Điện nền cho kỷ nguyên mới - Bài 2: Bước tiến công nghệ điện than Trung Quốc

Từ mở rộng quy mô đến cuộc đua hiệu suất

Trong hai thập niên đầu thế kỷ XXI, điện than của Trung Quốc tăng nhanh để đáp ứng nhu cầu điện bùng nổ trong quá trình công nghiệp hóa, đô thị hóa và mở rộng sản xuất. Theo Cơ quan Năng lượng Quốc tế (IEA), nhu cầu điện của nước này tăng từ 1.387 TWh năm 2000 lên 6.418 TWh năm 2017. Trong bối cảnh đó, than, nguồn nhiên liệu sẵn có trong nước, là lựa chọn chủ yếu để mở rộng nhanh nguồn cung điện.

Từ giữa thập niên 2010, trọng tâm chính sách bắt đầu chuyển sang thay thế tổ máy nhỏ bằng tổ máy lớn, nâng hiệu suất và giảm ô nhiễm không khí. Kế hoạch nâng cấp, cải tạo điện than giai đoạn 2014-2020 đặt định hướng ưu tiên các tổ máy siêu tới hạn và trên siêu tới hạn. Cuối năm 2015, Trung Quốc triển khai chương trình cải tạo tiết kiệm năng lượng và "phát thải siêu thấp" trên phạm vi toàn quốc.

Sự chuyển đổi này không đồng nghĩa với việc công suất điện than dừng tăng. Sau các đợt thiếu điện và biến động thị trường than giai đoạn 2021-2022, một làn sóng phê duyệt và xây dựng mới xuất hiện.

Theo Global Energy Monitor (GEM), Trung Quốc đưa 78,1 GW công suất điện than vào vận hành trong năm 2025, mức cao nhất trong một thập niên. Cùng năm, sản lượng điện than giảm 1,2%, từ 5.828 TWh xuống 5.757 TWh, trong khi nhu cầu điện toàn hệ thống tăng 5%.

Về không gian, các dự án điện than mới có xu hướng tập trung hơn ở những địa phương giàu than phía bắc và tây bắc, song vẫn hiện diện tại một số tỉnh có nhu cầu phụ tải lớn. Điều này gắn với các trung tâm khai thác than, sự phát triển đồng thời của điện gió và điện mặt trời, cũng như mạng truyền tải đường dài đưa điện từ phía tây và phía bắc tới các vùng tiêu thụ.

Tháng 7/2024, Ủy ban Cải cách và Phát triển quốc gia cùng Cục Năng lượng quốc gia Trung Quốc ban hành Kế hoạch hành động cải tạo và xây dựng điện than carbon thấp giai đoạn 2024-2027, xác định ba hướng gồm đồng đốt sinh khối, đồng đốt amoniac xanh và CCUS.

Các dự án thuộc chương trình được đặt mục tiêu giảm khoảng 20% lượng CO₂ trên mỗi kWh vào năm 2025 và khoảng 50% vào năm 2027 so với mức trung bình năm 2023 của tổ máy than cùng loại.

Trong các bài viết về điện nền và cơ cấu nguồn của Việt Nam, PGS-TS. Đặng Trần Thọ, Đại học Bách khoa Hà Nội nhấn mạnh yêu cầu phát triển năng lượng phải đi trước tăng trưởng, việc lựa chọn nguồn điện cần đồng thời cân nhắc độ tin cậy của hệ thống, chi phí và mục tiêu phát triển bền vững.

Từ góc nhìn này, kinh nghiệm Trung Quốc cần được đánh giá một cách cân bằng: không thể mặc định mọi tổ máy than mới đều là bước lùi, nhưng cũng không thể xem công nghệ cao là cơ sở đủ để duy trì điện than vô thời hạn.

Về kỹ thuật, hiệu suất tăng khi nhiệt độ và áp suất hơi được nâng lên, giúp chuyển hóa nhiều hơn năng lượng trong than thành điện. Vì vậy, công nghệ phát triển từ cận tới hạn sang siêu tới hạn, trên siêu tới hạn (USC) và trên siêu tới hạn nâng cao (A-USC).

Các khoảng hiệu suất là giá trị tham khảo và có thể thay đổi theo cơ sở nhiệt trị, chất lượng than, thiết kế, tải vận hành và điều kiện làm mát. Mức 50,05% của Yuncheng là hiệu suất nhiệt phát điện thiết kế do China Datang công bố. Nguồn: Tác giả tổng hợp từ Phan Ngô Tống Hưng và Nguyễn Thành Sơn, Tạp chí Năng lượng Việt Nam (2026); Cơ quan Năng lượng quốc tế - IEA (2014); China Datang (2026).

Theo phân tích của ông Phan Ngô Tống Hưng, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam, và ông Nguyễn Thành Sơn, Đại học Điện lực Hà Nội, các tổ máy cận tới hạn thường đạt hiệu suất nhiệt phát điện khoảng 33-37%, siêu tới hạn khoảng 38-41%, còn USC tiên tiến có thể đạt 42-45% hoặc cao hơn tùy thiết kế và mức độ tối ưu hóa.

Hai nhà máy điện Ngoại Cao Kiều 3 tại Thượng Hải và Thái Châu 2 tại Giang Tô minh chứng cho thành quả từ công nghệ tối ưu chu trình nhiệt. Theo hai tác giả, Ngoại Cao Kiều 3 kết hợp nâng thông số hơi với tối ưu lò hơi - tua-bin, nước cấp và thu hồi nhiệt khói thải, ghi nhận hiệu suất nhiệt ròng khoảng 47,4% và suất tiêu hao than 251-256 g/kWh. Còn Thái Châu 2 áp dụng công nghệ tái nhiệt kép, tức đưa hơi trở lại lò để gia nhiệt thêm trước khi đi qua các tầng tua-bin tiếp theo.

Dấu mốc mới hơn là tổ máy số 1, công suất 1.000 MW, thuộc Dự án điện lực trình diễn quốc gia Yuncheng của tập đoàn điện lực nhà nước China Datang. Doanh nghiệp cho biết tổ máy hoàn thành 168 giờ chạy thử đầy tải ngày 8/6/2026.

Đây là tổ máy USC tái nhiệt kép đầu tiên vận hành ở mức nhiệt độ 630°C, với áp suất hơi chính 35,5 MPa và hiệu suất nhiệt phát điện thiết kế lên đến 50,05%, đánh dấu bước tiến đáng kể so với các tổ máy than thế hệ trước. Để tham chiếu, GE Vernova từng công bố nhà máy RDK Block 8 tại Đức đạt hiệu suất nhiệt ròng 47,5%.

Dự án điện lực trình diễn quốc gia Yuncheng của China Datang, nơi tổ máy 1.000 MW có hiệu suất nhiệt phát điện thiết kế 50,05% đi vào vận hành thương mại tháng 6/2026. Ảnh: China Datang.

China Datang cũng ước tính hai tổ máy cùng loại, nếu vận hành đầy tải, có thể tiết kiệm khoảng 208.000 tấn than tiêu chuẩn và giảm khoảng 540.000 tấn CO₂ mỗi năm so với phương án đối chiếu của doanh nghiệp.

Lợi ích khí hậu của việc nâng hiệu suất là rõ ràng, nhưng có giới hạn. IEA ước tính các thiết kế trên siêu tới hạn và trên siêu tới hạn nâng cao có thể giảm khoảng 15–30% lượng CO₂ trên mỗi đơn vị điện so với tổ máy cận tới hạn. Mức chênh lệch thực tế còn phụ thuộc vào công nghệ, chất lượng nhiên liệu và chế độ vận hành.

Tuy nhiên, giảm cường độ phát thải không đồng nghĩa với phát thải bằng 0 bởi tổ máy hiệu suất cao vẫn đốt than và tạo ra CO₂. Chỉ khi phần CO₂ được thu giữ, vận chuyển và lưu trữ lâu dài mới có thể được xem là đã giảm phát thải. Trái lại, việc chỉ thu giữ CO₂ tại cửa ra của nhà máy, nếu chưa có hạ tầng vận chuyển và phương án lưu trữ được kiểm chứng, chưa tạo thành một chuỗi CCUS hoàn chỉnh.

Phát thải siêu thấp, nhưng xử lý CO₂ mới là vấn đề

Lớp công nghệ thứ hai liên quan tới xử lý ô nhiễm không khí tại ống khói. Lọc bụi tĩnh điện hoặc lọc túi có chức năng tách hạt bụi; hệ thống khử lưu huỳnh khí thải (FGD) giảm SO₂; hệ thống khử xúc tác chọn lọc (SCR) giảm NOx; còn hệ thống quan trắc khí thải liên tục (CEMS) theo dõi các chỉ tiêu phát thải.

Nguồn: Tác giả tổng hợp từ các báo cáo của IEA, EPA (Mỹ), NETL. Chú thích: Các đánh giá “có”, “không” và “gián tiếp” phản ánh tác động chính của từng giải pháp, không phải kết quả tuyệt đối trong mọi cấu hình nhà máy. Hiệu quả thực tế phụ thuộc công nghệ, nhiên liệu, chế độ vận hành, tiêu chuẩn môi trường và điều kiện của hệ thống điện.

Theo chính sách hỗ trợ giá điện đối với tổ máy than đạt chuẩn phát thải siêu thấp của Trung Quốc, tại điều kiện hàm lượng oxy tham chiếu 6%, nồng độ bụi, SO₂ và NOx trong khí thải lần lượt không vượt 10 mg/Nm³, 35 mg/Nm³ và 50 mg/Nm³.

Những ngưỡng này chỉ áp dụng cho các chất gây ô nhiễm không khí truyền thống. ESP, FGD và SCR không được thiết kế để tách hoặc lưu giữ CO₂. Vì vậy, một nhà máy có thể đáp ứng tiêu chuẩn rất thấp về bụi, SO₂ và NOx nhưng vẫn phát thải CO₂ lớn nếu không có hệ thống thu giữ carbon.

Bước đi sâu hơn là dự án CCUS tại Nhà máy điện Zhengning của China Huaneng ở Cam Túc. Theo Ủy ban Quản lý và Giám sát tài sản nhà nước Trung Quốc, dự án hoàn thành 72 giờ chạy thử trong tháng 9/2025, có công suất thiết kế thu giữ 1,5 triệu tấn CO₂ mỗi năm từ khí thải sau khử lưu huỳnh của tổ máy số 1. Tỷ lệ thu giữ công bố trên 90%, độ tinh khiết CO₂ sau xử lý trên 99%.

Trong quy trình thu giữ sau đốt, CO₂ được tách khỏi khí thải, sau đó làm sạch, nén và đưa đi sử dụng hoặc lưu trữ. Khâu tái sinh dung môi và nén CO₂ tiêu thụ thêm hơi và điện, làm giảm hiệu suất ròng của nhà máy.

IEA ước tính công đoạn thu giữ thường chiếm gần 75% tổng chi phí CCUS; chi phí có thể dao động từ khoảng 15-25 USD/tấn CO₂ đối với dòng khí có nồng độ CO₂ cao đến hơn 120 USD/tấn đối với một số dòng khí loãng, tùy ứng dụng.

Do đó, một dự án CCUS chỉ tạo ra mức giảm phát thải thực chất khi toàn bộ chuỗi hoạt động đồng bộ: tỷ lệ thu giữ phải đủ cao và ổn định, chi phí và phần năng lượng tiêu hao phải chấp nhận được, CO₂ phải có phương án vận chuyển an toàn tới nơi tiếp nhận, cuối cùng phải được lưu trữ dài hạn trong cấu trúc địa chất phù hợp, đi kèm đo đạc, giám sát và thẩm tra.

Ông Lam Pham, chuyên gia phân tích năng lượng của Ember, lưu ý trong trao đổi với Tạp chí Nhà đầu tư/Nhadautu.vn rằng không nên coi đồng đốt hoặc CCUS là cơ sở để kéo dài đầu tư điện than trên quy mô lớn.

Theo ông, khả năng mang lại mức giảm phát thải sâu với chi phí hợp lý của các giải pháp này vẫn chưa chắc chắn, nên chúng không nên được sử dụng để thay thế cho lộ trình giảm dần điện than và đầu tư vào các nguồn thay thế.

Từ chạy nền sang vận hành linh hoạt

Trong hệ thống có tỷ trọng điện gió và điện mặt trời tăng lên, giá trị của một tổ máy than không chỉ nằm ở khả năng chạy liên tục, mà còn ở năng lực vận hành linh hoạt, tức giảm công suất khi nguồn tái tạo dồi dào và tăng trở lại khi hệ thống cần.

Theo PGS-TS. Đặng Trần Thọ, năng lượng phải đi trước nhu cầu tăng trưởng; lựa chọn nguồn điện cần tính đồng thời độ tin cậy, chi phí và tính bền vững. Ông cho rằng trong 5-10 năm tới chưa có một nguồn đơn lẻ nào thay thế hoàn toàn vai trò điện nền hiện nay của than và nhiệt điện than với công nghệ hiện đại có thể tiếp tục là trụ đỡ trong giai đoạn chuyển tiếp, song cần phát triển song hành với LNG, năng lượng tái tạo có lưu trữ và chuẩn bị cho điện hạt nhân dài hạn.

Trao đổi với Tạp chí Nhà đầu tư/Nhadautu.vn, ông Lauri Myllyvirta, đồng sáng lập kiêm chuyên gia phân tích chính của Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Không khí sạch (CREA), cho rằng yêu cầu then chốt với các tổ máy than đang xây dựng, cải tạo hoặc nâng cấp là nâng cao khả năng vận hành linh hoạt.

Ông Lauri Myllyvirta, đồng sáng lập kiêm chuyên gia phân tích chính của Trung tâm Nghiên cứu Năng lượng và Không khí sạch (CREA). Ảnh: CREA.

Theo ông, những tổ máy có tốc độ tăng, giảm công suất chậm và mức phát điện tối thiểu cao sẽ có giá trị hệ thống hạn chế hơn khi điện gió, điện mặt trời và các nguồn điện sạch khác chiếm tỷ trọng lớn hơn.

Đây là thách thức kỹ thuật đáng kể với nhiều tổ máy than truyền thống vốn được thiết kế để chạy ổn định ở tải cao. Việc hạ tải sâu, tăng giảm công suất thường xuyên, khởi động hoặc dừng máy làm tăng biến động nhiệt độ và áp suất trong lò hơi, đường ống và tua-bin. Hệ quả có thể là hiệu suất giảm, hao mòn tăng và chi phí bảo dưỡng cao hơn.

Một nghiên cứu đăng trên Nature Communications năm 2025 ước tính việc chuyển điện than từ chạy nền sang điều độ linh hoạt có thể hỗ trợ tích hợp thêm 194-245 GW điện gió và điện mặt trời vào năm 2030, đồng thời giảm khoảng 176 tỷ USD chi phí chuyển đổi của hệ thống điện Trung Quốc.

Để hỗ trợ vai trò điều tiết này, Trung Quốc áp dụng giá công suất điện than từ tháng 1/2024, dựa trên mức chi phí cố định tiêu chuẩn 330 nhân dân tệ/kW mỗi năm. Phần lớn địa phương được thu hồi khoảng 30% mức chi phí này trong giai đoạn 2024-2025 và tối thiểu 50% từ năm 2026. Cơ chế chỉ áp dụng cho các tổ máy đủ điều kiện, khoản thanh toán bị khấu trừ nếu tổ máy không cung cấp được công suất đã kê khai theo lệnh điều độ.

GEM ghi nhận Trung Quốc đưa hơn 215 GW công suất điện than vào vận hành trong giai đoạn Kế hoạch 5 năm lần thứ 14 (2021-2025), trong khi công suất ngừng hoạt động thấp hơn nhiều. Khi quy mô nhà máy tiếp tục tăng nhưng sản lượng điện than giảm trong năm 2025, số giờ vận hành bình quân của các tổ máy có thể chịu thêm áp lực.

Điều đó cho thấy công nghệ chỉ là một phần của quá trình chuyển đổi. Vai trò thực tế của mỗi tổ máy còn phụ thuộc vào cơ chế điều độ, hợp đồng mua bán và giá điện, năng lực truyền tải liên vùng, cũng như tiến độ phát triển lưu trữ, điều chỉnh phụ tải và các nguồn điện linh hoạt khác.

Kinh nghiệm Trung Quốc cho thấy công nghệ có thể nâng hiệu suất, giảm ô nhiễm không khí và hỗ trợ thu giữ CO₂ tại những dự án đủ điều kiện, nhưng không thể biến điện than thành nguồn điện không phát thải.

Bởi vậy, câu hỏi quan trọng không chỉ là nhà máy sử dụng công nghệ nào, mà còn là tổ máy đó tạo ra giá trị gì cho hệ thống, với chi phí và mức phát thải nào, trong bao lâu và sẽ được thay thế bằng nguồn lực nào.

(Mời đón đọc Bài 3: Điện nền cho kỷ nguyên mới: Định vị điện than trong thực tiễn Việt Nam)