Cơ hội và thách thức đối với chuỗi giá trị LNG của PV GAS

Chương trình hân hạnh có sự đồng hành của Tổng Công ty Khí Việt Nam – CTCP (PV GAS). Bề dày kinh nghiệm hơn 33 năm hoạt động trong lĩnh vực thu gom, vận chuyển, chế biến, tồn trữ, kinh doanh khí và các sản phẩm khí, PV GAS là đơn vị chủ lực của ngành Công nghiệp Khí. Với kinh nghiệm trong hoạt động sản xuất kinh doanh, tại diễn đàn, Ông Mai Xuân Ba, Đại diện của PV GAS chia sẻ thông tin về kế hoạch của doanh nghiệp trong thời gian tới.

Với sự kiện Kho Cảng LNG Thị Vải tại khu vực Đông Nam Bộ được đưa vào vận hành từ tháng 07/2023 với công suất Giai đoạn 1 là 1 triệu tấn/năm tương đương 1,4 tỷ Sm3/năm. PV GAS đang triển khai Giai đoạn 2 nâng công suất lên 3 triệu tấn/năm tương đương 4,2 tỷ Sm3/năm, đưa vào vận hành năm 2026. Ở khu vực Nam Trung Bộ, PV GAS 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/Bắc Trung Bộ, PV GAS đang tìm kiếm cơ hội đầu tư với dự án đầu tư Giai đoạn 01 là 03 triệu tấn và Giai đoạn 02 là 06 triệu tấn.

>>Điện khí LNG phải thực hiện theo cơ chế giá thị trường

Ông Mai Xuân Ba, Trưởng ban Đầu tư Xây dựng PV GAS phát biểu tại Diễn đàn.

Tuy nhiên, PV GAS cũng đang phải đối mặt với một số thách thức.

Thứ nhất là cấu hình kho chứa.  Hiện nay, phần lớn các nhà đầu tư có xu hướng triển khai dự án theo cấu hình: “01 Trung tâm Điện lực (Nhà máy điện) + 01 Kho cảng nhập LNG”. Điều này, đồng nghĩa với việc có bao nhiêu Trung tâm Điện lực (Nhà máy điện) thì sẽ xuất hiện bấy nhiêu Kho cảng nhập LNG phủ kín dọc theo suốt chiều dài bờ biển Việt Nam. Việc này dẫn đến không thể tận dụng hết nguồn lực hạ tầng sẵn có, lãng phí tài nguyên cảng biển, khó kết nối tạo thành một hệ thống hạ tầng LNG tổng thể chung.

Thứ hai là hệ thống đường ống phân phối. Hệ thống đường ống khí hiện nay chỉ tập trung ở Khu vực Đông Nam Bộ và một hệ thống nhỏ ở Bắc Bộ không đảm bảo liên kết vùng nên cần được đầu tư mạnh theo một quy hoạch tối ưu nhằm đảm bảo liên kết vùng, giúp hỗ trợ phân phối linh hoạt khi xuất hiện tình trạng thiếu khí cục bộ. Thứ ba, các dự án LNG cần diện tích đất. Trong khi đó, hiện nay các quy hoạch ngành, quy hoạch và kế hoạch sử dụng đất của các tỉnh/thành phố chưa cập nhật phù hợp Quy hoạch điện VIII nên dẫn tới khó khăn liên quan đến việc xin chấp thuận chủ trương đầu tư, thủ tục đất đai, đền bù giải phóng mặt bằng, cấp phép xây dựng thỏa thuận địa điểm/hướng tuyến…tốn nhiều thời gian và rủi ro kéo dài tiến độ dự án.

>>PHÁT TRIỂN ĐIỆN KHÍ LNG: Sáu nhóm giải pháp hiện thực hoá mục tiêu

Toàn cảnh Diễn đàn.

Thứ tư là do cơ chế chính sách. Chưa có cơ chế chính sách được cơ quan có thẩm quyền thông qua bao gồm chuyển ngang giá khí LNG tái hóa và bao tiêu khối lượng khí từ hợp đồng mua bán khí sang hợp đồng mua bán điện. Chưa có đầy đủ các tiêu chuẩn, quy chuẩn quốc gia về LNG để đảm bảo việc xây dựng hạ tầng kỹ thuật LNG đảm bảo an toàn phù hợp với các thông lệ quốc tế. Lộ trình phối trộn hydro: đến năm 2050, nhiệt điện khí trong nước chuyển sang sử dụng LNG chỉ có 7.900 MW (chiếm từ 1,4 – 1,6% tổng công suất các nhà máy điện) trong khi các nguồn nhiệt điện khác bắt buộc phải chuyển hết qua hydro lên đến mức từ 23.430 – 27.930 MW (4,5% - 5% tổng công suất các nhà máy điện).

Trong khuôn khổ diễn đàn, các chuyên gia cũng đã chia sẻ rất nhiều những quan điểm, nhận định, đề xuất rất nhiều các phương án thúc đẩy hơn nữa sự phát triển của điện khí LNG tại Việt Nam.

Có thể bạn quan tâm

• Hoá giải khó khăn phát triển điện khí LNG

  15:11, 12/12/2023

• Khơi thông nguồn lực để phát triển điện khí LNG

  02:58, 09/12/2023

• Phát triển dự án điện khí LNG - câu chuyện nhìn từ Thái Lan

  11:56, 08/12/2023

• Tháo gỡ “điểm nghẽn” cơ chế và giá cho điện khí LNG

  11:48, 08/12/2023

THUỲ LINH