Không còn là nguồn phát thải carbon thuần túy, các nhà máy điện than Trung Quốc đang được chuyển đổi linh hoạt, tái định vị thành trụ đỡ cho hệ thống năng lượng tái tạo. Đây là một bước chuyển chiến lược giúp dung hòa giữa an ninh năng lượng và cam kết khí hậu, đồng thời tiết kiệm hàng tỷ USD chi phí chuyển đổi…

Ngành điện than Trung Quốc đang đứng trước áp lực kép: vừa phải đảm bảo an ninh năng lượng cho nền kinh tế lớn thứ 2 thế giới, vừa phải thực hiện cam kết giảm phát thải carbon trong khuôn khổ “mục tiêu kép” (đạt đỉnh carbon vào 2030 và trung hòa carbon vào 2060).

Tính đến năm 2025, Trung Quốc vận hành 3.230 tổ máy nhiệt điện than với tổng công suất 1.171,3 GW, chiếm gần 60% tổng sản lượng điện toàn quốc. Trong khi đó, lĩnh vực nhiệt điện than đóng góp khoảng 43% tổng lượng phát thải CO₂ toàn quốc, theo nghiên cứu của Đại học Khoa học và Công nghệ Tây An (Trung Quốc) trên Tạp chí Energy Conversion and Management.

Đặc biệt, khoảng 85% các nhà máy nhiệt điện than Trung Quốc được xây dựng sau năm 2005 với tuổi đời bình quân chỉ 12 năm, nghĩa là còn gần 2/3 vòng đời vận hành theo thiết kế. Điều này đặt ra bài toán nan giải: làm thế nào để dung hòa giữa mục tiêu giảm phát thải với nguy cơ tài sản bị mắc kẹt khi hàng loạt nhà máy còn tương đối mới phải ngừng hoạt động sớm?

TẠO KHUNG CHÍNH SÁCH CHUYỂN ĐỔI

Văn bản chính sách quan trọng nhất định hình chiến lược chuyển đổi là “Kế hoạch hành động cải tạo và xây dựng điện than carbon thấp (2024-2027)” do Ủy ban Cải cách và Phát triển Quốc gia (NDRC) và Cục Năng lượng Quốc gia Trung Quốc ban hành vào tháng 6/2024.

Theo thông tin trên website của các cơ quan này, văn bản đặt ra các mục tiêu cụ thể theo 2 mốc thời gian trong đó, đến năm 2027, công nghệ phát điện carbon thấp mở rộng, chi phí xây dựng và vận hành giảm đáng kể; lượng phát thải CO₂ trên mỗi kWh giảm 50%, tiến gần đến mức của nhà máy điện khí.

Để hiện thực hóa các mục tiêu giảm phát thải, Kế hoạch hành động xác định 3 phương thức chuyển đổi công nghệ trọng tâm.

Thứ nhất, đồng đốt sinh khối (biomass co-firing), tận dụng phế phẩm nông lâm nghiệp, thực vật sa mạc hoặc cây năng lượng để trộn đốt cùng than, với điều kiện tiên quyết là địa phương phải đảm bảo nguồn cung sinh khối ổn định và bền vững dài hạn.

Thứ hai, đồng đốt amoniac xanh (green ammonia co-firing), sử dụng điện dư thừa từ năng lượng tái tạo (gió, mặt trời) để điện phân nước sản xuất hydro xanh, sau đó tổng hợp thành amoniac xanh và đưa vào đồng đốt với than - một giải pháp vừa tận dụng nguồn điện tái tạo dư thừa, vừa giảm trực tiếp cường độ carbon của nhiệt điện.

Thứ ba, thu hồi, sử dụng và lưu trữ carbon (CCUS), áp dụng các công nghệ hóa học, hấp phụ hoặc màng lọc để tách CO₂ khỏi khói thải, sau đó sử dụng cho bơm ép tăng thu hồi dầu, sản xuất methanol hoặc lưu trữ địa chất vĩnh viễn, tuy nhiên phương thức này chỉ khả thi ở những khu vực có địa tầng phù hợp để chứa CO₂ hoặc đã hình thành thị trường tiêu thụ CO₂ ổn định.

Ngoài ba hướng công nghệ đã được xác định, Kế hoạch còn thiết lập một cơ chế hỗ trợ tài chính và vận hành đồng bộ. Cụ thể, kế hoạch này bao gồm việc huy động vốn thông qua trái phiếu đặc biệt có thời hạn siêu dài, xây dựng cơ chế chia sẻ chi phí ba bên giữa Chính phủ, doanh nghiệp và người tiêu dùng. Đặc biệt trong đó sẽ ưu tiên cho việc điều độ lưới điện cho các dự án chuyển đổi carbon thấp, nhằm đảm bảo lợi ích kinh tế cho các nhà máy tiên phong trong quá trình chuyển đổi.

CHUYỂN ĐỔI LINH HOẠT: TỪ NGUỒN CƠ BẢN SANG NGUỒN ĐIỀU TIẾT

Song song với chuyển đổi carbon thấp, Trung Quốc đang đẩy mạnh chuyển đổi linh hoạt cho đội tàu nhiệt điện than, nhằm tái định vị các nhà máy điện than từ nguồn cung cấp điện nền (baseload) thành nguồn điều tiết linh hoạt, bù đắp cho sự không ổn định của các nguồn năng lượng tái tạo như điện gió và mặt trời.

Theo Hội đồng Điện lực Trung Quốc, tính đến quý 3/2024 đã có 360 GW công suất điện than hiện hữu được cải tạo; kết hợp với các nhà máy mới thiết kế có khả năng vận hành linh hoạt, tổng công suất đã vượt 600 GW vào cuối năm 2024, hoàn thành mục tiêu năm 2025 trước 3 năm.

Viện Quy hoạch và Thiết kế Điện lực Trung Quốc ước tính cần cải tạo 500-700 GW vào năm 2027 để tối đa hóa tính linh hoạt cho toàn bộ đội tàu. Tiến độ cải tạo có sự khác biệt giữa các địa phương: Quảng Tây dẫn đầu với 84% công suất được cải tạo; tại Nội Mông, 51,43 GW đã được cải tạo (gần 70% số tổ máy cần nâng cấp); Sơn Tây và Tân Cương cũng ghi nhận tiến độ tích cực.

Dữ liệu vận hành cho thấy hệ số sử dụng công suất của điện than đã giảm từ đỉnh 75% năm 2005 xuống 56,3% năm 2018 và tiếp tục xu hướng giảm, đặc biệt biến động theo mùa rõ rệt hơn phản ánh vai trò điều tiết theo nhu cầu phụ tải và sản lượng điện tái tạo.

Tại Quảng Tây, hệ số này đã giảm 19,6% trong giai đoạn 2023-2025. Các nghiên cứu trên Tạp chí Nature chỉ ra vận hành linh hoạt giúp mỗi nhà máy kéo dài tuổi thọ thêm 7,9-9,6 năm, giảm thiểu rủi ro tài sản bị mắc kẹt.

Cơ chế 3 thành phần này là đòn bẩy kinh tế then chốt, giúp các nhà máy duy trì dòng tiền ổn định khi sản lượng giảm, giảm thiểu rủi ro tài sản bị mắc kẹt và tạo động lực bền vững để tham gia chuyển đổi hệ thống năng lượng.

CHIẾN LƯỢC TỐI ƯU HÓA THEO VÙNG: ‘TĂNG Ở TÂY, GIẢM Ở ĐÔNG’

Cũng theo nghiên cứu của Đại học Khoa học và Công nghệ Tây An (Trung Quốc) sử dụng mô hình tối ưu hóa với 3.230 tổ máy điện than của quốc gia này làm mẫu đã chỉ ra chiến lược phân bố công suất điện than đến năm 2030 theo hướng “tăng dần ở phía Tây, giảm dần ở phía Đông”.

Kết quả cho thấy công suất điện than tối ưu đến năm 2030 sẽ nằm trong khoảng 1.044,9-1.164,4 GW, giảm khoảng 0,6-10,8% so với mức năm 2025, trong đó 9,6% công suất lạc hậu bị loại bỏ.

Phân bổ theo vùng thể hiện chiến lược rõ rệt: khu vực Tây Bắc được phép tăng thêm 24,9 GW để hỗ trợ các dự án năng lượng tái tạo quy mô lớn (gió, mặt trời) với vai trò dự phòng và ổn định lưới; trong khi đó, miền Bắc giảm 47,2 GW, miền Đông giảm 33,5 GW và miền Nam giảm 17,7 GW, thay thế bằng các nguồn năng lượng sạch hơn như điện tái tạo và điện hạt nhân tại các vùng ven biển.

Về cơ cấu chuyển đổi trên tổng công suất còn lại, nghiên cứu xác định tỷ lệ áp dụng các phương thức như sau: chuyển đổi linh hoạt (FR) chiếm 41,6%, tiết kiệm năng lượng - giảm phát thải (ER) chiếm 33,5%, chuyển đổi carbon thấp (DR) chiếm 15,3% và chuyển đổi cấp nhiệt (HR) chiếm 7,7%.

So với chiến lược ngẫu nhiên, phương án tối ưu theo vùng này giúp giảm 10,7% chi phí kinh tế - môi trường và cắt giảm 8,3% lượng phát thải CO₂, chứng minh hiệu quả vượt trội của cách tiếp cận phân hóa theo đặc thù địa phương.

LỘ TRÌNH THOÁI LUI DÀI HẠN

Mặc dù chuyển đổi linh hoạt được kỳ vọng là giải pháp tiết kiệm chi phí hơn so với xây dựng nhà máy mới nhưng quá trình này đặt ra nhiều thách thức tài chính đáng kể. Chi phí cải tạo cho mỗi tổ máy dao động 500-1.500 NDT/kW (72-215 USD/kW), cùng với chi phí vận hành và bảo dưỡng gia tăng do thiết bị thường xuyên chịu ứng suất nhiệt và mài mòn.

Đặc biệt, hiệu suất nhiệt suy giảm nghiêm trọng khi vận hành ở tải thấp: mức tiêu hao nhiên liệu tăng 10% ở tải 40%, 20% ở tải 30% và gần 60% ở tải 20%, làm xói mòn lợi nhuận của các nhà máy, theo Tạp chí Ember. Do đó, để bù đắp tổn thất, các nhà máy cần dựa vào nguồn thu từ thanh toán công suất và dịch vụ phụ trợ thay vì chỉ trông chờ vào doanh thu bán điện.

Viện nghiên cứu thúc đẩy quá trình chuyển đổi hệ thống năng lượng toàn cầu Rocky Mountain Institute (RMI) nhấn mạnh để đạt "phi carbon hóa" cần 2 giải pháp gồm: phát triển mạnh tái tạo, thủy điện và hạt nhân đáp ứng nhu cầu điện tăng; thúc đẩy công nghệ linh hoạt như thủy điện tích năng, pin lưu trữ và điều chỉnh nhu cầu phía tải.

Trong dài hạn, vai trò của điện than nước này sẽ giảm có lộ trình. Mô hình từ Nature Communications dự báo giờ vận hành bình quân giảm xuống 4.523-4.816 giờ vào 2030, 2.089-2.489 giờ vào 2045 và chỉ 2.622-3.173 giờ vào 2060. Nghiên cứu nhóm học giả Đại học Chiết Giang trên Tạp chí Energy chỉ ra nếu giảm phát thải quyết liệt ngay 2030-2035, tổng chi phí chuyển đổi có thể giảm thêm 37,32%.