Đảm bảo an ninh năng lượng bằng nguồn điện khí với giải pháp nào?

Nguyên liệu cho điện khí thiếu trầm trọng

Theo Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương), hiện nay, toàn quốc có 7.200 MW cong suất điện khí, chiếm khoảng 16% tổng công suất hệ thống điện; trong đó, khu vực Đông Nam bộ với 10 nhà máy có tổng công suất 5.700 MW.

Khu vực Tây Nam bộ với 2 nhà máy Cà Mau 1,2 có tổng công suất khoảng 1.500 MW. Tổng sản lượng điện khí khoảng 45 tỷ kWh/năm, chiếm khoảng 25% tổng sản lượng điện của cả nước. Dự kiến đến năm 2020, công suất nhiệt điện khí là gần 9.000 MW, chiếm 14,9% công suất toàn hệ thống, xếp sau thủy điện và nhiệt điện than.

Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng dự báo, các năm 2021-2025, mặc dù đã phải huy động tối đa các nguồn điện chạy dầu, tuy nhiên, hệ thống điện không đáp ứng được nhu cầu phụ tải. Từ đó, xảy ra tình trạng thiếu điện tại miền Nam với mức thiếu hụt tăng từ 3,7 tỷ kWh (năm 2021) lên gần 10 tỷ kWh (năm 2022), mức thiếu hụt cao nhất vào năm 2023 khoảng 12 tỷ kWh, sau đó giảm dần xuống 7 tỷ kWh (năm 2024) và 3,5 tỷ kWh (năm 2025).

Nguyên nhân dẫn tới việc thiếu hụt điện tại miền Nam tăng cao hơn so với các tính toán trước đây có thể kể đến là do tiến độ các dự án khí chậm so với kế hoạch. Các dự án Nhiệt điện Kiên Giang 1,2 không đáp ứng tiến độ hoàn thành trong giai đoạn 2021-2025, thậm chí lùi sau năm 2030. Dự án Ô Môn III phải lùi tiến độ đến năm 2025.

Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng cho biết thêm, nguồn khí cung cấp cho Nhiệt điện Phú Mỹ sẽ suy giảm từ sau năm 2020, tới năm 2023-2024 dự kiến sẽ thiếu hụt khoảng 2-3 tỷ m3/năm và lượng thiếu hụt này tăng rất nhanh tới trên 10 tỷ m3 vào năm 2030.

Ở cụm nhiệt điện Ô Môn, hiện vẫn đang vướng cơ chế về giá khí và giá khí cao ảnh hưởng tới giá điện. Đây là các dự án rất quan trọng cho cấp điện tại miền Nam tới năm 2025. Do vậy, việc sử dụng khí dầu mỏ hóa lỏng (LNG) để phát điện sau năm 2023 là không thể tránh khỏi.

Theo Thứ trưởng Hoàng Quốc Vượng, các nhà máy Nhiệt điện sử dụng LNG như Nhơn Trạch 3, 4 sau năm 2022 khu vực phía Đông Nam bộ sẽ thiếu khí và bắt buộc phải bù bằng LNG. Vì vậy, cần thiết phải đưa cảng LNG Thị Vải và Sơn Mỹ vào vận hành giai đoạn 2023 để bù khí cho cụm Nhiệt điện Phú Mỹ và cấp cho Nhiệt điện Nhơn Trạch 3, 4.

Chia sẻ về vấn đề này, ông Phùng Văn Sỹ, Vụ Dầu khí và Than (Bộ Công Thương) cho hay, khả năng cấp khí cho sản xuất điện năm 2019 sẽ được đảm bảo với mức sản lượng 6,6 tỷ m3 (ở Đông Nam bộ) và 1,42 tỷ m3 (ở Tây Nam bộ). Khả năng cấp khí tại khu vực Đông Nam bộ cũng sẽ được duy trì ở mức sản lượng như hiện nay đến hết năm 2022.

Tuy nhiên, ông Sỹ cho rằng, từ năm 2023, sản lượng khí cấp về bờ sẽ bị suy giảm mạnh và bắt đầu thiếu khí tại khu vực Đông Nam bộ. Với tổng công suất các nhà máy điện khí giai đoạn 2030 khoảng 19.000 MW, sẽ cần khoảng 22 tỷ m3 khí; trong đó gần 50% là từ LNG nhập khẩu.

Cần quy hoạch hạ tầng đảm bảo nguồn nguyên liệu

Đánh giá của nhiều chuyên gia cho thấy, khó khăn trong phát triển điện khí hiện nay là nguồn khí trong nước có hạn nên việc phụ thuộc vào nguồn LNG nhập khẩu từ nước ngoài sẽ không tránh được. Cùng với đó, giá LNG phụ thuộc vào thị trường thế giới.

Theo ông Đoàn Hồng Hải, Trưởng phòng Nhiệt điện – Cục Điện lực và Năng lượng Tái tạo, Việt Nam cũng chưa có kinh nghiệm xây dựng, vận hành các dự án kho cảng LNG và chuỗi dự án khí điện sử dụng LNG. Ngoài ra, vốn đầu tư lớn nên khó thu hút các thành phần kinh tế tư nhân tham gia thực hiện. Đặc biệt, giá điện khí cao nên khó khăn trong tham gia thị trường điện.

Cân đối mức giá các loại hình phát điện hiện nay cũng cho thấy, giá điện khí vẫn đắt nhất trong các loại hình điện. Cụ thể, thủy điện giá xấp xỉ 1.000 đồng/kWh; nhiệt điện than xấp xỉ 1.500 đồng/kWh; điện gió là 1.900 - 2.200 đồng/kWh; điện mặt trời khoảng 2.100 đồng/kWh. Trong khi đó, theo tính toán sơ bộ của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), giá trung bình của nhiệt điện khí sử dụng khí lô B khoảng 2.800 đồng/kWh.

Đắt là như vậy, song để đóng góp, đảm bảo đủ điện trong những năm tới, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho rằng, nhập khẩu khí LNG cho phát điện cần được triển khai một cách khẩn trương hơn.

Ông Tô Quốc Trụ, Phó Chủ tịch Hội đồng Khoa học, Hiệp hội Năng lượng Việt Nam cho rằng, lượng khí đồng hành thiên nhiên chỉ đáp ứng tối đa 60% công suất các nhà máy điện tua bin khí. Số thiếu ngành năng lượng cần phải phát bù bằng chạy dầu FO. Trong khi đó, tình hình tiến độ các nhà máy nhiệt điện than từ nay tới năm 2030 xây dựng chậm.

Thời gian gần đây, nhiều hồ thủy điện ở mực nước chết hoặc dưới mực nước chết giảm công suất phát điện làm ảnh hưởng tới việc cung cấp điện toàn hệ thống. Do đó, cân bằng năng lượng chung từ nay tới năm 2030 cần các giải pháp đột phá mới, tích cực; trong đó, việc cần phải nhanh chóng có các giải pháp nhập khẩu LNG cho phát điện.

Theo Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, về định hướng phát triển, dự kiến, năm 2030, nhiệt điện khí tăng lên 19.000 MW, tăng thêm 12.000 MW công suất so với hiện nay và chiếm 14% công suất toàn hệ thống.

Bộ Công Thương hiện đang báo cáo Thủ tướng Chính phủ xem xét để bổ sung vào Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia các nhà máy điện khí sử dụng nguồn nhiên liệu LNG nhập khẩu tại các địa điểm thuận lợi cho phát triển nhà máy điện, kho cảng LNG như: Long Sơn, Cà Ná...

Thứ trưởng Bộ Công Thương Hoàng Quốc Vượng cho biết, để đảm bảo cung ứng đủ điện, các bộ ngành, doanh nghiệp cần đẩy sớm tiến độ các nhà máy khí sử dụng LNG Nhơn Trạch 3, 4 và cảng Thị Vải, đảm bảo vận hành các năm 2022-2023, đồng thời, xây dựng và lựa chọn phương án hợp lý nhập khẩu LNG tại khu vực Tây Nam bộ khi triển khai xây dựng Nhiệt điện khí Kiên Giang.

Cùng đó, việc nghiên cứu, xem xét, bổ sung một số nhà máy điện sử dụng khí LNG đang được các tỉnh và nhà đầu tư đề xuất, như: Long Sơn, Cà Ná nhằm thay thế cho các nguồn điện chậm tiến độ, hoặc có nguy cơ không thực hiện được, gồm một số nhà máy điện than.

Theo Tạp chí Điện tử