Bộ Công Thương - Cục điều tiết điện lực

Thứ sáu, 23/02/2024 | 03:02 GMT +7

  • facebook | 024.221.47474

Phát triển năng lượng

Hiện thực hóa mục tiêu nhiệt điện LNG theo quy hoạch điện VIII: Cách nào?

23/06/2023
Hiện thực hóa mục tiêu phát triển nhiệt điện khí theo quy hoạch điện VIII cần thúc đẩy sự phát triển thị trường khí LNG tại Việt Nam hiệu quả, cạnh tranh.
Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (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 quốc gia vào năm 2030 và là một trong các nguồn giúp đảm bảo cung cấp đủ, ổn định và an toàn hệ thống điện quốc gia.
Theo Quy hoạch điện VIII, hiện thực hóa mục tiêu phát triển nhiệt điện khí (trong đó có nhiệt điện LNG) 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.
Thúc đẩy phát triển thị trường khí LNG hiệu quả và cạnh tranh
Theo giới phân tích, do tính chất vận hành ổn định, liên tục và linh hoạt nên nhiệt điện khí (bao gồm cả khí nội địa và LNG) cần phải được duy trì, đảm bảo tỷ trọng cần thiết để điều hòa phụ tải, duy trì ổn định hệ thống điện, hấp thụ nguồn điện năng lượng tái tạo quy mô lớn.
Quy hoạch điện VIII đã xác định đến 2030, nguồn nhiệt điện khí (nhiệt điện LNG chiếm 14,9%) chiếm tỷ trọng khoảng trên 24% tổng công suất toàn hệ thống phát điện và là một trong các nguồn giúp đảm bảo cung cấp đủ, ổn định và an toàn hệ thống điện quốc gia.

​Cảng Thị Vải có khả năng tiếp nhận tàu LNG trọng tải đến 100.000 DWT tại Kho cảng PV GAS Vũng Tàu đã hoàn thành và đưa vào hoạt động từ năm 2023
Bên cạnh đó, theo các số liệu dự báo và tính toán, những năm sắp tới nguồn cung khí nội địa sẽ suy giảm, các mỏ khí mới được đưa vào vẫn chưa đủ bù đắp lượng khí thiếu hụt. Do đó, việc nhập khẩu LNG để bổ sung nguồn, đáp ứng nhu cầu trong nước là xu hướng tất yếu và cấp thiết.
Để thúc đẩy sự phát triển thị trường khí LNG, cần giải quyết một số vấn đề liên quan đến cơ sở hạ tầng và cơ chế chính sách. Trong đó, cần xây dựng hạ tầng kho cảng LNG mới, hiện đại, theo tiêu chuẩn quốc tế, tại các vị trí chiến lược, đủ khả năng tiếp nhận tàu chở LNG có kích thước lớn. Đồng thời xây dựng hệ thống tồn trữ và phân phối LNG, khí tái hóa từ LNG tại các khu vực tiêu thụ, bao gồm việc xây dựng kho chứa LNG quy mô nhỏ, đội tàu, xe chuyên dụng cho vận chuyển LNG, trạm phân phối và hệ thống tái hóa khí để cung cấp khí LNG cho các khách hàng điện, khu công nghiệp cũng như hộ tiêu thụ.
Thứ nữa, sự phát triển của ngành khí LNG cần đi đôi với quản lý an toàn và bảo vệ môi trường nên cần tuân thủ các quy định, tiêu chuẩn, quy trình… đảm bảo an toàn trong sản xuất, vận chuyển, tồn trữ và sử dụng khí tái hóa từ LNG.
Cụ thể, việc nhập khẩu LNG cần được quy hoạch đồng bộ, tập trung với hệ thống cơ sở hạ tầng tiếp nhận, phân phối và thị trường tiêu thụ, tận dụng hệ thống phân phối khí hiện có để tối ưu chi phí đầu tư. Do phần lớn LNG sẽ được sử dụng cho phát điện, nên tối ưu hóa đầu tư sẽ giúp chi phí sản xuất điện được ổn định và phù hợp, giúp giảm giá thành đầu vào của các ngành sản xuất trong nền kinh tế. Việc quy hoạch đồng bộ, tập trung các dự án nhập khẩu LNG (không phát triển dàn trải) giúp tiết kiệm nguồn lực xã hội, phát triển kinh tế và từ đó thúc đẩy thị trường LNG.
Quy hoạch điện VIII cũng xác định đến năm 2030 sẽ xây mới 13 nhà máy điện khí LNG có tổng công suất 22.400 MW, đến năm 2035 có thêm 2 nhà máy với công suất 3.000 MW. Việc xác định địa điểm xây dựng các nhà máy này căn cứ theo nhu cầu, cân đối nội vùng ở khu vực phía Bắc, Bắc Trung Bộ và khu vực phía Nam.
Tuy nhiên, quy định hiện nay về xây dựng, đầu tư yêu cầu phải đáp ứng tính khả thi của phương án cấp khí cho nhà máy điện khí LNG. Điều này dẫn đến việc các nhà đầu tư nhà máy điện khí LNG sẽ đầu tư kho cảng nhập LNG riêng lẻ, phân tán theo cấu hình: “1 trung tâm điện lực (nhà máy điện) + 1 kho cảng nhập LNG và tái hóa khí (hoặc FSRU)”. Đồng nghĩa với việc có bao nhiêu nhà máy điện thì sẽ xuất hiện bấy nhiêu kho cảng nhập LNG và tái hóa khí xuất hiện phủ kín dọc theo suốt chiều dài bờ biển Việt Nam.
Việc phát triển riêng lẻ các kho cảng LNG với quy mô công suất nhỏ đi kèm với từng nhà máy điện khí thực chất là lợi bất cập hại: không tận dụng được các cơ sở hạ tầng hiện hữu để giảm chi phí đầu tư bổ sung; không tận dụng tối đa lợi thế tự nhiên để hình thành các cụm, trung tâm năng lượng, kho cảng LNG trung tâm (LNG Hub) nhằm chia sẻ hạ tầng dùng chung (kho cảng nhập, đường ống); không tối ưu chi phí đầu tư phát triển hạ tầng nhập khẩu LNG, chi phí vận hành hệ thống,… vô hình trung khiến giá điện cao hơn do phải “gánh” chi phí đầu tư hạ tầng LNG.
Theo đại diện Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS), trên cơ sở quy hoạch địa điểm các nhà máy điện khí LNG theo Quy hoạch điện VIII và nhu cầu nhập khẩu LNG (dự báo đến năm 2030 sẽ nhập khẩu 14,46 triệu tấn LNG/năm, đến năm 2035 nhập khẩu tăng thêm 1,92 triệu tấn LNG/năm), PV GAS đã nghiên cứu và cho rằng, để thúc đẩy sự phát triển bền vững thì hệ thống hạ tầng điện khí LNG của Việt Nam cần được phát triển theo mô hình kho LNG trung tâm (LNG Hub). Nghĩa là các kho LNG trung tâm công suất lớn cung cấp nguồn khí tái hóa cho các nhà máy nhiệt điện khí, kết nối đồng bộ với hệ thống đường ống trục vận chuyển khí tái hóa/hệ thống vận chuyển và phân phối LNG đường biển (đường biển/sông, đường bộ, đường sắt) đến các hộ tiêu thụ. Các nhà máy điện khí LNG sẽ đấu nối đường ống để nhận khí từ đường ống trục.
Với mô hình này dự kiến chỉ cần 3 kho cảng LNG trung tâm (LNG Hub) công suất từ 3-6 triệu tấn/năm/kho (có khả năng nâng công suất lên 10 triệu tấn/năm để dự phòng mở rộng), đặt tại 3 khu vực chính là: Khu vực Thị Vải, tỉnh Bà Rịa - Vũng Tàu; Khu vực Sơn Mỹ tỉnh Bình Thuận và Khu vực phía Bắc/Bắc Trung Bộ.
Hiện nay dự án kho cảng LNG Thị Vải và kho cảng LNG Sơn Mỹ đã được xác định chủ đầu tư. Trong đó kho cảng LNG Thị Vải đã sẵn sàng cho công tác chạy thử để đưa vào vận hành chính thức. Kho cảng LNG Sơn Mỹ đang trong giai đoạn hoàn thiện các thủ tục chuẩn bị để triển khai đầu tư.
Nhà nước cần giao nhiệm vụ cho các doanh nghiệp Nhà nước hoặc Nhà nước nắm cổ phần chi phối như Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) là đơn vị có nhiều kinh nghiệm trong lĩnh vực công nghiệp khí cũng như những am hiểu nhất định về thị trường. Việc giao nhiệm vụ cho các doanh nghiệp như PVN và PV GAS có thể giúp tận dụng năng lực tài chính, kinh nghiệm và cơ sở hạ tầng hiện có trong lĩnh vực công nghiệp khí để phát triển hệ thống hạ tầng nhập khẩu và phân phối LNG của quốc gia.
Hiện nay, PVN và PV GAS đang sở hữu và vận hành một loạt cơ sở hạ tầng ngành năng lượng cũng như công nghiệp khí. PV GAS là doanh nghiệp khí đầu ngành, hiện đang sở hữu và vận hành hơn 1.500 km đường ống dẫn khí cùng hệ thống kho chứa, cảng xuất nhập, các trung tâm phân phối và nhà máy chế biến khí. Theo tính toán, triển khai đầu tư kho LNG trung tâm (LNG Hub) khu vực phía Bắc/Bắc Trung Bộ để phát triển đồng bộ hạ tầng nhập khẩu và phân phối LNG của quốc gia, có tính đến việc kết nối, tận dụng cơ sở hạ tầng hiện hữu để tối ưu hóa chi phí đầu tư hạ tầng LNG nhằm đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, đảm bảo hiệu quả và duy trì sự ổn định hệ thống hạ tầng kỹ thuật cung cấp khí trên toàn quốc.
Thực tế, việc phát triển hệ thống hạ tầng điện khí LNG cho Việt Nam theo mô hình kho cảng LNG trung tâm (LNG Hub) như đề xuất nêu trên đã và đang được các nước trong khu vực và trên thế giới triển khai thành công và đảm bảo hiệu quả tổng thể.
Về mô hình các quốc gia có xu hướng phát triển các cụm nhà máy điện sử dụng LNG với cảng tiếp nhận LNG có công suất lớn theo mô hình kho cảng LNG trung tâm (LNG Hub) để tối ưu chi phí phát triển hạ tầng đường ống dẫn khí giữa kho cảng tiếp nhận và các nhà máy điện.
Về cách thức triển khai, Nhà nước thường giao cho công ty dầu khí quốc gia hoặc một công ty, tổ chức mà Nhà nước nắm giữ quyền chi phối để triển khai thực hiện đồng bộ các hạ tầng kỹ thuật về LNG. Ví dụ: Tập đoàn PTT- Thái Lan, Công ty Singapore LNG (SLNG) - Singapore, Công ty KOGAS - Hàn Quốc, các tập đoàn lớn của Nhật như: Tokyo Gas, Osaka Gas...
Hóa giải khó khăn về giá khí
Theo các chuyên gia năng lượng, giá LNG tại thị trường Việt Nam được định giá dưới tác động ảnh hưởng bởi 2 yếu tố chính. Thứ nhất là giá nhập khẩu LNG từ thị trường thế giới về đến Việt Nam và chi phí tiếp nhận, tồn trữ, tái hóa, phân phối LNG trên thị trường Việt Nam. Tùy thuộc vào nguồn nhập khẩu LNG (địa lý, nhà cung cấp...), cách thức lựa chọn (đàm phán song song, đấu thầu...), phương thức nhập khẩu (spot - giao ngay, term – định hạn...) cũng như chi phí đầu tư xây dựng và vận hành bảo dưỡng cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG vào Việt Nam có thể làm biến động giá LNG/khí tái hóa cấp cho nhà máy điện và các hộ tiêu thụ.

Bồn chứa LNG Thị Vải với công nghệ hiện đại, được kết nối với hạ tầng hiện hữu của kho cảng hiện hữu sẽ được thực hiện nhằm tăng công suất tồn chứa, đáp ứng mục tiêu phát triển ổn định, tăng thế mạnh cạnh tranh trong lĩnh vực LNG của PV GAS
Thứ 2 là giá nhiên liệu cạnh tranh hoặc tổng giá trị cạnh tranh tương đương. Cụ thể với nguồn LNG cung cấp cho các khách hàng công nghiệp thì giá nhiên liệu cạnh tranh như FO, DO, LPG, xăng, điện năng, sinh khối, nhiên liệu sinh học... sẽ ảnh hưởng đến giá LNG cung cấp cho các khách hàng. Đối với LNG cung cấp cho các nhà máy điện thì giá điện từ các nguồn nhiên liệu sơ cấp khác, cân đối hệ thống điện, sản lượng điện tối thiểu được phát trên hệ thống, cơ chế chấp nhận giá điện trên thị trường phát điện cạnh tranh (cost based, price based), giá điện tiêu thụ bình quân ... sẽ ảnh hưởng đến giá LNG cung cấp cho nhà máy điện.
Đối với nguồn LNG cung cấp cho khách hàng công nghiệp trên thế giới đã khẳng định LNG cạnh tranh tốt với các dạng nhiên liệu lỏng như xăng, dầu diesel. Tuy nhiên, tại Việt Nam, khí tái hóa từ LNG là nguồn nhiên liệu mới nên việc hỗ trợ quá trình hoàn thiện cơ sở hạ tầng LNG nhập khẩu đầu tiên tại Thị Vải ở Việt Nam sẽ giúp giảm chi phí phân phối giúp giá LNG đạt lợi thế cạnh tranh sòng phẳng.
Đối với LNG cung cấp cho khách hàng điện cần có hướng dẫn cụ thể phương pháp xác định giá phát điện từ nguồn LNG bao gồm cả giá nhiên liệu và giá vận chuyển nhiên liệu cũng như phương thức chào giá và phát điện lên hệ thống điện quốc gia nhằm bảo đảm việc bao tiêu LNG theo chuyến (spot) hoặc theo nhiều hợp đồng định hạn (term) để có thể vừa tận dụng được giá LNG trong ngắn hạn và dài hạn, vừa đảm bảo ổn định được nguồn cungLNG cho ngành điện. Ngoài ra việc cung cấp LNG/ khí tái hóa cho đồng thời nhiều nhà máy điện cũng cần có cơ chế chính sách phân bổ nguồn LNG nhập khẩu đồng thời với tiêu thụ nguồn khí nội địa trong quá trình sử dụng chung cơ sở hạ tầng hệ thống phân phối khí để nhanh chóng đạt được sự thỏa thuận của các nhà máy điện và bên cung cấp khí LNG trong phân bổ nguồn khí
Tóm lại, theo các chuyên gia năng lượng, để thúc đẩy sự phát triển thị trường khí LNG tại Việt Nam, có một số biện pháp quan trọng và cần thiết. Trong đó cần có sự đầu tư vào hạ tầng, cơ chế chính sách rõ ràng, khả thi, thực tế, đảm bảo quản lý và quy định hiệu quả, xây dựng hệ thống phân phối và tiếp cận thị trường, và thúc đẩy hợp tác quốc tế. Những biện pháp này sẽ tạo điều kiện thuận lợi cho sự phát triển của ngành công nghiệp khí LNG, đóng góp vào an ninh năng lượng quốc gia và sự phát triển bền vững của đất nước.
Báo Công Thương.

Cùng chuyên mục

Công trình điện tư nhân muốn giao EVN phải được xác lập quyền sở hữu toàn dân

22/02/2024

Bộ trưởng Bộ Công thương hoặc Chủ tịch UBND cấp tỉnh sẽ là người có thẩm quyền quyết định xác lập quyền sở hữu toàn dân và chuyển giao sang EVN với công trình điện có nguồn gốc ngoài ngân sách nhà nước.

  • 0
  • 0

giá điện sinh hoạt

Mức sử dụng trong tháng Giá (đồng/kWh)
Bậc 1: Cho kWh từ 0 - 50 1.806
Bậc 2: Cho kWh từ 51 - 100 1.866
Bậc 3: Cho kWh từ 101 - 200 2.167
Bậc 4: Cho kWh từ 201 - 300 2.729
Bậc 5 Cho kWh từ 301 - 400 3.050
Bậc 6: Cho kWh từ 401 trở lên 3.151