Phát triển nhiệt điện khí là hướng đi tất yếu, thúc đẩy chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam

Vai trò và lợi thế của điện khí trong an ninh năng lượng Việt Nam

Đảm bảo 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.

Việc phát triển nguồn điện nền của nước ta trong thời gian tới được dự báo là sẽ gặp nhiều khó khăn, thách thức, nhất là trong bối cảnh: Thủy điện cơ bản hết dư địa phát triển; nhiệt điện than không được phát triển thêm sau năm 2030 theo cam kết với quốc tế; điện sinh khối công suất nhỏ và giá thành không dễ cạnh tranh; điện hạt nhân chưa được xác định cụ thể, trong khi điện khí hydro, amoniac còn nhiều vướng mắc để thương mại hóa.
Phát triển mạnh mẽ nhiệt điện khí LNG trong tương lai chắc chắn sẽ giúp ngành điện phát triển xanh hơn và hạn chế sự phụ thuộc vào các nhà máy nhiệt điện than vốn chiếm tỉ lệ khá cao trong hệ thống hiện nay.

Những thuận lợi cho phát triển điện khí ở Việt Nam: 

Thứ nhất, điện khí là nguồn điện ổn định duy nhất không bị ảnh hưởng bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió, điện mặt trời.

 Ưu điểm của loại hình điện khí LNG là đảm bảo cấp điện ổn định và giảm thiểu tác động tới môi trường. Nhiệt điện khí với khả năng chạy phủ đỉnh sẽ là nguồn công suất cần thiết để bổ trợ cho các nguồn điện tái tạo không ổn định. Điện khí LNG có khả năng đạt hơn 90% hệ số công suất khi cần thiết, không gặp phải tình trạng gián đoạn và phụ thuộc vào thiên nhiên như điện gió hay điện mặt trời.

Nhiệt điện khí LNG có công nghệ tiên tiến, hiệu suất cao, thân thiện với môi trường, phù hợp với xu thế phát triển bền vững; cung cấp nguồn điện ổn định khi các nhà máy điện năng lượng tái tạo không ổn định, hoặc không thể phát điện do thời tiết. Bởi vậy, nhiệt điện khí đang được xem là một trong những giải pháp quan trọng và xu hướng tất yếu trong chính sách bảo đảm an ninh năng lượng khi các nguồn tài nguyên truyền thống như thủy điện, than, dầu khí đang trên đà suy giảm...

Thứ hai, điện khí có tính sẵn sàng cao, công suất lớn, với dải điều chỉnh rộng, thời gian đáp ứng nhanh, giảm thiểu phát thải khí nhà kính CO2, đặc biệt giảm thiểu khí gây ô nhiễm SOx, NOx so với các nhà máy điện chạy than và dầu.

LNG được coi là “nhiên liệu cầu nối” trong quá trình chuyển dịch từ năng lượng hóa thạch sang các loại nhiên liệu xanh, sạch, thân thiện với môi trường hơn, nhằm đảm bảo mục tiêu an ninh năng lượng cho sự phát triển bền vững của các quốc gia. Việc đưa LNG vào sử dụng còn là phù hợp với cam kết của Chính phủ tại COP26 về xu hướng sử dụng nhiên liệu giảm phát thải. Hơn nữa, 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.

Thứ ba, phát triển điện khí là phù hợp với chủ trương của Việt Nam.

Một thuận lợi quan trọng cho phát triển điện khí LNG ở Việt Nam là Đảng, Chính phủ, các bộ, ngành đều rất quan tâm đến việc phát triển thị trường LNG. Đây là cơ sở để phát triển hành lang pháp lý thúc đẩy sự phát triển của loại nhiên liệu này tại Việt Nam. Chính phủ đang trong quá trình xây dựng và ban hành các cơ chế chính sách để có thể đưa LNG vào Việt Nam.

Nghị Quyết số 55-NQ/TƯ của Bộ Chính trị ngày 11-2-2020 về định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 đã xác định nhiệm vụ phát triển công nghiệp khí “Ưu tiên đầu tư hạ tầng kỹ thuật phục vụ nhập khẩu và tiêu thụ khí hóa lỏng”; đồng thời “Chú trọng phát triển nhanh nhiệt điện khí sử dụng khí hóa lỏng, đưa điện khí dần trở thành nguồn cung cấp điện năng quan trọng, hỗ trợ cho điều tiết hệ thống”.

Theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII) đã phê duyệt tháng 5/2023, phát triển điện khí là nội dung và nhiệm vụ quan trọng để đảm bảo cung cấp điện cho hệ thống và giảm phát thải khí nhà kính ra môi trường; bù đắp thiếu hụt năng lượng cho hệ thống và đảm bảo đa dạng nguồn cung cấp nhiên liệu; là nguồn dự phòng khi tỷ trọng của các nguồn điện năng lượng tái tạo tăng cao trong cơ cấu nguồn, đảm bảo ổn định cung cấp điện cho hệ thống...

Trong Quy hoạch điện VIII, tổng công suất nguồn điện đến năm 2030 là 150.000-160.000 MW, gấp đôi tổng công suất đặt hiện nay. Trong đó, nhiệt điện khí trong nước và LNG đến năm 2030 sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 24,8% tổng công suất nguồn điện 150.489 MW (không bao gồm điện nhập khẩu, điện mặt trời mái nhà tự dùng, năng lượng tái tạo để sản xuất năng lượng mới), chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện (trong đó nhiệt điện khí trong nước là 14.930 MW chiếm 9,9% và nhiệt điện LNG là 22.400 MW, chiếm 14,9%); nguồn nhiệt điện khí tái hóa từ LNG (hay gọi tắt là “khí LNG”) chiếm tỷ trọng khoảng hơn 14,9% tổng công suất toàn hệ thống phát điện quốc gia vào năm 2030 và là một trong các nguồn giúp đảm bảo cung cấp đủ, ổn định và an toàn hệ thống điện quốc gia. 

Cũng theo Quy hoạch điện VIII, Việt Nam sẽ ưu tiên sử dụng tối đa khí trong nước cho phát điện. Trong trường hợp sản lượng khí trong nước suy giảm thì nhập khẩu bổ sung bằng khí thiên nhiên hoặc LNG. Phát triển các dự án sử dụng LNG và hạ tầng nhập khẩu LNG đồng bộ với quy mô phù hợp, sử dụng công nghệ hiện đại. Thực hiện lộ trình chuyển đổi nhiên liệu sang hydro khi công nghệ được thương mại hóa và giá thành phù hợp.

 Năm 2030, tổng công suất các nhà máy sử dụng khí trong nước đạt 14.930 MW, sản xuất 73 tỷ kWh. Đến năm 2050, khoảng 7.900 MW tiếp tục sử dụng khí trong nước hoặc chuyển sang sử dụng LNG, điện năng sản xuất 55,9 - 56,9 tỷ kWh; 7.030 MW dự kiến chuyển sang sử dụng hydro hoàn toàn, điện năng sản xuất 31,6 - 31,9 tỷ kWh.

Hạn chế phát triển các nguồn điện sử dụng LNG nếu có phương án thay thế để giảm sự phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu, giãn tiến độ dự án LNG Long Sơn (1.500 MW) đã được phê duyệt bổ sung quy hoạch điện VII điều chỉnh sang giai đoạn 2031 - 2035. Đến năm 2030, tổng công suất các nguồn điện LNG tối đa đạt 22.400 MW, sản xuất 83,5 tỷ kWh. Đến năm 2050, các nhà máy sử dụng LNG chuyển dần sang sử dụng hydro, tổng công suất 25.400 MW, sản xuất 129,6 - 136,7 tỷ kWh.

Chính phủ Việt Nam cũng đã định hướng sử dụng nguồn nhiên liệu này trước mắt cho sản xuất điện từ những năm đầu của thế kỷ 21. Cụ thể đã được quy hoạch các dự án phát triển hạ tầng nhập khẩu LNG trong quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp Khí Việt Nam giai đoạn đến năm 2025 tầm nhìn 2035 (Quy hoạch Khí) và Quy hoạch phát triển điện lực Quốc gia giai đoạn 2011- 2020 tầm nhìn 2030 điều chỉnh (Quy hoạch điện VII điều chỉnh).

Thứ tư, Việt Nam có nguồn khí tự nhiên khá lớn và có đủ năng lực tài chính và làm chủ công nghệ điện  khí
Sản xuất và tiêu thụ LNG trên thế giới ngày càng tăng trong những năm gần đây; cụ thể, nhu cầu LNG trên thế giới tăng với nhịp độ bình quân 6,3%/năm, công suất LNG trên thế giới tăng từ 340 triệu tấn/năm (năm 2017) lên 453 triệu tấn/năm vào năm 2022.

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. Đây sẽ là một trong các nguồn giúp bảo đảm cung cấp đủ, ổn định và an toàn hệ thống điện quốc gia.

 Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) - thành viên của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), là đơn vị có tiềm lực tài chính lớn mạnh, sở hữu hệ thống cơ sở hạ tầng khí hiện đại, duy nhất và lớn nhất Việt Nam, bao gồm: Hệ thống đường ống vận chuyển khí, phân phối, các nhà máy xử lý khí, kho chứa sản phẩm lỏng (LPG, Condensate...) và CNG, LNG; có gần 3000 cán bộ công nhân viên có trình độ chuyên môn cao, kinh nghiệm, năng động, sáng tạo quản lý vận hành hệ thống hạ tầng công nghiệp khí, cũng như đầu tư xây dựng các công trình khí và có nhiều kinh nghiệm, đi đầu trong lĩnh vực khí của quốc gia.

Để đáp ứng công suất quy hoạch nhiệt điện khí và LNG theo Quy hoạch VIII với nhu cầu đến năm 2030 cần khoảng 15 - 18 triệu tấn/năm (tương đương 19,5 - 23 tỷ m3), PVGAS đã bắt đầu đưa Kho cảng LNG Thị Vải tại khu vực Đông Nam bộ vào vận hành từ tháng 7/2023, với công suất giai đoạn 1 là 1 triệu tấn/năm và đang triển khai giai đoạn 2 nâng công suất lên 3 - 5 triệu tấn/năm vào năm 2026.

Ở khu vực Nam Trung bộ, PVGAS cùng với Tập đoàn AES (Hoa Kỳ) đang triển khai dự án Kho cảng LNG Sơn Mỹ để đưa vào vận hành, khai thác từ năm 2026, với công suất giai đoạn 1 là 3,6 triệu tấn/năm và giai đoạn 2 nâng công suất lên 6 triệu tấn/năm.

Đối với khu vực Bắc bộ, PVGAS đang có kế hoạch đầu tư Kho cảng LNG phía Bắc với công suất giai đoạn 1 là 3 triệu tấn/năm và giai đoạn 2 là 6 triệu tấn/năm.

Như vậy có thể thấy, PV GAS đã và đang tiên phong trong việc xây dựng cơ sở hạ tầng cho việc nhập khẩu và cung cấp LNG cho thị trường.

Để đạt được mục tiêu sản lượng LNG cấp cho các nhà máy điện vào năm 2030 như Quy hoạch điện VIII, PV GAS đang có kế hoạch đầu tư các kho LNG theo mô hình “Kho cảng LNG trung tâm cung cấp cho các trung tâm nhiệt điện vệ tinh”, để tận dụng tính tối ưu theo mô hình về chi phí cho tất cả các khâu (bao gồm mua nguồn LNG, đầu tư hạ tầng, phân phối và truyền tải) góp phần giảm giá thành sản xuất điện từ nguồn LNG nhập khẩu.

Những thách thức cho phát triển điện khí

Một trong những thách thức lớn nhất của phát triển điện khí là sự thiếu hụt nguồn khí trong nước và tăng phụ thuộc nguồn LNG nhập khẩu không chỉ để cung cấp cho các dự án điện khí LNG mới, mà còn là cấp thiết để bù đắp cho nguồn khí nội địa cung cấp cho các nhà máy điện khí hiện hữu sẽ bị thiếu hụt trong tương lai,  khi giá LNG nhập khẩu biến động theo giá thị trường quốc tế.

Năm 2015, sản lượng khí cấp trong nước cho sản xuất điện đạt cao nhất là 8,8 tỷ m3/năm; trong đó, khu vực Đông Nam bộ là 7,3 tỷ m3/năm và Tây Nam bộ là 1,5 tỷ m3/năm. Hiện nay nguồn khí nội địa cho sản xuất điện đang suy giảm nhanh chóng qua từng năm: Năm 2023, khí cấp cho sản xuất điện khu vực Đông Nam bộ còn khoảng 4,3 tỷ m3/năm và Tây Nam bộ còn khoảng 1,4 tỷ m3/năm. Theo dự báo, đến năm 2030 khí cấp cho sản xuất điện khu vực Đông Nam bộ chỉ còn khoảng 1 tỷ m3/năm và Tây Nam bộ chỉ còn khoảng 0,6 tỷ m3/năm.

Theo PV GAS, LNG cho phát điện theo Quy hoạch điện VIII  sẽ có một số khó khăn, thách thức chính như sau:

Thứ nhất, thách thức lớn nhất hiện nay của nhà máy điện khí LNG vẫn là giá thành cao hơn rất nhiều so với giá bán lẻ điện mà EVN bán ra cho nền kinh tế. Bộ Công Thương vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho các nhà máy điện khí LNG; Việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm từ phía EVN và bao tiêu sản lượng khí hàng năm chưa có cũng khiến nhà đầu tư lo hiệu quả của dự án. Hơn nữa, việc cam kết sản lượng điện phát và tiêu thụ khí hàng năm sẽ là cơ sở để các ngân hàng xem xét cấp 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. 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 khó triển khai. Điều này có thể ảnh hưởng đến việc cung ứng điện trong tương lai.

Trong bối thế giới có nhiều thay đổi khó lường, giá nhiên liệu khí hóa lỏng biến động thất thường và chiếm tỷ lệ từ 70-80% giá thành điện năng sản xuất, nên việc xây dựng cơ chế giá điện phù hợp để thích nghi với những thay đổi giá nhiên liệu, nhưng không tác động quá lớn tới giá bán lẻ điện là thách thức rất lớn với Việt Nam.

Thứ hai, Việt Nam chưa có kinh nghiệm trong xây dựng, vận hành các dự án kho cảng LNG và chuỗi dự án điện khí sử dụng LNG; Việc nhập khẩu LNG phải theo các thông lệ quốc tế. Trong khi đó, khuôn khổ pháp lý hiện hành cho các dự án LNG ở Việt Nam vẫn chưa được xây dựng hoàn chỉnh. Thậm chí, Việt Nam hiện chưa có bộ tiêu chuẩn kỹ thuật liên quan đến địa điểm, thiết kế, xây dựng và vận hành các cơ sở hạ tầng phục vụ nhập khẩu khí LNG. 

Để đáp ứng khí cho 13 dự án nhiệt điện LNG với tổng công suất đạt 22.400 MW cần tổng công suất kho chứa có thể cung cấp được khoảng 15 - 18 triệu tấn LNG/năm. Trong khi đó, hiện nay Việt Nam chỉ có duy nhất dự án kho chứa LNG tại Thị Vải với công suất 1 triệu tấn LNG/năm được đưa vào vận hành và đang triển khai giai đoạn 2 nâng công suất. Thực tế triển khai dự án Kho chứa LNG tại Thị Vải cho thấy: Cần rất nhiều thời gian, nguồn lực để giải quyết và vượt qua các khó khăn về kinh tế, kỹ thuật của dự án.

Hơn nữa, theo thông tin sơ bộ, để cung cấp khí LNG tái hóa cho 15 dự án nhà máy nhiệt điện LNG nằm phân bố rải rác trên cả nước tại Bảng 1, Phụ lục II của Quy hoạch điện VIII, các chủ đầu tư dự kiến sẽ xây dựng các kho cảng LNG riêng biệt, gắn liền với các dự án điện. Việc này sẽ dẫn đến công tác đầu tư các kho cảng LNG bị rời rạc, tăng thêm chi phí hậu cần khí đến nhà máy điện, phân tán nguồn lực xã hội, ảnh hưởng đến lợi ích tổng thể quốc gia và khả năng chậm tiến độ khi triển khai các dự án kho cảng LNG với số lượng lớn.

Thứ ba, rủi ro cho đầu tư điện khí khi thời gian chuyển đổi sang điện chạy băng hydro ngắn: Theo lộ trình Quy hoạch điện VIII, đến năm 2050, để đáp ứng mục tiêu trung hòa carbon như cam kết của Chính phủ tại COP26, các nhà máy nhiệt điện khí trong nước sẽ chuyển sử dụng LNG, hoặc bằng hydro; đồng thời, các nhà máy điện LNG sẽ chuyển sang đốt kèm hydro, hoặc chạy hoàn toàn bằng hydro. Trong trường hợp dự án khí trong nước/kho cảng LNG mới hoàn thành vào năm 2030, sẽ chỉ có khoảng 20 năm vận hành trước khi nhà máy điện chuyển sang đốt kèm/chạy hoàn toàn bằng hydro. Mặc dù, lộ trình chuyển đổi sang hydro còn phụ thuộc nhiều yếu tố như: Công nghệ, giá thành hydro, tuy nhiên, với vòng đời dự án ngắn (các dự án khí thường có vòng đời dự án tối thiểu 30 năm), việc nghiên cứu, đánh giá tính khả thi và ra quyết định phê duyệt, triển khai dự án sẽ rất khó khăn.

Thứ tư, Việt Nam không chủ động được nguồn cấp khí hóa lỏng, hoàn toàn phải nhập khẩu loại nhiên liệu này. Theo tính toán, nhu cầu nhập khẩu LNG của Việt Nam sẽ tăng lên, đạt khoảng 14 -18 tỉ m3 vào năm 2030 và khoảng 13 - 16 tỉ m3 vào năm 2045. Trong bối cảnh thế giới có nhiều thay đổi khó lường, giá nhiên liệu khí hóa lỏng biến động thất thường và thường chiếm tỷ lệ từ 70-80% giá thành, việc xây dựng cơ chế giá phù hợp để thích nghi với những thay đổi giá nhiên liệu mà không tác động quá lớn tới giá bán lẻ điện là thách thức rất lớn với Việt Nam.

Nhu cầu khí trong nước cho 10 dự án nhà máy điện mới vào năm 2030 (với tổng công suất 7.900 MW) ngày càng gia tăng, cần triển khai các dự án thăm dò, phát triển khai thác, thu gom khí từ các mỏ khí với sự phức tạp về mặt pháp lý, kỹ thuật và đòi hỏi nhu cầu vốn đầu tư lớn. 

Điều này cho thấy, việc nhập khẩu LNG cho sản xuất điện là xu hướng tất yếu không chỉ để cung cấp cho các dự án điện khí LNG mới, mà còn cấp thiết bù đắp nguồn khí cho các nhà máy điện khí hiện hữu có nguy cơ bị thiếu hụt nhiên liệu trong tương lai, khi các mỏ khí khai thác trong nước đang suy giảm nhanh qua từng năm.

Tuy nhiên, cơ chế nhập khẩu thế nào, sự biến động liên tục của giá khí thế giới và chi phí sản xuất điện, việc bố trí (phân bổ, quy hoạch) các nhà máy điện khí trên quy mô cả nước làm sao để giảm giá thành vận chuyển nhiên liệu, cũng như khả năng hấp thụ nguồn nhiên liệu LNG của các nhà máy điện, cùng các vấn đề liên quan như công nghệ khí hóa lỏng, hệ thống kho chứa; cơ chế chính sách thu hút đầu tư, tháo gỡ những tồn tại, khó khăn cho doanh nghiệp… vẫn đang là những câu hỏi, bài toán cần lời giải đáp của cơ quan quản lý, cơ quan nghiên cứu chính sách, các hiệp hội, chuyên gia và của chính doanh nghiệp.

Từ nay đến năm 2030 chỉ còn 7 năm nữa để các dự án khí hóa lỏng triển khai và đi vào vận hành. Nếu chúng ta không nhanh chóng tháo gỡ những vướng mắc thì việc triển khai các dự án khí hóa lỏng sẽ gặp trở ngại lớn, đồng thời sẽ ảnh hưởng đến bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia.

Giải pháp cần có cho phát triển điện khí

Trước hết, để phát triển điện khí, Việt Nam cần sớm hoàn thiện hành lang pháp lý (nhất là các quy định, quy chuẩn, tiêu chuẩn về kỹ thuật, thương mại, tài chính...) làm cơ sở để đầu tư xây dựng kho cảng LNG mới, hiện đại, theo tiêu chuẩn quốc tế, tại các vị trí chiến lược, đủ khả năng tiếp nhận tàu chở LNG có kích thước lớn; để vận hành hệ thống tồn trữ và phân phối LNG, khí tái hóa từ LNG tại các khu vực tiêu thụ; cũng như triển khai quyền được thuê và sử dụng hạ tầng bên thứ ba; để quản lý an toàn và bảo vệ môi trường trong sản xuất, vận chuyển, tồn trữ và sử dụng khí tái hóa từ LNG. 

Theo Quy hoạch điện VIII, để phát triển nhiệt điện khí trong nước, Việt Nam cần: Tập trung đẩy nhanh tiến độ thực hiện các chuỗi dự án khí điện Lô B, Cá Voi Xanh, trong đó đầu tư xây dựng 6.900 MW các nhà máy nhiệt điện khí: Ô Môn II, III, IV (3.150 MW), Miền Trung I, II và Dung Quất I, II, III (3.750 MW); chuyển Ô Môn I (660 MW) sang sử dụng khí Lô B. Thực hiện nhà máy tua bin khí hỗn hợp (TBKHH) Quảng Trị (340 MW) sử dụng khí mỏ Báo Vàng. Đẩy nhanh công tác thăm dò, thẩm lượng mỏ khí Kèn Bầu để lập kế hoạch phát triển mỏ khí và bổ sung các nhà máy điện hạ nguồn (định hướng tại khu vực Hải Lăng - Quảng Trị, Chân Mây - Thừa Thiên Huế) nếu điều kiện cho phép. Không triển khai dự án Kiên Giang 1 và 2 (2x750 MW) do không xác định được nguồn nhiên liệu.

Tiếp tục thực hiện các dự án kho, cảng nhập khẩu LNG tại Thị Vải (cung cấp khí cho Nhơn Trạch 3 và 4 và bổ sung khí cho các nhà máy khu vực Đông Nam Bộ), Sơn Mỹ (cung cấp khí cho Sơn Mỹ I, II). 

Khu vực Đông Nam Bộ: Thực hiện các giải pháp, chú trọng xây dựng hạ tầng, nghiên cứu kết nối trong nước và khu vực phục vụ nhập khẩu khí thiên nhiên và LNG để đảm bảo nguồn khí cho các nhà máy điện Phú Mỹ, Bà Rịa, Nhơn Trạch.

Khu vực Tây Nam Bộ: Thực hiện các giải pháp, đầu tư xây dựng hạ tầng, nghiên cứu kết nối trong nước và khu vực phục vụ nhập khẩu khí thiên nhiên và LNG để đảm bảo nguồn khí cho các nhà máy điện tại Cà Mau.

Đặc biệt, trước mắt cần đẩy nhanh nghiên cứu, đánh giá tính khả thi và triển khai nâng công suất/đầu tư mới các dự án kho cảng LNG để kịp thời đáp ứng nhu cầu nhiên liệu cho phát điện theo Quy hoạch; Phát triển, xây dựng, vận hành và khai thác hạ tầng kỹ thuật quốc gia về điện khí LNG theo mô hình các kho cảng LNG trung tâm (LNG Hub) để cấp nhiên liệu chung cho toàn bộ các nhà máy điện sử dụng LNG để tiết giảm chi phí cho tất cả các khâu (bao gồm mua nguồn LNG, đầu tư hạ tầng, phân phối và truyền tải) góp phần giảm giá thành sản xuất điện từ nguồn LNG nhập khẩu; đồng thời, giúp tận dụng tối ưu tài nguyên diện tích cảng biển, mặt nước cho các mục đích khai thác và phát triển kinh tế khác.

Đồng thời, cần xây dựng chính sách cho ngành công nghiệp LNG đồng bộ và xuyên suốt (bao gồm phát triển hạ tầng LNG theo mô hình Kho cảng trung tâm - LNG Hub), cơ chế chuyển ngang giá khí LNG tái hóa từ hợp đồng mua bán khí sang hợp đồng mua bán điện, phê duyệt cước phí qua kho và đường ống đưa LNG đến nhà máy điện, nguyên tắc phân bổ LNG nhập khẩu cùng với các nguồn khí nội địa cho các nhà máy điện.

Ngoài ra, cần đẩy mạnh tìm kiếm, thăm dò trữ lượng và sản lượng khai thác dầu khí trong nước phục vụ sản xuất điện để giảm phụ thuộc vào nhiên liệu nhập khẩu; Phát triển mạnh mẽ các nguồn năng lượng tái tạo nhằm thay thế tối đa các nguồn năng lượng hóa thạch. Kịp thời cập nhật tiến bộ khoa học - công nghệ trên thế giới về các nguồn năng lượng mới (hydro, amoniac...) để sử dụng cho phát điện. Nghiên cứu ứng dụng công nghệ chuyển đổi nhiên liệu các nhà máy nhiệt điện chạy than, khí sang nhiên liệu sinh khối, amoniac, hydro...

Bên cạnh đó, chú ý cân nhắc lộ trình chuyển đổi nhiên liệu của các nhà máy điện từ khí trong nước và LNG sang hydro với tiến độ phù hợp, tạo điều kiện thuận lợi và đủ thời gian thu hồi vốn cho đầu tư phát triển các dự án khí trong nước, cũng như các dự án LNG; Đồng thời, nghiên cứu triển khai các dự án sản xuất hydro xanh, amoniac xanh để cung cấp cho khách hàng nội địa và xuất khẩu phù hợp với xu hướng chuyển dịch năng lượng hướng đến tăng trưởng xanh, phát triển bền vững.

Tóm lại, phát triển điện khí trong thời gian tới cần bám sát nguyên tắc phát triển điện lực là ưu tiên sử dụng hết lượng khí khai thác trong nước có thể cung cấp được cho sản xuất điện để tăng tính tự chủ trong sản xuất điện, chuyển dần sang đốt kèm nhiên liệu hydrogen khi công nghệ được chứng thực; Xem xét chuyển đổi một số dự án nguồn điện dự kiến sử dụng nhiên liệu than sang sử dụng LNG. Phát triển nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu ở quy mô phù hợp. Nâng cao tính tự chủ của ngành điện, giảm thiểu tối đa sự phụ thuộc vào nước ngoài đối với nhiên liệu sơ cấp; Đồng thời, đảm bảo các mục tiêu cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại Hội nghị COP26 về trung hòa carbon vào năm 2050. 

Tài liệu tham khảo:
1)    https://nangluongvietnam.vn/quy-hoach-dien-viii-vai-tro-co-hoi-va-thach-thuc-doi-voi-tong-cong-ty-khi-viet-nam-31351.html
2)    https://tuyengiao.vn/kinh-te/chuong-trinh-thuong-hieu-quoc-gia-viet-nam/phat-trien-dien-khi-lng-xu-huong-tat-yeu-trong-chinh-sach-dam-bao-an-ninh-nang-luong-147386 
3)    https://www.sggp.org.vn/phat-trien-dien-khi-xu-huong-tat-yeu-dam-bao-an-ninh-nang-luong-post715174.html