Quy hoạch điện VIII - Vai trò, cơ hội và thách thức đối với Tổng công ty Khí Việt Nam

Tính toán xác định tác động của giá than, khí, LNG đến cơ cấu giá điện Việt Nam Trong bài báo này, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam cung cấp một số thông tin về giá cả nhiên liệu (than, khí, LNG) cho phát điện (bao gồm giá trong nước và thị trường quốc tế), đồng thời sử dụng phương pháp tính thông dụng hiện nay để xác định giá thành bình quân cho các nguồn nhiệt điện truyền thống tại Việt Nam. Đó là phương pháp tính chi phí (giá thành) san bằng suốt đời sống dự án, hay còn gọi là “chi phí quy dẫn” (Levelised Cost of Electricity - LCOE).

Nhận diện rủi ro tiến độ đầu tư nguồn điện LNG, điện gió ngoài khơi theo Quy hoạch điện VIII Theo tính toán về thời gian đầu tư dự án điện khí, điện gió ngoài khơi: Nếu tính từ lúc có Quy hoạch đến khi có thể vận hành, nhanh nhất cũng mất khoảng 8 năm, thậm chí trên 10 năm, trong khi kinh nghiệm phát triển nguồn điện này ở Việt Nam mới chỉ bắt đầu. Nhưng theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030 (chỉ còn 7 năm), công suất của 2 nguồn điện nêu trên phải đạt 28.400 MW... Vậy giải pháp nào để chúng ta có thể đạt được mục tiêu đã đề ra? Tổng hợp, phân tích và đề xuất giải pháp của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.

Đề xuất mô hình và chính sách hiện thực hóa mục tiêu điện LNG theo Quy hoạch điện VIII Quy hoạch điện VIII đã xác định nguồn nhiệt điện khí tái hóa từ LNG (hay gọi tắt là “khí LNG”) chiếm tỷ trọng khoảng hơn 14,9% tổng công suất toàn hệ thống phát điện vào năm 2030 và là một trong các nguồn giúp đảm bảo cung cấp đủ, ổn định, an toàn hệ thống điện quốc gia. Nhưng để hiện thực hóa mục tiêu phát triển nguồn điện này, rất cần thúc đẩy sự phát triển thị trường khí LNG tại Việt Nam hiệu quả, cạnh tranh và bền vững. Khi ngành công nghiệp khí LNG phát triển thuận lợi sẽ đóng góp tích cực vào an ninh năng lượng và phát triển bền vững của đất nước.

Quy hoạch điện VIII - Các nội dung chính liên quan đến lĩnh vực khí:

Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030, tổng công suất các nhà máy điện phục vụ nhu cầu trong nước là 150.489 MW (không bao gồm nhập khẩu, điện mặt trời mái nhà tự dùng, năng lượng tái tạo để sản xuất năng lượng mới) và định hướng năm 2050, tổng công suất các nhà máy điện 490.529 - 573.129 MW.

Cơ cấu nguồn nhiệt điện khí trong nước và LNG đến năm 2030 sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 24,8% tổng công suất nguồn điện, chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện (trong đó nhiệt điện khí trong nước là 14.930 MW chiếm 9,9% và nhiệt điện LNG là 22.400 MW chiếm 14,9%). Trong khi đó, nhiệt điện than, thủy điện, điện gió trên bờ và ngoài khơi lần lượt chiếm tỷ trọng là 20%, 19,5% và 18,5%.

Với cơ cấu nguồn điện như trên, cùng với định hướng đến năm 2050 không còn sử dụng than cho phát điện, thì vai trò chạy nền của các nhà máy điện khí trong hệ thống điện là điều tất yếu - nguồn điện duy nhất không bị ảnh hưởng bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió, mặt trời.

Ngoài ra, lợi thế của điện khí là tính sẵn sàng cao, công suất lớn, với dải điều chỉnh rộng, thời gian đáp ứng nhanh, giảm thiểu phát thải khí nhà kính CO2, đặc biệt giảm thiểu khí gây ô nhiễm SOx, NOx so với các nhà máy điện chạy than và dầu. Việc đưa LNG vào sử dụng còn là phù hợp với cam kết của Chính phủ tại COP26 về xu hướng sử dụng nhiên liệu giảm phát thải.

Như vậy, có thể thấy: Việc nhập khẩu LNG cho sản xuất điện là xu hướng tất yếu không chỉ để cung cấp cho các dự án điện khí LNG mới, mà còn là cấp thiết để bù đắp cho nguồn khí nội địa cung cấp cho các nhà máy điện khí hiện hữu sẽ bị thiếu hụt trong tương lai tới.

Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) - thành viên của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), là đơn vị có nhiều kinh nghiệm, đi đầu trong lĩnh vực khí của quốc gia, hàng năm cung cấp sản lượng lớn khí cho các khách hàng điện, đạm và khách hàng công nghiệp, trong đó khách hàng điện chiếm tỷ trọng lớn nhất. Cụ thể là PV GAS có những thế mạnh để ngày càng phát huy vai trò dẫn dắt ngành công nghiệp khí quốc gia như:

Thứ nhất: Đến nay, PV GAS sở hữu hệ thống cơ sở hạ tầng khí hiện đại, duy nhất và lớn nhất Việt Nam, bao gồm: Hệ thống đường ống vận chuyển khí, phân phối, các nhà máy xử lý khí, kho chứa sản phẩm lỏng (LPG, Condensate...) và CNG, LNG.

Thứ hai: Về thị trường tiêu thụ, PV GAS là nhà cung cấp nguyên, nhiên liệu đầu vào sản xuất điện, đạm cả nước và mạng lưới khách hàng công nghiệp rộng lớn.

Thứ ba: Qua hơn 30 năm phát triển, PV GAS đã có gần 3000 cán bộ công nhân viên có trình độ chuyên môn cao, kinh nghiệm, năng động, sáng tạo quản lý vận hành hệ thống hạ tầng công nghiệp khí, cũng như đầu tư xây dựng các công trình khí. Đây chính là nguồn lực quý giá giúp PV GAS vững tin sẽ phát triển vững chắc, đi đầu trong lĩnh vực công nghiệp khí.

Thứ tư: PV GAS có tiềm lực tài chính lớn mạnh phục vụ cho công tác đầu tư phát triển và phát triển kinh doanh.

Kho cảng LNG Thị Vải tại khu vực Đông Nam bộ vào vận hành từ tháng 7/2023, với công suất giai đoạn 1 là 1 triệu tấn/năm và đang triển khai giai đoạn 2 nâng công suất lên 3 - 5 triệu tấn/năm vào năm 2026.

Cơ hội và thách thức đối với PV GAS:

Tổng quan từ năm 2015, sản lượng khí cấp cho sản xuất điện đạt cao nhất là 8,8 tỷ m3/năm. Trong đó, khu vực Đông Nam bộ là 7,3 tỷ m3/năm và Tây Nam bộ là 1,5 tỷ m3/năm. Tuy nhiên, hiện nay nguồn khí nội địa cho sản xuất điện đang suy giảm nhanh chóng qua từng năm. Năm 2023, khí cấp cho sản xuất điện khu vực Đông Nam bộ còn khoảng 4,3 tỷ m3/năm và Tây Nam bộ còn khoảng 1,4 tỷ m3/năm. Theo dự báo, đến năm 2030 khí cấp cho sản xuất điện khu vực Đông Nam bộ chỉ còn khoảng 1 tỷ m3/năm và Tây Nam bộ chỉ còn khoảng 0,6 tỷ m3/năm.

Để đáp ứng công suất quy hoạch nhiệt điện khí và LNG theo Quy hoạch VIII với nhu cầu đến năm 2030 cần khoảng 15 - 18 triệu tấn/năm (tương đương 19,5 - 23 tỷ m3), PVGAS đã bắt đầu đưa Kho cảng LNG Thị Vải tại khu vực Đông Nam bộ vào vận hành từ tháng 7/2023, với công suất giai đoạn 1 là 1 triệu tấn/năm và đang triển khai giai đoạn 2 nâng công suất lên 3 - 5 triệu tấn/năm vào năm 2026.

Ở khu vực Nam Trung bộ, PVGAS cùng với Tập đoàn AES (Hoa Kỳ) đang triển khai dự án Kho cảng LNG Sơn Mỹ để đưa vào vận hành, khai thác từ năm 2026, với công suất giai đoạn 1 là 3,6 triệu tấn/năm và giai đoạn 2 nâng công suất lên 6 triệu tấn/năm.

Đối với khu vực Bắc bộ, PVGAS đang có kế hoạch đầu tư Kho cảng LNG phía Bắc với công suất giai đoạn 1 là 3 triệu tấn/năm và giai đoạn 2 là 6 triệu tấn/năm.

Như vậy có thể thấy, PV GAS đã và đang tiên phong trong việc xây dựng cơ sở hạ tầng cho việc nhập khẩu và cung cấp LNG cho thị trường.

Tuy nhiên, để có thể tiếp tục duy trì phát triển lĩnh vực công nghiệp khí và đáp ứng nhu cầu khí trong nước, LNG cho phát điện theo Quy hoạch điện VIII, PV GAS xác định sẽ có một số khó khăn, thách thức chính như sau:

Thứ nhất: Đối với nhu cầu khí trong nước cho 10 dự án nhà máy điện mới vào năm 2030 (với tổng công suất 7.900 MW), cần triển khai các dự án thăm dò, phát triển khai thác, thu gom khí từ các mỏ khí với sự phức tạp về mặt pháp lý, kỹ thuật và đòi hỏi nhu cầu vốn đầu tư lớn.

Thứ hai: Đối với nhu cầu LNG, đến năm 2030, để đáp ứng khí cho 13 dự án nhiệt điện LNG với tổng công suất đạt 22.400 MW cần tổng công suất kho chứa có thể cung cấp được khoảng 15 - 18 triệu tấn LNG/năm. Trong khi đó, hiện nay Việt Nam chỉ có duy nhất dự án kho chứa LNG tại Thị Vải với công suất 1 triệu tấn LNG/năm được đưa vào vận hành và đang triển khai giai đoạn 2 nâng công suất.

Thực tế triển khai dự án Kho chứa LNG tại Thị Vải cho thấy: Cần rất nhiều thời gian, nguồn lực để giải quyết và vượt qua các khó khăn về kinh tế, kỹ thuật của dự án.

Thứ ba: Với danh mục tại Bảng 1, Phụ lục II của Quy hoạch điện VIII, có 15 dự án nhà máy nhiệt điện LNG nằm phân bố rải rác trên cả nước. Theo thông tin sơ bộ, để cung cấp khí LNG tái hóa cho các nhà máy điện này, các chủ đầu tư chủ yếu dự kiến sẽ hợp tác đầu tư, xây dựng các kho cảng LNG riêng biệt, gắn liền với các dự án điện. Việc này sẽ dẫn đến công tác đầu tư các kho cảng LNG bị rời rạc, tăng thêm chi phí hậu cần khí đến nhà máy điện, phân tán nguồn lực xã hội, ảnh hưởng đến lợi ích tổng thể quốc gia và khả năng chậm tiến độ khi triển khai các dự án kho cảng LNG với số lượng lớn.

Để đạt được mục tiêu sản lượng LNG cấp cho các nhà máy điện vào năm 2030 như Quy hoạch điện VIII, PV GAS đang có kế hoạch đầu tư các kho LNG theo mô hình “Kho cảng LNG trung tâm cung cấp cho các trung tâm nhiệt điện vệ tinh”, để tận dụng tính tối ưu theo mô hình về chi phí cho tất cả các khâu (bao gồm mua nguồn LNG, đầu tư hạ tầng, phân phối và truyền tải) góp phần giảm giá thành sản xuất điện từ nguồn LNG nhập khẩu.

Thứ tư: Theo lộ trình Quy hoạch điện VIII, đến năm 2050, để đáp ứng mục tiêu trung hòa carbon như cam kết của Chính phủ tại COP26, các nhà máy nhiệt điện khí trong nước sẽ chuyển sử dụng LNG, hoặc bằng hydro; đồng thời các nhà máy điện LNG sẽ chuyển sang đốt kèm hydro, hoặc chạy hoàn toàn bằng hydro.

Như vậy, có thể thấy, trong trường hợp dự án khí trong nước/kho cảng LNG mới hoàn thành vào năm 2030, sẽ chỉ có khoảng 20 năm vận hành trước khi nhà máy điện chuyển sang đốt kèm/chạy hoàn toàn bằng hydro. Mặc dù, lộ trình chuyển đổi sang hydro còn phụ thuộc nhiều yếu tố như: Công nghệ, giá thành hydro, tuy nhiên, với vòng đời dự án ngắn (các dự án khí thường có vòng đời dự án tối thiểu 30 năm), việc nghiên cứu, đánh giá tính khả thi và ra quyết định phê duyệt, triển khai dự án sẽ rất khó khăn.

Kết luận và kiến nghị:

1/ Đối với lĩnh vực LNG, PV GAS sẽ đẩy nhanh nghiên cứu, đánh giá tính khả thi và triển khai nâng công suất/đầu tư mới các dự án kho cảng LNG để kịp thời đáp ứng nhu cầu nhiên liệu cho phát điện theo Quy hoạch.

2/ Để tối ưu hóa nguồn lực quốc gia, PV GAS kiến nghị Quốc hội, Chính phủ, các bộ, ban, ngành ủng hộ quan điểm phát triển, xây dựng hạ tầng kỹ thuật quốc gia về điện khí LNG theo mô hình các kho cảng LNG trung tâm (LNG Hub) để cấp nhiên liệu chung cho toàn bộ các nhà máy điện sử dụng LNG. Hạ tầng LNG được triển khai quy hoạch, phát triển, xây dựng, vận hành và khai thác theo mô hình “Kho cảng LNG trung tâm cung cấp cho các trung tâm nhiệt điện vệ tinh” sẽ là phương án tối ưu về chi phí cho tất cả các khâu (bao gồm mua nguồn LNG, đầu tư hạ tầng, phân phối và truyền tải) góp phần giảm giá thành sản xuất điện từ nguồn LNG nhập khẩu.

Ngoài ra, mô hình Kho cảng LNG trung tâm còn giúp tận dụng tối ưu tài nguyên diện tích cảng biển, mặt nước cho các mục đích khai thác và phát triển kinh tế khác.

3/ Mặc dù giá LNG nhập khẩu biến động theo giá thị trường quốc tế, tuy nhiên, so sánh với nhiên liệu dầu thì vẫn ở mức cạnh tranh hơn rất nhiều. Xét ở góc độ đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, với định hướng tỷ trọng nhiệt điện khí trong tổng cơ cấu nguồn điện theo Quy hoạch VIII, thì vai trò chạy nền của các nhà máy điện chạy khí LNG cần được xem xét để đảm bảo an toàn và ổn định hệ thống điện.

4/ Để việc triển khai nhập khẩu LNG sản xuất điện đáp ứng nhu cầu năng lượng cho phát triển kinh tế đất nước, các chính sách cho ngành công nghiệp LNG cần hết sức quan tâm, định hướng đồng bộ và xuyên suốt (bao gồm phát triển hạ tầng LNG theo mô hình Kho cảng trung tâm - LNG Hub), cơ chế chuyển ngang giá khí LNG tái hóa từ hợp đồng mua bán khí sang hợp đồng mua bán điện, phê duyệt cước phí qua kho và đường ống đưa LNG đến nhà máy điện, nguyên tắc phân bổ LNG nhập khẩu cùng với các nguồn khí nội địa cho các nhà máy điện.

5/ Kiến nghị xem xét giải pháp điều chỉnh lộ trình chuyển đổi nhiên liệu của các nhà máy điện từ khí trong nước và LNG sang hydro với tiến độ phù hợp, tạo điều kiện thuận lợi và đủ thời gian thu hồi vốn cho đầu tư phát triển các dự án khí trong nước, cũng như các dự án LNG.

6/ PV GAS sẽ nghiên cứu triển khai các dự án sản xuất hydro xanh, amoniac xanh để cung cấp cho khách hàng nội địa và xuất khẩu phù hợp với xu hướng chuyển dịch năng lượng hướng đến tăng trưởng xanh, phát triển bền vững./.

TRẦN ANH KHOA - BAN NGUỒN VÀ PHÁT TRIỂN THỊ TRƯỜNG (PV GAS)