Chuỗi cung ứng điện năng liệu có "hạ nhiệt"?
Thương hiệu - Giao thương - Ngày đăng : 17:01, 09/07/2023
Xu thế sử dụng LNG
Khí thiên nhiên hóa lỏng (Liquefied Natural Gas - LNG), có thành phần chủ yếu là CH4 - methane (chiếm khoảng 85-95%), trong suốt, không mùi và không màu, được sản xuất bằng cách làm lạnh sâu khí thiên nhiên ở nhiệt độ khoảng -162 độ C để chuyển sang thể lỏng. Khi chuyển sang trạng thái lỏng, thể tích của LNG giảm khoảng 600 lần so với dạng khí và có khối lượng riêng chỉ bằng 1/2 tỷ trọng của nước.
LNG khi đốt cháy tạo ra ít hơn 40% lượng khí thải CO2 so với than đá và ít hơn 30% so với dầu mỏ; không thải ra muội, bụi và chỉ sinh ra một lượng không đáng kể khí SO2. Điều này khiến LNG trở thành nhiên liệu hóa thạch sạch nhất.
Ưu điểm của nhiệt điện chạy bằng LNG là phát thải thấp hơn các nhiên liệu hóa thạch khác, có thể sản xuất điện ở quy mô công nghiệp lớn, nguồn điện ổn định, giá thành không quá đắt như các nhiên liệu như dầu hay tái tạo. Do đó, đây là nhiên liệu được nhiều quốc gia lựa chọn trong quá trình chuyển đổi năng lượng.
Tại Hội nghị COP26, Việt Nam cam kết phấn đấu đạt phát thải ròng bằng ‘0’ vào năm 2050. Điều này đặt ra bài toán phát triển năng lượng nguồn ở Việt Nam trong tương lai. Hiện tại, theo đánh giá, việc phát triển nguồn điện nền trong thời gian tới được dự báo sẽ có nhiều khó khăn, thách thức. Nguyên nhân là thủy điện cơ bản hết dư địa phát triển; nhiệt điện than không được phát triển thêm sau 2030 theo cam kết với quốc tế.
Trong quy hoạch điện VIII đã phê duyệt, tổng công suất nguồn điện đến năm 2030 là 150.000-160.000 MW, gấp đôi tổng công suất đặt hiện nay. Như vậy, bảo đảm cung ứng điện và an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030 là thách thức rất lớn, bởi vừa phải tăng rất nhanh về quy mô, vừa phải chuyển đổi mạnh về cơ cấu để tiệm cận mục tiêu trung hòa carbon và phát triển cân đối các vùng miền, cân đối giữa nguồn và truyền tải.
Vì thế, phát triển nhiệt điện khí (cả tự nhiên và LNG) là hướng đi gần như tất yếu và có vai trò rất quan trọng trong việc bảo đảm cung cấp điện cho nền kinh tế và thúc đẩy chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam.
“Nguồn điện LNG có khả năng chạy nền, khởi động nhanh, sẵn sàng bổ sung và cung cấp điện nhanh cho hệ thống khi các nguồn điện năng lượng tái tạo giảm phát, đồng thời ít phát thải CO2”, Bộ trưởng Nguyễn Hồng Diên nói tại một hội nghị với các nhà đầu tư điện LNG mới đây.
Theo Nghị quyết 55/NQ-BCT 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, Việt Nam đã đặt mục tiêu phát triển nhanh chóng nhiệt điện khí LNG và ưu tiên phát triển hạ tầng nhập khẩu, phân phối LNG. Mục tiêu đặt ra là nhập khẩu 8 tỷ m3 LNG/năm vào năm 2030 và khoảng 15 tỷ m3 LNG/năm vào năm 2045.
Hiện nay, cả nước có 13 dự án điện LNG đã được Thủ tướng phê duyệt trong danh mục các dự án quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện tại Quyết định 500/QĐ-TTg. Theo đó, tới năm 2030 sẽ có 22.400 MW điện khí LNG, chiếm 14,9% tổng nguồn điện của cả nước với năng lực sản xuất 83 tỷ kWh.
Nếu nhìn vào các dự án này thì chưa thể hòa lưới điện, giúp giảm tình trạng thiếu điện trong ngày một ngày hai. Bởi lẽ, các dự án điện LNG từ lúc có quy hoạch đến khi vận hành thường mất 8-10 năm, thậm chí lâu hơn. Nếu việc chậm tiến độ các nguồn điện, đặc biệt chậm phát triển nguồn điện nền như LNG có thể làm ảnh hưởng đến an ninh năng lượng.
Hiện tại, dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 (Bà Rịa - Vũng Tàu) đã được triển khai từ năm 2017. Tuy nhiên, trong 2 năm trở lại đây, tiến độ dự án này gần như “giậm chân tại chỗ” trong đàm phán giá điện và Hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Tương tự, dự án điện khí LNG Bạc Liêu đầu tư 100% vốn nước ngoài đã được cấp Chứng nhận đầu tư từ đầu năm 2020, tới nay cũng chưa kết thúc đàm phán giá điện và PPA. Nhà đầu tư của LNG Bạc Liêu từng đề xuất một số cơ chế, chính sách cụ thể nằm ngoài các quy định hiện hành để triển khai dự án này. Tuy nhiên, Chính phủ yêu cầu các bên liên quan thực hiện theo đúng quy định của pháp luật.
Việc đàm phán giá điện đang gặp khó khăn do bên mua là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tính toán giá mua đang cao hơn giá bán lẻ điện bình quân mà EVN bán ra. Với bối cảnh khó khăn về tài chính hiện tại, EVN gặp khó trong việc mua điện giá cao để bán với giá thấp, có thể gây ra lỗ càng thêm lỗ.
Trong khi đó, Bộ Công Thương hiện tại vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho các nhà máy điện khí LNG thì việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm từ phía Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và bao tiêu sản lượng khí hàng năm cũng khiến nhà đầu tư lo hiệu quả của dự án.
Các nhà đầu tư điện LNG lại cho rằng việc cam kết sản lượng điện phát và tiêu thụ khí hàng năm là rất quan trọng, là cơ sở để các ngân hàng xem xét tài trợ tín dụng cho dự án, cũng như dự án mua được nguồn LNG giá tốt thông qua hợp đồng mua LNG dài hạn để giá điện rẻ hơn.
Ngoài ra, công tác thu xếp vốn cho dự án cũng gặp thách thức không nhỏ bởi đây là dự án điện độc lập nên phải tự thu xếp vốn mà không có bảo lãnh của Chính phủ như trước. Vì vậy, việc thu xếp vốn khó khăn hơn, chi phí vay cao hơn. Chưa kể việc thu xếp vốn phụ thuộc vào PPA nhưng công tác đàm phán PPA lại kéo dài, chưa biết lúc nào kết thúc.
Như vậy, nếu không tháo gỡ được nút thắt lớn nhất là giá điện LNG thì các dự án điện khí được dự báo sẽ còn ì ạch. Điều này có thể ảnh hưởng đến việc cung ứng điện trong tương lai.
Đẩy nhanh dự án đường dây 500kV, hoàn thành tháng 6/2024
Bộ Công Thương cho biết, hôm nay 9/7, Bộ trưởng Nguyễn Hồng Diên vừa chủ trì cuộc họp với Ủy Ban quản lý vốn tại doanh nghiệp, Tập đoàn điện lực Việt Nam (EVN), Tổng Công ty Truyền tải điện quốc gia (EVNNPT), Tập đoàn Công nghiệp - Viễn thông Quân đội (Viettel) và 9 địa phương liên quan để bàn và thống nhất các giải pháp đẩy nhanh tiến độ triển khai các dự án đường dây 500 kV mạch 3 kéo dài, góp phần bảo đảm cung ứng điện cho Miền Bắc.
Dự án được trình các cơ quan có thẩm quyền để thẩm định, phê duyệt chủ trương đầu tư dự án trong tháng 8/2023 và phê duyệt dự án đầu tư trong tháng 9/2023. Trên cơ sở đó chủ đầu tư thống nhất với địa phương để triển khai giải phóng mặt bằng chậm nhất đến tháng 6/2024 phải hoàn thành dự án, đưa vào vận hành theo đúng tiến độ.
Các địa phương có dự án đi qua phải giữ đúng hướng tuyến của dự án đã được cập nhật, thống nhất với EVNNPT và EVN để đưa vào quy hoạch. Địa phương khẩn trương hoàn tất các thủ tục chuyển đổi đất lúa, đất rừng, làm tốt giải phóng mặt bằng và thực hiện tái định cư, bàn giao mặt bằng sạch cho đơn vị chủ đầu tư để thi công.
Các bộ ngành liên quan phải phối hợp chặt chẽ với chủ đầu tư để tiến hành song song các công việc liên quan nhằm hoàn tất thủ tục đầu tư. Xây dựng biểu đồ tiến độ cụ thể các bước, bảo đảm hoàn thành tháng 6/2024; phân công công việc cụ thể để kiểm tra, đôn đốc kịp thời và giải quyết các vướng mắc trong thực hiện.
EVN/EVNNPT và các địa phương cần làm tốt công tác truyền thông để người dân hiểu rõ ý nghĩa, tầm quan trọng và lợi ích của dự án, từ đó ủng hộ, đồng thuận trong quá trình triển khai, thực hiện dự án.
Dự án có chiều dài 514km, được nối từ Quảng Trạch ra Phố Nối (Hưng Yên) với tổng vốn 23.000 tỉ đồng, có 4 tiểu dự án. Dự án được phê duyệt trong tổng sơ đồ điện 8 để thực hiện truyền tải điện liên miền ra miền Bắc, tăng khả năng cung ứng điện./.