Các khuyến nghị về phát triển điện LNG trong Quy hoạch điện VIII của Việt Nam

1. Phân biệt khí hóa lỏng LNG, LPG, CNG:

Hiện nay, khí dầu mỏ hóa lỏng (liquefied petroleum gas- LPG), khí tự nhiên hóa lỏng (liquefied natural gas- LNG) và khí thiên nhiên nén (Compressed Natural Gas- CNG) đang được sử dụng rộng rãi.

Cả 3 loại khí này đều có cùng các thông số đánh giá về đặc tính kỹ thuật, như: Thành phần hóa học, về tính chất vật lý (tỷ trọng, giá trị nhiệt, điểm sôi, điểm hóa lỏng, nhiệt độ bén cháy, nhiệt độ cháy v.v...), về đơn vị đo (khối lượng, nhiệt trị cao - HHV, nhiệt trị thấp - LHV), nhưng khác nhau về giá trị của từng đặc tính. Do đó, chúng rất khác nhau về các giá trị kinh tế và các giá trị sử dụng (chi phí đầu tư - CAPEX), chi phí vận hành - OPEX) trong chuyển hóa chúng thành nhiệt năng (đốt) để sưởi ấm (dân dụng), hay cấp nhiệt (cho các quy trình gia nhiệt công nghiệp), hay giãn nở nhiệt qua tua bin cho phát điện v.v… Vì vậy, cần được phân biệt rõ.

Trước hết, khí thiên nhiên (Natural Gas - NG) là hỗn hợp khí được hình thành (ở áp suất và nhiệt độ cao) trong các lớp vỏ trầm tích của Trái đất trong quá trình phân hủy kỵ khí các hợp chất hữu cơ và tích tụ trong các mỏ khí khác nhau dưới lòng đất, gồm: Khí than (đồng hành trong các vỉa than), khí tự nhiên (trong các vòm đá sâu), khí ngưng (đồng hành trong mỏ dầu), khí chặt (trong các tầng cát sỏi), khí đá phiến (trong các diệp thạch) v.v...

                    Hình 1: Các mỏ khí thiên nhiên trong vỏ trái đất.

Phân biệt giữa LNG và CNG:

Cả hai sản phẩm này đều là NG ở dạng nén, nhưng LNG và CNG rất khác nhau:

- LNG tồn tại ở nhiệt độ rất thấp và áp suất thấp. Còn CNG tồn tại ở nhiệt độ phòng và áp suất rất cao.

- LNG thường được sử dụng trong vận tải đường biển (tàu biển), nơi nhiên liệu cần được lưu trữ và vận chuyển một cách hiệu quả. Còn CNG thường được sử dụng trong vận tải đường bộ (ô tô), vì chúng dễ dàng sử dụng và dễ vận chuyển bằng đường ống.

- LNG có hiệu suất sử dụng cao hơn (chi phí OPEX thấp hơn), nhưng chi phí đầu tư (CAPEX) cao hơn. Còn CNG có CAPEX thấp hơn, nhưng OPEX cao hơn.

Phân biệt giữa LNG và LPG:

LPG cũng là một hỗn hợp của các khí đốt, nhưng thu được từ khí dầu mỏ đồng hành, hoặc từ phần ngưng tụ của NG thông qua quá trình tách bằng thiết bị phân đoạn khí hấp thụ.

LPG và LNG có thể được sử dụng thay thế cho nhau. Khí LPG có thể đóng vai trò vừa là loại nhiên liệu chính vừa là nhiên liệu dự phòng trong hệ thống cung cấp khí sử dụng LNG.

Bảng 1: So sánh LPG với LNG:

Bảng trên cho thấy, sự khác biệt chính và quan trọng nhất là nhiệt độ bảo quản. LPG được lưu trữ trong bình chứa khí dưới áp suất ở nhiệt độ gần với nhiệt độ môi trường.

Điều kiện lưu trữ LNG hoàn toàn khác LPG. Khí LNG phải được lưu trữ trong các bể (bình/bồn) lạnh đẳng nhiệt kín hoàn toàn được làm bằng vật liệu đặc biệt chịu được nhiệt độ thấp (khoảng -163°C) và phải được duy trì liên tục bên trong bồn chứa. Còn khí LPG có thể được lưu trữ trong các bình gas, hoặc bồn chứa làm bằng vật liệu bình thường.

2. Công nghệ phát điện bằng LNG:

2.1. Phát điện bằng LNG:

Các nhà máy điện chuyển hóa LNG thành điện năng thường là nhà máy tua bin khí chu trình hỗn hợp (CCGT- Combined Cycle Gas Turbine) hoặc chu trình đơn (SCGT - Single Cycle Gas Turbine). Chu trình hỗn hợp cơ bản bao gồm hai chu trình - một là chu trình Joule, hoặc Brayton diễn ra trong tua bin khí, và hai là chu trình Rankine, diễn ra ở tua bin hơi.

Các hãng nổi tiếng (Alstom, General Electric và Siemens) có thể cung cấp tổ máy công suất 50÷1.300 MW, với suất đầu tư khoảng 600÷700$/kW). Nếu tính trên cơ sở LHV (nhiệt trị thấp), hiệu suất nhiệt của công nghệ CCGT lý tưởng là 60% (ổn định là 55÷59%), tương đối cao so với chu trình tích hợp khí hóa (IGCC) chạy bằng than - 40÷45%.

Hình 2: Các chu trình nhiệt động học và cấu hình của nhà máy LNG. T - công suất nhiệt, S - thời gian, 1 - máy phát điện, 2 - tua bin hơi, 3 - hệ thống ngưng, 4 - hệ thống bơm, 5 - lò hơi/hệ thống trao đổi nhiệt và 6 - tua bin khí.

Theo sơ đồ trên, hạn chế rất đáng kể của chu trình CCGT là hiệu suất bị giảm khi không chạy ở công suất đầu ra liên tục (chạy “nền”). Trong quá trình khởi động nhà máy, chu trình tua bin hơi phải mất thời gian để đạt đủ tải. Quá trình này có thể kéo dài ít nhất 60 phút. Vì vậy, các nhà máy điện LNG với chu trình CCTG nếu chỉ chạy “đỉnh” trong hệ thống điện thì hệ số huy động công suất (capacity factor) sẽ thấp, giá thành điện sẽ tăng cao, khó hoàn vốn trước 20 năm (không hấp dẫn chủ đầu tư).

2.2. Cần hiểu đầy đủ về điện LNG:

(i) LNG không phải là hoàn toàn “sạch”: Phát điện là quá trình đốt nhiên liệu để chuyển nhiệt năng thành điện năng. Trung bình, khi đốt 1 tấn than đá sẽ thải ra 2,75 tấn CO2 - tức mức phát thải CO2 là 0,94 kg/kWh, còn khi đốt khí thiên nhiên sẽ phát thải bằng khoảng 1/2 so với điện than. Cần cộng thêm lượng phát thải CH4 cả trong các khâu khai thác/chế biến khí thiên nhiên (NG) thành LNG, vận tải LNG, tái hóa khí LNG, tuy lượng này không lớn, các công nghệ ngày càng tiên tiến dẫn đến lượng này giảm đi.

(ii) Khoảng 50÷80% lượng CO2 được thải ra trong giai đoạn hóa lỏng, 10÷40% trong quá trình vận chuyển và khoảng 2÷15% trong quá trình tái hóa khí.

(iii) LNG rất “khó chơi”:

- LNG (chứa 95% CH4 - “kẻ thù của thợ mỏ”) là chất lỏng tinh khiết không cháy, không bén lửa, không nổ. Ở nhiệt độ bình thường sẽ chuyển sang thể khí và nhanh chóng bị tan trong không khí. Khi nồng độ trong không khí <4,4%, thì không đủ để cháy, ~5÷16%, nó sẽ phát nổ, còn >17% thì lại không cháy được.

- LNG phải được “tái hóa khí” (regasification) - làm bay hơi mà không có sự hiện diện của không khí. Quá trình tái hóa khí phải diễn ra trong một chu trình có gia nhiệt - tiêu hao điện (trực tiếp, hoặc gián tiếp). Gia nhiệt trực tiếp - sử dụng nước biển làm vật mang nhiệt. Còn gia nhiệt gián tiếp - sử dụng khí propan để làm chất gia nhiệt trung gian, còn nước biển được dùng để gia nhiệt cho propan. Sau khi tái hóa, 1 tấn LNG = 1.380 m3 khí thiên nhiên, hay 1m3 LNG = 600 m3 khí thiên nhiên.

3. Phân tích chiến lược (SWOT) trong phát triển ngành điện LNG của Việt Nam:

Chiến lược phát triển ngành điện LNG, trước hết cần dựa vào việc phân tích/đánh giá tình hình (trong/ngoài, hiện tại/tương lai) của chủ thể một cách khoa học. Để thực hiện việc này, trên thực tế, người ta thường sử dụng ma trận SWOT là ma trận phân tích chiến lược được áp dụng phổ biến trong quản lý phát triển vĩ mô (quốc gia, vùng lãnh thổ, ngành sản xuất), hay quản trị kinh doanh vi mô (doanh nghiệp, dự án, cá thể). Ma trận SWOT, về cấu trúc cơ bản có 2 hàng (i=2) và 2 cột (j=2), với các phần tử (aij) như sau:

- a11 đại diện cho Strengths (điểm mạnh) - những yếu tố tích cực nội tại.

- a12 đại diện cho Weaknesses (điểm yếu) - những yếu tố tiêu cực nội tại.

- a21 đại diện cho Opportunities (cơ hội) - những yếu tố tích cực bên ngoài.

- a22 đại diện cho Threats (thách thức) - những yếu tố tiêu cực bên ngoài.

Theo nghiên cứu của chúng tôi, việc quản lý phát triển lĩnh vực công nghiệp phát điện bằng LNG theo Quy hoạch điện VIII được phân tích qua chiến lược SWOT như sau:

3.1. Điểm mạnh:

3.1.1. Việt Nam có nhu cầu phát triển điện LNG tương đối cao:

(i) Quyết tâm chính trị cao: Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11/2/2020 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 trong lĩnh vực nhiệt điện đã nêu rõ: “Khuyến khích các dự án nhiệt điện đồng bộ từ khâu cung ứng, lưu trữ nhiên liệu và xây dựng nhà máy trên cơ sở xác định giá bán điện thông qua đấu thầu”.

(ii) Theo Quy hoạch điện VIII (được phê duyệt theo Quyết định số 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023), đến 2030, tổng công suất của điện khí nhập khẩu LNG tối đa là 22,4 GW (chiếm tỷ trọng 14,9%) còn điện khí trong nước - 14,93 GW (9,9%). Tổng công suất các nguồn điện chạy khí sẽ chiếm tỷ trọng 24,8%- lớn nhất trong các nguồn điện (điện than 20%, thủy điện 19,5%, điện gió 18,5%), với 15 dự án LNG trong Danh mục các dự án ưu tiên. Như vậy, điện LNG sẽ đóng vai trò “diễn viên chính” đến năm 2030.

3.1.2. Việt Nam có điều kiện nhập khẩu LNG tương đối thuận lợi:

(i) Việt Nam có thể nhập khẩu LNG thuận lợi bằng đường biển từ các quốc gia có sản lượng xuất khẩu lớn như: Mỹ, Nga, Úc, Malaysia và Qatar. Theo đó, trong các năm 2021 - 2022, sản lượng LNG (triệu tấn) của Qatar đạt lần lượt 77 - 79; Úc 78,5; Mỹ 67 - 75,4; Nga 29,6 - 32,1; Malaysia 24,9 - 27,6.

(ii) Việt Nam có 3 cụm cảng biển nước sâu (Hòn Nét - Quảng Ninh, Sơn Dương - Hà Tĩnh, Cái Mép - Vũng Tàu) có thể tiếp nhận tàu chở LNG lớn với dung tích chứa trên 60.000 m3.

3.2. Điểm yếu:

3.2.1. Sức mua về điện của nền kinh tế Việt Nam rất yếu:

Về phía “cung” - Việt Nam phải nhập khẩu toàn bộ LNG, giá thành phát điện bằng LNG cao hơn phát điện bằng than. Về phía “cầu” - sức mua của nền kinh tế về điện (khả năng chi trả) còn thấp. Điểm yếu nội tại cơ bản này sẽ làm giảm tính cạnh tranh của các dự án phát triển nguồn điện ở Việt Nam.

3.2.2. Thị trường mua - bán nhiên liệu LNG ở Việt Nam kém phát triển:

Đối với Việt Nam, LNG là một nguồn nhiên liệu mới. Việt Nam tham gia vào thị trường LNG của thế giới tương đối muộn và với quy mô nhỏ bé. Vì vậy, việc hình thành thị trường LNG trong nước đang và sẽ đối mặt với nhiều vấn đề chưa được giải quyết, đó là:

(i) Tính cân đối của thị trường chưa có: “Cung” - không có nhà sản xuất, hay nhập khẩu chuyên nghiệp; “cầu” - chủ yếu là các hộ dân dụng, nhỏ bé, phân tán, sức mua yếu; cơ sở hạ tầng dịch vụ (trạm nạp, trạm tái hóa khí, vận chuyển phân phối v.v...) cũng chưa phát triển.

(ii) Tính cạnh tranh của nhiên liệu LNG chưa cao: So với các dạng nhiên liệu/năng lượng thay thế khác như than đá, dầu hỏa, xăng, mazut, diesel và điện. Trong đó, sự cạnh tranh của LNG với dầu diesel là cơ bản. Giá LNG thường được so sánh với giá dầu diesel. Trong kịch bản có thể xảy ra là giá diesel giảm sẽ làm giảm đáng kể tính cạnh tranh của LNG.

(iii) Cơ chế xác định giá thị trường của LNG chưa có (hầu như không có): Giá LNG đang được xác định bằng sự tổng hợp mơ hồ về chi phí sản xuất (khai thác/chế biến/nhập khẩu/vận chuyển) và giá trị sử dụng của LNG. Giá thị trường của LNG chủ yếu dựa vào yếu tố cung và cầu nhiên liệu trên thế giới.

3.2.3. Các vấn đề kỹ thuật phát điện bằng LNG còn chưa hoàn thiện:

(i) Công nghệ và kỹ thuật đối với LNG là một ngành công nghiệp còn mới mẻ - hoàn toàn phụ thuộc vào nhập khẩu; không có các nhà sản xuất/sửa chữa thiết bị công suất lớn phục vụ cho hóa lỏng và tái hóa khí, nén khí, vận chuyển khí v.v...

(ii) Không có các cơ quan đào tạo/nghiên cứu/thiết kế/tư vấn chuyên sâu về các công nghệ: Hóa lỏng, tái hóa khí, trao đổi nhiệt, đông lạnh (cryogenic) v.v...

(iii) Đội ngũ cán bộ kỹ thuật trong lĩnh vực phát điện bằng các công nghệ tua bin khí tích hợp còn rất khiêm tốn (thiếu và yếu), mới được hình thành trong các dự án điện khí BOT.

(iv) Vấn đề an toàn kỹ thuật liên quan đến điện LNG còn chưa được quan tâm. Cụ thể là:

- Các quy chuẩn, quy phạm liên quan đến phát triển LNG ở Việt Nam còn chưa có và hoặc chưa hoàn thiện. Đặc biệt là các quy phạm về chống cháy nổ trong quá trình sản xuất, vận chuyển, bảo quản LNG. Hiện Việt Nam mới chỉ có “Quy chuẩn kỹ thuật quốc gia về an toàn kho chứa khí thiên nhiên hóa lỏng trên bờ” ban hành bởi Thông tư số 40/2022/TT-BCT ngày 30/12/2022. Nhưng:

- “Quy chuẩn” này còn chưa chuẩn (được ban hành đối phó, coi các bồn chứa LNG chỉ như bình chịu áp lực), chủ yếu, chỉ quy định khoảng cách giữa các bồn chứa nổi trong kho LNG.

- “Quy chuẩn” này chưa quy định khoảng cách an toàn từ bồn chứa nổi đến các hạng mục cần bảo vệ khác như: Các tòa nhà dân cư và tòa nhà công cộng, các điểm tụ tập đông người, các cơ sở nhiệt điện, rừng cây lá kim, các công trình công nghiệp khác, nhà để xe và bãi đậu xe mở, các kho chứa dầu và sản phẩm dầu khác, đường thông dụn,; đường sắt, đường điện v.v...

Để hoàn thiện quy chuẩn cho LNG, cần ban hành gấp “Quy phạm an toàn trong thiết kế và vận hành các hệ thống tiếp nhận, bảo quản, nạp, tái hóa khí thiên nhiên hóa lỏng”.

3.3. Cơ hội:

3.3.1. “Cầu” và “cung” về NG trên thế giới vẫn tăng:

Hình 3: Cơ cấu và quy mô tiêu dùng năng lượng toàn cầu.

Hình 4: Cơ cấu thị trường khí đốt trên thế giới.

Hình 5: Năng lực sản xuất LNG trên thế giới.

Hình 6: Nhập khẩu LNG trên thế giới.

Hình 7: Các kịch bản tăng

Hình 7: Các kịch bản tăng trường của thị trường LNG.

(i) Việc sản xuất LNG trên khắp thế giới có đặc điểm là các nhà máy hóa lỏng quy mô nhỏ, quy mô lớn đang tăng lên và các thỏa thuận cung cấp dài hạn đang được ký kết. Theo dự báo, đến năm 2035, hơn 40% năng lượng sẽ được cung cấp bởi LNG, với mức tăng trưởng sản lượng không ngừng trên 4%/năm.

(ii) Việc cung cấp khí đốt tự nhiên dưới dạng khí tự nhiên hóa lỏng (LNG) ngày càng tích cực. Ngày nay, thị phần của LNG trong thương mại khí đốt toàn cầu đang tăng lên đều đặn. Năm 2020, nhập khẩu LNG toàn cầu đạt 492 tỷ m3 và vượt 45% mức năm 2015, trong khi tốc độ tăng trưởng trung bình hàng năm của chỉ số này trong giai đoạn 2016÷2019 là hơn 9%. Năm 2020, việc giảm hoạt động kinh tế trên quy mô lớn trên toàn thế giới do các biện pháp chống lại sự lây lan của dịch bệnh Covid-19 đã làm chậm sự phát triển của thị trường, nhưng ngay cả trong năm khủng hoảng này, nhập khẩu LNG toàn cầu vẫn tăng 1,7%.

(iii) Các quốc gia trong khu vực châu Á - Thái Bình Dương (APR) vẫn là khu vực tiêu thụ LNG chính (vào năm 2020, chiếm 70% lượng khí hóa lỏng nhập khẩu toàn cầu). Năm 2017, Trung Quốc đã vượt qua Hàn Quốc và trở thành nước nhập khẩu LNG lớn thứ hai trong khu vực (sau Nhật Bản).

Nhìn chung, trong 5 năm qua, nhập khẩu LNG ở Trung Quốc đã tăng 65 tỷ m3, chiếm gần 2/3 tổng mức tăng trưởng ở khu vực châu Á - Thái Bình Dương. Cũng trong giai đoạn này, nhập khẩu LNG tăng đáng kể ở Ấn Độ (15 tỷ m3), Hàn Quốc (10 tỷ m3), Pakistan (8 tỷ m3) và Bangladesh (6 tỷ m3).

Chính sách giảm phát thải khí nhà kính của Trung Quốc sẽ góp phần làm tăng tiêu thụ khí đốt tự nhiên và do đó làm tăng nhập khẩu LNG.

Ấn Độ sẽ là nước nhập khẩu LNG lớn thứ hai sau Trung Quốc. Theo các nhà phân tích, mức tăng nhập khẩu khí tự nhiên hóa lỏng của nền kinh tế Ấn Độ sẽ vào khoảng 90 tỷ m3 trong năm 2020÷2040.

Nhìn chung, dự báo nhu cầu LNG toàn cầu cho thấy thị trường này có sự tăng trưởng đáng kể. Shell dự báo nhu cầu khí hóa lỏng toàn cầu sẽ tăng thêm 490 tỷ m3 - đồng nghĩa với việc thị trường LNG toàn cầu sẽ tăng gấp đôi.

3.3.2. Thị trường xuất - nhập LNG tương đối cân bằng:

Các dự án LNG xuất khẩu có tổng công suất là 917 triệu tấn/năm (mtpa), còn các dự án nhập khẩu LNG có tổng công suất là 705 mtpa, tăng lần lượt bình quân 18% và 4%/năm, với khoản đầu tư ước tính khoảng 1 nghìn tỷ USD.

Trong đó, các dự án xuất khẩu có công suất tăng thêm +193 mtpa, còn các dự án nhập khẩu có công suất tăng thêm +203 mtpa, khi đi vào hoạt động sẽ tăng công suất toàn cầu lần lượt là 41% và 19%.

Một nửa số dự án xuất khẩu được xây dựng ở Mỹ và Qatar.

Theo một báo cáo từ Global: Sự phát triển của các dự án LNG toàn cầu, được thúc đẩy bởi xung đột Nga - Ukraine đã thành hiện thực trong năm nay khi Mỹ và Qatar củng cố vị trí là nhà phát triển năng lực xuất khẩu hàng đầu, trong khi các nước châu Á và châu Âu cạnh tranh để giành năng lực nhập khẩu mới.

Theo Cơ quan theo dõi cơ sở hạ tầng khí đốt toàn cầu: Các quốc gia dẫn đầu phát triển các cảng xuất khẩu mới là Mỹ (336,9 mtpa), Nga (164,1 mtpa), Canada (75,8 mtpa), Mexico (69,3 mtpa ) và Qatar (49 mtpa). Theo đó, 10 quốc gia dẫn đầu về xuất khẩu (chiếm tỷ trọng 93%) và 10 quốc gia dẫn đầu về nhập khẩu (chiếm tỷ trọng 83%) có quy mô phát triển như sau:

Hình 8: Quy mô phát triển LNG của 10 quốc gia dẫn đầu về xuất và nhập khẩu.

Trong khi công suất xuất khẩu LNG mới tương đối ít được xây dựng trong những năm gần đây, một làn sóng các dự án mới (một nửa trong số đó) đang được xây dựng ở Mỹ và Qatar, với tổng công suất lần lượt là 74 mtpa và 33 mtpa - có thể làm bão hòa thị trường LNG toàn cầu - làm tăng sự cạnh tranh giữa các nhà xuất khẩu và làm cho một số dự án không có lãi. Kết quả là tình trạng dư cung có thể khiến chính phủ và nhà đầu tư phải gánh chịu những tài sản đắt đỏ, vô giá trị.

Năng lực nhập khẩu mới chủ yếu là châu Á (454 mtpa) và châu Âu (183 mtpa), với công suất nhập khẩu lớn nhất đang phát triển ở Trung Quốc (267,9 mtpa), Ấn Độ (75,2 mtpa) và Đức ( 65,4 mtpa).

Tuy nhiên, nhu cầu LNG ở châu Âu có thể chỉ tồn tại trong thời gian ngắn do lục địa này theo đuổi chương trình khử cacbon và sự nhạy cảm về giá của nhiều nhà nhập khẩu châu Á đặt ra nghi ngờ về dự báo tăng trưởng nhu cầu LNG.

3.3.3. Giá NG có xu hướng giảm:

(i) Nhìn chung, giá NG phụ thuộc vào giá dầu mỏ. Giá dầu mỏ trên thế giới có xu hướng chung là giảm.

Hình 9: Chi phí hoàn vốn sau thuế với tỷ lệ lợi nhuận 10% của các dự án dầu ở các nước năm 2030.

Hình 10: Cơ cấu chi phí sản xuất dầu mỏ của các công ty ở Nga.

Trong thời kỳ “bùng nổ” của khí đá cháy, giới hạn dưới của giá dầu mỏ thế giới ~70$/thùng và của giá khí ~280 $/1.000 m3.

(ii) Giá LNG cũng có xu hướng giảm:

Theo trích dẫn dữ liệu từ Công ty tư vấn Wood Mackenzie: Giá khí đốt và LNG toàn cầu dự kiến sẽ vẫn tương đối thấp vào năm 2024 trong bối cảnh nhu cầu yếu. Cần lưu ý rằng: Nhu cầu sẽ thấp do mức tồn kho cao ở châu Âu và châu Á, cũng như mùa đông ôn hòa ở Bắc bán cầu.

Phó chủ tịch của Wood Mackenzie - Massimo Di Odoardo cho biết: “Tăng trưởng nguồn cung LNG toàn cầu sẽ vẫn bị giới hạn ở mức 14 triệu tấn, nhưng với nhu cầu LNG ở châu Á vẫn còn yếu, sự cạnh tranh về LNG khó có thể tăng lên”.

Theo báo cáo của Reuters: Giá LNG đã giảm 58% vào năm 2023 xuống chỉ còn dưới 12 $/MBTU), sau đó tiếp tục giảm trong hai tuần đầu tiên của tháng 1/2023, đạt 10,025 USD vào ngày 17/1/2024 (mức thấp nhất kể từ tháng 6/2023).

Trong khi đó, ở châu Âu, giá khí đốt đã giảm 45% trong ba tháng qua xuống còn 10 USD/MBTU và tâm lý thị trường đối với khí đốt và LNG dự kiến sẽ tiếp tục giảm cho đến năm 2024.

Wood Mackenzie cho biết trong một báo cáo rằng: Nhu cầu khí đốt ở châu Âu giảm 7% vào năm 2023 do thời tiết ôn hòa làm giảm mức tiêu thụ. Trong khi đó, ở châu Á, nhu cầu năm nay dự kiến sẽ tăng 12,5 triệu tấn, tương đương 5% so với năm 2023, nhưng vẫn thấp hơn 3 triệu tấn so với mức của năm 2021.

3.4. Thách thức:

3.4.1. Phải cạnh tranh với 3 quốc gia đứng đầu thế giới về nhập khẩu LNG (Nhật, Hàn và Trung Quốc):

Theo số liệu thống kê: Trong 30 năm qua (từ 1990 - 2019), khối lượng nhập khẩu (tỷ m3) LNG của Nhật Bản đã tăng từ 50 (năm 1990) lên cao nhất 120,6 (năm 2013) và đạt bình quân 85,4 tỷ m3/năm (giai đoạn 1990 - 2019) - đứng đầu thế giới. Tương tự, khối lượng nhập khẩu của Hàn Quốc cũng tăng từ 2,99 (năm 2019) lên cao nhất 53,2 (năm 2013) và đạt bình quân 28,7 tỷ m3/năm (giai đoạn 1990 - 2019).

Trung Quốc lục địa tuy tham gia nhập khẩu LNG muộn, nhưng có mức tăng trưởng rất nhanh, từ 0,95 tỷ m3/năm (2006) lên 77,4 tỷ m3/năm (2019). Còn Đài Loan của Trung Quốc bắt đầu nhập khẩu LNG sớm hơn (từ 1993) với khối lượng tăng từ 2,32 tỷ m3 (1993) lên 20 tỷ m3 (2019).

Như vậy, mức nhập khẩu LNG của Trung Quốc (kể cả Đài Loan) bình quân là 37 tỷ m3/năm (đứng thứ hai trên thế giới, sau Nhật Bản và trên Hàn Quốc).

Tất cả các nhà nhập khẩu khí đốt tự nhiên châu Á sẽ xem xét nguồn cung theo cả phương thức phân phối (đường ống, LNG) và theo nhà cung cấp.

3.4.2. Rủi ro khủng hoảng năng lượng trên thế giới ngày càng tăng:

(i) Trong thời kỳ kinh tế suy thoái, sự mất cân bằng cung - cầu trên thị trường hydrocarbon toàn cầu dẫn đến sự mất ổn định. Để dự đoán trước những tình huống như vậy, cần định kỳ nghiên cứu về sự phát triển của thị trường năng lượng toàn cầu và những hậu quả đối với thế giới. LNG có vai trò ngày càng tăng trong việc giải quyết các cuộc khủng hoảng liên quan đến an ninh năng lượng của các quốc gia trong thập kỷ qua.

(ii) Các yếu tố chính của cuộc khủng hoảng năng lượng, trong đó LNG đóng vai trò “bù đắp” cho việc thiếu năng lượng sản xuất, gồm:

- Tai nạn do con người gây ra.

- Thảm họa thiên nhiên.

- Sự phức tạp của tình hình địa chính trị.

(iii) Gần đây, trong bối cảnh phức tạp trong quan hệ địa chính trị giữa Nga và châu Âu, một cuộc khủng hoảng năng lượng mới đã nảy sinh ở Liên minh châu Âu. Liên minh châu Âu quyết định đột ngột từ bỏ đường ống dẫn khí đốt của Nga và đẩy mạnh nhập khẩu LNG từ các nước khác. Vì vậy, hiện tại, một số nước EU đã ký kết hợp đồng xây dựng thêm công suất tái hóa khí và chi phí LNG năm nay đã phá kỷ lục lịch sử.

3.4.3. Rủi ro của thị trường LNG cao hơn rủi ro hơn thị trường dầu và thị trường than:

Gần đây, thị trường nhiên liệu hydrocarbon (than, dầu khí) ngày càng mang tính rủi ro hệ thống toàn cầu. Năm 2022, thương mại LNG quốc tế có thể đạt 390 - 410 triệu tấn, nhưng triển vọng tăng thêm sẽ bị hạn chế bởi kế hoạch đưa vào vận hành năng lực sản xuất LNG mới trong vài năm tới.

Nếu vào năm 2022, mức tăng trưởng chính về nguồn cung LNG cho châu Âu được đảm bảo bởi LNG của Mỹ, thì nguồn cung LNG cho các nước EU đã tăng gấp đôi trong nửa đầu năm 2022, bao gồm cả LNG do các nước châu Á chuyển hướng cung cấp theo hợp đồng trước đó, trong tương lai, chỉ có Úc và Nga mới có thể cung cấp thêm nguồn cung LNG.

4. Các khuyến nghị về phát triển điện LNG ở Việt Nam:

4.1. Lựa chọn các hồ sơ dự án có đề xuất đồng bộ (từ A đến Z):

Liên quan đến các nhà máy nhiệt điện, Nghị quyết số 55 của Bộ Chính trị đã nêu: “Khuyến khích các dự án nhiệt điện đồng bộ từ khâu cung ứng, lưu trữ nhiên liệu và xây dựng nhà máy trên cơ sở xác định giá bán điện thông qua đấu thầu”.

Theo đó, trong triển khai các dự án điện LNG, khâu cung ứng nhiên liệu là quan trọng nhất, có nhiều rủi ro nhất, cần được đưa vào “phạm vi cung cấp của nhà thầu”.

Ngoài ra, hợp đồng mua bán điện phải được dựa trên hợp đồng mua bán LNG. Việc không chứng minh được “nguồn gốc xuất xứ” của LNG sẽ dẫn đến rủi ro rất lớn về kinh tế.

4.2. Cần triển khai dự án tại khu vực có cảng biển nước sâu:

Cần lựa chọn địa điểm xây dựng các nhà máy điện LNG gắn với cảng biển nước sâu:

Việc lựa chọn địa điểm xây dựng đối với các dự án nguồn điện rất quan trọng, trước hết vì liên quan đến cung cấp nhiên liệu (thuận lợi nhất), nguồn nước làm mát (nhiều nhất và gần nhất), khả năng đấu nối với hệ thống lưới (gần nhất) v.v...

Theo đó, các dự án điện LNG cần được xây dựng tại các khu vực cảng biển nước sâu có thể tiếp nhận tàu chở LNG có tải trọng càng lớn càng hiệu quả (đến 60.000 m3) để giảm chi phí vận tải nhiên liệu, giảm chi phí kho chứa (vốn lưu động) và giảm chi phí làm mát (ngoài làm mát các tổ máy phát, điện LNG còn nhu cầu làm mát hệ thống tái hóa khí - cũng thường bằng nước biển).

Vì vậy, không nên triển khai dự án điện LNG ở vùng biển nông (ví dụ: Thái Bình). Vùng biển Thái Bình rất nông, tàu LNG lớn không vào được. Lưu ý rằng, tàu chở LNG tải trọng lớn là ưu thế của điện LNG - làm cho chi phí tổng thể của dự án giảm đi đáng kể. Còn nếu dùng kho nổi (Floating Storage Unit) trên biển để tiếp nhận và lưu trữ LNG, sau đó tái hóa khí đưa vào bờ, chi phí tăng thêm sẽ cao hơn nhiều so với kho trên bờ.

4.3. Triển khai LNG gắn với sự nghiệp bảo vệ chủ quyền biển đảo:

Việc nhập khẩu theo phương thức CIF cho phép bên mua nhận hàng tại cảng đến, đồng nghĩa với việc bên bán có trách nhiệm bảo vệ các tàu chở LNG trên Biển Đông (kể cả khi tàu cập cảng). Như vậy, trên Biển Đông sẽ thường xuyên có tàu hộ tống mang cờ hiệu của các quốc gia thân thiện.

4.4. Phát triển các dự án điện LNG cân đối với các dự án điện gió ngoài khơi:

Ở Việt Nam, điện LNG chỉ có thể bền vững và có hiệu quả nếu được phát triển cân đối với các nguồn điện khác.

Nếu không cân đối với các nguồn khác, đặc biệt là nguồn điện gió ngoài khơi, thì điện LNG sẽ không thể đóng “diễn viên chính” - chạy nền trong hệ thống điện, mà phải chuyển sang “vai hề” - chỉ chạy phủ đỉnh.

Nếu chỉ đóng vai “hề” - tức là hệ số huy động công suất (thời gian “diễn”) của các dự án điện LNG dưới 50%, thì giá thành (chi phí phát điện) sẽ rất cao, không có chủ đầu tư nào hoàn được vốn./.

TS. NGUYỄN THÀNH SƠN - CHUYÊN GIA TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM

Nguồn:https://nangluongvietnam.vn/cac-khuyen-nghi-ve-phat-trien-dien-lng-trong-quy-hoach-dien-viii-cua-viet-nam-32204.html