Nhiều thách thức trong phát triển nhiệt điện khí

Toàn cảnh diễn đàn.

Xu hướng chuyển dịch tất yếu

Quy hoạch điện VIII đặt ra mục tiêu 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 đến năm 2050, tổng công suất các nhà máy điện cần đạt 490.529 - 573.129MW.

Trong đó, cơ cấu nguồn nhiệt điện khí trong nước và nhiệt điện khí hóa lỏng (LNG) đến năm 2030 sẽ đạt 37.330MW, tương ứng 24,8% tổng công suất nguồn điện (nhiệt điện khí trong nước chiếm 9,9% và nhiệt điện LNG chiếm 14,9%), chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện. Trong khi, nhiệt điện than, thủy điện, điện gió trên bờ và ngoài khơi lần lượt chỉ còn 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 tất yếu. Lợi thế của điện khí là tính sẵn sàng cao (nguồn điện không bị ảnh hưởng bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió, điện mặt trời), công suất lớn, thời gian đáp ứng nhanh… Việc đưa LNG vào sử dụng còn để phù hợp với cam kết của Chính phủ tại COP26 về xu hướng sử dụng nhiên liệu giảm phát thải.

Theo Quy hoạch điện VIII, sẽ có 15 dự án nhà máy nhiệt điện LNG nằm phân bố rải rác trên cả nước. Trong đó, chỉ tính đến năm 2030, để đáp ứng khí cho 13 dự án nhiệt điện LNG với tổng công suất 22.400MW, mỗi năm cần tổng công suất kho chứa đạt khoảng 15 - 18 triệu tấn LNG. Trong khi, hiện nay, Việt Nam chỉ có duy nhất 1 dự án kho chứa LNG tại Thị Vải với công suất 1 triệu tấn LNG/năm.

Điều này cho 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 cấp thiết bù đắp nguồn khí cho các nhà máy điện khí hiện hữu có nguy cơ bị thiếu hụt nhiên liệu trong tương lai, khi các mỏ khí khai thác trong nước đang suy giảm nhanh qua từng năm.

Tuy nhiên, cơ chế nhập khẩu thế nào, sự biến động liên tục của giá khí thế giới và chi phí sản xuất điện, việc bố trí (phân bổ, quy hoạch) các nhà máy điện khí trên quy mô cả nước làm sao để giảm giá thành vận chuyển nhiên liệu, cũng như khả năng hấp thụ nguồn nhiên liệu LNG của các nhà máy điện, cùng các vấn đề liên quan như công nghệ khí hóa lỏng, hệ thống kho chứa; cơ chế chính sách thu hút đầu tư, tháo gỡ những tồn tại, khó khăn cho doanh nghiệp… vẫn còn là vấn đề cần tháo gỡ.

Tại Diễn đàn phát triển thị trường khí Việt Nam, do Báo Sài Gòn Giải Phóng tổ chức ngày 22/11, ông Bùi Quốc Hùng, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo cho biết, việc quan tâm vào điện khí LNG hiện nay là bởi những ưu điểm của loại hình này đảm bảo cấp điện ổn định và giảm thiểu tác động tới môi trường. Nhiệt điện khí với khả năng chạy phủ đỉnh sẽ là nguồn công suất cần thiết để bổ trợ cho các nguồn điện tái tạo không ổn định. Điện khí LNG có khả năng đạt hơn 90% hệ số công suất khi cần thiết, không gặp phải tình trạng gián đoạn và phụ thuộc vào thiên nhiên như điện gió hay điện mặt trời.

Nhiều dự án điện khí LNG có nguy cơ chậm tiến độ

Chuyên gia kinh tế, PGS.TS. Đinh Trọng Thịnh cho biết tính đến thời điểm hiện tại, có 13 dự án điện LNG được chấp thuận chủ trương đầu tư, trong đó có 5 dự án đang triển khai, 4 dự án đã tìm được nhà đầu tư, 4 dự án còn lại đang được các địa phương lựa chọn nhà đầu tư.

Trong số đó, dự án điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 (huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai) là dự án trọng điểm quốc gia thuộc Quy hoạch điện VII, được Chính phủ giao cho Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam (PV Power) làm chủ đầu tư, có công suất 1.500MW, tổng vốn 1,4 tỷ USD. Đây cũng là dự án điện LNG đầu tiên tại Việt Nam, dự kiến đưa vào vận hành trong năm 2024-2025.

“Theo tính toán để thực hiện 1 dự án điện khí LGN mất trên 8 năm. Như vậy, khó có thể hoàn thành kế hoạch xây dựng 13 nhà máy điện khí LNG đến năm 2030”, chuyên gia Đinh Trọng Thịnh thông tin.

Cùng phân tích về vấn đề này, PGT.TS Ngô Trí Long cho rằng, nếu việc chậm tiến độ các nguồn điện, đặc biệt chậm phát triển nguồn điện nền như LNG có thể làm ảnh hưởng đến an ninh năng lượng. Một số dự án, chuỗi dự án khí – điện LNG đã được quy hoạch, thậm chí đã được cho phép chủ trương đầu tư vẫn chưa được triển khai hoặc bị kéo dài tiến độ chuẩn bị đầu tư, còn lúng túng chỉ đạo và thực hiện triển khai chuỗi khí – điện.

Điện khí đóng vai trò là nguồn chạy nền trong Quy hoạch điện VIII, tuy nhiên, theo ông Bùi Quốc Hùng cho biết, việc phát triển điện khí LNG gặp khó khăn do nhiều yếu tố. Cụ thể, Việt Nam không chủ động được nguồn cấp LNG do phải nhập khẩu 100% loại nhiên liệu này.

Trong bối cảnh địa chính trị thế giới có nhiều thay đổi, giá LNG biến động thất thường và vì thường chiếm tỉ lệ từ 70-80% giá thành điện năng sản xuất nên việc xây dựng cơ chế giá phù hợp để thích nghi với những thay đổi giá nhiên liệu nhưng không tác động quá lớn tới giá bán lẻ điện là thách thức rất lớn với Việt Nam.

Hơn nữa, giá phát điện LNG cao hơn so với các nguồn điện khác nên gặp khó khăn trong tham gia thị trường điện và đảm bảo hiệu quả đầu tư.

Ông Bùi Quốc Hùng cho rằng, các cơ quan nhà nước có thẩm quyền cần có các cơ chế đặc thù riêng cho phát triển điện khí LNG tại Việt Nam nhằm khắc phục những hạn chế khó khăn để đáp ứng tiến độ đặt ra cho các dự án.

Về phía doanh nghiệp, ông Huỳnh Quang Hải, Phó Tổng giám đốc Tổng công ty Khí Việt Nam (PV Gas) kiến nghị Chính phủ xây dựng các cơ chế chính sách liên quan đến cấp khí LNG tái hóa cho các nhà máy điện. Chẳng hạn như cơ chế chuyển ngang giá khí LNG tái hóa và bao tiêu khối lượng khí từ hợp đồng mua bán khí sang hợp đồng mua bán điện; phê duyệt cước phí qua kho, cước phí đường ống.

Để tối ưu đầu tư hạ tầng kho chứa và giảm giá thành phát điện khí LNG, ông Huỳnh Quang Hải đề xuất các cơ quan quản lý cần xem xét xây dựng các kho LNG theo mô hình kho cảng LNG trung tâm cung cấp cho các trung tâm nhiệt điện vệ tinh.