Theo Quyết định 500/QĐ-TTg Phê duyệt Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021-2030, tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII), sẽ không còn nhà máy nhiệt điện than nào được phê duyệt sau năm 2030 và không có nhà máy điện khí mới nào được phê duyệt sau năm 2035. Mục tiêu là phát triển các nhà máy điện sử dụng năng lượng tái tạo, từ đó thực hiện quá trình chuyển đổi từ than sang nhiên liệu sinh khối và amoniac. Đối với các dự án sử dụng LNG, mục tiêu là chuyển đổi sang sử dụng nhiên liệu hydro khi công nghệ hydro được thương mại hóa và có giá thành phù hợp.
Ở thời điểm hiện tại, khả năng cung cấp năng lượng từ nhiên liệu sinh khối và amoniac xanh của Việt Nam còn hạn chế. Ngoài ra, việc sản xuất amoniac xanh ở quy mô thương mại rất tốn kém. Với hydro, thách thức lớn là chi phí cao liên quan vấn đề lưu trữ, yêu cầu về độ tinh khiết và thiết bị vận chuyển chuyên dụng. Vì vậy, để bảo đảm an ninh cung cấp điện quốc gia, cần ưu tiên, tạo điều kiện đầu tư, phát triển các nguồn cung cấp điện LNG và các nhà máy điện sử dụng LNG. Theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030, cơ cấu nguồn điện LNG sẽ chiếm 14,9% tổng công suất các nhà máy điện phục vụ nhu cầu trong nước.
LNG đang được coi là “nhiên liệu cầu nối” từ than đá. Dự kiến điện LNG sẽ có tác động tích cực đến khả năng cung cấp điện và giúp Việt Nam đạt được mục tiêu Net Zero (phát thải ròng bằng 0) vào năm 2050. Tuy nhiên, chuyển đổi từ nhiệt điện than sang nhiệt điện khí LNG sẽ đối mặt với một số rào cản, thách thức như chi phí hạ tầng, áp lực về giá, chi tiết về sản lượng và hợp đồng mua bán điện...
Về hạ tầng, để nhập khẩu và lưu trữ đủ lượng LNG, cần có một “chuỗi nhiên liệu” phức tạp bao gồm các cảng, nhà kho, đường ống, hệ thống tái khí hóa và nhà máy điện. Để bảo đảm hiệu quả kinh tế và tối ưu hóa chi phí, các nhà máy điện LNG cần có công suất lớn, vì để xuất nhập khẩu LNG cần có hệ thống cảng, logistic khổng lồ, cảng phải tiếp nhận được những loại tàu lớn trọng tải hơn 150.000 m3...
Để giải quyết áp lực về giá, cần phải giải quyết những vướng mắc khi ký kết hợp đồng mua bán điện (PPA). Hiện tại, vẫn chưa có khung giá phát điện cho các nhà máy điện sử dụng LNG. Nhưng LNG dự kiến sẽ chiếm gần 15% cơ cấu sản xuất điện nên những hợp đồng cung cấp dài hạn có thể giúp ổn định giá cả. Những dự án điện LNG như Nhơn Trạch 3, 4; Hiệp Phước, Bạc Liêu, Long An 1, 2 đang phải tháo gỡ những khó khăn về vấn đề thu xếp vốn, đàm phán PPA, đàm phán hợp đồng mua bán khí (GSPA)... Ngoài ra là vấn đề xây dựng tiêu chuẩn, quy chuẩn kỹ thuật cho vấn đề thiết kế, xây dựng, vận chuyển, vận hành và bảo trì kho cảng hoặc kho chứa LNG.
Hiện nay, Nhà máy điện Hiệp Phước đã được phê duyệt chuyển đổi nhiên liệu từ dầu mazut (FO) sang LNG với công suất giai đoạn 1 là 1.200 MW. Việc chuyển đổi diễn ra theo nhiều giai đoạn, dựa trên các đánh giá về thiết kế cơ sở, thiết kế kỹ thuật, tác động môi trường, phòng, chống cháy nổ, đấu nối và tính khả thi trong đầu tư, xây dựng công nghệ, thiết bị. Nhà máy nằm trong khu công nghiệp Hiệp Phước, TP Hồ Chí Minh, nơi có vị trí chiến lược, cơ sở hạ tầng hoàn thiện, dễ dàng kết nối với các tuyến đường cao tốc, ba cảng biển và sân bay quốc tế, có lợi thế trong việc cung cấp LNG cho nhà máy.
Trường hợp khác, UBND tỉnh Thanh Hóa đã có văn bản đề nghị Thủ tướng Chính phủ xem xét chấp thuận việc chuyển đổi nhiên liệu than sang nhiên liệu LNG cho Nhà máy nhiệt điện Công Thanh, tỉnh Thanh Hóa. Việc chuyển đổi nhà máy sẽ liên quan đến việc bổ sung công nghệ turbine khí chu trình hỗn hợp. Bên cạnh đó, nhà máy sẽ có lợi thế về cảng nước sâu Nghi Sơn, nơi có nguồn cung cấp nước biển làm mát và lợi thế về cơ sở hạ tầng của Khu kinh tế Nghi Sơn. Khi chuyển đổi, Nhà máy Nhiệt điện Công Thành sẽ sử dụng LNG nhập khẩu, tiêu thụ từ 1,2-1,5 triệu tấn/năm; nâng công suất nhà máy từ 600 MW lên 1.500 MW sau khi chuyển đổi. Nếu dự án Công Thanh được chấp thuận có thể làm hình mẫu cho bốn dự án còn lại đang chậm tiến độ chuyển đổi: Nhiệt điện Nam Định I, Quảng Trị, Vĩnh Tân III và Sông Hậu II.
Về các dự án khí, báo cáo “Thực trạng và giải pháp đẩy nhanh tiến độ triển khai các dự án khí ở Việt Nam nhằm khai thác hiệu quả nguồn tài nguyên trong nước” của Viện Dầu khí Việt Nam cho rằng, để bảo đảm an ninh năng lượng, các nhà máy điện LNG phải vận hành đồng bộ với sản xuất LNG từ khí ngoài khơi, đẩy mạnh khai thác khí trong nước, giảm phụ thuộc vào LNG nhập khẩu. Mới đây, Việt Nam đã phát hiện trữ lượng khí lớn tại: Lô B (Bình Thuận), Cá Voi Xanh (Đà Nẵng) và Kèn Bầu (Quảng Trị). Khi ba lô này được đưa vào vận hành đầy đủ, các nhà máy điện khí sẽ có nguồn cung tốt hơn. Hiện nay, khí Lô B có tiềm năng sẽ được cấp vào các Nhà máy nhiệt điện Ô Môn I, II, III, IV. Khí Cá Voi Xanh sẽ được cung cấp cho ba nhà máy nhiệt điện ở Quảng Ngãi và hai nhà máy ở Quảng Nam. Khi giá trị thương mại của trữ lượng khí tại Kèn Bầu được khẳng định, có thể phát triển thêm các nhà máy sử dụng khí Kèn Bầu tại Quảng Trị và Thừa Thiên Huế (dự kiến 2031-2035).
Cuối cùng, để thực hiện tiến trình chuyển đổi năng lượng, đạt được mục tiêu Net Zero vào năm 2050, LNG là cầu nối cần nhanh chóng xây dựng, thay thế các nhà máy điện than, để bảo đảm an ninh năng lượng cho đến khi các nguồn năng lượng sinh khối, năng lượng tái tạo đủ khả năng thay thế hoàn toàn các nguồn điện sử dụng nhiên liệu hóa thạch.
