Giới khoa học lo ngại về tiến độ hạ tầng nhập khẩu LNG ở miền Nam

Nhiều dự án nguồn điện trong quy hoạch ‘chưa rõ tiến độ’ vào vận hành

Cập nhật kế hoạch bổ sung nguồn khí LNG cho sản xuất điện của PVN

Báo cáo cập nhật của Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam dưới đây sẽ cho thấy bức tranh tổng thể về các dự án nguồn điện sử dụng khí LNG dự kiến ở miền Nam như sau:

1/ Tua bin khí hỗn hợp Nhơn Trạch 3 và 4 (1.760 MW) ở Đồng Nai do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đầu tư, hiện đã ký hợp đồng mua bán điện (PPA). Dự án này dự kiến được đưa vào vận hành năm 2023 - 2024.

2/ Tại Sơn Mỹ, Bình Thuận, tua bin khí hỗn hợp Sơn Mỹ 1 và 2 đã được đưa vào Quy hoạch điện VII (điều chỉnh).

Cụ thể, dự án điện Sơn Mỹ 1 (3x750 MW), được đầu tư theo hình thức BOT, với dự kiến đưa vào vận hành tổ máy 1 trong năm 2026. Nhưng sau đó, GDF (trong tổ hợp nhà thầu GDF SUEZ/Sojit-Pacific) đã rút khỏi dự án và thay vào đó là Công ty EDF của Pháp. Dự kiến dự án này sẽ được đưa vào vận hành trong năm 2027 - 2028, nhưng trên thực tế, hiện dự án này vẫn chưa rõ tiến độ.

Với dự án điện Sơn Mỹ 2 (3x750 MW), được giao cho Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), dự kiến vào vận hành năm 2023 - 2025, nhưng năm 2019, PVN đã trả lại và Chính phủ giao Tập đoàn AES thay thế. Dự kiến vào vận hành năm 2027 - 2028, tương tự như dự án điện Sơn Mỹ 1, hiện dự án điện Sơn Mỹ 2 vẫn chưa rõ tiến độ.

3/ Tại tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu, gần đây có tới 5 dự án mới, với tổng quy mô 17.350 MW đã được tỉnh ủng hộ và đề xuất Bộ Công Thương trình Chính phủ bổ sung vào Quy hoạch điện VII (điều chỉnh), bao gồm:

- Dự án Tổ hợp điện khí hoá lỏng LNG - Cái Mép Hạ có tổng công suất khoảng 6.000 MW (tại khu vực Cái Mép Hạ, thị xã Phú Mỹ), do Công ty Gen X Energy thuộc Quỹ đầu tư Blackstone - Hoa Kỳ và Công ty Cổ phần Tập đoàn T&T đề xuất đầu tư. 

- Dự án Trung tâm Điện lực Long Sơn, với tổng công suất khoảng 4.500 MW (tại xã Long Sơn, TP. Vũng Tàu), do Tổng công ty Phát điện 3 (Genco3) đầu tư. Dự án có cảng LNG đầu mối, kho chứa khí hoá lỏng LNG, công suất giai đoạn 1 là 3,5 triệu tấn/năm; gian đoạn 2 tăng lên 6,5 triệu tấn/năm để cung cấp điện cho các tỉnh miền Đông Nam bộ. Giá trị đầu tư giai đoạn 1 là 3,78 tỷ USD và bổ sung 646,5 triệu USD trong giai đoạn 2.

- Dự án Nhà máy điện khí LNG Long Sơn, có tổng công suất dự kiến khoảng 4.800 MW, vốn đầu tư khoảng 2,7 tỷ USD (trong KCN Dầu khí Long Sơn, TP. Vũng Tàu), do Tập đoàn Marueni (Nhật Bản) đầu tư.

- Dự án Nhà máy điện khí Bà Rịa 2, với công suất khoảng 1.200 MW, vốn đầu tư khoảng 1,3 tỷ USD (tại phường Long Hương, TP. Bà Rịa), do Công ty CP Nhiệt điện Bà Rịa đầu tư.

- Dự án Nhà máy nhiệt điện Phú Mỹ 3.1 trong KCN Phú Mỹ 1, thị xã Phú Mỹ, do Công ty Điện lục TNHH BOT Phú Mỹ 3 đề xuất đầu tư, với quy mô công suất khoảng 850 MW, vốn đầu tư 855,7 triệu USD.

Theo đánh giá của các chuyên gia Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam thì hiện nay, mới chỉ có dự án tua bin khí hỗn hợp sử dụng LNG Long Sơn 1 (1.200 MW) của Genco3 được duyệt bổ sung quy hoạch, dự kiến vào vận hành năm 2026. Còn các dự án còn lại được xếp vào dạng “dự án tiềm năng”.

4/ Tại tỉnh Ninh Thuận có Trung tâm Điện lực Cà Ná, quy mô công suất 4 x 1.500 MW (6.000 MW), dự kiến vào vận hành 1.500 MW trước năm 2030. Hiện Chính phủ đã bổ sung quy hoạch tua bin khí hỗn hợp sử dụng LNG Cà Ná 1 -1.500 MW, dự kiến đưa vào vận hành trong năm 2026.

5/ Tại Bạc Liêu, Chính phủ đã đồng ý bổ sung quy hoạch dự án tua bin khí hỗn hợp - LNG Bạc Liêu có tổng công suất 3.200 MW (đề xuất giá điện 7 cent/kWh), thời gian vào vận hành cũng khoảng năm 2025 - 2026.

Tổng hợp cập nhật thông tin các dự án tua bin khí tại miền Trung và miền Nam có khả năng vào vận hành đến năm 2030 là 19.500 MW bao gồm: Ô Môn 2 - 3 - 4, Dung Quất 1 - 2 - 3, Chu Lai 1 - 2, Nhơn Trạc 3 - 4, Sơn Mỹ 1 - 2, Quảng Trị, Bạc Liêu, Long Sơn 1 và Cà Ná 1.

Tuy nhiên, theo nhìn nhận của Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam: Tính khả thi về tiến độ của nhiều dự án điện khí đường ống và LNG nhập khẩu nói trên đều còn những “rủi ro”. Cụ thể là cụm Ô Môn (3.150 MW) vẫn còn vướng mắc về thủ tục phê duyệt cả chuỗi khí - điện; cụm Cá Voi Xanh (3.750 MW) đã bị lùi 2 năm so với dự kiến ban đầu, còn cụm Sơn Mỹ (4.500 MW) thì hiện chỉ mới ở giai đoạn đàm phán ban đầu. 

Đặc biệt, các dự án tua bin khí hỗn hợp sử dụng LNG mới được bổ sung quy hoạch (tổng công suất 6.000 MW) vẫn còn nhiều lo ngại về chuỗi cung cấp khí và hạ tầng kho cảng LNG.

Nếu đưa được 16 dự án tua bin khí hỗn hợp nêu trên vào giai đoạn từ 2023 - 2030, thì tổng công suất nguồn điện khí tới năm 2030 sẽ đạt 26.946 MW. (Hiện tại, tổng công suất nguồn điện khí của Việt Nam là 7.440 MW).

Tuy nhiên, theo dự thảo Quy hoạch điện VIII, các năm tới, miền Bắc có tốc độ tăng nhu cầu điện cao hơn miền Nam, dẫn đến nhu cầu bổ sung thêm nguồn tại miền Bắc và giãn bớt công suất nguồn miền Nam giai đoạn sau 2030. Do đó, trong Dự thảo Quy hoạch điện VIII đã đề xuất xây dựng 3.200 MW tua bin khí hỗn hợp, sử dụng LNG ở miền Bắc. 

Với việc phát triển mạnh các nguồn năng lượng tái tạo (điện mặt trời, điện gió), cùng với nhu cầu lắp đặt các hệ thống pin tích điện năng, thủy điện tích năng, Quy hoạch điện VIII cũng đề xuất cần thiết xây dựng một số nguồn điện khởi động nhanh - dừng nhanh (như tua bin khí chu trình đơn - SGT, động cơ đốt trong - ICE…) sử dụng LNG, khoảng 500 MW tại miền Bắc, và 900 MW tại miền Nam.

Tuy giá thị trường hiện tại của LNG có xu hướng giảm mạnh so với năm 2019 do tác động của dịch Covid, dẫn đến nhu cầu năng lượng giảm, tạo thuận lợi cho Việt Nam thâm nhập vào thị trường nhập khẩu LNG, nhưng hạ tầng cho cả chuỗi LNG - điện - công nghiệp cần vốn đầu tư lớn và đòi hỏi khắt khe về tính đồng nhất của từng “mắt xích”. Do vậy, chỉ cần một khâu dừng lại là cả chuỗi sẽ thất bại.

Ví dụ, vốn đầu tư Kho - Cảng Sơn Mỹ (Bình Thuận) được tính toán khoảng 1,4 tỷ USD cho quy mô 3 triệu tấn LNG ban đầu, nếu không có cam kết phát triển đủ 4.000 MW điện khí tại đây, thì nhà đầu tư kho - cảng sẽ không dám triển khai xây dựng công trình./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM