I. Vai trò điện khí theo Dự thảo quy hoạch điện VIII
Theo Dự thảo Quy hoạch điện VIII, tổng công suất các nhà máy điện đạt 145.930 MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát) vào năm 2030, đạt 387.875 MW vào năm 2045. Trong đó, nguồn điện khí nội đạt 14.930 MW (10,2%) vào năm 2030, sau đó giữ nguyên ở mức 14.930 MW (3,8%) đến năm 2045. Nguồn điện LNG đạt 23.945 MW (16,4%) vào năm 2030 và đạt 31.400 MW (15,1%) vào năm 2035, sau đó giữ nguyên ở mức 31.400 MW (8,1%) đến năm 2045.
Tổng điện lượng năm 2030 dự kiến đạt 595 GWh, năm 2045 dự kiến đạt 1213,13 GWh, trong đó nguồn khí nội, LNG đạt 172,28 GWh (28,9%) năm 2030 và đạt 246 GWh (20%) năm 2045.
Như vậy, tỷ trọng điện khí trong thời gian tới sẽ đóng vai trò cung cấp điện chính trong Hệ thống điện Quốc gia.
II. các chuỗi dự án khí - điện do EVN tham gia đầu tư
1. Chuỗi dự án khí - điện Cá Voi Xanh
Chuỗi dự án khí - điện Cá Voi Xanh bao gồm các dự án phía thượng nguồn do Exxon Mobil, PVN, PVEP làm chủ đầu tư và các dự án hạ nguồn với tổng công suất 3750 MW (5x750 MW), bao gồm: NMNĐ Miền Trung I&II (do PVN là chủ đầu tư) tại Khu Kinh tế Chu Lai, tỉnh Quảng Nam và NMNĐ Dung Quất I&III (EVN là chủ đầu tư), Dung Quất II (Công ty Sembcorp Singapore là chủ đầu tư theo hình thức BOT) tại Khu Kinh tế Dung Quất, tỉnh Quảng Ngãi.
2. Chuỗi dự án khí - điện Lô B
Chuỗi dự án khí - điện Lô B bao gồm các dự án phía thượng nguồn, trung nguồn của PVN và các dự án hạ nguồn của EVN là các NMNĐ thuộc TTĐL Ô Môn tại khu vực quận Ô Môn, thành phố Cần Thơ, tổng công suất khoảng 3810 MW bao gồm các NMNĐ: Ô Môn I công suất 2x330 MW (do EVNGENCO2 làm chủ đầu tư, thực hiện chuyển đổi nhiên liệu sang sử dụng khí Lô B); Ô Môn II (do Liên danh Marubeni và Vietrancimex làm chủ đầu tư) công suất 1050 MW±10%; Ô Môn III&IV công suất 2x1050 MW±10% (do EVN làm chủ đầu tư), sẽ tiêu thụ hết khoảng 5,06 tỷ m3 khí/năm.
III. Sự cần thiết đầu tư xây dựng chuỗi các dự án
Việc triển khai đầu tư các dự án khí để cung cấp nhiên liệu cho các NMNĐ hạ nguồn có vai trò quan trọng đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia trong bối cảnh các nguồn năng lượng tái tạo vào nhiều, giá nhiên liệu khí LNG, giá than nhập khẩu tăng cao và còn nhiều biến động theo tình hình chính trị thế giới.
Theo dự thảo Quy hoạch điện VIII thì giai đoạn 2026 - 2030, các dự án NMNĐ thuộc Chuỗi dự án Cá Voi Xanh và Lô B (Chuỗi dự án) sẽ là nguồn điện chính cung cấp bổ sung cho Hệ thống điện Quốc gia tại khu vực miền Trung và miền Nam.
Các dự án thuộc Chuỗi dự án có tổng vốn đầu tư lớn, là các dự trọng điểm của Nhà nước, trong quá trình đầu tư xây dựng sẽ tạo thêm cơ sở hạ tầng, công ăn việc làm cho địa phương và sau khi đưa vào vận hành mang lại nguồn thu lớn cho ngân sách Nhà nước.
Bên cạnh đó, các dự án điện - khí được triển khai đầu tư xây dựng phù hợp Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/02/2020 của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 và cam kết của Việt Nam đưa mức phát thải ròng về “Net-zero” vào năm 2050 tại Hội nghị COP26.
IV. Tình hình triển khai thực hiện các dự án nmnđ hạ nguồn
1. Các dự án NMNĐ hạ nguồn Chuỗi dự án khí - điện Cá Voi Xanh
1.1. Dự án NMNĐ Dung Quất I&III (EVN)
Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt chủ trương đầu tư Dự án NMNĐ Dung Quất I&III. BCNCKT của dự án đã được Bộ Công Thương thẩm định, hiện EVN đang xem xét phê duyệt phù hợp với tiến độ cấp khí.
1.2. Dự án NMNĐ Dung Quất II (Sembcorp)
Bộ Công Thương đã phê duyệt BCNCKT, Sembcorp đang tiến hành đàm phán Hợp đồng BOT.
1.3. Dự án NMNĐ Miền Trung I&II (PVN)
Thủ tướng Chính phủ đã phê duyệt chủ trương đầu tư Dự án NMNĐ Miền Trung I&II. PVN đang tiến hành hoàn thiện BCNCKT dự án để trình các cấp có thẩm quyền phê duyệt, phù hợp với tiến độ cấp khí.
2. Các dự án NMNĐ hạ nguồn Chuỗi dự án khí - điện Lô B
2.1. Dự án NMNĐ Ô Môn I (EVNGENCO2)
Nhà máy đã vận hành phát điện thương mại TM1 năm 2009, TM2 năm 2016. Hiện nay, EVNGENCO2 đang triển khai công tác chuẩn bị đầu tư để chuyển đổi nhiên liệu từ HFO sang sử dụng khí Lô B, đồng bộ với tiến độ cấp khí Lô B.
2.2. Dự án NMNĐ Ô Môn II (Tổ hợp Marubeni và WTO)
Dự án được Thủ tướng Chính phủ quyết định chủ trương đầu tư năm 2021, chủ đầu tư hiện đang thực hiện các thủ tục phê duyệt dự án đầu tư và đàm phán thương mại với các bên liên quan Chuỗi dự án.
2.3. Dự án NMNĐ Ô Môn III (EVN)
UBND thành phố Cần Thơ đã chấp thuận chủ trương đầu tư đồng thời chấp thuận nhà đầu tư, EVN hiện đang khẩn chương triển khai các bước chuẩn bị đầu tư tiếp theo để sớm phê duyệt Báo cáo NCKT Dự án NMNĐ Ô Môn III, đảm bảo đồng bộ với tiến độ cấp khí Lô B.
2.4. Dự án NMNĐ Ô Môn IV (EVN)
Dự án đã được Thủ tướng Chính phủ quyết định chủ trương đầu tư và EVN đã quyết định đầu tư trong năm 2019. Hiện nay, EVN đã hoàn thành HSMT EPC Nhà máy chính để sẵn sàng phát hành, sau khi có cam kết chính thức từ phía PVN về tiến độ dòng khí đầu tiên.
V. Các khó khăn vướng mắc trong quá trình triển khai thực hiện các dự án chuỗi khí - điện
Do tính chất đặc thù các dự án thực hiện theo chuỗi, quy mô đầu tư xây dựng lớn, đòi hỏi sự phối kết hợp chặt chẽ giữa các chủ đầu tư phía thượng nguồn, trung nguồn và hạ nguồn, nhằm đem lại hiệu quả kinh tế chung cho toàn bộ các bên tham gia trong Chuỗi dự án.
1. Khó khăn phải triển khai đảm bảo tiến độ đồng bộ các dự án trong chuỗi
Dự án thượng nguồn, trung nguồn có sự tham gia của nhiều nhà đầu tư, đến nay tiến độ FG các Chuỗi dự án vẫn chưa được xác định do nhiều nguyên nhân dẫn tới các dự án nhà máy điện hạ nguồn cũng bị ảnh hưởng.
2. Khó khăn đảm bảo lợi ích các bên tham gia đầu tư Chuỗi dự án
- Phân bổ khối lượng khí cho cả đời dự án nhà máy điện hạ nguồn.
- Trách nhiệm tìm nguồn nhiên liệu khí thay thế cho các NMNĐ hạ nguồn khi mỏ khí vào giai đoạn suy giảm.
- Sản phẩm cuối của Chuỗi dự án là điện thương phẩm bán tới các hộ tiêu thụ, do vậy mọi chi phí được phản ánh qua giá bán điện, dẫn tới cần có cơ chế đảm bảo hài hòa lợi ích các bên tham gia chuỗi và EVN.
3. Khó khăn về cơ chế chính sách
Do giá thành sản xuất điện các NMNĐ hạ nguồn cao dẫn tới khi tham gia thị trường điện khó cam kết tiêu thụ hết sản lượng khí thượng nguồn, do vậy cần có cơ chế chính sách về chuyển ngang sản lượng khí cam kết.
4. Công tác đàm phán tiêu thụ, mua bán khí
Các Dự án NMNĐ hạ nguồn thuộc Chuỗi dự án khí – điện Lô B và Cá Voi Xanh có giá khí đầu vào cao, sản lượng cam kết tiêu thụ lớn và khó khăn trong cơ chế vận hành dẫn tới thời gian đàm phán giữa các bên kéo dài.
VI. Nguồn nhiên liệu khí thay thế/bổ sung
Trữ lượng khí các mỏ Cá Voi Xanh và Lô B theo các cam kết cung cấp khí hiện nay chỉ đạt mức 14 – 18 năm vận hành, ngắn hơn đời sống kinh tế của dự án theo quy định và tuổi đời vận hành của nhà máy. Do đó, cần nghiên cứu xem xét các phương án cấp khí bổ sung khi các mỏ vào giai đoạn suy giảm sản lượng là cần thiết.
Tuy nhiên, việc nhập khẩu khí và chuẩn bị cơ sở hạ tầng cho việc sử dụng nguồn nhiên liệu khí thay thế/bổ sung (LNG, Hydro) cũng gặp nhiều nhiều khó khăn thách thức như sau:
- Về nguồn cung cấp khí: Nhiên liệu khí LNG hiện nay đang là đối tượng chính trọng tâm chuyển dịch năng lượng nhằm cắt giảm khí CO2 và cam kết môi trường của các nước trên thế giới, trong đó khí LNG là lựa chọn nhằm cung cấp điện ổn định với nhiên liệu sạch hơn, phát thải ít hơn so với than đá trước khi chuyển hẳn sang các dạng năng lượng tái tạo hay Hydro trong tương lai.
- Về vận chuyển khí: Trong những năm gần đây, thị trường vận tải phục vụ cho LNG ngày càng được siết chặt đối với các quy định về môi trường trên toàn thế giới. Trên thị trường hiện đang có khoảng gần 600 tàu chuyên dụng phục vụ vận chuyển LNG (Liquified Natural Gas Carrier – LNGC) có tuổi đời từ mới đến khoảng trên 40 năm. Hiện xu hướng của thị trường sẽ tiếp tục phát triển các LNGC cỡ lớn với kích thước từ 120000 - 140000 m3 và 160000 - 180000 m3, để tiếp nhận các LNGC cơ lớn đòi hỏi các chủ đầu tư phải xem xét đầu tư vào hệ thống hạ tầng cơ sở tương xứng đáp ứng các điều kiện chặt chẽ về kỹ thuật và an toàn.
- Lưu trữ và tái hóa khí: Với đặc trưng cần được tồn trữ ở nhiệt độ rất thấp (-162 độ C), khí LNG muốn đưa vào vận hành cần được đưa qua hệ thống tái hóa, xử lý để đưa ra được loại khí có đặc tính phù hợp cho vận hành các nhà máy điện. Do đó, việc đầu tư các hệ thống lưu trữ, tái hóa khí cũng cần sự đầu tư rất lớn về cơ sở hạ tầng. Cước phí lưu trữ, tái hóa hiện nay ở Việt Nam khoảng 1,5 ~ 2 USD/tr.BTU (Dự án LNG Thị Vải). Để giảm chi phí này, cần thiết phải tăng sản lượng tiêu thụ, tối đa mục đích sử dụng (tận dụng nhiệt lạnh trong quá trình tái hóa) hoặc liên kết các chuỗi điện – nhiệt.
Việc làm này chỉ khả thi khi có các trung tâm nhiệt điện đủ lớn đi kèm với các cảng, trạm xử lý LNG và liên kết với các hộ tiêu thụ nhiệt lạnh, vì vậy cần thiết có sự đồng bộ trong khâu quy hoạch, xây dựng, thiết kế cảng biển, trung tâm nhiệt - điện để phát huy tối đa chuỗi giá trị LNG.
VII. Giải pháp và đề xuất kiến nghị
1. Giải pháp
1.1. Phối hợp thực hiện dự án
Để đảm bảo hiệu quả kinh tế chung cho toàn bộ Chuỗi dự án khí – điện, các bên tham gia cần phối hợp chặt chẽ trong quá trình triển khai thực hiện dự án.
1.2. Đảm bảo hài hoà lời ích giữa nhà nước, doanh nghiệp và người dân
Do giá khí đầu vào cao, dẫn đến giá thành sản xuất điện cao, trong khí giá bán điện của EVN do Nhà nước quyết định, do vậy cần phải chia sẻ hài hòa lợi ích giữa Nhà nước, doanh nghiệp và người dân.
1.3. Đảm bảo cung cấp khí trong tương lai
- Xem xét quy hoạch các trung tâm nhiệt điện LNG lớn, liên kết chuỗi giá trị LNG (điện, nhiệt, cảng biển) để có giá khí sau tái hóa, giá điện ở mức hợp lý.
- Đàm phán và ký kết các hợp đồng cung cấp khí với khối lượng lớn (cả cụm trung tâm nhiệt điện) để tăng khối lượng, giảm giá thành và ổn định trong vận hành và tiêu thụ.
- Khi công nghệ khai thác, vận chuyển, phát điện bằng nhiên liệu Hydro đủ phát triển và có giá thành hợp lý, xem xét chuyển dần các nhà máy điện tuabin khí sử dụng khí Hydro, được xử lý và khai thác trên cơ sở tích hợp với các nhà máy điện gió ngoài khơi để có chuỗi phát điện với giá thành hợp lý, sạch và bền vững.
- Để có thể nhập khẩu LNG theo tiến độ và nhu cầu lớn cần phải tiến hành kết nối, làm việc và thương thảo ngay từ thời điểm bắt đầu xây dựng nhà máy và kho cảng LNG về các hợp đồng cấp LNG với không chỉ một nước, một công ty hay một trạm hóa lỏng mà phải với nhiều nước, nhiều công ty, đối tác.
2. Một số đề xuất kiến nghị
- Việc đầu tư xây dựng cần xem xét đánh giá hiệu quả đầu tư chung của cả Chuỗi dự án khí – điện.
- Cần có cơ chế tháo gỡ các khó khăn vướng mắc nêu trên từ các cấp có thẩm quyền, cụ thể:
+ Sớm xây dựng và ban hành khung giá phát điện đối với các nhà máy điện khí công suất 750 MW trở lên.
+ Sửa đổi các quy định vận hành hệ thống điện và thị trường điện, trong đó đảm bảo việc vận hành theo yêu cầu bao tiêu tại các hợp đồng mua bán khí của các nhà máy điện hạ nguồn.
Đỗ Thị Bích Thủy
Phòng Thông tin, Thư viện và Xúc tiến Thương mại - VIOIT