Trong báo cáo vừa gửi Bộ Công Thương, Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) đã nêu ra những vướng mắc khi sắp tới nhiều nhà máy điện khí trong nước sẽ phải sử dụng bổ sung nhiên liệu khí LNG nhập khẩu.

Theo EVN, trong các năm vừa qua, khả năng cấp khí Đông Nam Bộ của PVN/PVGas cho phát điện đang suy giảm mạnh từ năm 2020 trở đi (do các mỏ khí bước vào thời kỳ suy giảm sản lượng), trong đó năm 2020 khả năng cấp chỉ khoảng 6 tỷ m3, đến năm 2030 khả năng cấp chỉ còn 4,3 tỷ m3. Khả năng cấp khí cho khu vực Tây Nam Bộ ổn định trong khoảng 1,3 – 1,4 tỷ m3/năm.

Ngày 11/7/2023, PVGas có văn bản về việc cấp khí LNG tái hóa cho các nhà máy điện tại khu vực Đông Nam Bộ, theo đó PVN dự kiến khả năng cấp khí thiên nhiên khu vực Đông Nam Bộ năm 2024 chỉ ở mức 3,06 tỷ m3, năm 2025 ở mức 2,61 tỷ m3 (chỉ đáp ứng gần 33% so với nhu cầu nhiên liệu của các nhà máy điện) và đề xuất sử dụng LNG là nhiên liệu bổ sung, thay thế.

Để đảm bảo nhiên liệu cho phát điện, Tổng Công ty điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) có văn bản gửi EVN đề xuất xem xét chấp thuận phương án bổ sung LNG cho phát điện, đồng thời đàm phán phụ lục hợp đồng mua bán điện để sử dụng nguồn nhiên liệu này. 

Trong các năm tới, nguồn cung cấp khí thiên nhiên chưa được khai thác bổ sung và ngày càng suy giảm thì việc bổ sung nguồn nhiên liệu khí LNG cho các nhà máy điện khí hiện hữu là việc cần phải xem xét.

Đặc biệt, đối với các dự án nhiệt điện BOT Phú Mỹ 2.2 và Phú Mỹ 3 sau khi bàn giao (vào năm 2024 với Phú Mỹ 3 và 2025 với Phú Mỹ 2.2) sẽ chỉ sử dụng được nhiên liệu LNG do khí thiên nhiên nội địa đã phân bổ hết cho các hộ tiêu thụ hiện hữu đã ký các hợp đồng dài hạn.

Để đảm bảo cấp khí cho giai đoạn tiếp theo, EVNGENCO3 đã ký kết hợp đồng sửa đổi bổ sung số 12 hợp đồng mua bán khí Nam Côn Sơn (đã được EVN chuyển giao chủ thể từ 18/11/2022) với PVGas vào ngày 29/6/2023, trong đó LNG cũng được coi là một nguồn giao khí bên cạnh các khí nội địa hiện hữu đang được PVGas khai thác và cung cấp.

Tuy nhiên, EVN cho rằng việc bổ sung LNG cho phát điện gặp nhiều khó khăn, vướng mắc. Cụ thể, giá LNG về Việt Nam hiện nay theo các nghiên cứu của các tư vấn ở mức 10-12 USD/tr.BTU, cộng cả các chi phí tồn trữ, tái hóa, vận chuyển thì giá khí LNG sau khi tái hóa đến hàng rào các nhà máy điện Phú Mỹ sẽ ở mức 12 -14 USD/tr.BTU, gấp 1,5 lần so với giá khí nội địa hiện hữu.

"Việc này sẽ dẫn đến tăng chi phí phát triển của các nhà máy điện, tăng chi phí mua điện của EVN trong bối cảnh cân đối tài chính của EVN đang gặp khó khăn", báo cáo trên cho biết. 

Trường hợp chỉ các nhà máy điện của EVN hoặc chỉ các nhà máy điện Phú Mỹ của EVN/GENCO3 sử dụng LNG bổ sung, các nhà máy điện còn lại dùng khí nội địa thì khả năng cạnh tranh trong thị trường của các nhà máy điện tuabin khí khi sử dụng nhiên liệu LNG sẽ bị ảnh hưởng rất lớn, trong trường hợp giá LNG quá cao sẽ dẫn đến việc không thể vận hành trong thị trường điện.

Được biết, Quy hoạch điện VIII được Thủ tướng Chính phê duyệt theo Quyết định số 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023, xác định đến năm 2030, cơ cấu nguồn nhiệt điện khí trong nước và LNG sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 25,7% tổng công suất nguồn điện, 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%.

Theo số liệu của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN), trong giai đoạn căng thẳng hệ thống điện vừa qua, trường hợp các nhà máy nhiệt điện khí chạy dầu diesel (DO) bổ sung thêm nguồn cung khí nội địa sẽ có giá thành nhiên liệu (xấp xỉ 23 USD/mmbtu) cho phát điện, cao gần gấp đôi so với sử dụng khí LNG theo giá thị trường thế giới (11-13 USD/mmbtu).

Thy Lê