Điện khí LNG: Hướng tới hệ thống điện xanh và bền vững

Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) nâng cao năng lực hạ tầng LNG, bảo đảm ổn định nguồn cung cho thị trường. Ảnh: ĐVCC

Tạo dư địa cho năng lượng tái tạo

Theo Quy hoạch điện VIII điều chỉnh, Việt Nam ưu tiên tối đa sử dụng khí trong nước cho phát điện, đồng thời chủ động nhập khẩu khí thiên nhiên và LNG (khí tự nhiên hóa lỏng) khi nguồn cung nội địa suy giảm. Đến năm 2030, nhiệt điện khí trong nước dự kiến đạt 10.861-14.930MW, trong khi nhiệt điện LNG đạt 22.524MW, chiếm 9,5-12,3% tổng công suất nguồn điện.

Quy mô này cho thấy LNG đang được đặt vào một vị trí đáng kể trong cơ cấu nguồn điện những năm tới. Tuy nhiên, ý nghĩa của LNG không chỉ nằm ở việc bổ sung thêm công suất, mà còn ở khả năng vận hành linh hoạt trong một hệ thống điện ngày càng có nhiều nguồn năng lượng tái tạo.

Theo Tiến sĩ Hoàng Xuân Quốc, Phó Trưởng ban Tư vấn phản biện - Hội Dầu khí Việt Nam, việc sử dụng LNG là một quy luật đối với những quốc gia đang trong quá trình công nghiệp hóa, hiện đại hóa. Nhiều nền kinh tế như Nhật Bản, Hàn Quốc, Đài Loan (Trung Quốc), Singapore đã trải qua quá trình chuyển đổi từ nhiệt điện than sang khí tự nhiên và LNG.

Thực tế, điện gió và điện mặt trời đang ngày càng đóng vai trò quan trọng trong cơ cấu nguồn điện, nhưng sản lượng phụ thuộc vào nắng, gió. Trong khi đó, các tổ máy tua bin khí chu trình hỗn hợp có khả năng điều chỉnh công suất nhanh, qua đó hỗ trợ cân bằng cung - cầu khi nguồn tái tạo biến động.

Đây là điểm khiến LNG có thể trở thành một nguồn điện chuyển tiếp đáng chú ý. Thay vì cạnh tranh với năng lượng tái tạo, điện khí có thể đảm nhận vai trò bổ trợ, giúp hệ thống có thêm nguồn điện linh hoạt trong những thời điểm nguồn tái tạo suy giảm.

So với nhiệt điện than, khí tự nhiên cũng có mức phát thải CO₂ thấp hơn, đồng thời giảm đáng kể bụi, Sox và Nox (hai nhóm khí thải độc hại sinh ra từ quá trình đốt cháy nhiên liệu hóa thạch).

Dấu mốc đáng chú ý trong quá trình này là việc đưa Nhà máy điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 vào vận hành. Đây là những nhà máy điện khí LNG đầu tiên của Việt Nam.

LNG cũng mang lại một lợi thế khác là khả năng đa dạng hóa nguồn cung. Khi nguồn khí trong nước có xu hướng suy giảm, nhập khẩu LNG giúp bổ sung nhiên liệu từ thị trường quốc tế, giảm áp lực phụ thuộc vào một nguồn cung duy nhất và tạo thêm phương án ứng phó trong những thời điểm hệ thống điện chịu áp lực cao.

Tuy nhiên, để lợi thế đó trở thành hiệu quả thực tế, bài toán không nằm riêng ở từng nhà máy điện.

Không để hạ tầng LNG phát triển manh mún

Một trong những vấn đề cần thay đổi trong phát triển điện khí LNG là tư duy đầu tư theo từng dự án riêng lẻ. Với đặc thù vốn lớn, chuỗi cung ứng phức tạp và giá nhiên liệu biến động theo thị trường quốc tế, nếu mỗi nhà máy xây dựng một kho cảng LNG riêng, chi phí đầu tư và vận hành có thể tăng cao.

Theo Tiến sĩ Phạm Văn Phong, Tổng Giám đốc PV GAS, kinh nghiệm quốc tế cho thấy cảng nhập và kho chứa LNG nên được quy hoạch tập trung tại một số trung tâm có tính tích hợp cao. LNG sau tái hóa có thể được cung cấp cho các cụm nhà máy điện thông qua hệ thống đường ống kết nối với mạng lưới khí quốc gia.

Tiến sĩ Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, cũng lưu ý nguy cơ đầu tư manh mún nếu mỗi dự án điện LNG gắn với một kho cảng riêng. Theo ông, hạ tầng khí cần được phát triển đồng bộ từ vận chuyển, tồn trữ, tái hóa đến phân phối.

Cách tiếp cận theo hướng hình thành các LNG Hub không chỉ giúp chia sẻ hạ tầng mà còn tăng khả năng điều phối nhiên liệu giữa các nhà máy, giảm chi phí dự trữ và tạo điều kiện tiếp nhận những lô hàng quy mô lớn.

Đây cũng là cơ sở để hình thành các trung tâm năng lượng - công nghiệp, bởi LNG không chỉ phục vụ phát điện mà còn có thể trở thành nguồn nguyên liệu cho nhiều ngành sản xuất. Định hướng xây dựng các trung tâm năng lượng quốc gia tích hợp khí, LNG - điện quy mô lớn cũng đã được Bộ Chính trị đề cập tại Kết luận số 76-KL/TW ngày 24-4-2024.

Song, hạ tầng dù được đầu tư đồng bộ vẫn chưa đủ nếu những nút thắt về cơ chế thị trường chưa được tháo gỡ.

Đặc thù của dự án điện khí LNG là tổng vốn đầu tư lớn, trong khi giá LNG chịu tác động mạnh từ thị trường thế giới. Vì vậy, nhà đầu tư cần nhìn thấy khả năng tiêu thụ điện, cơ chế giá, hợp đồng mua bán khí (GSA) và hợp đồng mua bán điện (PPA) đủ ổn định để có thể thu xếp nguồn vốn dài hạn.

Một trong những giải pháp đang được Bộ Công Thương thúc đẩy là đề xuất nâng tỷ lệ sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (Qc) từ 65% lên 75% trong thời gian 15 năm. Với các dự án quy mô hàng tỷ USD, đây là yếu tố có ảnh hưởng trực tiếp tới khả năng huy động vốn và phương án tài chính.

Tuy nhiên, điện khí LNG muốn phát triển bền vững cần một cơ chế tổng thể hơn, trong đó giá điện phải đủ minh bạch, hợp đồng mua bán khí, mua bán điện có tính ổn định, đồng thời rủi ro giữa Nhà nước, nhà đầu tư và các bên trong chuỗi cung ứng được phân bổ hợp lý.

Thực tế triển khai các dự án như Nhơn Trạch 3 và 4, LNG Quỳnh Lập (Nghệ An) công suất 1.500MW hay LNG Vũng Áng III (Hà Tĩnh) cho thấy Việt Nam đã bước vào giai đoạn hình thành chuỗi điện khí LNG. Vấn đề còn lại là làm sao để các dự án không phát triển đơn lẻ mà trở thành một hệ thống có sự kết nối từ nhiên liệu đến phát điện và tiêu thụ.

Vì vậy, cùng với việc phát triển nguồn điện, cần sớm hoàn thiện hạ tầng LNG theo hướng dùng chung và tháo gỡ các cơ chế về giá, hợp đồng, bao tiêu để thu hút nguồn vốn dài hạn.