Như đã trình bày ở phần trên, tại Vương quốc Anh, sản lượng than đã giảm đáng kể là do tác động của việc chuyển đổi từ than sang sản xuất điện đốt khí, đặc biệt là từ năm 2012 đến năm 2016. Sự thay đổi này đóng một vai trò quan trọng trong việc cắt giảm một nửa lượng phát thải của ngành điện lực, một xu hướng chưa từng được quan sát thấy ở CHLB Đức hoặc những nước khác ở châu Âu. Để cung cấp bối cảnh, quá trình chuyển đổi từ than sang khí đốt tự nhiên của Vương quốc Anh vào năm 2016 đã vượt quá mọi nỗ lực tổng hợp của tất cả các nước châu Âu khác. Tuy nhiên, việc cắt giảm phát thải đáng kể chỉ bắt đầu vào năm 2013, trùng với thời điểm tỷ trọng than giảm dần trong ngành điện lực khi giá carbon bắt đầu tăng lên.

Bắt đầu từ năm 2005, các nhà máy điện của Vương quốc Anh buộc phải tuân thủ theo Hệ thống thương mại phát hải của EU (EU ETS) song kế hoạch này đã không thể đem lại mức giá carbon đủ mạnh để thúc đẩy đầu tư bền vững vào các công nghệ carbon thấp. Do đó, Vương quốc Anh đã thực hiện cơ chế chính sách trợ giá carbon (carbon price support-CPS, 2013) khi yêu cầu tất cả các nguồn phát thải của ngành điện lực phải chi trả một khoản phí bổ sung, được gọi là nộp tiền trực tuyến (top-up) nhằm duy trì giá sàn carbon (carbon price floor-CPF) do các nhà hoạch định chính sách đặt ra với mục tiêu cung cấp cho các nhà máy điện sự đảm bảo về giá cả CO₂ ổn định hơn, mặc dù cao hơn so với giá cả CO₂ chỉ có sẵn thông qua thị trường toàn EU. Ban đầu, CPF được dự báo sẽ tăng trưởng hàng năm cho đến năm 2020 (đạt £30/tCO₂) song Chính phủ Vương quốc Anh đã áp đặt giới hạn cho thành phần trợ giá CPS, với giới hạn ở mức tối đa £18/tCO₂ từ năm 2016 đến năm 2021. Mặc dù động thái này có thể với hàm ý làm giảm tham vọng do hạn chế về mặt tài chính song điều này nên được đặt cạnh EU ETS với giá khoảng €5/tCO₂ trong suốt cả năm 2016.

Để xác định giá carbon, giúp khuyến khích quá trình chuyển đổi từ than sang khí đốt tự nhiên, chúng tôi sẽ sử dụng phương trình đơn giản, theo đó, giá CO₂ khi chuyển đổi từ than sang khí đốt tự nhiên sẽ góp phần thúc đẩy các công ty dầu khí cắt giảm phát thải khí nhà kính GHG một cách khả thi hơn về mặt tài chính. Do đó, mức giá CO₂ này bắt đầu bằng việc xác định chi phí cận biên (marginal cost-MC) của mỗi loại nhiên liệu mà không cần tính đến chi phí carbon.

Tại đây, FC biểu thị cho chi phí nhiên liệu và η biểu thị hiệu suất của nhà máy điện. Chúng tôi giả định hiệu suất của nhà máy điện chỉ là giá trị trung bình, nghĩa là chi phí cận biên chủ yếu bị ảnh hưởng bởi chi phí nhiên liệu.

Trong đó, EF biểu thị cho hệ số phát thải, hệ số này phụ thuộc vào loại nhiên liệu và lượng nhiên liệu được đố cháyt, trong khi EC thì biểu thị cho chi phí phát thải. Do vậy, chuyển đổi nhiên liệu xảy ra khi việc sản xuất điện từ nhiên liệu thay thế trở nên tiết kiệm hơn. Để xác định chi phí tối thiểu cần thiết cho lần chuyển đổi, chúng tôi so sánh chi phí cận biên của than với chi phí cận biên của khí đốt tự nhiên nhằm giải quyết hiệu quả chi phí phát thải.

Do đó, khi chi phí phát thải giảm xuống dưới ngưỡng này, việc sản xuất điện từ than sẽ tiết kiệm hơn so với sản xuất điện từ khí đốt tự nhiên và ngược lại. Đối với việc sử dụng các phương trình này, chúng tôi đã tạo ra sơ đồ được trình bày trong biểu đồ minh họa các mức giá carbon mà tại đó, việc chuyển đổi từ than sang khí đốt tự nhiên được khuyến khích đối với các giá khí đốt tự nhiên và than khác nhau.

Một nhà máy điện đốt than điển hình hoạt động đạt hiệu suất từ 32% đến 33%. Hiện có hai loại nhà máy điện đốt khí chính: Chu trình đơn giản và chu trình hỗn hợp. Hiệu suất của một nhà máy điện đốt khí với chu trình đơn giản thường dao động từ 33% đến 43%. Ngược lại, nhà máy điện đốt khí với chu trình hỗn hợp có thể đạt hiệu suất vượt quá 60% bằng cách tận dụng khí thải nóng để chạy turbine thứ cấp, từ đó tạo ra thêm điện. Theo biểu đồ minh họa, các nhà máy điện đốt than đạt hiệu suất trung bình 32% và các nhà máy điện đốt khí đạt hiệu suất trung bình 44% đã dược tận dụng. Ước tính trung bình, nhà máy điện đốt than thải ra khoảng 0,114 tấn CO₂ mỗi mmbtu và khí đốt tự nhiên thải ra khoảng 0,0585 tấn CO₂ mỗi mmbtu khi đốt khí để phát điện.

Tiếp theo sau một thời kỳ biến động mạnh và một loạt đợt tăng giá kỷ lục vào năm 2022, giá khí đốt tự nhiên toàn cầu chủ yếu có xu hướng giảm trong năm 2023. Giá khí đốt tự nhiên trung bình tại Trung tâm Henry Hub (HH) của Hoa Kỳ là 2,57 USD/mmbtu, trong khi mức giá trung bình tại Trung tâm giao dịch khí đốt tự nhiên (TTF, CH Hà Lan) lại đóng vai trò là giá khí đốt chuẩn cho châu Âu với mức giá là 12,9 USD/mmbtu và đối với thị trường châu Á, giá LNG giao ngay khu vực Đông Bắc Á (NEA) trung bình hàng năm đạt tới 13,47 USD/mmbtu (2023). Báo cáo Triển vọng khí đốt tự nhiên toàn cầu GGO 2023 đã đưa ra dự báo giá khí đốt tự nhiên tăng cao sẽ kéo dài cho đến giữa những năm 2022, sau đó tái cân bằng vào khoảng năm 2026 đến năm 2027. Theo đó, dự kiến giá dài hạn trung bình của khí đốt tự nhiên ở châu Âu sẽ ổn định ở mức khoảng 9 USD/mmbtu, trong khi ở châu Á, giá khí đốt giao dài hạn được dự báo sẽ ổn định ở quanh mức khoảng 10 USD/mmbtu. Trong khi đó, Trung tâm Henry Hub đóng vai trò là điểm chuẩn, dự báo sẽ duy trì giá khí đốt tự nhiên trung bình dài hạn ở mức khoảng 4 USD/mmbtu trong suốt giai đoạn dự báo. Với những mức giá khí đốt tự nhiên này, biểu đồ minh họa trên cũng đã chỉ ra nếu carbon có giá từ 25 USD/tấn cho đến 75 USD/tấn thì khí đốt tự nhiên có thể cạnh tranh hiệu quả với than với mức giá dao động từ 50 USD/tấn đến 100 USD/tấn.

Điều quan trọng cần lưu ý là phân tích này đặc biệt liên quan đến việc chuyển đổi từ than sang khí đốt ở những khu vực có đủ công suất cho cả nhà máy nhiệt điện đốt than và khí đốt. Để định giá carbon cần thiết nhằm chuyển công suất phát điện mới sang các nhà máy điện đốt khí thay vì than, chúng ta cần phải xem xét các yếu tố bổ sung, trong đó bao gồm một số khía cạnh cần xem xét như sự sẵn có và dồi dào các nguồn của từng loại nhiên liệu trong nước bởi vì chúng tác động trực tiếp đến tính khả thi và chi phí hiệu quả của quá trình chuyển đổi trong khi đó vẫn đảm bảo an ninh năng lượng. Hơn thế nữa, sự hiện diện của cơ sở hạ tầng quan trọng như cơ sở khai thác và lọc dầu, thiết bị đầu cuối tái hóa khí, hệ thống đường ống và nhà máy điện ảnh hưởng đáng kể đến phân bổ công suất mới cho các nhà máy điện đốt khí thay vì than.

Link nguồn:

https://www.gecf.org/_resources/files/events/gecf-expert-commentary-how-does-carbon-pricing-shapes-coal-to--gas-transition/gecf-ec-2024-coal-to-gas-switching.pdf

Kỳ I: Vai trò quan trọng của việc chuyển đổi than sang khí đốt tự nhiên nhằm cắt giảm phát thải

Tuấn Hùng

Tuấn Hùng GECF