Tháng 7/2023, chuyến tàu LNG đầu tiên đã cập cảng kho Thị Vải và mới đây là sự kiện khánh thành kho cảng LNG lớn nhất Việt Nam. Tuy nhiên, trong bối cảnh giá khí thế giới gần đây liên tục biến động thất thường. Điều này có ảnh hưởng đến mục tiêu phát triển điện khí của nước ta không?

Giá khí thế giới biến động với biên độ khá rộng

Thông tin từ Sở Giao dịch Hàng hóa Việt Nam (MXV) cho biết, kết thúc ngày giao dịch 8/11, giá khí tự nhiên niêm yết trên Sở NYMEX giảm 1,08% xuống 3,1 USD/triệu đơn vị nhiệt Anh. Đối với thị trường châu Âu, giá khí cũng giảm 0,88% xuống 45,65 EUR/megawatt giờ. Tuy nhiên, trước khi hạ nhiệt kể từ đầu tháng 11 trong bối cảnh tiêu thụ suy giảm, giá khí đã có ba tháng liên tục tăng mạnh.

Lý giải nguyên nhân, ông Nguyễn Ngọc Quỳnh, Phó Tổng Giám đốc MXV cho biết: “Đà tăng đáng chú ý của giá khí từ cuối tháng 9 do ảnh hưởng của các cuộc đình công công nhân của Australia, vốn chiếm hơn 20% tỷ trọng xuất khẩu LNG toàn cầu. Thêm vào đó, căng thẳng địa chính trị tại khu vực Trung Đông cũng đẩy giá khí lên. Khác với dầu thô khi Israel không phải là quốc gia sản xuất, thì dự án mỏ Tamar đáp ứng hơn 70% nhu cầu khí đốt của Israel và là nguồn cung cấp chính cho sản xuất điện khí. Mỏ này đã bị đóng cửa sau các cuộc tấn công của Hamas hồi đầu tháng 10. Xuất khẩu điện sang Ai Cập cũng bị ảnh hưởng, gián tiếp liên quan tới xuất khẩu LNG từ Ai Cập sang Thổ Nhĩ Kỳ và một số nước Liên minh châu Âu (EU)”.

Giá khí thế giới thời gian gần đây biến động tăng, giảm với biên độ khá rộng và còn khá nhạy cảm với yếu tố thời tiết khi các nước phương Tây chuẩn bị bước vào giai đoạn mùa đông.

Con đường hướng tới điện khí LNG

Việt Nam cũng là quốc gia nhập khẩu nhiều khí đốt, với dạng khí đốt hóa lỏng (LPG) sản xuất từ quá trình lọc dầu thô và chế biến khí tự nhiên. LPG được ứng dụng chủ yếu cho hoạt động dân dụng, sản xuất và kinh doanh. Trong khi đó, nguồn cung trong nước chỉ đáp ứng được gần 70% nhu cầu.

Theo dữ liệu từ Tổng cục Hải quan, trong 9 tháng đầu năm, Việt Nam chi hơn 1,15 tỷ USD để nhập khẩu trên 1,9 triệu tấn LPG, tăng 35,4% về lượng, giảm 1,4% về trị giá so cùng kỳ năm 2022. Hai tháng gần đây khi giá thế giới tăng trở lại, giá nhập khẩu tháng 9 đạt 603,3 USD/tấn, tăng tháng thứ hai liên tiếp.

Chỉ tính riêng trong 9 tháng năm 2023, nhập khẩu LPG của Việt Nam đã bằng 97,5% tổng lượng nhập của cả năm 2022. Không chỉ dừng lại ở LPG, nhu cầu khí đốt của Việt Nam được dự báo sẽ còn tăng cao hơn nữa trong trung và dài hạn. Đặc biệt, ứng dụng trong sản xuất điện từ khí LNG, nhằm giảm lượng khí thải carbon đang là một trong những mục tiêu quan trọng của Chính phủ.

Quy hoạch điện VIII dự kiến điện khí sẽ là nguồn điện mũi nhọn trong giai đoạn 2021-2030, với tăng trưởng kép 26%. Cơ cấu nguồn nhiệt điện khí tự nhiên và LNG đến năm 2030 sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 24,8% tổng công suất nguồn điện, chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện. Trong đó, nhiệt điện khí trong nước chiếm 9,9% và nhiệt điện LNG chiếm 14,9%.

LNG được sử dụng trong việc sản xuất điện góp phần giảm lượng phát thải khí CO2 ra môi trường thấp hơn 50% so nhiệt điện than, giảm đáng kể lượng khí thải N2O và hầu như không có khí thải SO2 gây hại cho môi trường.

Việc phát triển điện khí LNG đặc biệt phù hợp mục tiêu trung hòa carbon vốn đang là nhiệm vụ quan trọng của Chính phủ. Tuy nhiên, con đường này sẽ phụ thuộc vào nguồn nhập khẩu. Khi đó, giá khí sẽ chịu ảnh hưởng bởi biến động cung cầu và bối cảnh thế giới, đòi hỏi Việt Nam luôn cần tính toán đến bài toán kinh tế và chủ động nguồn cung.

Thách thức song hành cùng cơ hội

Hiện tại, sản phẩm từ khí nước ta nhập khẩu chủ yếu là LPG, nhằm đáp ứng nhu cầu dân dụng, công nghiệp, và khá ít ứng dụng cho sản xuất điện. Các nhà máy điện khí tại Việt Nam chủ yếu sẽ dẫn nguồn trực tiếp từ mỏ theo hệ thống đường ống, hiện đóng góp khoảng 11% tổng sản lượng điện trong nước. Còn đối với LNG, dòng khí được hóa lỏng bằng nhiệt độ làm lạnh sâu với công nghệ phức tạp.

Theo dữ liệu từ Hiệp hội Năng lượng, khả năng cung cấp tối đa khí thiên nhiên khai thác trong nước cho phát điện được dự tính trong Quy hoạch điện VIII sẽ giảm dần từ 14,6 tỷ m3 năm 2025 xuống còn 7,7 tỷ m3 năm 2035. Do đó, để bảo đảm mục tiêu quy hoạch điện VIII, giải pháp hữu hiệu nhất đã được xác định là ưu tiên đầu tư hạ tầng kỹ thuật phục vụ nhập khẩu và tiêu thụ LNG.

“Điều này đặt ra thách thức về vấn đề giá, chủ động nguồn cung trong bối cảnh giá khí thế giới thường có xu hướng biến động rất mạnh. Bất ổn tại khu vực Trung Đông gần đây là một ví dụ, do khu vực này cũng là nơi sản xuất LNG hàng đầu thế giới”, ông Quỳnh cho biết thêm.

Do đó, một điểm sáng trong thời gian qua là chuyến hàng LNG đầu tiên đã được PVGas nhập khẩu về kho Thị Vải. Ngày 29/10, kho chứa LNG Thị Vải tại Bà Rịa-Vũng Tàu được khánh thành, có sức chứa 180.000 m3 với công suất trung bình 1 triệu tấn LNG/năm trong giai đoạn 1. Dự án tiếp tục triển khai giai đoạn 2 với công suất lên đến 3-5 triệu tấn/năm vào năm 2026.

Ở khu vực Nam Trung bộ, PVGas cùng với Tập đoàn AES (Mỹ) cũng 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 là 6 triệu tấn/năm.

Khu vực Bắc Bộ cũng có kế hoạch đầu tư kho cảng LNG với công suất 3 triệu tấn/năm giai đoạn 1 và 6 triệu tấn/năm giai đoạn 2.

Với mục tiêu phấn đấu chuẩn bị đủ năng lực nhập khẩu khoảng 8 tỷ m3 LNG vào năm 2030 và 15 tỷ m3 vào năm 2045, việc từng bước phát triển hệ thống kho cảng đủ tiêu chuẩn lưu trữ sẽ mở ra cơ hội cho Việt Nam chủ động hơn đối với vấn đề kiểm soát và tích trữ nguồn cung.

Ông Nguyễn Ngọc Quỳnh đánh giá: “Trước thách thức về biến động giá cả thế giới, việc tăng cường bảo hiểm giá thông qua các công cụ hợp đồng tương lai, hợp đồng quyền chọn tại MXV, đối với các sản phẩm khí tự nhiên cũng được kỳ vọng sẽ là giải pháp hữu hiệu. Điều này sẽ góp phần phòng ngừa rủi ro về giá, hướng tới việc thực hiện hiệu quả mục tiêu giảm “dấu chân carbon” cho ngành năng lượng”.