Vai trò của điện hạt nhân trong cạnh tranh kinh tế

Trước đây, các nước phát triển điện hạt nhân ngoài mục đích cung cấp điện còn nhằm mục tiêu quan trọng là tăng cường tiềm lực quốc gia; vì vậy, công nghiệp điện hạt nhân đã nhận được sự ưu đãi rất lớn của Nhà nước, yếu tố cạnh tranh kinh tế nhiều khi không được tính đến.

Ngày nay, hầu hết các quốc gia đều đặt yếu tố cạnh tranh kinh tế lên hàng đầu khi xem xét đầu tư cho điện hạt nhân. Trong số các nhà máy điện hạt nhân bị đóng cửa những năm đầu thế kỷ này, ngoài do hết thời hạn sử dụng thì chủ yếu là do không cạnh tranh được về mặt kinh tế như một số nhà máy điện hạt nhân ở Mỹ có công nghệ cũ lạc hậu và công suất thấp.

Theo kết quả nghiên cứu mới về giá thành sản xuất điện hạt nhân của Cơ quan Năng lượng hạt nhân (NEA) năm 2020, điện hạt nhân - một công nghệ phát thải ít carbon, vẫn là loại công nghệ có giá phát điện thấp nhất. Chỉ các nhà máy thủy điện lớn mới có thể có giá phát điện so sánh được với điện hạt nhân, nhưng lại vẫn lệ thuộc mạnh vào điều kiện tự nhiên của từng nước. So sánh với phát điện dựa trên nhiên liệu hóa thạch, điện hạt nhân có ưu thế hơn nhiều so với điện than. Trong khi điện từ tua bin khí hỗn hợp (CCGTs) có thể cạnh tranh được ở một số khu vực, nhưng giá phát điện của loại này lại phụ thuộc vào giá của khí tự nhiên và giá buôn bán chỉ số phát thải CO₂ ở các khu vực riêng.

Hiện, đối với các nhà máy điện than và khí có áp dụng công nghệ phát điện từ than và khí có hệ thống thu giữ, sử dụng và lưu trữ carbon (CCUS), chỉ có ở Mỹ và Australia là có số liệu về giá phát điện. Tuy nhiên, nếu lấy giá buôn bán chỉ số phát thải carbon là 30 USD/tấn CO₂ thì giá phát điện của các nhà máy loại này cũng không thể cạnh tranh được với các nhà máy nhiên liệu hóa thạch thông thường, cũng như nhà máy điện hạt nhân và trong phần lớn các khu vực với các loại nhà máy phát điện từ năng lượng tái tạo. Loại công nghệ này chỉ có thể cạnh tranh nếu giá buôn bán chỉ số phát thải carbon cao hơn.

Giá phát điện được tính trong nghiên cứu của NEA là giá tính ở đầu ra của nhà máy chứ chưa tính giá truyền tải và phân phối cho đến người sử dụng. Ngoài ra, cũng chưa tính giá của toàn hệ thống phát điện của nhà máy như hao hụt khí ga trong vận chuyển đến nhà máy và hao hụt khi lưu trữ trong nhà máy nhiệt điện khí cũng như các yếu tố hệ thống trong các công nghệ phát điện khác nhau như điện gió và điện mặt trời. Giá phát điện được tính toán sử dụng hệ số chiết khấu là 7%.

Trong nghiên cứu, NEA cũng đã so sánh không chỉ các nhà máy điện hạt nhân mới xây mà còn tính cả giá phát điện của các nhà máy điện hạt nhân được đầu tư để kéo dài thời gian sử dụng sau khi hết hạn giấy phép vận hành. Đối với loại hình nhà máy điện hạt nhân này thì giá phát điện còn cạnh tranh mạnh hơn nhiều, thậm chí cả khi hệ số sử dụng công suất thấp hơn.

Với giá buôn bán chỉ số phát thải carbon cao hơn thì bức tranh sẽ khác. Đối với nhiệt điện than, do hàm lượng carbon trong nhiên liệu loại này là cao nên việc áp dụng công nghệ CCUS sẽ cạnh tranh chỉ ở giá buôn bán chỉ số phát thải carbon xung quanh 50 - 60 USD/tấn CO₂. Đối với nhà máy sử dụng tua bin khí hỗn hợp CCGTs thì chỉ khi giá buôn bán chỉ số phát thải carbon trên 100 USD/tấn CO₂ thì áp dụng công nghệ CCUS mới cạnh tranh được về giá. Do đó tùy thuộc vào tình hình của mỗi nước về giá buôn bán chỉ số phát thải carbon mà công nghệ CCUS có thể được chấp nhận như một loại hình phát điện carbon thấp.

Ở các giá buôn bán chỉ số phát thải carbon cao trên 100 USD/tấn CO₂ thì các nhà máy điện năng lượng tái tạo, thủy điện và điện hạt nhân sẽ là lựa chọn công nghệ có giá phát điện thấp nhất trong số các loại phát điện carbon thấp. Đây là những số liệu rất cần thiết để các nước tham khảo khi quyết định điều hành hệ thống điện (ảnh minh họa).  

Cần bổ sung điện hạt nhân trong quy hoạch

Quy hoạch điện VIII đã tạo hành lang pháp lý cho phát triển ngành điện đến năm 2030 và tầm nhìn 2050. Nhìn vào bản quy hoạch này có thể thấy, để hướng đến việc cắt giảm khí gây hiệu ứng nhà kính thì các nguồn năng lượng tái tạo đã được ưu tiên phát triển.

Theo quy hoạch, đến năm 2030, cơ cấu nguồn phát điện sẽ như sau: điện than còn 20%; điện dầu diesel 0%; điện khí 24,8%; thủy điện 21,1%; điện mặt trời 8,5%; điện gió 18,5% và điện từ các nguồn năng lượng tái tạo khác là 7,1%. Đến năm 2050, cơ cấu nguồn phát điện than 0%; điện khí 6,3 - 7,3%; thủy điện 5,4%; điện mặt trời 33 - 34,4%; điện gió 29,4%; điện từ các nguồn năng lượng tái tạo khác 23,5%.

Để thực hiện cam kết Net Zero vào năm 2050, Quy hoạch điện VIII đã đưa tỷ trọng lớn của điện từ năng lượng tái tạo (điện gió và điện mặt trời). Tuy nhiên, đặc tính cố hữu của điện năng lượng tái tạo là sự không ổn định, phụ thuộc vào điều kiện thời tiết và chu kỳ ngày đêm. Vì vậy, cần có các loại hình điện nền khác dự phòng cho những bất ổn của điện năng lượng tái tạo để bảo đảm số lượng và chất lượng nguồn điện ổn định, đáp ứng các yêu cầu cao của các ngành công nghiệp công nghệ cao như sản xuất chất bán dẫn, cung cấp điện cho các trung tâm dữ liệu lớn, AI…

Khi tỷ trọng nguồn điện năng lượng tái tạo tăng lên thì tổng công suất nguồn điện nền cũng cần tăng cao tương ứng. Các nguồn điện truyền thống ít phát thải khí gây hiệu ứng nhà kính như thủy điện, điện khí sử dụng công nghệ CCUS ở nước ta có thể đáp ứng được yêu cầu điện nền khi công suất điện năng lượng tái tạo tăng cao vào năm 2050 như nêu trên không?

Theo kinh nghiệm, để bảo đảm ổn định cho điện từ năng lượng tái tạo thì cần dự phòng 20% điện nền. Như vậy, tất cả điện từ thủy điện và điện khí vào năm 2050 cũng chỉ đủ cho dự phòng 20% công suất của điện từ năng lượng tái tạo. Việc này khó bảo đảm sự ổn định của hệ thống điện cho phát triển kinh tế - xã hội, đặc biệt cho các ngành công nghệ cao cần sự ổn định cao của hệ thống điện.

Với các tính toán về cạnh tranh kinh tế của điện hạt nhân nêu trên, để vừa bảo đảm có dự phòng tin cậy cho điện từ năng lượng tái tạo vừa bảo đảm tính cạnh tranh kinh tế so với các loại hình điện nền khác thì cần xem xét đưa điện hạt nhân bổ sung vào Quy hoạch phát triển điện VIII.