Hạ tầng nhập khẩu LNG cho sản xuất điện: Thách thức của Việt Nam

Chưa có gì để thay thế nhiệt điện than trên toàn cầu
Bất cập của Quy hoạch điện lực quốc gia và kiến nghị khắc phục
Bối cảnh toàn cầu và vấn đề đặt ra với ngành Dầu khí Việt Nam [Kỳ cuối]
Năng lượng, môi trường: Triển vọng và thách thức đến năm 2050 [Kỳ cuối]

TS. NGUYỄN MẠNH HIẾN  - TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Khí tự nhiên thường được khai thác tại những khu vực rất xa nơi tiêu thụ, nên người ta phải xây dựng các đường ống dẫn khí dài hàng ngàn cây số xuyên biển, xuyên lục địa (như đường ống "Dòng chảy Phương Bắc" dẫn khí đốt từ Nga đến Tây Âu, với công suất đến 55 tỷ mét khối/năm và kinh phí hàng chục tỷ US$), hoặc hóa lỏng khí tự nhiên thành LNG để chuyên trở trên tàu thủy như dầu mỏ.

Quy trình sản xuất LNG được minh họa như sau: khí khai thác từ mỏ được chuyển đến trạm xử lý bằng đường ống dẫn khí. Tại trạm xử lý các tạp chất như khí ngưng tụ (condensate), thủy ngân, CO₂, H₂S… được loại ra, khử nước (dehydration), khí còn lại chủ yếu là methane (CH₄) và ethane (C₂H₆) được làm lạnh rồi hóa lỏng thành LNG tại áp suất 1 bar và nhiệt độ -162⁰C (-260⁰F), sau đó LNG được chuyển đến bồn chứa, hoặc bơm lên tàu thủy để vận chuyển đến thị trường tiêu thụ.

Trong những năm gần đây, đặc biệt từ sau COP 21 nhu cầu LNG trên thế giới tăng đáng kể: năm 2016, khối lượng LNG buôn bán trên toàn thế giới khoảng 258 triệu tấn LNG, tăng 13 triệu tấn so với năm 2015 (5,3%) và giai đoạn 15 năm từ 2000 đến 2015 nhu cầu LNG trên thế giới tăng với nhịp độ bình quân 6,3%/năm. Theo dự báo, công suất LNG trên thế giới sẽ tăng từ 340 triệu tấn/năm (năm 2017) lên 453 triệu tấn/năm vào năm 2022.

Trên thế giới hiện có một số nước xuất khẩu LNG hàng đầu như sau:

LNG được chuyên trở trên những con tàu (tính đến tháng 1/2017 toàn thế giới có 439 con tàu trở LNG) và lưu trữ trong các bồn chứa với cấu tạo đặc biệt gồm lớp vỏ kép phân cách nhau bởi một lớp vật liệu cách nhiệt để giữ nhiệt độ trong khoang chứa luôn là -162⁰C (- 260⁰F).

Để nhập khẩu LNG phải xây dựng các trạm đầu mối (LNG terminals) ngay tại các bến cảng kết hợp với hệ thống đường ống dẫn khí tới các hộ tiêu thụ (như nhà máy điện chẳng hạn). Trạm đầu mối tiếp nhận LNG cần được xây dựng tại địa điểm với một số đặc điểm sau:

1/ Dễ sử dụng LNG (nghĩa là gần khu vực có nhu cầu sử dụng LNG thông qua hệ thống đường ống dẫn khí).

2/ Gần bến cảng, nơi tàu chở LNG có thể giải phóng LNG an toàn và tin cậy.

3/ Dễ dàng và ổn định tiếp cận với nguồn điện, nước biển và các dịch vụ khác.

4/ Chống tác động môi trường, đảm bảo an toàn và phòng tránh sự cố.

5/ Chi phí đầu tư hợp lý.

Theo kinh nghiêm thực tế, xây dựng cơ sở hạ tầng cho sản xuất, vận chuyển và tiếp nhận LNG đòi hỏi một lượng vốn đầu tư khá lớn: một nhà máy LNG công suất 1 triệu tấn/năm trị giá khoảng 1,5 tỷ US$; một tàu thủy chuyên chở LNG với dung tích khoảng 120 -140 ngàn mét khối trị giá 200-300 triệu US$; một trạm đầu mối tiếp nhận LNG với quy mô tương đương khí tự nhiên 1 tỷ bộ khối/ngày (khoảng 20.000 tấn LNG/ngày) có giá khoảng 1 tỷ US$.

Phụ thuộc vào nguồn khí tự nhiên, quy trình công nghệ hóa lỏng mà nhiệt trị của các loại LNG sai khác nhau từ ±10 đến ±15%; nhiệt trị cao (HHV) điển hình của LNG bằng 50MJ/kg, nhiệt trị thấp (LHV) bằng 45MJ/kg (1MJ = 0,239Kcal).

Tỷ trọng của LNG phụ thuộc vào nhiệt độ, áp suất và thành phần của khí, được tính thô bằng 0,41 hoặc 0,50kg/lít, trung bình là 0,45kg/lít (với nước là 1kg/lít).

Một số nước nhập khẩu LNG hàng đầu thế giới năm 2015 gồm:

Về giá cả, trong những năm qua, giá LNG đã có sự dao động khá lớn. Vào những tháng đầu năm 2016, do tình trạng cung vượt cầu mà giá LNG giao ngay tại châu Á đã giảm chỉ còn 4,05 US$/ triệu BTU, nhưng đến cuối 2016 và đầu năm 2017 do thời tiết quá lạnh (đặc biệt tại châu Âu và bắc Mỹ) giá LNG giao ngay đã lên tới 9,95 U$/ triệu BTU. Giá LNG giao ngay trung bình năm 2016 được xác lập tại Đông Bắc Á là  5,52 US$/ triệu BTU.

Tại Việt Nam, hiện nay mới chỉ có nhà máy sản xuất LPG (Liquefied Petroleum Gas) Dinh Cố tại xã An Ngãi, huyện Long Điền, Bà Rịa - Vũng Tàu. Nhà máy Dinh Cố tiếp nhận khoảng 5,7 triệu mét khối/ngày khí đồng hành với dầu (associated gas) từ các mỏ dầu Bạch Hổ, Rạng Đông và một số mỏ dầu khác trong bể Cửu Long để xử lý thành khí khô với thành phần chủ yếu là metane (CH₄) và ethane (C₂H₆) cung cấp (khoảng 3,3 triệu m³/ngày) cho các nhà máy điện, đạm tại khu vực Bà Rịa và Phú Mỹ và chế biến thành 965 tấn/ngày LPG với thành phần chủ yếu là butane (C₄H₁₀) và propane (C₃H₆). LPG Dinh Cố được dẫn về kho Cảng Thị Vải để phân phối cho thị trường tiêu thụ.

Trong đề án Quy hoạch phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035 được phê duyệt đầu năm 2017, Thủ tướng Chính phủ đã yêu cầu "cần nghiên cứu, tìm kiếm thị trường và đẩy mạnh việc xây dựng cơ sở hạ tầng để sẵn sàng tiếp nhận LNG nhập khẩu với khối lượng khí tương đương từ 1 đến 4 tỷ m³/năm (750 ngàn -3 triệu tấn/năm LNG) cho giai đoạn 2021-2025 và từ 6 đến 10 tỷ m³/năm (4,5 triệu -7,5 triệu tấn/năm LNG) giai đoàn 2026 - 2035". Lượng LNG nhập khẩu này sẽ phục vụ chủ yếu cho sản xuất điện nhằm giảm thiểu nhiệt điện than trong mục tiêu giảm phát thải các chất gây ô nhiễm môi trường, đặc biệt là khí nhà kính CO₂.

Việc chuẩn bị cơ sở hạ tầng gồm: cảng biển nước sâu tiếp nhận tàu LNG; các trạm đầu mối (terminals); hệ thống bồn chứa (tankers) có khả năng lưu trữ LNG ở nhiệt độ rất thấp và áp suất cao để nhập khẩu một khối lượng lớn LNG đòi hỏi vốn đầu tư lớn, yêu cầu công nghệ cao. Đây thực sự là một nhiệm vụ nặng nề đối với ngành năng lượng Việt Nam nói chung và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) nói riêng.                                

([*] Nhật Bản và Hàn Quốc - hai nước nhập khẩu LNG hàng đầu thế giới, đều thỏa thuận sẽ hợp tác và giúp đỡ Việt Nam trong việc phát triển cơ sở hạ tầng cho nhập khẩu LNG sau này).

Về những thách thức, tính cấp thiết và giải pháp phát triển hạ tầng để nhập khẩu LNG cho sản xuất điện ở Việt Nam, các chuyên gia của Tạp chí Năng lượng Việt Nam sẽ phản biện trong một dịp khác.