Cùng với đó, Việt Nam cũng cần sớm xây dựng hạ tầng nhập khẩu LNG và các nguồn điện sử dụng LNG trong bối cảnh tình hình an ninh năng lượng thế giới đầy biến động.
Quy hoạch điện VIII: Cơ cấu nguồn điện của Việt Nam có nhiều thay đổi
Như Sputnik đã thông tin, ngày 15/05/2023, Thủ tướng Chính phủ Phạm Minh Chính đã ký Quyết định số 500/QĐ-TTg về việc phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch Điện VIII).
Đối với Quy hoạch Điện VIII, cơ cấu nguồn điện Việt Nam sẽ có nhiều thay đổi theo hướng ưu tiên phát triển năng lượng tái tạo, năng lượng sạch; hướng đến giảm và bỏ hẳn nhiệt điện than, đúng theo tinh thần triển khai các cam kết rất cao của Chính phủ Việt Nam trước cộng đồng quốc tế tại Hội nghị COP26.
Về cơ cấu nguồn điện đến năm 2030, Quyết định số 500/QĐ-TTg về việc phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 nêu rõ, đến 2030, tổng công suất các nhà máy điện phục vụ nhu cầu trong nước 150.489 MW (không bao gồm xuất khẩu, điện mặt trời mái nhà hiện hữu, năng lượng tái tạo để sản xuất năng lượng mới).
Trong đó: Điện gió trên bờ 21.880 MW (14,5% tổng công suất các nhà máy điện); Điện gió ngoài khơi 6.000 MW (4,0%), trường hợp công nghệ tiến triển nhanh, giá điện và chi phí truyền tải hợp lý thì phát triển quy mô cao hơn; Điện mặt trời 12.836 MW (8,5%, không bao gồm điện mặt trời mái nhà hiện hữu), gồm các nguồn điện mặt trời tập trung 10.236 MW, nguồn điện mặt trời tự sản, tự tiêu khoảng 2.600 MW. Nguồn điện mặt trời tự sản, tự tiêu được ưu tiên phát triển không giới hạn công suất; Điện sinh khối, điện sản xuất từ rác 2.270 MW (1,5%), trường hợp đủ nguồn nguyên liệu, hiệu quả sử dụng đất cao, có yêu cầu xử lý môi trường, hạ tầng lưới điện cho phép, giá điện và chi phí truyền tải hợp lý thì phát triển quy mô lớn hơn; Thủy điện 29.346 MW (19,5%), có thể phát triển cao hơn nếu điều kiện kinh tế - kỹ thuật cho phép; Thủy điện tích năng 2.400 MW (1,6%); Pin lưu trữ 300 MW (0,2%); Điện đồng phát, sử dụng nhiệt dư, khí lò cao, các sản phẩm phụ của dây chuyền công nghệ trong các cơ sở công nghiệp 2.700 MW (1,8%), quy mô có thể tăng thêm phù hợp với khả năng của các cơ sở công nghiệp;
Nhiệt điện than 30.127 MW (20,0%), trừ các dự án trong Bảng 3 Phụ lục II; Nhiệt điện khí trong nước 14.930 MW (9,9%); Nhiệt điện LNG 22.400 MW (14,9%); Nguồn điện linh hoạt 300 MW (0,2%); Việt Nam cũng dự kiến nhập khẩu điện 5.000 MW (3,3%), có thể lên đến 8.000 MW.
"Với các nguồn điện than đang gặp khó khăn trong việc triển khai sẽ cập nhật quá trình xử lý để thay thế bằng các nguồn điện LNG hoặc năng lượng tái tạo", - Chính phủ nêu quan điểm.
Về định hướng cơ cấu nguồn điện đến năm 2050, tại Quyết định nêu rõ, đến 2050, tổng công suất các nhà máy điện 490.529 - 573.129 MW (không bao gồm xuất khẩu, năng lượng tái tạo để sản xuất năng lượng mới).
Trong đó: Điện gió trên bờ 60.050 - 77.050 MW (12,2 - 13,4%); Điện gió ngoài khơi 70.000 - 91.500 MW (14,3 - 16%); Điện mặt trời 168.594 - 189.294 MW (33,0 - 34,4%); Điện sinh khối, điện sản xuất từ rác 6.015 MW (1,0 - 1,2%); Thủy điện 36.016 MW (6,3 - 7,3%); Nguồn điện lưu trữ 30.650 - 45.550 MW (6,2 - 7,9%); Điện đồng phát, sử dụng nhiệt dư, khí lò cao, các sản phẩm phụ của dây chuyền công nghệ trong các cơ sở công nghiệp 4.500 MW (0,8 - 0,9%);
Đáng chú ý, đúng theo cam kết về net zero, nhiệt điện than 0 MW (0%), Việt Nam sẽ không còn sử dụng than để phát điện.
Trong khi đó, nhiệt điện sử dụng sinh khối và amoniac 25.632 - 32.432 MW (4,5 - 6,6%); Nhiệt điện khí trong nước và chuyển sử dụng LNG 7.900 MW (1,4 - 1,6%); Nhiệt điện khí trong nước chuyển chạy hoàn toàn bằng hydro 7.030 MW (1,2 - 1,4%); Nhiệt điện LNG đốt kèm hydro 4.500 - 9.000 MW (0,8 - 1,8%); Nhiệt điện LNG chuyển chạy hoàn toàn bằng hydro 16.400 - 20.900 MW (3,3 - 3,6%); Nguồn điện linh hoạt 30.900 - 46.200 MW (6,3 - 8,1%); Nhập khẩu điện 11.042 MW (1,9 - 2,3%).
Dự báo về nguồn điện khí trong nước
Ngày 17/5, trong phân tích và dự báo về nguồn khí trong nước, LNG nhập khẩu trong Quy hoạch điện VIII, tạp chí Năng lượng Việt Nam của Hiệp hội Năng lượng Việt Nam đã nêu đề xuất đáng chú ý về việc cân nhắc nhập khẩu thêm LNG từ Nga và các nước Trung Đông để đảm bảo vấn đề an ninh năng lượng, nguồn cung ứng nhiên liệu trong nước.
Cụ thể, theo số liệu trong đề án Quy hoạch điện VIII, có thể thấy, sản lượng khí cung cấp cho điện tại khu vực Đông Nam Bộ và Tây Nam Bộ đã, đang giảm dần.
Nguồn khí từ Lô B, Cá Voi Xanh, Báo Vàng chỉ đủ cấp cho các dự án điện hạ nguồn đã được quy hoạch. Riêng tiềm năng nguồn khí từ mỏ Kèn Bầu sẽ được làm rõ hơn sau các khảo sát trữ lượng tiếp theo.
Còn nhiên liệu LNG nhập khẩu, cơ quan tư vấn đề xuất cần xác định vị trí khả thi để xây dựng nguồn điện sử dụng LNG nhập khẩu, đặc biệt là tại khu vực Bắc bộ.
Trong khi đó, báo cáo tiến độ khai thác từ các mỏ khí của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) cho biết, tổng khả năng cung cấp khí trong nước (khí hydro carbon) cho sản xuất điện trong phương án cung cơ sở tăng từ 6,5 tỷ m3/năm vào năm 2020 lên khoảng 8,6 tỷ m3/năm vào năm 2025 và hơn 10,6 tỷ năm 2030 (chủ yếu do nguồn khí Cá Voi Xanh, khí Lô B vào vận hành).
Riêng ở khu vực Đông Nam Bộ, Tây Nam Bộ, sản lượng khí cung cấp cho điện đã, đang giảm dần. Giai đoạn 2035 - 2045, nguồn cung khí cho điện chỉ còn ở miền Trung (Cá Voi Xanh, Báo Vàng) và nguồn khí từ mỏ Lô B, với tổng nguồn cung khí cho điện giai đoạn này duy trì khoảng 7,7 tỷ m3/năm.
Dự kiến, khu vực Đông Nam Bộ cần phải bù khí cho các hộ tiêu thụ LNG nhập khẩu trong các năm tới. Còn tại khu vực Tây Nam bộ, hiện mỏ khí PM3CAA đã suy giảm, do đó, phải mua khí từ Malaysia để bù khí cho khu vực Cà Mau.
Với mỏ khí Lô B chỉ đủ cấp cho Trung tâm Điện lực Ô Môn (3.800 MW) và không đủ để cấp thêm cho Nhiệt điện Kiên Giang (đã đưa ra khỏi Quy hoạch điện VIII).
Còn ở khu vực miền Trung, khí từ mỏ Cá Voi Xanh chỉ đủ cấp cho 5 nhà máy đã được quy hoạch tại Dung Quất và Chu Lai, với tổng công suất 5x750 MW, khí từ mỏ Báo Vàng đủ cấp cho Nhiệt điện khí Quảng Trị (340 MW) và một số phụ tải ngoài điện. Nguồn khí từ mỏ Kèn Bầu tại lô 114 (gần Quảng Trị), hiện nay chưa có kết quả khảo sát trữ lượng tích cực. Do đó, nguồn cung khí từ mỏ Kèn Bầu được coi là nguồn cung tiềm năng và sẽ được làm rõ hơn sau các khảo sát trữ lượng tiếp theo.
Việt Nam cần xem xét nhập khẩu LNG thêm từ Nga và các nước Trung Đông
Về khả năng nhập khẩu nhiên liệu LNG cho phát điện, Việt Nam có khả năng nhập khẩu LNG từ Australia, Quatar, Mỹ... bởi đây là những nước xuất khẩu LNG lớn nhất và đã có kế hoạch tăng thêm sản lượng xuất khẩu.
Tuy nhiên, các chuyên gia cũng cho rằng, trong dài hạn, cần xem xét nhập khẩu thêm từ Nga và các nước Trung Đông. Việc tạo nhiều nguồn nhập khẩu LNG là cần thiết nhằm đảm bảo an ninh cung cấp nhiên liệu.
Cũng cần lưu ý rằng, dù tiềm năng khí thế giới rất lớn (khí băng cháy, hiện vẫn trong giai đoạn nghiên cứu khả năng khai thác), nhưng trữ lượng khí truyền thống có thể khai thác không lớn, với mức tiêu thụ hiện tại, chỉ có thể khai thác trong khoảng 50 năm nữa, trong khi nhu cầu khí trên thế giới ngày càng tăng. Do vậy, Việt Nam được khuyến nghị cần sớm xây dựng hạ tầng nhập khẩu LNG và các nguồn điện sử dụng LNG.
Liên quan đến vị trí tiềm năng xây dựng các nguồn điện LNG nhập khẩu, có thể thấy, hạ tầng điện khí thường tập trung tại các tỉnh ven biển, có khả năng xây dựng cảng nước sâu.
Khu vực miền Trung có tiềm năng lớn về các vị trí xây dựng kho, cảng LNG, các nhà máy điện sử dụng LNG nhập khẩu quy mô lớn, nhưng lại có nhu cầu phụ tải thấp. Ở miền Nam hiện tại có rất nhiều dự án nhà máy điện sử dụng LNG quy mô lớn đã đăng ký đầu tư, nhưng khu vực đã có tiềm năng lớn về nguồn điện gió và mặt trời.
Trong giai đoạn tới, Bắc Bộ là khu vực tăng trưởng nhanh, có nhu cầu phụ tải lớn, trong khi vị trí tiềm năng xây dựng nguồn điện LNG hạn chế. Do đó, nhà chức trách cần xác định các vị trí khả thi để xây dựng nguồn điện sử dụng nhiên liệu LNG nhập khẩu tại khu vực Bắc Bộ.
Theo kế hoạch, nguồn nhiệt điện khí LNG sẽ phải bắt đầu đốt kèm khí hydro (từ 20%) chậm nhất sau 10 năm vận hành, tăng dần tỷ trọng đốt kèm và chuyển sang đốt hoàn toàn hydro trong 10 năm tiếp theo. Tuy vậy, do việc suy giảm khí ở Đông Nam Bộ, Tây Nam Bộ, nên các nguồn nhiệt điện khí trong nước (trừ Lô B, Cá Voi Xanh) sẽ chuyển sử dụng LNG và bắt đầu đốt kèm hydro từ giai đoạn 2031 - 2035 (20%), tăng dần tỷ trọng đốt kèm và chuyển đốt hoàn toàn hydro vào giai đoạn 2041 - 2045.
Đối với nguồn điện sử dụng khí trong nước (7,8 GW nguồn khí Lô B và Cá Voi Xanh) sẽ theo nguyên tắc tăng cường tự chủ trong sản xuất điện, ưu tiên sử dụng hết lượng khí khai thác trong nước có thể cung cấp được cho sản xuất điện, nhưng khi cần thiết (không đủ khí trong nước) sẽ bổ sung thêm nguồn LNG nhập khẩu.
Việt Nam đã có đơn vị đủ điều kiện xuất nhập khẩu LNG
Mới đây, Bộ Công Thương đã ban hành Quyết định số 01/GCNĐĐK-BCT chứng nhận Tổng Công ty Khí Việt Nam - Công ty cổ phần (PV GAS) đủ điều kiện thương nhân xuất khẩu, nhập khẩu LNG.
Như đã biết, PV GAS là đơn vị thành viên của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) hoạt động trong lĩnh vực công nghiệp khí, với các hoạt động chính: tồn trữ, vận chuyển, nhập khẩu và phân phối các sản phẩm khí đốt, bao gồm khí khô (Natural Gas - NG), khí dầu mỏ hóa lỏng (Liquefield Petroleum Gas - LPG), khí nén (compressed Natural Gas - CNG) và khí tự nhiên hóa lỏng (Liquefied Natural Gas - LNG).
Với quyết định mới nhất này, PV GAS đã trở thành đơn vị đầu tiên ở Việt Nam được công nhận có đủ điều kiện xuất khẩu, nhập khẩu LNG.
Đến nay, PV GAS đã hoàn thành việc xây dựng cơ sở hạ tầng sẵn sàng cho công tác xuất nhập khẩu và kinh doanh LNG, với Dự án Kho cảng LNG Thị Vải đã sẵn sàng đưa vào sử dụng trong năm nay.
Dự án bao gồm: Kho chứa LNG hoàn thành giai đoạn 1 có sức chứa 180.000m3 LNG, với công suất qua kho là 1 triệu tấn LNG/năm; giai đoạn 2 dự kiến nâng lên công suất 3 triệu tấn LNG/năm.