Hội thảo

Phát triển nguồn nhiệt điện khí: Giải pháp chuyển tiếp của quá trình chuyển dịch năng lượng Việt Nam

trung.pd2 | Feb 20, 24

Phát triển nguồn nhiệt điện khí: Giải pháp chuyển tiếp của quá trình chuyển dịch năng lượng Việt Nam

1.1 Vai trò của các nhà máy nhiệt điện khí

Nguồn nhiệt điện khí đã được phát triển tại Việt Nam từ thập niên 1990 và đến nay có tổng công suất lắp đặt 7.448 MW, chiếm tỷ trọng trên 9% tổng công suất toàn hệ thống điện.

Với kế hoạch phát triển các mỏ khí mới (Lô B, Cá Voi xanh, Báo Vàng …), Việt Nam định hướng phát triển thêm khoảng 7.900 MW nhiệt điện sử dụng khí trong nước [1, 2].

Nhiệt điện khí có vai trò quan trọng, vừa đảm bảo sử dụng hiệu quả và hợp lý nguồn tài nguyên dầu khí trong nước, vừa đóng góp tỷ trọng đáng kể trong nguồn cung ứng điện, đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia.

Hiện nay, với các lợi thế như hiệu suất cao, mức phát thải thấp, độ tin cậy và tính linh hoạt vận hành cao, chi phí phát điện có tính cạnh tranh, việc phát triển các nhà máy nhiệt điện khí (nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp) mới được kỳ vọng tiếp tục đóng vai trò quan trọng trong hệ thống điện có nguồn năng lượng tái tạo tăng cao, thích ứng với các mục tiêu của quá trình chuyển dịch năng lượng.

Vì vậy, đồng thời với phát triển nguồn nhiệt điện sử dụng khí trong nước, Việt Nam cũng định hướng phát triển các nguồn nhiệt điện khí LNG nhập khẩu với mục tiêu đạt tổng công suất lắp đặt 22.400 MW vào năm 2030 [2].

Theo đó, đến năm 2030, nguồn nhiệt điện khí (khí trong nước và LNG) chiếm tỷ trọng khoảng trên 24% tổng công suất toàn hệ thống điện.

Với cam kết quốc tế về đạt mức phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050, phù hợp với kế hoạch khai thác các mỏ khí trong nước, Việt Nam đề ra mục tiêu đến năm 2050, có 7.030 MW nhiệt điện sử dụng khí trong nước chuyển sang sử dụng hydro hoàn toàn và 25.400 MW (tổng công suất vào năm 2050) nhiệt điện khí LNG chuyển dần sang sử dụng hydro [2].

1.2 Phát triển các dự án nhiệt điện sử dụng nguồn khí trong nước: Các thách thức và giải pháp

1.2.1 Hiện trạng nguồn cung cấp khí trong nước và các nhà máy nhiệt điện khí hiện hữu

Theo số liệu từ Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tổng Công ty Khí Việt Nam (PVGAS), đến nay Việt Nam đã khai thác và vận hành các hệ thống cung cấp khí cho lĩnh vực phát điện như sau:

Hệ thống khí Cửu Long:

Hệ thống khí Cửu Long (trước đây gọi là hệ thống khí Bạch Hổ) bao gồm: Giàn nén khí ngoài khơi, Hệ thống đường ống vận chuyển khí từ các mỏ dầu khí thuộc bể Cửu Long, các trạm phân phối khí.

Từ tháng 04/1995 khí đồng hành từ mỏ Bạch Hổ được đưa vào bờ và cung cấp cho Nhà máy điện Bà Rịa với công suất 1 triệu m³/ngày.

Tiếp sau đó, cùng với việc hoàn thành giàn nén khí nhỏ, giàn nén khí lớn ngoài khơi và hệ thống đường ống dẫn khí trên bờ, công suất đưa khí vào bờ được nâng dần lên 2 triệu m³/ngày vào đầu năm 1997 và 3 triệu m³/ngày vào cuối năm 1997, trên 5 triệu m³/ngày vào năm 2002 để vận chuyển thêm nguồn khí từ các mỏ khác thuộc bể Cửu Long: mỏ Rạng Đông 2002, Cá Ngừ Vàng, Phương Đông 2008, Sư Tử Vàng, Sư Tử Đen 2009, Vòm Bắc, Rồng, Đồi Mồi 2010, Tê Giác Trắng 2011, Hải Sư Đen, Hải Sư Trắng 2013, Đại Hùng năm 2015, Thiên Ưng năm 2016… đến các nhà máy điện, đạm, khách hàng công nghiệp khác tại Bà Rịa - Vũng Tàu, Đồng Nai.

Hiện nay, Hệ thống khí Cửu Long đã được phát triển với hệ thống đường ống dẫn khí dài 107 km từ bể Cửu Long vào bờ, có công suất thiết kế 2 tỷ m³ khí/năm.

Hệ thống khí Nam Côn Sơn

Hệ thống khí Nam Côn Sơn bao gồm hệ thống đường ống dài trên 400 km (nối từ các mỏ thuộc bể Nam Côn Sơn) và Nhà máy xử lý khí Nam Côn Sơn.

Từ tháng 12/2002, dòng khí đầu tiên từ mỏ Lan Tây, Lan Đỏ đã được đưa vào bờ, cấp đến các hộ tiêu thụ. Tiếp sau đó, Hệ thống khí Nam Côn Sơn lần lượt tiếp nhận thêm nguồn khí từ các mỏ khác thuộc bể Nam Côn Sơn (Rồng Đôi, Rồng Đôi Tây năm 2006, Chim Sáo, Dừa năm 2011, Hải Thạch, Mộc Tinh năm 2013), trở thành hệ thống khí có công suất lớn nhất ở Việt Nam, trên 7 tỷ m³ khí/năm.

Hệ thống khí Nam Côn Sơn 2

Chuỗi dự án Nam Côn Sơn 2 có mục tiêu đảm bảo nhu cầu thu gom, vận chuyển và xử lý khí mỏ Sư Tử Trắng, Sao Vàng – Đại Nguyệt, Thiên Ưng - Đại Hùng và dự phòng cho đường ống Bạch Hổ - Dinh Cố; bổ sung công suất tiếp nhận và xử lý khí, tăng tính linh hoạt trong vận hành các công trình; bổ sung nguồn khí thiếu hụt khu vực Đông Nam bộ nhằm đảm bảo cung cấp khí cho các hộ tiêu thụ hiện hữu, phục vụ cho phát triển kinh tế và đảm bảo an ninh năng lượng; đồng thời làm tiền đề cho việc phát triển các mỏ ở khu vực lân cận trong các giai đoạn sau.

Hệ thống tuyến ống Nam Côn Sơn 2 có chiều dài tuyến ống biển lên đến 330 km và 29 km đường ống dẫn khí khô đến Trung tâm Phân phối khí Phú Mỹ để cung cấp cho các hộ tiêu thụ.

Hệ thống khí PM3 - Cà Mau

Mỏ khí PM3-CAA thuộc bể Mã Lai – Thổ Chu nằm trong vùng “Thỏa thuận thương mại” giữa Việt Nam và Malaysia. Hệ thống khí PM3 - Cà Mau gồm hệ thống đường ống khí 18” dài 325 km (298 km đường ống biển và 27 km đường ống bờ), 2 trạm khí và 1 trung tâm phân phối khí. Hệ thống có công suất thiết kế trên 2 tỷ m³ khí/năm. Từ tháng 5/2007, dòng khí đầu tiên được cấp cho Nhà máy Điện Cà Mau 1.

Phù hợp với sự phát triển các hệ thống cung cấp khí nêu trên, tại khu vực Đông Nam Bộ và khu vực Tây Nam Bộ đã hình thành 3 cụm nhiệt điện khí lớn: Phú Mỹ (tỉnh Bà rịa – Vũng tàu), Cà Mau (tỉnh Cà Mau) và Nhơn Trạch (tỉnh Đồng Nai), gồm 12 nhà máy điện như trình bày tại Bảng 4.1và Hình 4.1.

Bảng 1.1.Danh mục các dự án nhiệt điện khí hiện hữu

Tên nhà máy	Tỉnh	Năm vận hành	Công suất đặt (MW)	Nguổn khí sử dụng
1. Vùng Đông Nam Bộ			5.906	Hệ thống khí Nam Côn Sơn và hệ thống khí Cửu Long
TBKHH Phú Mỹ 2.1	BR-VT	2003	499
TBKHH Phú Mỹ 2.1 MR	BR-VT	2005	450
TBKHH Phú Mỹ 1	BR-VT	2001	1.140
TBKHH Phú Mỹ 4	BR-VT	2004	468
TBKHH Phú Mỹ 3	BR-VT	2003	740
TBKHH Phú Mỹ 2-2	BR-VT	2005	740
TBKHH Bà Rịa 1	BR-VT	1999	169
TBKHH Bà Rịa 2	BR-VT	2001	175
TBKHH Nhơn Trạch I	Đồng Nai	2008	465
TBKHH Nhơn Trạch II	Đồng Nai	2010	750
2. Vùng Tây Nam Bộ			1.542	Hệ thống khí PM3 – Cà Mau
TBKHH Cà Mau I	Cà Mau	2007	771
TBKHH Cà Mau II	Cà Mau	2008	771

Hình 1.1.Sơ đồ vị trí các NMĐ/TTĐL sử dụng nguồn khí trong nước khu vực phía Nam
(Nguồn: PVGAS)

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 7,3 tỷ m³/năm, Tây Nam Bộ 1,5 tỷ m³/năm. Hiện nay, sau nhiều năm khai thác và vận hành cung cấp khí cho các nhà máy nhiệt điện khí, sản lượng khí từ các hệ thống khí Nam Côn Sơn, Cửu Long, PM3 – Cà Mau đều suy giảm, dẫn đến sản lượng khí cung cấp cho các hộ tiêu thụ đang thấp hơn so với nhu cầu. Năm 2023, 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, khu vực Đông Nam Bộ chỉ còn khoảng 1 tỷ m³/năm và Tây Nam Bộ chỉ còn khoảng 0,6 tỷ m³/năm.

1.2.2 Định hướng và mục tiêu phát triển nhiệt điện khí trong nước

Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021 – 2030, tầm nhìn đến năm 2050 [1] đề ra một số mục tiêu và định hướng phát triển lĩnh vực khí như sau:

-Sản lượng khai thác khí tự nhiên giai đoạn 2021 - 2030 đạt 5,5 - 15 tỷ m³/năm. Định hướng giai đoạn 2031 - 2050 đạt 10 -15 tỷ m³/năm.

-Tập trung đẩy mạnh công tác tìm kiếm, thăm dò các Bể Cửu Long, Nam Côn Sơn, Mã Lai - Thổ Chu, Sông Hồng; song song với công tác tận thăm dò, thăm dò mở rộng đối tượng truyền thống nhằm bổ sung trữ lượng và đưa vào phát triển khai thác sử dụng hệ thống hạ tầng cơ sở có sẵn; dần chuyển hướng thăm dò, đánh giá khả năng khai thác dầu khí từ các đối tượng phi truyền thống.

-Tập trung nguồn lực đẩy nhanh tiến độ hai dự án khí lớn:

Dự án khí Lô B (48/95 và 52/97): Đường ống dẫn khí Lô B – Ô Môn có chiều dài dự kiến 329 km, công suất khoảng 6,4 tỷ m³/năm, dự kiến hoàn thành năm 2027;
Dự án khí Cá Voi Xanh: Đường ống dẫn khí từ Lô 118 về bờ có chiều dài dự kiến 90 - 110 km, công suất khoảng 7 - 11 tỷ m³/năm, dự kiến hoàn thành trước năm 2030.

-Thực hiện tìm kiếm thăm dò dầu khí các dự án quan trọng có tiềm năng như mỏ Báo Vàng, mỏ Kèn Bầu, v.v..

Phù hợp với các mục tiêu và định hướng phát triển các dự án khí nêu trên, phương án phát triển nhiệt điện khí trong nước được đề ra trong Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch Điện VIII) [2] như sau: “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 xây dựng nhà máy tuabin 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”.

Bảng 1.2.Danh mục các nhà máy nhiệt điện khí trong nước sẽ được phát triển [2]

TT	Dự án	Công suất (MW)	Giai đoạn	Nguồn khí sử dụng
1	Nhiệt điện Ô Môn I*	660	2021-2030	Sử dụng khí Lô B
2	NMNĐ Ô Môn II	1.050	2021-2030
3	NMNĐ Ô Môn III	1.050	2021-2030
4	NMNĐ Ô Môn IV	1.050	2021-2030
5	TBKHH Dung Quất I	750	2021-2030	Sử dụng khí Cá Voi Xanh
6	TBKHH Dung Quất II	750	2021-2030
7	TBKHH Dung Quất III	750	2021-2030
8	TBKHH Miền Trung I	750	2021-2030
9	TBKHH Miền Trung II	750	2021-2030
10	TBKHH Quảng Trị	340	2021-2030	Sử dụng khí mỏ Báo Vàng
Tổng công suất		7.900

* Nhà máy điện hiện có chuyển sang dùng khí Lô B.

Hình 1.2.Sơ đồ hạ tầng cấp khí khu vực Tây Nam Bộ sử dụng nguồn khí Lô B và PM3 [3]

Hình 1.3.Sơ đồ hạ tầng cấp khí khu vực Trung Bộ sử dụng nguồn khí Cá Voi Xanh [3]

1.2.3 Các thách thức đối với việc phát triển nhà máy nhiệt điện sử dụng khí trong nước

Trong số 10 dự án nhiệt điện khí dự kiến phát triển (Bảng 4.2), ngoại trừ Nhiệt điện Ô Môn I là nhà máy nhiệt điện hiện hữu sẽ chuyển sang đốt khí khi có khí, còn 9 dự án mới (với tổng công suất 7.240 MW) hiện đều đang trong quá trình chuẩn bị đầu tư xây dựng. Vì vậy, việc đưa các dự án này vào vận hành trước năm 2031 (chỉ còn khoảng 7 năm để thực hiện) là tiến độ vô cùng thách thức, đặc biệt là trong bối cảnh có nhiều vấn đề chính sau đây cần được chú trọng.

1.2.3.1 Chịu sự điều chỉnh của nhiều Luật và sự phê duyệt của nhiều cấp, nhiều Bộ ngành

Chuỗi dự án Khí – Điện bao gồm các dự án khí thượng nguồn, đường ống dẫn, trạm khí và nhà máy nhiệt điện, có sự tham gia của nhiều bên liên quan trong nước và ngoài nước; và chịu sự điều chỉnh của nhiều Luật như: Luật Dầu khí, Luật Xây dựng, Luật Đầu tư, Luật Điện lực, Luật Quản lý sử dụng vốn nhà nước đầu tư vào sản xuất kinh doanh tại doanh nghiệp, Luật Quốc phòng v.v..

Vì vậy, các hồ sơ, thủ tục của dự án nhiệt điện khí và các dự án thành phần trong chuỗi dự án Khí – Điện cần được trình đến nhiều Bộ ngành liên quan và Chính phủ để xem xét, chấp thuận/phê duyệt.

1.2.3.2 Sự thống nhất với các quy hoạch của địa phương, quy hoạch ngành

Chuỗi dự án Khí – Điện kéo dài từ dự án thượng nguồn ngoài khơi, đường ống vận chuyển dưới biển, trên bờ, các trạm khí và nhà máy nhiệt điện trên đất liền, có liên quan đến các quy hoạch ngành và địa phương như: quy hoạch giao thông vận tải, quy hoạch không gian biển, quy hoạch sử dụng đất và quy hoạch phát triển kinh tế của địa phương, quy hoạch đấu nối với hệ thống điện v.v..

Vì vậy, đòi hỏi phải có sự phối hợp chặt chẽ với các ngành, các cơ quan địa phương, đặc biệt là trong công tác bồi thường, giải phóng mặt bằng.

1.2.3.3 Tiến độ thực hiện đồng bộ của chuỗi dự án

Dự án nhiệt điện khí và các dự án thành phần trong chuỗi dự án Khí – Điện có nhiều bên liên quan (Stakeholder) tham gia như: các chủ dự án, các nhà thầu (thường là nhà thầu EPC), các nhà vận hành, các bên cho vay, bên mua điện v.v…, với nhiều khâu tổ chức thực hiện, nhiều giai đoạn khảo sát, thiết kế, thi công xây dựng khác nhau. Vì vậy, sự đồng bộ các thời điểm quyết định đầu tư; sự thống nhất các giao diện kỹ thuật giữa các dự án; và sự đồng bộ tiến độ cấp khí với tiến độ nghiệm thu chạy thử nhà máy nhiệt điện khí có ý nghĩa rất quan trọng đối với việc đảm bảo hiệu quả đầu tư của các dự án này.

Ngoài ra, rủi ro chậm trễ của một dự án thành phần có thể ảnh hưởng đến tiến độ hoàn thành, rủi ro bị phạt hợp đồng và hiệu quả kinh tế của các dự án khác trong chuỗi dự án, nên vấn đề này cũng cần được nghiên cứu để có giải pháp quản lý phù hợp.

1.2.3.4 Hợp đồng mua khí và Hợp đồng mua bán điện

Các chủ dự án nhà máy nhiệt điện khí thường yêu cầu trong Hợp đồng mua bán điện (PPA) có sự cam kết sản lượng điện (Qc) dài hạn ổn định hoặc bao tiêu sản lượng điện hoặc chuyển ngang cam kết sản lượng mua khí và chuyển ngang giá khí từ Hợp đồng mua khí sang Hợp đồng PPA.

Trong khi đó, đối với bên mua điện, các yêu cầu này có thể dẫn đến những rủi ro nhất định, đặc biệt là trường hợp hệ thống điện không huy động nhà máy vận hành phát điện nhưng bên mua vẫn phải trả chi phí theo sản lượng bao tiêu.

1.2.3.5 Chất lượng và thành phần khí cấp

Khí từ các nguồn khí Lô B và Cá Voi Xanh là khí tự nhiên có nhiệt trị thấp với hàm lượng khí trơ (CO₂, N₂) cao. Hàm lượng khí trơ trong khí Lô B là khoảng 23-30%, còn trong khí Cá Voi Xanh khoảng 40%.

Hàm lượng khí trơ cao là vấn đề cần cân nhắc kỹ khi lựa chọn công nghệ tuabin khí và đồng thời là vấn đề thách thức về mặt môi trường trong bối cảnh Việt Nam cam kết giảm phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050.

1.2.3.6 Thích ứng với sự phát triển công nghệ

Phù hợp với bối cảnh chuyển dịch năng lượng, các nhà chế tạo (OEM) tuabin khí chú trọng nghiên cứu và ứng dụng các giải pháp nhằm giải quyết các vấn đề thách thức chính sau đây khi phát triển các nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp mới: Nâng cao hiệu suất vận hành phát điện; Khả năng tương thích với tỷ trọng tăng cao của các nguồn năng lượng tái tạo; Thích ứng với dải nhiên liệu vận hành mở rộng; Giảm phát thải khí CO₂; Thúc đẩy ứng dụng công nghệ số; Giảm chi phí sản xuất điện quy đổi.

Nhờ ứng dụng các công nghệ mới như: năng lực điện toán (mô phỏng) quy mô lớn, hệ thống tự động hóa cao, công nghệ chế tạo đắp dần (hay công nghệ in 3D), trí tuệ nhân tạo (AI) và song sinh số, các nhà chế tạo OEM giảm chi phí chế tạo, chi phí vận hành và bảo trì, chi phí nhiên liệu và nhờ đó, làm giảm chi phí sản xuất điện quy đổi của nhà máy nhiệt điện khí, giải quyết các thách thức nêu trên. Kết quả là các nhà chế tạo OEM không ngừng cải tiến công nghệ, giảm chi phí sản xuất điện và chào các tổ máy tuabin khí thế hệ mới, tiên tiến.

Trong khi đó, quá trình chuẩn bị đầu tư của chuỗi dự án Khí – Điện thường kéo dài nhiều năm. Có trường hợp, từ thời điểm phê duyệt báo cáo nghiên cứu khả thi (FS) đến khi tiến hành lựa chọn nhà thầu EPC cho dự án nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp kéo dài khoảng trên 5 năm, dẫn đến công nghệ tuabin khí lựa chọn tại thời điểm lập FS không phải là công nghệ được kiểm chứng mới nhất và không có được thông số vận hành (hiệu suất) cao nhất.

1.2.3.7 Kết nối đường ống dẫn khí trong nước và xuyên ASEAN

Việc quy hoạch phát triển các hệ thống cung cấp khí ở Việt Nam đã và đang được thực hiện với từng cụm hộ tiêu thụ tương ứng: hệ thống khí Cửu Long và hệ thống khí Nam Côn Sơn cung cấp khí cho các cụm nhà máy điện (Bà Rịa, Phú Mỹ, Nhơn Trạch) và các nhà máy công nghiệp ở khu vực Đông Nam Bộ; hệ thống khí PM3 – Cà Mau cung cấp cho cụm khí – điện – đạm Cà Mau ở khu vực Tây Nam Bộ (Cà Mau); hệ thống khí lô B dự kiến phát triển để cung cấp khí cho cụm nhà máy điện Ô Môn ở khu vực Tây Nam Bộ (Cần Thơ); hệ thống khí Cá Voi Xanh dự kiến cung cấp khí cho cụm các nhà máy điện và nhà máy công nghiệp ở khu vực Trung Bộ (Quảng Ngãi và Quảng Nam).

Hiện nay, chưa có quy hoạch hay kế hoạch cụ thể kết nối các hệ thống cung cấp khí trong nước, đặc biệt là trong giai đoạn tới sẽ phát triển nhiều kho cảng nhập LNG và các tuyến ống cung cấp khí LNG.

Trong khi đó, trong khối ASEAN, Việt Nam đã có kết nối đường ống dẫn khí với Malaysia và theo định hướng của ASEAN, đến năm 2025 sẽ mở rộng mạng đường ống dẫn khí kết nối với tối thiểu 8 nước thành viên ASEAN.

1.2.3.8 Chuyển đổi nhiên liệu sang sử dụng hydro

Theo Quy hoạch Điện VIII [2]: “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”.

Theo đó, cụm các nhà máy nhiệt điện khí mới (sử dụng khí lô B và khí Cá Voi Xanh) cần định hướng chuyển sang sử dụng LNG (sau khoảng 15 - 20 năm vận hành) khi sản lượng khí từ các mỏ này suy giảm; còn các cụm nhà máy nhiệt điện khí hiện hữu cần có định hướng chuyển sang sử dụng hydro.

1.2.4 Các giải pháp và một số ý kiến đề xuất

1.2.4.1 Có sự chỉ đạo thống nhất của Ban Chỉ đạo Nhà nước

Ngày 22 tháng 11 năm 2023 Thủ tướng Chính phủ đã ban hành Quyết định số 1447/QĐ-TTg thành lập Ban Chỉ đạo Nhà nước các chương trình, công trình, dự án quan trọng quốc gia, trọng điểm ngành năng lượng (Ban Chỉ đạo Nhà nước), thực hiện chức năng giúp Thủ tướng Chính phủ nghiên cứu, chỉ đạo và phối hợp giải quyết những công việc quan trọng, liên ngành trong thực hiện các chương trình, công trình, dự án quan trọng quốc gia, trọng điểm ngành năng lượng.

Các chuỗi dự án Khí – Điện sử dụng khí trong nước là các dự án có tính chất quan trọng quốc gia và mang tính trọng điểm của ngành năng lượng nên cần được đưa vào Danh mục các chương trình, công trình, dự án quan trọng quốc gia, trọng điểm ngành năng lượng và đề án thuộc phạm vi chỉ đạo của Ban Chỉ đạo Nhà nước, để chỉ đạo, kiểm tra, điều hòa phối hợp và đôn đốc các Bộ, ngành, địa phương liên quan thực hiện các nhiệm vụ về đầu tư, xây dựng các chuỗi dự án; và nghiên cứu, đề xuất với Thủ tướng Chính phủ phương hướng, giải pháp để giải quyết những vấn đề quan trọng liên ngành để đẩy nhanh tiến độ các dự án này.

1.2.4.2 Đảm bảo hài hoà lợi ích giữa các bên

Hiệu quả đầu tư của chuỗi dự án Khí – Điện cần được xem xét, đánh giá tổng thể trên cơ sở hiệu quả phát triển kinh tế, xã hội, đảm bảo an ninh năng lượng và lợi ích quốc gia.

Trên nguyên tắc đảm bảo lợi ích quốc gia và hài hòa lợi ích của các bên tham gia, đề xuất Ban Chỉ đạo Nhà nước chủ trì giải quyết các vấn đề chính như cơ chế xác định giá khí, sản lượng khí cam kết, sản lượng điện cam kết nhằm giúp các bên liên quan thống nhất các hợp đồng mua bán khí, hợp đồng mua khí, hợp đồng mua bán điện, để các bên có cơ sở triển khai thực hiện các dự án.

1.2.4.3 Nắm bắt công nghệ, đề ra giải pháp tối ưu

Các chủ dự án nhiệt điện khí, với sự hỗ trợ của các đơn vị tư vấn, cần nắm rõ các thách thức và xu hướng phát triển công nghệ của các nhà chế tạo OEM cũng như các giải pháp kỹ thuật và công nghệ được nhà chế tạo OEM áp dụng, để đề ra các tiêu chí đánh giá phù hợp cho dự án nhằm lựa chọn được nhà chế tạo OEM và nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp đáp ứng yêu cầu về kiểm chứng vận hành thương mại và đem lại nhà máy có độ tin cậy và linh hoạt vận hành cao với giá thành sản xuất điện quy đổi thấp nhất.

1.2.4.4 Lựa chọn các đối tác có đủ năng lực, kinh nghiệm

Nhằm quản lý tốt các rủi ro thực hiện các dự án thành phần trong chuỗi dự án Khí – Điện, đảm bảo hoàn thành các dự án đáp ứng chất lượng và tiến độ đề ra, các chủ dự án cần lựa chọn được các đối tác, các nhà thầu thiết kế, thi công xây dựng, nghiệm thu chạy thử hay nhà thầu EPC có đầy đủ năng lực, kinh nghiệm thực hiện dự án, đặc biệt là năng lực tài chính.

Việc lựa chọn được các đối tác, nhà thầu có năng lực, kinh nghiệm thực hiện phạm vi công việc và dự án tương tự có ý nghĩa và đóng góp quan trọng vào sự thành công của các dự án.

1.2.4.5 Chuyển đổi nhiên liệu sang hydro

Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia [1] có đề ra mục tiêu: “Nâng cao sản lượng hydro sản xuất thông qua các quá trình điện phân và quá trình khác có thu giữ cacbon đạt 100 – 200 nghìn tấn vào năm 2030 và định hướng khoảng 10 – 20 triệu tấn vào năm 2050”, với danh mục 3 dự án sản xuất hydro xanh: Nhà máy sản xuất hydro xanh miền Bắc có công suất dự kiến khoảng 1 – 6 triệu tấn/năm; Nhà máy sản xuất hydro xanh miền Trung có công suất 3 – 12 triệu tấn/năm; và Nhà máy sản xuất hydro xanh miền Nam có công suất 3 – 12 triệu tấn/năm.

Để có được nguồn cung hydro như nêu trên, Việt Nam cần xây dựng kế hoạch chiến lược hydro quốc gia, trong đó có xem xét, quy hoạch sử dụng các nguồn năng lượng (năng lượng gió, mặt trời, năng lượng hạt nhân v.v…) và các công nghệ khác nhau phục vụ sản xuất hydro, đáp ứng đủ nhu cầu của nền kinh tế xanh, trong đó có nhu cầu của các nhà máy nhiệt điện khí.

1.3 Phát triển các dự án nhiệt điện sử dụng LNG: Cơ sở hạ tầng, chuỗi cung ứng và cơ chế chính sách

1.3.1 Định hướng phát triển hệ thống cung cấp khí LNG

Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia [1] đề ra định hướng phát triển hệ thống cung cấp khí LNG trong ngành công nghiệp khí như sau:

-Triển khai xây dựng kho cảng LNG và nhập khẩu khí thiên nhiên (LNG, CNG) để phục vụ nhu cầu sản xuất điện, công nghiệp và dân dụng. Tìm kiếm các nguồn khí nhập khẩu từ Malaysia, Indonesia, Brunei,... thông qua việc sử dụng các cơ sở hạ tầng sẵn có, đồng thời, thúc đẩy quan hệ quốc tế để có được các nguồn nhập khẩu khí (LNG, CNG) từ các nước có nguồn cung và thuận lợi về thương mại, vận tải, sẵn sàng nhập khẩu LNG từ năm 2023.

-Hoàn thiện hệ thống đồng bộ cung cấp khí thiên nhiên, LNG, CNG, LPG, DME trên phạm vi toàn quốc đáp ứng nhu cầu nhiên liệu cho năng lượng, phân bón, công nghiệp, giao thông vận tải và sinh hoạt dân dụng. Tiếp tục phát triển hệ thống vận chuyển đường ống khí thiên nhiên thấp áp cho nhu cầu sử dụng của các hộ tiêu thụ công nghiệp dọc tuyến ống dẫn khí, khu dân cư ở các thành phố lớn.

-Tập trung nguồn lực đẩy nhanh tiến độ triển khai các dự án công nghiệp khí, gồm: dự án kho cảng nhập LNG Thị Vải (giai đoạn 1 công suất 1 triệu tấn/năm, dự kiến hoàn thành năm 2023; giai đoạn 2 nâng công suất lên 3 triệu tấn/năm, dự kiến hoàn thành sau năm 2025); dự án kho cảng nhập LNG Sơn Mỹ (công suất 3,6 triệu tấn/năm, dự kiến hoàn thành giai đoạn 1 năm 2026 – 2027).

Quy hoạch Điện VIII [2] đề ra các định hướng cụ thể sau đây liên quan đến lĩnh vực phát điện:

-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.

1.3.2 Định hướng và mục tiêu phát triển nhiệt điện khí LNG

Quy hoạch Điện VIII [2] đề ra mục tiêu phát triển nhiệt điện khí LNG như sau:

-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;

-Đến năm 2050, khoảng 7.900 MW của nguồn nhiệt điện khí trong nước tiếp tục sử dụng khí trong nước hoặc chuyển sang sử dụng LNG, điện năng sản xuất 55,9 – 56,9 tỷ kWh.

Theo đó, quy mô công suất, tiến độ các nhà máy điện khí LNG ưu tiên đầu tư được trình bày tại Bảng 4.3.

Bảng 1.3.Danh mục các nhà máy nhiệt điện khí LNG

TT	Dự án	Công suất (MW)	Giai đoạn	Ghi chú
1	LNG Quảng Ninh	1.500	2021-2030
2	LNG Thái Bình	1.500	2021-2030
3	LNG Nghi Sơn	1.500	2021-2030
4	LNG Quảng Trạch II	1.500	2021-2030
5	LNG Quỳnh Lập/Nghi Sơn	1.500	2021-2030
6	LNG Hải Lăng giai đoạn 1	1.500	2021-2030
7	LNG Cà Ná	1.500	2021-2030
8	NMNĐ Sơn Mỹ II	2.250	2021-2030
9	NMNĐ BOT Sơn Mỹ I	2.250	2021-2030
10	LNG Long Sơn	1.500	2031-2035
11	NMĐ Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4	1.624	2021-2030
12	LNG Hiệp Phước giai đoạn I	1.200	2021-2030
13	LNG Long An I	1.500	2021-2030
14	LNG Long An II	1.500	2031-2035
15	LNG Bạc Liêu	3.200	2021-2030
	Các vị trí tiềm năng, dự phòng cho các dự án chậm tiến độ hoặc không thể triển khai			Thái Bình, Nam Định, Nghi Sơn, Quỳnh Lập, Vũng Áng, Chân Mây, Mũi Kê Gà, Hiệp Phước 2, Tân Phước, Bến Tre, Cà Mau

1.3.3 Cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG

Việc xây dựng và phát triển cơ sở hạ tầng kho cảng nhập LNG đồng bộ, hiện đại, đáp ứng các tiêu chuẩn quốc tế, tại các vị trí địa điểm phù hợp (có khả năng tiếp nhận tàu chở LNG trọng tải lớn) là nền tảng quan trọng để phát triển các nguồn nhiệt điện khí LNG theo quy hoạch đề ra.

Với mục tiêu phát triển điện khí LNG với quy mô công suất 22.400 MW vào năm 2030, nhu cầu tiêu thụ LNG sẽ vào khoảng 16 triệu tấn/năm.

Hiện nay, tại Việt Nam mới chỉ có kho cảng nhập LNG Thị Vải được hoàn thành giai đoạn 1 với công suất 1 triệu tấn/năm, sẵn sàng tiếp nhận tàu LNG và cung cấp khí LNG cho các hộ tiêu thụ tại khu vực Đông Nam Bộ. Kho cảng nhập LNG Thị Vải có điều kiện thuận lợi về cảng nước sâu, đồng thời tận dụng được hệ thống đường ống phân phối khí hiện hữu để cung cấp khí LNG đến các nhà máy nhiệt điện khí tại Phú Mỹ và Nhơn Trạch. Dự kiến kho cảng này sẽ mở rộng công suất lên 3 triệu tấn/năm vào thời điểm sau năm 2025.

Như vậy, có thể thấy cơ sở hạ tầng kho cảng nhập LNG còn hạn chế và cần được đẩy mạnh đầu tư xây dựng trong những năm tới nhằm đảm bảo đạt được mục tiêu phát triển nguồn điện khí LNG.

Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia [1], ngoài việc đưa ra mục tiêu mở rộng kho LNG Thị Vải (là kho cảng không đi kèm theo các nhà máy nhiệt điện LNG) như nêu trên, còn đề ra danh mục 12 dự án kho LNG kèm theo các nhà máy điện khí LNG, tuy nhiên, với ghi chú rằng: “Ưu tiên đầu tư mô hình kho LNG trung tâm để cung cấp LNG cho các nhà máy điện khí trong khu vực. Trong trường hợp không thể tích hợp được mô hình kho LNG trung tâm có thể xem xét đầu tư kho LNG riêng lẻ tùy từng trường hợp cụ thể”.

Nhu cầu vốn đầu tư cho cơ sở hạ tầng kho cảng nhập LNG là rất lớn. Vì vậy, cần xem xét lựa chọn mô hình kho cảng LNG (kho trung tâm hay kho đi kèm theo nhà máy nhiệt điện khí LNG) đem lại hiệu quả vận hành và kinh tế cao nhất.

1.3.4 Chuỗi dự án LNG – Điện

Chuỗi dự án LNG – Điện (LNG-to-Power) bao gồm các thành phần như: cơ sở hạ tầng nhập LNG, kho chứa LNG, hệ thống tái hóa khí LNG, đường ống cấp khí và nhà máy nhiệt điện khí (nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp).

Để thực hiện chuỗi dự án LNG – Điện, trên thế giới có 2 mô hình phổ biến là mô hình Dự án tích hợp (Integrated Projects) và mô hình Kho LNG trung tâm (LNG Hub):

-Mô hình Dự án tích hợp: bao gồm kho chứa và tái hóa khí nổi FSRU (hoặc kho chứa nổi FSU kết hợp thiết bị tái hóa khí trên bờ), đường ống dẫn khí và nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp. Mô hình này do một công ty dự án (chủ dự án) chủ trì thực hiện Dự án tích hợp với tất cả các công đoạn: mua LNG, sở hữu/ thuê và vận hành kho chứa và tái hóa khí nổi FSRU, sở hữu và vận hành nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp, bán điện cho bên mua điện.

-Mô hình Kho LNG trung tâm: bao gồm một kho trung tâm LNG được đầu tư để nhập, chứa, tái hóa khí LNG và cung cấp cho nhiều nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp và các hộ tiêu thụ công nghiệp khác. Kho trung tâm LNG sẽ do một công ty dự án đầu tư xây dựng. Các nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp trong chuỗi dự án LNG – Điện là các dự án được đầu tư riêng bởi các công ty dự án khác.

Việc so sánh, lựa chọn mô hình phù hợp phụ thuộc vào các điều kiện kinh tế xã hội, hiện trạng cơ sở hạ tầng cung cấp khí, nhu cầu sử dụng LNG, quy mô đầu tư và điều kiện tự nhiên của các địa điểm tại Việt Nam.

Các đặc điểm của hai mô hình này được trình bày ở Bảng 4.4.

Bảng 1.4.Các đặc điểm chính của hai mô hình

TT	Đặc điểm	Mô hình Dự án tích hợp	Mô hình Kho LNG trung tâm
1	Chủ thể dự án	Một chủ dự án cho cả chuỗi dự án tích hợp	Nhiều chủ dự án tham gia đầu tư vào các dự án thành phần
2	Tài chính/vay vốn	Chủ dự án tìm kiếm nguồn vốn cho toàn bộ chuỗi dự án tích hợp	Các chủ dự án tìm kiếm nguồn vốn cho từng dự án thành phần
3	Cơ sở hạ tầng yêu cầu	Với trường hợp sử dụng FSRU hay FSU, không cần thiết địa điểm có cảng nước sâu. Tàu FSRU/ FSU neo đậu ngoài biển và cung cấp khí/LNG vào bờ.	Khu vực địa điểm chọn cần có cảng nước sâu và luồng tuyến thuận lợi cho tàu tải trọng lớn lưu thông, thuận tiện kết nối với tuyến hàng hải quốc tế, có khoảng cách hợp lý đến cụm các hộ tiêu thụ khí LNG.
4	Khả năng tiếp nhận và tồn trữ LNG	Khả năng tiếp nhận và tồn trữ LNG hạn chế: tiếp nhận LNG từ tàu và cấp khí LNG đến cho một hộ tiêu thụ nhà máy điện. Khó thay đổi/ điều chỉnh lịch trình cung ứng LNG. Thường là kho cảng nổi ngoài khơi.	Có nhiều hợp đồng mua bán LNG dài hạn với nhiều nguồn cung LNG. Có thể xem xét áp dụng tỷ trọng thích hợp giữa hợp đồng mua bán LNG dài hạn và hợp đồng giao từng chuyến (spot). Kho cảng cố định trên bờ. Có dung tích chứa lớn nên có linh hoạt hơn trong lịch trình cung ứng LNG
5	Cấu trúc hợp đồng	Hợp đồng vay vốn; hợp đồng mua bán LNG dài hạn; hợp đồng thuê tàu FSRU/FSU; hợp đồng EPC; hợp đồng O&M; và hợp đồng mua bán điện được ký giữa chủ dự án tích hợp với các chủ thể liên quan.	Chủ dự án Kho LNG trung tâm ký các hợp đồng: Hợp đồng vay vốn; hợp đồng mua bán LNG dài hạn; hợp đồng EPC kho LNG trung tâm; hợp đồng bán khí LNG, với các chủ thể liên quan. Chủ dự án nhà máy điện ký hợp đồng mua bán khí LNG với chủ dự án kho LNG trung tâm; ký hợp đồng mua bán điện với bên mua điện; và ký các hợp đồng: Hợp đồng vay vốn; hợp đồng EPC; hợp đồng O&M, với các chủ thể liên quan khác.
6	Yêu cầu bao tiêu sản lượng	Chủ dự án phải cam kết bao tiêu toàn bộ sản lượng khí LNG từ hệ thống LNG và do đó, yêu cầu trong hợp đồng mua bán điện có sự cam kết sản lượng điện hoặc chuyển ngang cam kết sản lượng mua khí LNG	Chủ dự án Kho LNG trung tâm cung cấp khí cho nhiều hộ tiêu thụ khác nhau và từng hộ có thỏa thuận sản lượng khí cụ thể với chủ dự án Kho LNG trung tâm, đem lại sự linh hoạt trong điều hòa, điều phối khí cho các hộ tiêu thụ.
7	Giá khí và giá điện	Chủ dự án tích hợp thường yêu cầu chuyển ngang giá khí từ hợp đồng mua bán LNG sang hợp đồng mua bán điện.	Nhờ hiệu ứng quy mô kinh tế (economy of scale), khả năng điều hòa giữa các nguồn cung dài hạn và các hộ tiêu thụ khác nhau, mô hình này đem lại giá khí LNG có tính cạnh tranh hơn.
8	Rủi ro	Chủ dự án tích hợp gánh chịu hầu hết các rủi ro.	Các rủi ro được phân bổ cho các chủ dự án thành phần.

1.3.5 Cơ chế chính sách

Nhập khẩu LNG và kinh doanh mua bán LNG là lĩnh vực hoàn toàn mới tại Việt Nam, vì vậy một số quy định pháp luật hiện hành chưa phù hợp với đặc thù và thông lệ kinh doanh LNG quốc tế, đặc biệt là đối với cơ chế bao tiêu LNG; quy định tính cước phí vận chuyển, tồn trữ, tái hóa khí LNG; và cơ chế bao tiêu sản lượng điện.

Nghị định số 87/2018/NĐ-CP của Chính phủ về Kinh doanh khí, quy định về hoạt động kinh doanh khí và điều kiện kinh doanh khí tại thị trường Việt Nam, bao gồm: khí dầu mỏ hóa lỏng (LPG), khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) và khí thiên nhiên nén (CNG). Nghị định này đưa ra các quy định chung đối với LNG nhưng chưa có các quy định cụ thể, như đối với trường hợp sử dụng LNG trong lĩnh vực sản xuất điện. Ngoài ra, Nghị định số 87/2018/NĐ-CP chưa quy định cụ thể cho trường hợp sử dụng các kho chứa và tái hóa khí nổi (FSRU) hoặc kho chứa nổi (FSU).

Thêm vào đó, Việt Nam cũng cần xây dựng cơ chế khuyến khích khối tư nhân đầu tư vào các dự án điện khí LNG, tạo ra một môi trường đầu tư ổn định và thuận lợi cho việc phát triển hạ tầng LNG, chẳng như có chính sách ưu đãi thuế, cơ chế hỗ trợ vay vốn với lãi suất thấp.

1.3.6 Các thách thức đối với việc phát triển nhà máy nhiệt điện khí LNG

Việc phát triển nhà máy nhiệt điện khí LNG có nhiều đặc điểm tương đồng với nhà máy nhiệt điện sử dụng khí trong nước, vì vậy, cùng chia sẻ các thách thức và giải pháp như đề cập tại các mục 4.2.3 và 4.2.4.

Với đặc thù riêng của lĩnh vực mới LNG, chuỗi dự án LNG – Điện đối mặt thêm với các thách thức chính sau đây:

1.3.6.1 Quy hoạch kết nối các hệ thống LNG và hệ thống cung cấp khí thiên nhiên trong nước

Quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia và Quy hoạch Điện VIII đề ra định hướng phát triển lĩnh vực LNG với mục tiêu phát triển mới 22.400 MW nhiệt điện khí LNG vào năm 2030, đồng thời cung cấp khí LNG bổ sung cho các nguồn khí trong nước bị suy giảm với dự kiến khoảng 7.900 MW nguồn nhiệt điện khí trong nước có thể chuyển sang sử dụng LNG vào năm 2050.

Tuy nhiên, chưa có quy hoạch hay kế hoạch cụ thể về phát triển các kho LNG trung tâm, để vừa cung cấp cho các cụm nhà máy nhiệt điện LNG mới, vừa có khả năng kết nối với các hệ thống đường ống khí hiện hữu để cấp khí LNG bổ sung cho các hệ thống này.

Trong khi đó, trong khu vực, khối ASEAN đã có định hướng đến năm 2025 sẽ mở rộng mạng đường ống dẫn khí (bao gồm việc đấu nối với các cảng khí hóa lỏng LNG) kết nối với tối thiểu 8 nước thành viên ASEAN.

1.3.6.2 Cơ chế chuyển ngang giá LNG

Lịch sử ngành công nghiệp LNG được định hình bằng các hợp đồng dài hạn trên 20 năm, với cơ chế định giá gắn với chỉ số dầu mỏ, giữa các nhà cung cấp lớn và các nhà tiêu thụ chính ở các nền kinh tế phát triển. Các hợp đồng dài hạn này có vai trò quan trọng trong việc đảm bảo cho các nhà đầu tư về tính ổn định dòng tiền thu nhập để họ quyết định phát triển các dự án nhà máy hóa lỏng LNG và kho cảng xuất LNG, là các dự án đòi hỏi vốn đầu tư lớn, thời gian hoàn vốn lâu. Đồng thời, chúng cũng bảo vệ cho bên mua là các nhà tiêu thụ LNG khỏi các biến động giá ngắn hạn bất thường.

Trong nhiều năm gần đây khi xu hướng thị trường với các giao dịch LNG giao ngay (Spot) và hợp đồng ngắn hạn (từ 4 năm trở xuống) tăng cao và chiếm tỷ trọng khoảng 30-40%, giá LNG giao ngay và ngắn hạn có nhiều biến động tăng cao bất thường, đặc biệt là trong bối cảnh cuộc chiến Nga – Ukraine tiếp diễn khốc liệt, cùng với sự bùng phát các cuộc xung đột ở một số khu vực khác trên thế giới.

Vì vậy, các đơn vị có chức năng nhập khẩu LNG và cung cấp khí LNG cần xây dựng mối quan hệ hợp tác bền vững với các nhà cung cấp LNG lớn trên thế giới, thông qua các hợp đồng LNG dài hạn hoặc trung hạn (5-10 năm). Việc thiếu các kế hoạch chiến lược dài hạn và phụ thuộc chủ yếu vào các giao dịch LNG ngắn hạn và giao ngay sẽ dẫn đến việc gánh chịu giá LNG biến động tăng cao; và sẽ không hợp lý nếu yêu cầu bên mua điện phải bao tiêu sản lượng khí LNG và chuyển ngang giá khí LNG cao bất thường đó vào hợp đồng mua bán điện.

1.4 Vai trò và đóng góp của PECC2 vào phát triển các nguồn nhiệt điện khí

Trải qua 30 năm kể từ khi loại hình nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp được bắt đầu thiết kế và xây dựng tại Việt Nam, Công ty Cổ phần Tư vấn Xây dựng Điện 2 (PECC2) vinh dự là đơn vị đồng hành và đóng góp cho sự phát triển các trung tâm điện lực TBKHH quy mô lớn của đất nước như: Trung tâm Điện lực Phú Mỹ, Trung tâm Điện lực Cà Mau và Trung tâm Điện lực Nhơn Trạch. Điều đặc biệt là ngay từ năm 2002, PECC2 đã được chủ đầu tư tin tưởng giao vai trò là nhà tư vấn chính thực hiện quản lý toàn bộ dự án Nhà máy điện Phú Mỹ 4 công suất 450 MW và PECC2 đã hoàn thành tốt trọng trách này, góp phần đem lại sự thành công cho dự án.

Phát huy năng lực và thế mạnh đó, PECC2 tiếp tục tham gia nghiên cứu, lập quy hoạch, phát triển thiết kế và quản lý các dự án nhà máy điện mới sử dụng khí thiên nhiên và LNG theo Quy hoạch Điện VIII đã được phê duyệt; và qua đó, dấu ấn của PECC2 tham gia vào các nguồn nhiệt điện khí (khí trong nước và LNG) có sự hiện diện khắp mọi miền đất nước.

Hình 1.4.Bản đồ phát triển các nguồn nhiệt điện khí trong nước và LNG của Việt Nam

Với vị thế là nhà tư vấn hàng đầu ở Việt Nam về lĩnh vực nhiệt điện khí, PECC2 xác định rõ sự cần thiết phải không ngừng tìm hiểu, nghiên cứu và nắm bắt các các giải pháp kỹ thuật và công nghệ được nhà chế tạo OEM áp dụng, để tư vấn cho các chủ đầu tư dự án về các tiêu chí đánh giá phù hợp và các giải pháp thiết kế hiệu quả nhằm triển khai đầu tư xây dựng nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp có độ tin cậy và linh hoạt vận hành cao và đem lại giá thành sản xuất điện quy đổi thấp nhất.

Trong quá trình đúc kết kiến thức và kinh nghiệm, PECC2 đã đầu tư và cho “ra mắt” cuốn sách chuyên khảo nội bộ “Công nghệ Nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp”, làm nguồn thông tin hữu ích cho các bên liên quan tham khảo trong quá trình thiết kế và đầu tư xây dựng các dự án nhà máy nhiệt điện khí và LNG.

Hình 1.5.Sách chuyên khảo của PECC2 về công nghệ nhà máy điện tuabin khí chu trình hỗn hợp

Một điểm khác biệt nữa được PECC2 mang đến cho các đối tác đầu tư dự án nhà máy nhiệt điện khí là năng lực ứng dụng các công nghệ số như BIM, thực tế ảo, trí tuệ nhân tạo vào quá trình lập dự án, khảo sát, thiết kế, quản lý dự án, vận hành và bảo trì các công trình nhà máy nhiệt điện khí, nhằm nâng cao hơn nữa hiệu quả đầu tư và khai thác vận hành các nhà máy nhiệt điện này.

Hình 1.6.Dịch vụ ứng dụng BIM của PECC2

Thực hiện: Vũ Huy Bích, Trương Văn Thiện

Tài liệu tham khảo

[1] Quyết định số 893/QĐ-TTg ngày 26 tháng 7 năm 2023 của Chính phủ Phê duyệt quy hoạch tổng thể về năng lượng quốc gia thời kỳ 2021 - 2030, tầm nhìn đến năm 2050.

[2] Quyết định số 500/QĐ-TTg ngày 15 tháng 5 năm 2023 của Thủ tướng Chính phủ Phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050.

[3] Quyết định số 60/QĐ-TTg ngày 16 tháng 01 năm 2017 của Thủ tướng Chính phủ Phê duyệt Quy hoạch tổng thể phát triển ngành công nghiệp khí Việt Nam đến năm 2025, định hướng đến năm 2035.

19.1K

139