Chuỗi giá trị ngành nhiệt điện khí

Nhiệt điện khí – cụm từ lần đầu xuất hiện khi Việt Nam phát hiện và thu gom khí đồng hành ở Bạch Hổ đầu thập niên 1990 – nay đã trở thành nguồn cung đáp ứng khoảng 11–12% cơ cấu điện 2024 toàn hệ thống và giữ vai trò quan trọng trong đảm bảo an ninh năng lượng. Theo Quy hoạch Điện VIII, điện khí dự kiến đạt khoảng 21% tổng công suất hệ thống vào năm 2030 khi nhu cầu điện quốc gia tiếp tục tăng nhanh với tốc độ 7–9%/năm.

Trong khi dư địa phát triển thủy điện đã gần như khai thác hết và điện than đối mặt với hạn chế về môi trường, cơ chế tài chính và cam kết cắt giảm phát thải. Năng lượng tái tạo tuy tăng trưởng mạnh nhưng phụ thuộc thời tiết và gây áp lực lên cân bằng hệ thống, khiến một nguồn điện có khả năng đáp ứng nhanh và ổn định như điện khí trở nên cần thiết hơn. Bối cảnh này làm cho cả hai nhóm nguồn khí – khí tự nhiên nội địa (hiện sản lượng dao động khoảng 7–8 tỷ m³/năm) và LNG nhập khẩu – trở thành nền tảng cho chiến lược đảm bảo an ninh năng lượng giai đoạn tới.

 

Để đánh giá đúng ngành nhiệt điện khí, cần xem xét toàn bộ chuỗi giá trị liên hoàn từ thượng nguồn khí, trung nguồn hạ tầng vận chuyển – xử lý, đến khâu phát điện và huy động trên thị trường điện. Mỗi mắt xích trong chuỗi đều tác động trực tiếp đến giá thành sản xuất điện, khả năng vận hành của nhà máy và sức cạnh tranh của điện khí so với các loại hình nguồn khác.

1. THƯỢNG NGUỒN:

PVN cùng các đơn vị thăm dò – khai thác như PVEP, Vietsovpetro và một số nhà thầu quốc tế (ExxonMobil, PTTEP, MOECO…) đảm nhiệm toàn bộ phần việc “đầu nguồn” của ngành khí, gồm khảo sát địa chấn, khoan thăm dò – thẩm lượng, phát triển mỏ, lắp đặt giàn khai thác và hệ thống ống ngầm để thu gom khí từ ngoài khơi đưa vào bờ.

Sản lượng các mỏ nội địa khi nội địa suy giảm kể từ 2016

Hiện nay hầu hết khí cung cấp cho ngành điện hiện đến từ các bồn trầm tích: Nam Côn Sơn, Cửu Long, Malay – Thổ Chu, PM3 – Cà Mau. Các mỏ lớn như Lan Tây – Lan Đỏ, Rạng Đông, PM3… đã khai thác hơn 10–15 năm, khiến sản lượng giảm tự nhiên. Từ mức 10,6 tỷ m³ năm 2016, sản lượng khai thác giảm đều khoảng 7%/năm. Khi nguồn khí giảm, áp lực dồn lên trung nguồn và hạ nguồn: ít khí → tăng giá → giảm huy động nhà máy điện.

Các bể trầm tích cũ bắt đầu suy giảm sản lượng trong khi tiến độ các bể mới bị kéo dài

Ba dự án khí lớn (Lô B – Ô Môn, Cá Voi Xanh, Kèn Bầu) được kỳ vọng bổ sung một lượng khí rất lớn cho hệ thống. Tuy nhiên, tiến độ kéo dài nhiều năm do: [1] Cơ chế giá khí chưa thống nhất giữa PVN – EVN – Bộ Công Thương [2] Yêu cầu vốn đầu tư lớn cho cả đường ống và nhà máy điện [3] Đàm phán PPA điện khí phức tạp [4] Rủi ro địa chất và điều kiện ngoài khơi. Sự trì hoãn các của dự án tạo ra “lỗ hổng khí” kéo dài, buộc Việt Nam phải tính tới nguồn nguyên liệu đầu vào thay thế.

 

2. TRUNG NGUỒN :

LNG – giải pháp để bù đắp suy giảm khí nội địa

LNG là nguồn khí bổ sung quan trọng khi sản lượng khí nội địa suy giảm, được sản xuất bằng cách hóa lỏng khí tự nhiên ở –162°C tại các nước như Mỹ, Qatar, Úc và vận chuyển bằng tàu chuyên dụng về Việt Nam. Khi cập cảng, LNG được tiếp nhận tại các kho như Thị Vải (PV GAS) hoặc các dự án đang phát triển ở Sơn Mỹ (AES – PV GAS) và Hải Lăng (Marubeni – T&T), sau đó được hóa hơi (regas) và bơm vào hệ thống đường ống để cấp cho điện – đạm – công nghiệp.

Vì gắn trực tiếp với thị trường quốc tế, giá LNG biến động mạnh: khí nội địa thường quanh 7–8 USD/MMBTU, trong khi LNG spot giai đoạn 2021–2022 từng vọt lên 25–35 USD/MMBTU

 

Dù chi phí cao, LNG giúp đa dạng hóa nguồn cung và mở rộng quy hoạch điện khí tại các khu vực không có mỏ khí/đường ống, trở thành cấu phần trung nguồn mới trong chuỗi giá trị điện khí Việt Nam giai đoạn 2025–2035.

Quy trình xử lý khí tự nhiên trước khi trở thành khí thương phẩm

Khí sau khi được khai thác phải đi qua nhà máy xử lý, sau đó được truyền tải qua đường ống đến các hộ tiêu thụ chính là các nhà máy điện. Khí nguyên khai chứa nhiều tạp chất và không thể cấp thẳng cho nhà máy điện. Tại các GPP, khí được xử lý theo quy trình:

 

3. HẠ NGUỒN (DOWNSTREAM): SẢN XUẤT ĐIỆN TỪ KHÍ

Nhà máy điện khí là nơi chuyển khí thành điện. Mặc dù hạ nguồn thường được công chúng quan tâm nhiều nhất, nhưng trên thực tế đây lại là khâu phụ thuộc nặng vào thượng nguồn và trung nguồn.

3.1 Cơ cấu công nghệ

Các nhà máy như Phú Mỹ, Cà Mau, Nhơn Trạch 1–2 sử dụng khí nội địa, trong khi Nhơn Trạch 3–4, Sơn Mỹ, Hải Lăng dự kiến sử dụng LNG.

3.2 Cấu trúc chi phí sản xuất điện khí

Giá khí quyết định phần lớn giá điện khí. Trong một nhà máy CCGT điển hình, chi phí nhiên liệu chiếm 60–80% tổng chi phí sản xuất. Điều này có nghĩa là biến động giá LNG sẽ tác động trực tiếp đến lợi nhuận của các nhà máy LNG mới.