Cần bổ sung nguồn điện sử dụng khí đốt từ mỏ Kèn Bầu (Quảng Trị), đưa vào vận hành giai đoạn 2031 – 2040, sau khi có kết quả về trữ lượng, nhằm tăng cường tự chủ nhiên liệu và an ninh năng lượng, giảm bớt phụ thuộc nhập khẩu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG)…

Đây là một trong những nội dung của bản kiến nghị: “Đề xuất, kiến nghị các giải pháp nhằm bảo đảm phát triển bền vững ngành Điện Việt Nam” vừa được Hiệp hội Năng lượng Việt Nam (VEA) gửi đến lãnh đạo Đảng, Nhà nước, Chính phủ, các bộ, ngành liên quan.

Trong bản kiến nghị, VEA nêu rõ, ngoại trừ kho - cảng LNG Thị Vải (Bà Rịa – Vũng Tàu) và các dự án nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) làm chủ đầu tư đã được thực hiện công tác chuẩn bị đầu tư từ nhiều năm nay, hiện đang tiến hành đấu thầu để lựa chọn nhà thầu EPC cho dự án, còn các dự án khác chỉ mới được bổ sung vào Quy hoạch điện VII điều chỉnh và đang đề xuất đưa vào Quy hoạch phát triển điện lực thời kỳ 2021 – 2030 tầm nhìn 2045 (Quy hoạch điện VIII).

Về phát triển các dự án điện khí LNG, VEA lo ngại, từ trước đến nay Việt Nam chưa có tiền lệ xây dựng một dự án điện khí LNG, kể cả việc xúc tiến mua khí LNG từ nước ngoài (nguồn khí, giá khí), lựa chọn địa điểm xây dựng cảng, kho, hệ thống đường ống, công nghệ chuyển đổi sang khí để đưa vào nhà máy và địa điểm đặt các nhà máy. Vì vậy, chưa thể đánh giá được mức độ tốt, xấu để cân nhắc một cách tốt nhất cho các dự án sử dụng khí LNG hợp lý, từ đó xác định tiến độ các dự án LNG.

Theo đánh giá của chuyên gia năng lượng, với trên 7.400 MW các nhà máy điện khí hiện tại, cộng với 18.950 MW các dự án trong quy hoạch, tổng cộng sẽ có khoảng 26.400 MW công suất tua bin khí hỗn hợp đi vào vận hành trước năm 2030. Tuy nhiên, còn nhiều thách thức trong duy trì các nhà máy đang vận hành, cũng như triển khai các dự án mới.

Cụ thể, cụm tua bin khí hỗn hợp Phú Mỹ và Bà Rịa đã, đang thiếu hụt khí do nguồn khí khu vực Nam Côn Sơn suy giảm nhanh, dự kiến sẽ thiếu khí cấp vào khoảng 2023 trở đi. Nếu không chuẩn bị nguồn khí bổ sung (LNG nhập khẩu) thì sẽ không đảm bảo đủ nhiên liệu khí cho phát điện.

Như vậy, cân đối nhu cầu khí cho sản xuất điện và cho các hộ tiêu thụ ngoài điện sẽ thiếu hụt đáng kể vào 2023. Tổng cung khí khoảng trên 8 tỷ m3, trong khi tổng cầu là cho điện gần 8 tỷ m3/năm và nhu cầu khác khoảng 2 tỷ m3/năm.

Còn theo số liệu cập nhật trong báo cáo về Quy hoạch điện VIII, khu vực Đông Nam bộ cần bù khí từ năm 2022 bằng khí LNG nhập khẩu.

Với cụm tua bin khí hỗn hợp miền Trung, khí từ mỏ Cá Voi Xanh chỉ đủ cấp cho 5 nhà máy 750 MW như trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh, sẽ không có khí cho hóa dầu như quy hoạch ngành khí (dự kiến khoảng 1 tỷ m3/năm) tại khu Lọc dầu Dung Quất.

Mặt khác, theo tiến độ kế hoạch tổng thể phát triển mỏ Cá Voi Xanh đã được phê duyệt, dự kiến giữa năm 2025 sẽ có dòng khí đầu tiên vào bờ, nhưng thực tế cho thấy việc triển khai có nhiều vướng mắc, nên dự án này có thể tiếp tục chậm tiến độ.

Cụm nhiệt điện khí Ô Môn được cấp khí từ Lô B đã chậm nhiều năm do không thương thảo được giá khí. Hiện giá khí của cụm dự án này cao hơn nhiều so với vùng Đông Nam bộ (khoảng 11 USD/triệu BTU) sẽ tác động đến tính khả thi của các dự án tua bin khí hỗn hợp, nhất là dự án Ô Môn 2 được đầu tư theo hình thức dự án điện độc lập (IPP).

Để giải quyết vấn đề này, cần thực hiện giải pháp chuyển ngang giá khí sang các nhà máy điện để đảm bảo phát triển cả chuỗi nhiên liệu - phát điện.

Theo phân tích của chuyên gia VEA, với dự kiến đến năm 2030 sẽ xây dựng mới khoảng 12.500 MW tua bin khí hỗn hợp LNG; xây dựng khoảng 1.400 MW động cơ đốt trong, hoặc tua bin khí chu trình đơn dùng LNG, Việt Nam cần khoảng trên 8 triệu tấn LNG, cùng với khoảng 2 triệu tấn LNG nhập khẩu bù thay thế dần khí Đông Nam bộ cho các nhà máy điện Phú Mỹ, Bà Rịa (hơn 4.100 MW). Nếu không xác định rõ hạ tầng cảng và kho cho nhập LNG, sẽ không đủ khí cấp cho các nhà máy điện kể từ năm 2022.