm với công suất đặt ở chế độ tuabin là 3,64 GW.

Đối với tất cả các kiểu nhà máy điện trong tương lai, đã xem xét các dải chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật được trình bày chủ yếu theo các văn bản “Tổng sơ đồ bố trí các công trình ngành điện tới năm 2020”, Chính sách kỹ thuật của Liên hiệp cổ phần Hệ thống điện thống nhất Liên bang Nga và đối với NMTĐTN, cũng dựa theo các văn bản của Viện Thiết kế thủy điện. Chỉ tiêu giá của các nhà máy điện được tính bằng USD quý IV/2007. Các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật trình bày trong các tính toán được nêu trong Bảng 1.

Giá nhiên liệu được tính toán ứng với trị số cao nhất trong dự báo của Trung tâm thông tin Năng lượng, được cho trong Bảng 2.

Khi đối chiếu các chỉ tiêu kinh tế - kỹ thuật, đã xem xét cả những khác biệt về thời hạn xây dựng các kiểu nhà máy điện khác nhau và phân bổ đầu tư dự kiến theo các năm xây dựng.

Để phân tích được, dù chỉ ở mức độ gần đúng, đã sử dụng các trị số dự báo suất đầu tư ở các nước phương Tây, được nêu trong Bảng 3. Từ số liệu của Bảng 1 và Bảng 3, đã đánh giá các chỉ tiêu kinh tế của bốn phương án phát triển nguồn điện mới ở HTĐLH vùng Trung tâm nước Nga theo giá trị qui về hiện tại của các chi phí trong suốt thời gian tuổi thọ, bao gồm giai đoạn xây dựng và 30 năm vận hành đối với tất cả các kiểu nhà máy điện. Ở đây cần nhấn mạnh rằng trong tính toán thay đổi tỉ số vốn đầu tư vào các NMĐNT và NMTĐTN, nhà máy điện NMĐTBK và NMĐTBKHH, kể cả ở các NĐNH đốt than. Định mức tỉ suất qui về hiện tại được chọn bằng 10% và 8%. Tất cả các chi phí của mỗi công trình, nghĩa là tất cả các chi phí đầu tư trong suốt giai đoạn xây dựng và các chi phí vận hành trong suốt thời gian vận hành (2020 - 2050) đều được quy về năm vận hành đầu tiên, tức là năm 2020.

Ứng với mỗi phương án đưa vào vận hành các kiểu nhà máy điện, đã tiến hành đánh giá các tình huống tới hạn sau đây về trị số và tỉ số các khoản đầu tư và định mức tỉ suất qui về hiện tại EKH:

• I, II - Trị số và tương quan về vốn đầu tư ít thuận lợi nhất đối với các NMĐNT và NMTĐTN, nghĩa là tỉ suất đầu tư cho chúng có trị số cao nhất, còn cho các kiểu nhà máy điện còn lại là thấp nhất, định mức tỉ suất qui về hiện tại là 10%.

• III, IV - Trị số và tương quan về vốn đầu tư thuận lợi nhất đối với các NMĐNT và NMTĐTN, nghĩa là tỉ suất đầu tư cho chúng là thấp nhất, còn cho các kiểu nhà máy điện còn lại là cao nhất, với định mức tỉ suất qui về hiện tại tương ứng là 10 và 8%.

• V - Tình huống trung gian, trong đó các NMTĐTN và NMNĐ có tỉ suất đầu tư cao nhất và chỉ có các NMĐNT có tỉ suất đầu tư thấp nhất, với định mức tỉ suất qui về hiện tại là 10%.

Cũng với định mức tỉ suất qui về hiện tại 10%, đã đánh giá các khoản vốn đầu tư cho phép giới hạn vào các NMTĐTN, trong đó việc đưa tổ hợp các NMĐNT với NMTĐTN trở nên công trình ngang nhau về tính kinh tế với NMĐTBK và NMĐTBKHH với tỉ suất vốn đầu tư cao nhất.

Bảng 4 nêu tất cả các phương án đưa các nhà máy điện vào vận hành được xếp hạng theo chi phí qui về hiện tại. Phân tích các kết quả trình bày trong bảng cho phép đưa ra các kết luận sau:

1. Các NMTĐTN dự kiến xây dựng trong HTĐLH vùng Trung tâm căn cứ theo các đánh giá sơ bộ về sự án có đặc điểm là các suất đầu tư cao: NMTĐTN Trung tâm - 2.020 USD/kW; NMTĐTN Ghenutevskaia - 2.170 USD/kW; NMTĐTN Kurskaia - 1.950 USD/kW. Ngoài ra, thời gian xây dựng các nhà máy điện này rất dài. NMTĐTN Trung tâm là 12 năm; thời gian xây dựng các NMTĐTN Ghenutevskaia và Kurskaia tương ứng là 7 năm và 6 năm.

2. Việc đánh giá hiệu quả việc xây dựng các NMTĐTN nói trên đương nhiên phản ánh rõ nét sự phụ thuộc của hiệu quả của chúng vào suất đầu tư.

3. Những kết luận là đúng nếu vào giai đoạn cao điểm phụ tải mùa đông đảm bảo sử dụng triệt để công suất đặt của các NMTĐTN để đáp ứng nhu cầu công suất đỉnh và dự phòng của HTĐLH.

4. Xây dựng NMTĐTN là phương hướng rất quan trọng trong chiến lược năng lượng của Nga.