Giải BTL2 - mô hình bài toán quy hoạch - Quy hoạch và phát triển hệ thống năng lượng - 20122

MỤC LỤC
1
1 THU THẬP SỐ LIỆU VỀ TRỮ LƯỢNG TIỀM NĂNG, SẢN LƯỢNG KHAI THÁC, TIÊU
THỤ, XUẤT, NHẬP KHẨU CỦA DẦU MỎ VÀ KHÍ THIÊN NHIÊN TRONG GIAI ĐOẠN
1980-2012.
1.1 Trữ lượng tiềm năng của dầu mỏ và khí thiên nhiên
Bảng 1 : Trữ lượng Dầu thô tiềm năng
Bảng 2: Trữ lượng Khí thiên nhiên tiềm năng
1.2 Sản lượng tiêu thụ, xuất, nhập khẩu của dầu mỏ và khí thiên nhiên
Bảng 3 : Tổng tiêu thụ dầu
Bảng 4 : Lượng tiêu thụ Khí khô
Bảng 5: Tổng xuất khẩu dầu
2
Bảng 6: Lượng xuất khẩu bao gồm cả Dầu ngưng tụ
Bảng 7: Tổng nhập khẩu Dầu
1.3 Sản lượng khai thác của dầu mỏ và khí thiên nhiên.
Bảng 8: Tổng cung dầu
Bảng 9: Lượng cung Dầu và các sản phẩm từ Dầu
Bảng 10: Tổng cung khí
Bảng 11 : Lượng cung khí thương mại
3
2 PHÂN TÍCH NHU CẦU TIÊU THỤ, XUẤT NHẬP KHẨU, TÌNH HÌNH KHAI THÁC DẦU MỎ
VÀ KHÍ THIÊN NHIÊN CỦA VIỆT NAM TRONG GIAI ĐOẠN 1980-2012.
2.1 Tiềm năng dầu mỏ và khí thiên nhiên tại Việt Nam
Bảng : Các mỏ dầu đang được khai thác của Việt Nam
Tên mỏ Lô hợp đồng Nhà thầu
Năm bắt đầu khai
thác
Bạch Hổ 09-1 Vietsovpetro 1986
Nam Bạch Hổ 09-1 Vietsovpetro 2011
Rồng 09-1 Vietsovpetro 1994

Nam Rồng - Đồi Mồi 09-3 Vietsovpetro 2009
Đại Hùng 05-1b
Công ty Đại
Hùng
1994
Bunga Kekwa - Cái
Nước
PM3-CAA&46-Cái
Nước
TML&TVL 1997
Rạng Đông 15-2 JVPC 1998
Hồng Ngọc (Ruby) 01&02 PCVL 1998
Topaz 01&02 PCVL 2010
Diamond 01&02 PCVL 2011
Pearl 01&02 PCVL 2009
Sư Tử Đen 15-1 CLJOC 2003
Sư Tử Vàng 15-1 CLJOC 2008
Sư Tử Trắng 15-1 CLJOC 2011
Sư Tử Nâu 15-1 CLJOC 2013
Bunga Raya PM3-CAA TML 2003
Bunga Tulip PM3-CAA TML 2006
Cá Ngừ Vàng 09-2 HVJOC 2008
Tê giác Trắng 16-1 HLJOC 2011
Hải sư trắng TLJOC 2012
Hải sư đen TLJOC 2011
Cá Rồng Đỏ 07-03 Premier Oil
Chim Sáo 07-03 Premier Oil 2010
Dừa 07-03 Premier Oil 2011
Phương Đông 15-2 JVPC 2008
Thanh Long LSJOC 2012

Đông Đô LSJOC 2013
Sông Đốc 46-02 TSJOC 2008
Cendor PM304 Petrofac 2006
4
Dầu khí là một trong những nguồn tài nguyên quan trọng nhất trên vùng biển và thềm lục địa Việt
Nam. Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí ở Việt Nam được bắt đầu từ đầu những năm 60, nhưng hoạt động
tìm kiếm thăm dò chỉ thực sự được triển khai mạnh mẽ và sôi động từ khi Luật Đầu tư nước ngoài ở Việt
Nam được ban hành (1987). Công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí được tiến hành ở cả vùng nước nông và
vùng nước sâu, xa bờ. Đến nay hiện có 61 hợp đồng dầu khí đang hoạt động trên 140 lô, trong đó 47 hợp
đồng ở giai đoạn thăm dò và thẩm lượng. Các lô hợp đồng chủ yếu ở vùng thềm lục địa đến 200m nước.
Hiện số lô mở không còn nhiều và chủ yếu nằm ở vùng ít/chưa rõ triển vọng, vùng nước sâu. Khối lượng
công tác thăm dò, khai thác dầu khí đã thực hiện trên toàn bộ vùng biển và thềm lục địa Việt Nam là khá lớn
với khoảng trên 300.000km tuyến khảo sát địa chấn 2D; 40.000km2 khảo sát địa chấn 3D và trên 1.000
giếng khoan.
Kết quả công tác tìm kiếm thăm dò dầu khí đã xác định được các bể/cụm bể trầm tích có triển vọng
dầu khí: Sông Hồng, Phú Khánh, Hoàng Sa, Cửu Long, Nam Côn Sơn, Trường Sa-Tư Chính-Vũng Mây,
Malay-Thổ Chu và Phú Quốc, trong đó các bể: Sông Hồng, Cửu Long, Nam Côn Sơn và Malay-Thổ Chu đã
phát hiện và đang khai thác dầu khí. Tuy nhiên do đặc điểm địa chất dầu khí khác nhau nên tiềm năng cũng
như các đặc trưng chính về dầu khí đã phát hiện của các bể cũng khác nhau, cụ thể như sau:
• Bể Sông Hồng: Phát hiện cả dầu và khí, trong đó mỏ khí Tiền Hải “C” ở đồng bằng sông Hồng
(miền võng Hà Nội) đang được khai thác.
• Bể Cửu Long: Chủ yếu phát hiện dầu, hiện có 12 mỏ đang khai thác (Bạch Hổ, Rồng, Đồi Mồi,
Rạng Đông, Phương Đông, Hồng Ngọc, Pearl, Topaz, Sư Tử Đen, Sư Tử Vàng, Tê Giác Trắng,
Cá Ngừ Vàng). Đây là bể chứa dầu chủ yếu ở thềm lục địa Việt Nam.
• Bể Nam Côn Sơn: Phát hiện cả dầu và khí, hiện có 4 mỏ đang khai thác là các mỏ dầu Đại Hùng,
Chim Sáo, mỏ khí Lan Tây và mỏ khí – condensate Rồng Đôi-Rồng Đôi Tây; ngoài ra đang
chuẩn bị khai thác mỏ khí Hải Thạch – Mộc Tinh.
• Bể Malay- Thổ Chu: Phát hiện cả dầu và khí, hiện có mỏ dầu Sông Đốc và một số mỏ dầu-khí ở
vùng chồng lấn giữa Việt Nam và Malaysia đang được khai thác (Bunga Kekwa-Cái Nước,
Bunga Raya, Bunga Seroja).

Cho đến nay đã có trên 100 phát hiện dầu khí tại Việt Nam, trong đó có 97 phát hiện được đưa vào
đánh giá thống kê trữ lượng, trong đó số lượng phát hiện phân bố ở các bể như sau: Sông Hồng (16), Phú
Khánh (2), Cửu Long (40), Nam Côn Sơn (28) và Malay-Thổ Chu (11).
Các phát hiện dầu khí thương mại ở Việt Nam cho đến nay thường là các mỏ nhiều tầng chứa dầu,
khí trong các dạng play (thời kỳ) có tuổi khác nhau: móng nứt nẻ trước Đệ Tam, cát kết Oligoxen, cát kết
Mioxen và carbonate Mioxen, trong đó play móng phong hóa nứt nẻ trước Đệ Tam là đối tượng chứa dầu
chủ yếu ở bể Cửu Long-bể chứa dầu chủ yếu ở thềm lục địa Việt Nam . Kết quả tính trữ lượng và dự báo
tiềm năng dầu khí các bể trầm tích trên vùng biển và thềm lục địa Việt Nam tính đến ngày 31/12/2011 cho
thấy tổng trữ lượng dầu khí tại chỗ đã phát hiện của các bể trầm tích của Việt Nam khoảng 3.700 triệu m3
5
dầu qui đổi. Trữ lượng dầu khí đã phát hiện có thể thu hồi khoảng 1.370 triệu m3 quy dầu. Bể Cửu Long với
đối tượng đá móng nứt nẻ có tiềm năng dầu khí tại chỗ, thu hồi lớn nhất tương ứng là trên 64% và 47% so
với tổng trữ lượng các bể trầm tích.
Tiềm năng dầu khí chưa phát hiện của các bể trầm tích ở Việt Nam được dự báo vào khoảng từ
2.800-3.600 triệu m3 quy dầu. Các bể có tiềm năng dầu khí chưa phát hiện chủ yếu là Tư Chính – Vũng
Mây (27,78%), Sông Hồng (21,6%) và Nam Côn Sơn (18,52%). Tính đến thời điểm 31/12/2011, tổng sản
lượng của các mỏ dầu khí đang khai thác là 440,64 triệu m3 quy dầu; trong đó sản lượng khai thác từ các mỏ
dầu khí ở bể Cửu Long chiếm trên 82%.
Trữ lượng có thể thu hồi còn lại vào khoảng 930 triệu m3 quy dầu, trong đó tập trung chủ yếu ở các
bể Sông Hồng (31,78%), Cửu Long (31,38%) và Nam Côn Sơn (22,57%). Trữ lượng và tiềm năng dầu khí
các bể trầm tích trên vùng biển và thềm lục địa Việt Nam dự báo là đáng kể. Trữ lượng đã phát hiện có khả
năng thu hồi vào khoảng 1370 triệu m3 quy dầu. Trừ một số mỏ có quy mô lớn, đa số các mỏ đã phát hiện
có qui mô trung bình, nhỏ có nhiều tầng chứa với cấu trúc địa chất phức tạp.
Vì vậy việc đầu tư nghiên cứu các giải pháp công nghệ, cùng với các giải pháp, chính sách khuyến
khích đầu tư nước ngoài để thăm dò và khai thác dầu khí, đặc biệt là khai thác các mỏ dưới giới hạn kinh tế
là một thực tế rất cấp bách và quan trọng.
Công tác tìm kiếm, thăm dò dầu khí có độ rủi ro cao, đòi hỏi nguồn vốn lớn, nên còn phải dựa vào
đầu tư nước ngoài, vì vậy mức độ thăm dò không đồng đều, hiện tập trung chủ yếu ở vùng nước nông đến
200m. Trong thời gian tới cùng với việc tiếp tục mở rộng hợp tác quốc tế và thu hút đầu tư nước ngoài,
Petrovietnam cần phải phát huy hơn nữa nội lực để đẩy mạnh và mở rộng công tác thăm dò, gia tăng trữ

lượng làm cơ sở cho việc quy hoạch khai thác dầu khí hợp lý và hiệu quả. Đồng thời cần đầu tư nghiên cứu
tìm các giải pháp để khai thác các mỏ nhỏ, mỏ khí có hàm lượng CO2 cao; phối hợp với các nhà thầu nghiên
cứu áp dụng các giải pháp công nghệ tiên tiến để nâng cao khả năng thu hồi dầu tại các mỏ đang khai thác.
Điều này có ý nghĩa kinh tế rất lớn trong điều kiện suy giảm sản lượng ở các mỏ dầu khí đang khai thác và
việc phát hiện các mỏ mới, mỏ có trữ lượng lớn và trung bình ngày càng khó khăn. Chính phủ cũng cần xem
xét sửa đổi, ban hành chính sách ưu đãi cho các dự án đầu tư thăm dò ở những vùng mới, vùng nước sâu, xa
bờ.
Theo EIA, trữ lượng dầu thô đã được chứng minh tính đến năm 2012 là 4.4 tỷ thùng, trữ lượng khí
thiên nhiên đã được chứng minh là 24.7 nghìn tỷ feet khối. Từ đó có thể thấy được tiềm năng dầu mỏ và khí
thiên nhiên của Việt Nam là rất lớn.
2.2 Quá trình khai thác dầu và khí thiên nhiên
Phần lớn nguồn dầu thô thường nằm ở độ sâu khoảng từ 200-7000 mét, bị chôn vùi dưới lớp đất đá
dày. Những nhà địa chất học trước tiên sẽ nghiên cứu những chi tiết bề mặt và bản đồ địa chất, sau đó, họ sử
dụng một thiết bị được gọi là trọng lực kế (gravity meter) để tìm ra những dao động trọng lực thoáng qua, từ
đó tìm ra một dòng dầu chảy ngầm dưới đất. Những lớp trầm tích ở trên nguồn dầu thô sẽ làm thay đổi từ
trường của Trái đất. Bằng cách sử dụng thiết bị nhận cảm từ trường (sensitive magnetic survey equipment),
tàu thăm dò có thể đi qua vùng biển nào đó và định vị chính xác những vùng từ trường bất thường. Những
6
số liệu này sẽ giúp họ tìm ra những dấu hiệu chỉ điểm cho nguồn dầu phía dưới. Không chỉ vậy, những nhà
địa chất học còn có thể phát hiện ra những nguồn dầu mỏ thông qua việc sử dụng thiết bị khảo sát địa chấn,
hay còn có tên gọi khác là phương pháp "bật lửa" (sparking). Những sóng siêu âm sẽ được được "bắn"
xuyên lòng đại dương qua nhiều lớp đất đá khác nhau. Với mỗi loại đá, những sóng này sẽ di chuyển với
những vận tốc khác nhau, và sự thay đổi vận tốc này sẽ trở thành tín hiệu gửi về bộ phận nhận cảm gắn bên
cạnh thuyền do thám. Cùng với sự trợ giúp của các thiết bị máy móc, những nhà nghiên cứu địa chấn có thể
phân tích thông tin để tìm ra những mỏ dầu tiềm năng.
Nhưng trên hết, để phát hiện ra một mỏ dầu, bạn vẫn phải tiến hành những mũi khoan thăm dò, nếu
như bạn muốn biết chắc rằng mỏ dầu này có thực sự đáng khai thác hay không. Để làm việc này, những
công ty khai thác dầu sử dụng những dàn khoan di động. Có những dàn khoan được gắn trực tiếp vào
thuyền, tuy nhiên phần lớn những dàn khoan này phải được vận chuyển đến từ những tàu chuyên chở khác.
Dàn khoan di động này trước tiên sẽ khoan bốn lỗ thăm dò tại vị trí nghi ngờ, mỗi lỗ mất 2 đến 3 tháng để

hoàn thành xong. Những nhà địa chất học sẽ sử dụng những mũi khoan này để lấy ra những mẫu thử. Nói
cách khác, những mũi khoan này cũng giống như những mũi xi-lanh, nó giúp cho những nhà nghiên cứu hút
ra những mẫu dầu, qua đó phân tích số lượng và chất lượng của mỏ dầu phía dưới và dựa những kết quả này
để quyết định xem mỏ dầu này có đáng để tiếp tục khai thác hay không.
Khi những nhà địa chất học đã xác định rõ giá trị của một mỏ dầu, giờ đã đến lúc khoan những giếng
dầu sản xuất và thu hoạch. Trung bình một giếng dầu sẽ có tuổi thọ trung bình từ 10 cho đến 20 năm, do đó
dàn khoan luôn phải được xây dựng với một nền móng vững chắc. Những dàn khoan này sẽ được cố định
trực tiếp vào đáy biển bằng cách sử dụng kim loại, nền bê tông và cả những sợi cáp cố định. Do dàn khoan
này sẽ phải đứng vững hàng chục năm trời, bất chấp mọi hiểm họa đến từ độ sâu hàng nghìn mét dưới mực
nước biển. Một dàn khoan dầu có thể khoan được khoảng 80 giếng, tuy nhiên ít khi họ sử dụng hết những
mũi khoan này. Một mũi khoan trực tiếp sẽ làm cho giếng dầu lún sâu vào lòng đất, từ đó dàn khoan có thể
vươn tới những giếng dầu khác cách xa đó hàng dặm.
Một giếng khoan dầu thường phải được đào sâu hàng dặm vào trong lòng đất, tuy nhiên mỗi một mũi
khoan lại thường chỉ dài khoảng 9-10 mét, do đó, phải mất đến hàng tuần, thậm chí ròng rã cả tháng trời để
khoan tới mỏ dầu. Và mỗi một mét khoan sâu xuống, nhiều vấn đề khác lại nảy sinh. Những mũi khoan càng
ngày càng nóng lên, nước, bùn đất, rong rêu, mảnh khoan vụn có thể là bít tắc lỗ khoan. Để giải quyết vấn
đề này, những nhà thiết kế sử dụng một loại chất lỏng hỗn hợp có tên gọi là "drilling mud" -tạm dịch: bùn
khoan. Chất lỏng này được bơm qua ống dẫn xuống bề mặt giếng dầu đang khoan, với tác dụng làm mát mũi
khoan, tra dầu mỡ vào ống khoan, đồng thời dọn sạch bề mặt lỗ khoan và cản trở dòng chất lỏng từ ngoài
xâm nhập vào.
Hỗn hợp bùn dầu này có thể được coi như tuyến phòng ngự đầu tiên, bảo vệ giếng dầu khỏi áp suất
khủng khiếp dưới đáy biển. Tuy nhiên, nguy cơ của việc dầu bị cuốn trôi khỏi giếng vẫn là rất cao. Để kiểm
soát vấn đề này, những người khai thác dầu sử dụng hệ thống chống phun trào dầu (blowout prevention
system viết tắt: BOP). Nếu như sức ép của ga và dầu lên bề mặt giếng tăng đến một mức nào đó, hệ thống
này sẽ khóa giếng dầu này lại bằng cách đóng những van và pit-tông sử dụng sức nước.
Quá trình khoan thường diễn ra qua nhiều giai đoạn. Mũi khoan đầu tiên, với đường kính khoảng 50
cm, sẽ đi sâu xuống từ vài nghìn đến vài chục nghìn mét. Sau khi đã xuống đến một độ sâu nhất định, những
kỹ sư sẽ tháo những mũi khoan này ra, và gửi xuống một đoạn ống kim loại rỗng với vai trò như một ống
dẫn. Ống dẫn này sẽ cố định vào lỗ khoan, giúp ngăn chặn rò rỉ dầu ra biển và giúp cho giếng dầu không sụp
7

xuống. Tiếp theo, những mũi khoan với đường kính khoảng 30 cm sẽ khoan sâu hơn xuống, và sau đó quy
trình lại được lặp lại: các mũi khoan được tháo ra, và những ống dẫn được lắp vào. Cứ như vậy, những mũi
khoan nhỏ hơn, khoan được sâu hơn sẽ tiếp tục thay thế và khoan sâu xuống, những đường ống bảo vệ liên
tục được lắp ráp vào. Trong suốt quá trình này, 1 thiết bị được gọi là "packer" sẽ đi theo những mũi khoan
xuống, để đảm bảo rằng mọi thứ đều được gia cố vững chắc.
Khi những mũi khoan cuối cùng đã chạm xuống đến mỏ dầu, ống dẫn sản xuất sẽ được gắn vào đó.
Hệ thống ống dẫn này sẽ được phân lập riêng ra trong một vỏ bọc rắn, từ đó cô lập giếng này với những
giếng lân cận. Điều này có vẻ hơi bất thường, khi bạn khóa mỏ vàng lại vào lúc mà bạn vừa chạm vào nó,
nhưng mục đích của việc này không chỉ là ngăn chặn dầu và ga trào ngược ra ngoài, mà còn là điều khiển
dòng chảy của những sản phẩm này. Những kỹ sư sau đó sẽ đưa chất nổ xuống để đục thủng ống dẫn ở
những độ sâu khác nhau, từ đó giúp cho dầu và ga thoát ra với áp suất nhẹ nhàng hơn rất nhiều.
Tiếp đó, những kỹ sư sẽ cần phải thiết kế một lực đẩy giúp bơm dầu lên trên. Họ quyết định sử dụng
nước hoặc ga, bơm chúng xuống giếng dầu, từ đó tăng áp lực trong mỏ dầu lên và dầu có thể được hút lên
mặt nước. Trong một số trường hợp, khí nén hoặc hơi nước được bơm xuống để hâm nóng lượng dầu trong
giếng, qua đó tăng cường áp suất giúp cho việc bơm dầu lên trở nên dễ dàng hơn.
Những gì họ hút ra được từ các giếng dầu này không phải là sản phẩm tinh khiết. Chúng là một hỗn
hợp bao gồm dầu thô, khí ga, hơi nước và các lớp cặn trầm tích. Thường thì việc lọc dầu được tiến hành trên
đất liền, tuy nhiên, đôi khi những công ty khai thác dầu cải tiến những tàu chở dầu để xử lý và lưu trữ dầu
ngay tại biển. Quá trình này giúp lọc bớt những chất cặn để sau đó việc lọc và tinh chế dầu được thuận tiện
hơn.
Cuối cùng thì, giếng dầu cũng sẽ có lúc phải cạn sạch. Khi đó, những kỹ sư sẽ tìm cách tháo bỏ dàn
khoan, với thuốc nổ nếu như cần thiết, sau đó tìm đến những mỏ dầu khác, hoặc quay về đất liền để sửa
chữa và nâng cấp. Những ống dẫn dầu sẽ được cắt bỏ và được đóng kín lại bằng bê tông. Tuy nhiên, trong
một số trường hợp, một phần của dàn khoan sẽ được để lại, và dần dần bị ăn mòn bởi nước biển.
2.3 Nhu cầu tiêu thụ, tình hình xuất nhập khẩu dầu, khí thiên nhiên tại Việt Nam trong giai đoạn
1980-2012.
2.3.1 Nhu cầu tiêu thụ và tình hình xuất, nhập khẩu dầu mỏ ở Việt Nam trong giai đoạn 1980-2012
Quan sát biểu đồ ta thấy sự tăng liên tục của tiêu thụ dầu mỏ, đặc biệt trong giai đoạn 1992-2011
(tăng 498,36%). Từ đó càng cho biết nhu cầu sử dụng các sản phẩm từ dầu mỏ ngày càng tăng, không chỉ
trong ngắn hạn mà cả trong dài hạn do sự bùng nổ dân số, các ngành công nghiệp tiếp tục phát triển, đặc biệt

là sự bùng nổ của ngành giao thông do nhu cầu đi lại ngày càng nhiều… Ngoài ra, đây còn là nguồn năng
lượng chưa thể thay thế ngay bằng nguồn năng lượng khác.
Về tình hình xuất khẩu, Việt Nam chủ yếu xuất khẩu dầu thô, ngoài ra Việt Nam cũng xuất khẩu một
số ít sản phẩm lọc dầu. Quá trình xuất khẩu dầu thô bắt đầu từ năm 1987. Trong giai đoạn đầu 1995-2001
sản lượng xuất khẩu tăng liên tục với tốc độ tăng trưởng cao và ổn định. Tuy nhiên,trong giai đoạn từ 2005-
2010 xu hướng xuất khẩu dầu thô đang có chiều hướng giảm dần. Việt Nam bắt đầu xuất khẩu các sản phẩm
lọc dầu từ năm 2002 với sản lượng ban đầu 13.079 nghìn thùng /ngày. Sản lượng xuất khẩu có sự biến động
8
tăng giảm thất thường từ năm 2002-2010.sản lượng xuất khẩu năm 2004 (0 thùng/ngày) Sản lượng xuất
khẩu tăng mạnh trong giai đoạn 2006-2009 (tăng 25.633 nghìn thùng/ ngày).
Về xuất khẩu, Việt Nam nhập khẩu các sản phẩm dầu . Sản lượng nhập khẩu nhìn chung liên tục
tăng trong giai đoạn 1986-2008 và có chiều hướng giảm từ 2008-2010 nhưng sản lượng nhập khẩu vẫn lớn
do từ sau khi xây dựng và đưa vào hoạt động nhà máy lọc dầu Dung Quất, Nghi Sơn thì sản lượng sản phẩm
đầu ra của dầu thô đã tăng tuy nhiên chưa thể đáp ứng được ngay nhu cầu sử dụng trong nước nên việc nhập
khẩu sản phẩm dầu là vẫn còn lâu dài.
2.3.2 Nhu cầu tiêu thụ và tình hình xuất, nhập khẩu khí thiên nhiên ở Việt Nam từ năm 1980-2012
Biểu đồ tình hình tiêu thụ khí thiên nhiên của Việt Nam giai đoạn 1995-2012
Tiêu thụ khí nhìn chung tăng lên trong giai đoạn 1995-2010, đặc biệt tăng mạnh trong giai đoạn 2003-
2010 (tăng 211.48%), và có chiều hướng giảm từ năm 2010-2012. Còn về tình hình xuất khẩu thì Việt Nam
không xuất khẩu cũng như nhập khẩu các khí thiên nhiên khô.
2.4 Tình hình khai thác dầu và khí thiên nhiên tại Việt Nam từ 1980-2012
2.4.1 Tình hình khai thác dầu mỏ từ năm 1980-2012
Tổng cung ứng dầu thô bao gồm chủ yếu là sản xuất của dầu thô,còn NGPL, và các chất lỏng khác,
tổng các sản phẩm là đầu ra của nhà máy lọc dầu chỉ chiếm số lượng nhỏ.
Sự biến động tổng sản lượng dầu thô tăng giảm thất thường trong giai đoạn 1980-2011. Sản lượng có xu thế
tăng lên trong giai đoạn 1987-2004 và nói chung từ năm 2005 -2011, sản lượng dầu thô lại giảm đáng kể
( giảm 23.56% ).
Giai đoạn 2005-2008 sản lượng giảm vì sản lượng khai thác ở mỏ Bạch Hổ, sau 20 năm khai thác có
xu hướng giảm. Trong khi đó phần lớn sản lượng dầu thô khai thác của VN trong nhiều năm qua tập trung
chủ yếu ở vùng mỏ này.Ngoài ra còn do điều kiện thời tiết xấu, sản lượng khai thác không đạt mức dự kiến

như khi thăm dò.
Riêng năm 2009, sản lượng khai thác tăng là thành quả của việc chuẩn bị từ năm 2004-2005 khi VN
thực hiện việc đấu thầu giấy phép khai thác lần đầu tiên. Điều quan trọng trong cuộc đấu thầu này là các
công ty nước ngoài đã được mời tham gia khai thác mỏ Sông Hồng, khu vực trước nay vẫn nằm trong danh
sách hạn chế. Những phát triển vào thời gian này trong hoạt động khai khoáng ở tại và xung quanh khu vực
nước sâu Bể Phú Khánh và bằng chứng tìm được ở Cá Rồng đỏ cho thấy Nam Côn Sơn có tiềm năng về dầu
thô đã làm cho ngành khai thác dầu thô sôi nổi trở lại. Ngoài ra, sự gia tăng của các công ty dầu khí tự do
trong lĩnh vực khai thác và sản xuất tại Việt Nam đã đẩy mạnh sự phát triển vượt bậc của ngành dầu khí năm
2009. Tập đoàn PVN cũng đưa 3 mỏ mới vào khai thác Bunga-Orkid vào 25/3/2009, Nam Rồng-Đồi Mồi,
Đông Rồng 39/12/2009. Sản lượng tăng cao đầu năm 2009 sau đó giảm dần qua các tháng cho thấy tác động
rõ rệt của cuộc suy thoái kinh tế. Việc tăng nguồn cung đầu năm cũng một phần nhằm đáp ứng nguồn cung
cho nhà máy lọc dầu dung quất đang đưa vào hoạt động.
Năm 2010, sản lượng khai thác thấp cho thấy nền kinh tế chưa có dấu hiệu hồi phục và mỏ dầu lớn
nhất, đem lại nguồn cung chủ yếu cho đất nước là mỏ Rồng và Bạch Hổ đang cạn kiệt nhanh chóng và việc
khai thác các mỏ mới vẫn đang nằm trong dự án chưa đưa vào khai thác kịp thời trong năm 2010.
9
2.4.2 Tình hình khai thác khí thiên nhiên từ năm 1980-2012
Mặc dù nền công nghiệp khai thác và chế biến khí của việt nam còn khá non trẻ, song cũng đã đi vào
hoạt động ổn định. Sản phẩm của các nhà máy chế biến khí của Việt Nam hiện nay là khí khô thương phẩm,
LPG và condensate. Trong đó có hai loại sản phẩm LPG và Condensate đã được tận dụng triệt để mang lại
hiệu quả kinh tế mang lại hiệu quả kinh tế cho quốc gia. Sản phẩm khí khô thương phẩm mà thành phần chủ
yếu là khí metan và etan chỉ dùng làm nhiên liệu cho các nhà máy điện với giá trị kinh tế thấp. Trong khi đó,
trên thế giới người ta đã tận thu khí khô thương phẩm để sử dụng làm nguyên liệu cho ngành công nghiệp
hóa dầu dể sản xuất ra hàng loạt sản phẩm mang lại hiệu quả kinh tế cao. Vì vậy định hướng cho ngành công
nghiệp hóa dầu là một hướng đi đúng, phù hợp vói xu hướng thế giới và tiềm năng khí Việt Nam.
Thị trường khí Việt Nam chủ yếu tập trung ở phía Nam. Thị trường khí miền Bắc và miền Trung có
tiềm năng, nhưng hiện nay mới chỉ vận hành mỏ Tiền Hải với công suất 16mmcm mỗi năm. Sản lượng khí
thiên nhiên khai thác từ năm 1995-2011 tăng, giảm thất thường.Sản lượng giảm vào năm 1997, 2007,2011,
tăng lên trong giai đoạn 1998-2009, 2008-2010. Đặc biệt tăng mạnh trong giai đoạn 2001-2006( tăng
324.24%) và 2009-2010 ( tăng 16.86%).

3 DỰ BÁO TIỀM NĂNG, BIẾN ĐỘNG NHU CẦU TIÊU THỤ, SẢN LƯỢNG KHAI THÁC DẦU
VÀ KHÍ THIÊN NHIỂN TRONG TƯƠNG LAI.
3.1 Dự báo về tiềm năng và biến động nhu cầu tiêu thụ của dầu mỏ và khí thiên nhiên của Việt Nam
trong tương lai.
Các nguồn năng lượng đang được sử dụng gồm có: gỗ, sức nước, sức gió, địa nhiệt, ánh sáng mặt
trời, nhiên liệu hóa thạch (than đá và dầu khí tự nhiên) và nhiên liệu hạt nhân (uranium).Hiện nay, nguồn
nguyên liệu hóa thạch chiếm khoảng 80% nguồn cung cấp năng lượng sơ cấp. Trong đó, phần lớn là dầu mỏ
chiếm 40% năng lượng hóa thạch, tiếp theo là khí thiên nhiên chiếm 24%, và than chiếm khoảng 26%. Như
vậy, dầu khí chiếm tới 64% tổng năng lượng đang sử dụng của toàn thế giới.
Dầu khí là nguồn tài nguyên có hạn và theo dự kiến sẽ chỉ còn có thể khai thác trong vòng khoảng 60
năm. Chính vì vậy, các lĩnh vực năng lượng khác đang được ráo riết nghiên cứu và đưa vào khai thác sử
dụng nhưng vẫn chưa đáp ứng được nhu cầu bởi giá thành đầu tư cao. Nguồn năng lượng than được cho
rằng có thể còn khai thác được trong 230 năm nữa nhưng do lượng khí CO2 thải ra quá lớn và làm tăng nhiệt
độ trái đất lên nhanh chóng. Năng lượng từ mặt trời, sức gió và sóng biển hiện nay chỉ cung cấp được 10%
trong tổng số năng lượng cần thiết do giá thành cao và cần một diện tích lớn nên chưa đem lại hiệu quả. Chỉ
có năng lượng hạt nhân (Uranium) là nguồn năng lượng sạch hơn, sử dụng lâu dài và sẽ là nguồn năng lượng
thay thế tốt nhất trong tương lai. Tuy nhiên, nguồn năng lượng này vẫn đang là vấn đề tranh cãi khá căng
thẳng trên thế giới vì mức độc hại của chất thải gây ra với đời sống một khi bị rò rỉ ra ngoài. Từ đó có thể
thấy rằng dầu khí là nguồn năng lượng chưa thể thay thế hoàn toàn trong ngắn hạn và vẫn chiếm tỷ trọng cao
trong ngành năng lượng.
Theo OPEC, nhu cầu sử dụng nguồn nhiên liệu dầu khí ngày càng tăng nhanh, đặc biệt là các quốc
gia đang phát triển, và đến năm 2025, nguồn cung sẽ không đáp ứng kịp nhu cầu.
10
3.2 Dự báo về biến động sản lượng khai thác, xuất, nhập khẩu dầu mỏ và khí thiên nhiên của Việt
Nam trong tương lai.
Sản lượng dầu khí khai thác của Việt Nam hàng năm ở mức thấp, bình quân khoảng 24 triệu tấn. 5
tháng đầu năm 2012, PVN chỉ khai thác được 10,86 triệu tấn dầu khí. Trong khi đó, trữ lượng khai thác ở
Việt Nam đang đứng thứ 4 về dầu mỏ và thứ 7 về khí đốt trong khu vực Châu Á Thái Bình Dương (Theo
BP, 2010), đồng thời đứng thứ 25 và 30 trên thế giới. Chính vì vậy, Việt Nam có hệ số trữ lượng/sản xuất
(R/P) rất cao, trong đó R/P dầu thô là 32,6 lần (đứng đầu khu vực Châu Á-TBD và thứ 10 thế giới) và R/P

khí đốt là 66 lần (đứng đầu Châu Á - TBD và thứ 6 thế giới). Ngoài ra, khả năng khai thác dầu khí của Việt
Nam đã được nâng cấp, kể từ năm 2010, PVN đã có những mỏ được khai thác ở mức sâu hơn 200m so với
mực nước biển và trong những năm gần đây Việt Nam còn liên doanh khai thác dầu khí ở các quốc gia khác
như Cuba, Indonesia, Iran, Tuynidi, Myanmar, Lào, Campuchia, Công gô, Madagasca, Nga, Venezuela,
Algeria và Malaysia.
Điều này cho thấy tiềm năng phát triển của ngành dầu khí trong tương lai còn rất lớn. Và có thể thấy
rằng, Việt Nam sẽ tiếp tục tăng khai thác dầu mỏ và khí thiên nhiên trong thời gian tới để đáp ứng nhu cầu
tiêu thụ.
Về xuất khẩu dầu thô, theo PVN, việc tăng hay giảm xuất khẩu dầu thô phụ thuộc rất nhiều vào giá.
Ưu tiên hàng đầu của ngành dầu khí Việt Nam không phải là số lượng xuất khẩu mà cần tập trung phân tích
tình hình và nâng cao dự báo chính xác về thời điểm nhằm đẩy mạnh xuất khẩu đúng thời điểm có lợi nhất
để thu được giá trị lợi nhuận cao.
Về nhập khẩu dầu tinh chế, ngành dầu khí trong nước đang từng bước phát triển vững chắc. Nhà máy
lọc dầu Dung Quất sẽ tiến hành mở rộng quy mô nâng công suất lên 9,5 triệu tấn/năm và ứng dụng công
nghệ hóa dầu đầu tiên ở Việt Nam đáp ứng được khoảng 50% nhu cầu trong nước. Do đó có thể nhập khẩu
dầu tinh chế sẽ không tăng trong thời gian tới.
Về xuất nhập, khẩu khí tự nhiên và các sản phẩm khí tự nhiên : Việt Nam trong thời gian tới chưa thể
xuất khẩu khí thiên nhiên và các sản phẩm khí được do chưa đáp ứng được cầu nội địa. Nhưng Việt Nam sẽ
bắt đầu nhập khẩu khí thiên nhiên hóa lỏng LNG từ năm 2012 với sản lượng khoảng 1 triệu tấn/năm nhằm
đáp ứng nhu cầu sử dụng khí của nền kinh tế - xã hội.
Dự báo này được Tập đoàn Dầu khí Quốc gia Việt Nam (PVN) đưa ra trên cơ sở số liệu tính toán cân
đối cung cầu thị trường khí Việt Nam từ nay đến 2015; trong đó, lượng khí thiếu hụt trong cả giai đoạn đạt
mức 1,4 tỷ m3/năm, tương đương với 1 triệu tấn khí thiên nhiên hóa lỏng LNG.
Hiện Tổng Công ty khí Việt Nam (PV Gas) - đơn vị thành viên của PVN đang gấp rút đầu tư 500 triệu
USD để triển khai Dự án nhập khẩu LNG về Việt Nam nhằm đảm bảo nguồn cung cấp khí ổn định lâu dài,
đáp ứng nhu cầu tiêu thụ khí của nền kinh tế xã hội, nhất là nhu cầu sản xuất điện từ khí.
Theo đó, PV Gas đang chuẩn bị các điều kiện cần và đủ để xây dựng và vận hành kho cảng tiếp nhận
và phân phối LNG tại Thị Vải (Bà Rịa-Vũng Tàu) với công suất 1 triệu tấn LNG/năm, dự kiến đi vào hoạt
động từ 2013. Bên cạnh đó, để chuẩn bị cho hệ thống kho cảng trên bờ tiếp nhận LNG với công suất trên 3
11

triệu tấn LNG/năm vào năm 2015, PV Gas đang hoàn thành Báo cáo lựa chọn địa điểm xây dựng kho cảng
này để trình lên Chính phủ quyết định trong tháng 5 tới.
Tuy nhiên, việc triển khai nhập khẩu LNG của PV Gas cũng đang gặp nhiều thách thức như: vốn đầu
tư lớn; yêu cầu về địa điểm xây dựng kho cảng rất cao trong khi giá khí LNG thế giới cao gấp 3 lần so với
giá khí trong nước.
LNG là khí thiên nhiên được hóa lỏng nhờ làm lạnh sâu đến âm 160oC sau khi đã loại bỏ các tạp chất.
Với thành phần chủ yếu là methane và chỉ chiếm 1/600 thể tích so với khí thiên nhiên thông thường, LNG
có thể được vận chuyển bằng các phương tiện chuyên dụng như tàu, xe bồn đến những khoảng cách rất xa
hoặc đến những nơi có địa hình không phù hợp cho việc xây dựng đường ống dẫn khí.
12
4 MÔ HÌNH HÓA BÀI TOÁN QUY HOẠCH NĂNG LƯỢNG
4.1 Các giả thiết
• Giả thiết nguồn năng lượng chỉ có 2 nguồn sơ cấp: Than đá và dầu mỏ. Nguồn than đá cũng chỉ
có một trữ lượng hạn chế.
• Nhập khẩu năng lượng được tiến hành với 2 loại năng lượng là than và dầu. Xu hướng biến động
về giá than và dầu mỏ diễn ra rất khác nhau.
• Chỉ có một loại dầu thô được xem xét. Công đoạn lọc dầu được tổng hợp dưới dạng một nhà máy
lọc dầu với 2 loại sản phẩm đầu ra là xăng và dầu nặng. Nhà máy lọc dầu gồm 2 bộ phận: Chưng
cất và Cracking.
• Đối với điện chúng ta chỉ xem xét đến nhu cầu về điện năng mà bỏ qua nhu cầu về công suất.
Điều đó có nghĩa là chúng ta không xem xét đến những biến động của biểu đồ phụ tải. Có hai
dạng nhà máy sản xuất được xem xét : Nhiệt điện than và thủy điện.
• Về phía nhu cầu chúng ta gộp tất cả các hộ tiêu thụ ( công nghiệp, giao thông vận tải, dân dụng,
thương mại dịch vụ) thành một nhóm duy nhất.
• Coi nhu cầu tiêu dùng năng lượng thành 2 loại: Nhu cầu chuyên dùng về than, điện, dầu.
4.2 Điều kiện ràng buộc về chính sách năng lượng.
4.2.1 Ràng buộc về dầu mỏ
Dầu mỏ là một ngành công nghiệp quan trọng của nước đóng góp từ 20 – 25% GDP của cả nước.
Tuy nhiên, trong tình hình mà sản lượng dầu thô khai thác liên tục sụt giảm, nhu cầu sử dụng xăng dầu tăng
cao, nhà nước buộc phải hạn ngạnh khả năng xuất nhập khẩu dầu thô dưới dạng hệ số độc lập năng lượng.

Theo dự đoán của APEC, nhu cầu dầu thô của Việt Nam, từ 2010 đến 2025 là
Ta thấy từ năm giai đoạn 2005 – 2020, nhu cầu tiêu thụ dầu thô tăng tuyến tính khoảng 6 MTOE sau
mỗi 5 năm. Vì vậy có thể dự đoán rằng nhu cầu tiêu thụ dầu thô năm 2025 là vào khoảng 37 Mtoe. Do đặc
điểm của ngành công nghiệp dầu khí là vốn đầu tư lớn, thời gian thăm dò, xây dựng, khai thác cũng như
thay đổi quy trình công nghệ tương đối lớn, cần có những định hướng xây dựng mang tính chiến lược nên
thông thường khả năng khai thác dầu thô sẽ tăng theo dạng bậc thang qua mỗi giai đoạn. Dựa vào biểu đồ
trên, ta thấy, giai đoạn, 2005 – 2010 và 2015 đến 2020, sản lượng dầu thô khai thác tăng khoảng 6,2 Mtoe,
trong khi đó giai đoạn 2010 – 2015, khả năng khai thác lại thay đổi ko đáng kể. Như vậy, ta có thể kết luận
rằng năm giai đoạn 2020 – 2025, sẽ là giai đoạn chuẩn bị, để có những bước nhảy vọt về cả công nghệ lẫn
quy mô khai thác dầu thô cho giai đoạn sau. Chính vì vậy, giai đoạn này, sản lượng khai thác dầu thô sẽ ko
có nhiều thay đổi và sẽ được giữ ở mức 31 Mtoe.
Do dầu thô là loại nhiên liệu có vai trò vô cùng quan trọng trong đời sống và sản xuất. Mọi sự thay
đổi của nó đều có ảnh hưởng to lớn đến toàn bộ nền kinh tế. Chính vì thế, để đảm bảo nhu cầu tiêu thụ trong
nước, cũng như an ninh năng lượng, ta giả thiết rằng toàn bộ lượng dầu khai thác được đều phục vụ nhu cầu
tiêu thụ trong nước, và lượng dầu thô dư thừa mới được đem xuất khẩu. Như vậy, hệ số độc lập năng lượng
của dầu thô là
Nghìn
thùng/ngà
y
sản xuất tiêu thụ Hệ số độc
lập
13
2015 25.5 23.7 0.98
2020 30.5 32.2 0.95
2025 31 37 0.84
4.2.2 Ràng buộc về than
Với Việt Nam, than là một nguồn nhiên liệu sơ cấp quan trọng. Việt Nam có nguồn trữ lượng than vô
cùng dồi dào, đảm bảo đáp ứng đủ cho khai thác phục vụ tiêu dùng trong nước và xuất khẩu trong vòng ít
nhất là 200 năm tới. Theo Tập đoàn Công nghiệp Than Khoáng sản Việt Nam – VINACOMIN, trữ lượng
than Việt Nam rất lớn: Quảng Ninh khoảng 10,5 tỷ tấn trong đó đã tìm kiếm thăm dò 3,5 tỉ tấn, chủ yếu là

than antraxit. Đồng bằng sông Hồng dự báo tổng trữ lượng 210 tỉ tấn than Ábitum, các mỏ than ở các tỉnh
khác khoảng 400 triệu tấn và riêng than bùn phân bố hầu hết ở 3 miền khoảng 7 tỉ m3, chủ yếu tập trung ở
miền Nam Việt Nam. Vì vậy, điều kiện ràng buộc khai thác than nội địa sẽ phụ thuộc vào tổng nhu cầu và
điều kiện công nghệ có được. Theo như tổng quy hoạch 6 về ngành than, dự báo khả năng khai thác than cự
đại đến năm 2015 là 56 – 58 triệu tấn, đến năm 2020 là 60 – 65 triệu tấn và dự đoán đến năm 2025 là 68 –
70 triệu tấn. Như vậy, giới hạn khả năng khai thác than đến năm 2015 là 58 triệu tấn, năm 2020 là 65 triệu
tấn và đến năm 2025 là 70 triệu tấn.
4.3 Số liệu về than.
2010 2015 2020 2025
Khả năng khai thác cực đại:
PJ/năm
0.98 1276 1430 1540
Chi phí khai thác( VND/ PJ) 68 000 68 000 68 000 68 000
Giá than nhập khẩu( VND/ PJ) 90 000 90 000 90 000 90 000
Giá than xuất khẩu ( VND/PJ) 98 000 98 000 98 000 98 000
/>Lấy nhiệt trị của than là 5500kcal/kg.
Chi phí khai thác than năm 2010 của công ty TNHH khai thác khoáng sản MTV là 1,5 triệu đồng/tấn
than, (1 tấn than = 2.2 x 10
-5
PJ) tương đương là 68 tỷ đồng/PJ. Do nguồn cung than chủ yếu ở nước ta hiện
nay chủ yếu tập trung ở Quảng Ninh, với hình thức khác thác lộ thiên là chính, nên do đó chi phí khai thác
than cơ bản sẽ không đổi và giữ nguyên ở mức 68 000 x 10
6
/PJ cho đến năm 2025
Dự báo giá của các loại nhiên liệu là một công việc vô cùng khó khăn, cùng với đó là dự đa dạng của
các nguồn nguyên liệu than ( than đá, than cốc, than bùn, than lignit … ) và chi phái khai thác, sản xuất, giá
xuất nhập khẩu là khác nhau. Vì thế, để đơn giản hóa mô hình, nên chúng em xin chọn giá than nhập khẩu là
100$/tấn than ( tương đương
với 90 000 x 10
6

VND/ PJ cho giai đoạn từ năm 2010 đến 2015
4.4 Số liệu về dầu thô
4.4.1 Quá trình lọc dầu và chưng cất.
Năm 2011, dự án nhà máy lọc dầu dung quất với tổng vốn đầu tư lên tới hơn 3 tỷ USD được chính
thức đưa vào hoạt động, với công suất dự kiến 6,5 triệu tấn dầu thô/năm (1 tấn dầu thô = 40GJ) tương đương
260PJ/năm, và đến năm 2015 sẽ được nâng cấp lên 10 triệu tấn / năm. Cùng với đó, theo tập đoàn dầu khí
14
Việt Nam, thì đến năm 2013, nhà máy lọc dầu Nghi Sơn với công suất thiết kế là 8.4 triệu tấn dầu trong một
năm. Như vậy đến năm 2015, nước ta sẽ có khả năng lọc 18,4 triệu tấn dầu /năm. Năm 2020, dự án Nghi
Sơn đã bước vào giai đoạn 2, công suất nhà máy được nâng cấp lên thành 10 triệu tấn dầu/ năm. Đến năm
2025, nước ta ko có thêm bất kì dự án lọc dầu bổ sung nào. Như vậy giai đoạn 2020 – 2025, khả năng lọc
dầu của nước ta sẽ là 20 triệu tấn dầu thô / năm.
Dự báo giá dầu của một số tổ chức trên thế giới:
Dự báo dài hạn của giá dầu thế giới
Tài liệu tham khảo
2015 2020 2025 2030
Kịch bản cao
2010 U.S. EIA AEO –
Tài liệu tham khảo
Kịch bản thấp
$
144,72
$
94,52
$
51,48
$
185,51
$
108,28

$
51,90
$
196,51
$
115,09
$
52,02
$
203,90
$
123,50
$
51,90
Kịch bản cao
NEB – Tài liệu tham
khảo
Kịch bản thấp
$
116,98
$
85,30
$
56,98
$
121,16
$
89,60
$
61,16

N / A N / A
Deutsche Bank - tham
khảo
$
93,18
$
105,81
$
114,65
$
121,16
INFORUM - tham khảo
$
92,50
$
107,98
$
109,74
$
116,81
IEA - tham khảo
$
86,67
$
100.00
$
107,50
$
115,00
IEA 450 Kịch bản

$
86,67
$
90.00
$
90.00
$
90.00
IHS Global Insight -
Tham khảo
$
85,07
$
81,93
$
74,86
$
77,27
Phân tích năng lượng
liên doanh - tham khảo
$
80,35
$
84,45
$
90,98
$
100,45
Energy SEER - tham
khảo

Ẻnergy SEER - Multi-
Dimensional
$
79,20
$
99,03
$
74,31
$
101,52
$
69,73
$
105,81
$
65,43
$
113,19
Tham khảo trường hợp $ $ $ $
15
trung bình 87,27 94,10 96,57 101,20
Nguồn: Thông tin Năng lượng Mỹ và Tài nguyên
Canada
Trên đây là giá của dự báo dầu thế giới của các tổ chức dầu thô trên thế giới được quy về năm 2008.
Do dầu thô là mặt hàng mang tính quốc tế, nên có thể lấy giá dầu thô quốc tế làm giá nhập khẩu cho Việt
Nam. Như vậy, ta sẽ lấy giá dầu thô dự báo của tổ chức quốc tế EIA AIO cho mô hình. Ta có năm 2015, giá
dầu là 94,52$/thùng, tương đương khoảng 330 000 x 10
6
/PJ . (1 tấn = 7 thùng = 40GJ và1$ = 20 000 VND)
Nhà máy lọc dầu Dung Quất có công suất thiết kế 6.5 triệu tấn dầu/ năm, mỗi ngày có thể sản xuất ra 5500

– 7800 tấn xăng trên ngày, đã bao gồm cả A90 và A92/95 ( nguồn Wikipedia ) trong đó phân xưởng chưng
cất chiếm 65 - 75% sản phẩm xăng toàn nhà máy. Đặt giả thiết, rằng năng lực cracking bằng 70% năng lực
lọc dầu của nhà máy. Do nhà máy Nghi Sơn có công suất tương đương với nhà máy Dung Quất, nên ta có
thể coi 2 nhà máy lọc dầu có công nghệ và khả năng tương đương nhau.
2010 2015 2020 2025
Giá dầu mỏ nhập khẩu ( VND/
PJ )
n/a 330 000 379 000 403 000
Năng lực lọc dầu năm 2010 còn
làm việc tại năm t (CDIt):
PJ/năm
260 736 800 800
Năng lực Cracking năm 2010
còn làm việc tại năm t (CCRt):
PJ/năm
182 514.2 560 560
4.4.2 Quá trình khai thác
Giả sử giá dầu nhập khẩu bao gồm 2 thành phần giá dầu khia thác và chi phí vận chuyển. Theo
Wikipedia, giá vận chuyển trung bình là 3 cent cho một gallon dầu. Như vậy chi phí để vẩn chuyển cho tấn
dầu vào khoản 9$/tấn dầu tương đương với 4500x10
6
VND/PJ. Giả sử chi phí vận chuyển trong giai đoạn
2010 – 2025 là không đổi.
Công nghệ dầu mỏ là một ngành có tính độc quyền tự nhiên có tỉ suất lợi nhuận cao. Giả sử tỉ suất
lợi nhuận mong muốn của ngành dầu mỏ là 20%, ta có giá chi phí khai thác x120% = giá dầu xuất khẩu
Như phần 2.1 đã trình bày về năng lực khai thác dầu mỏ, ta có bảng sau:
2010 2015 2020 2025
Khả năng khai thác cực đại:
PJ/năm
n/a 255 305 310

Giá dầu xuất khẩu ( VND/ PJ) 325 500 374 500 398 500
Chi phí khai thác 271 000 312 000 332 000
16
4.4.3 Hiệu suất biến đổi
Công suất của nhà máy lọc dầu Dung Quất là: các sản phẩm khí hóa lỏng (gas) LPG (900-1.000
tấn/ngày) xăng A90 (2.900-5.100 tấn/ngày) và A92-95 (2.600-2.700 tấn/ngày), dầu Diesel (7.000-9.000
tấn/ngày), LPG và các sản phẩm khác như Propylene (320-460 tấn/ngày), xăng máy bay Jet-A1 và nhiên
liệu cho động cơ phản lực (650-1.250 tấn/ngày) và dầu đốt lò F.O (1.000-1.100 tấn/ngày). Như vậy tỷ lệ các
sản phẩm nhiên liệu lỏng tổng sản phẩm có thể sản xuất là 0.95. Coi tỷ lệ Cracking và tỷ lệ chưng cất là
tương đương nhau.
Hệ số sử dụng là tỷ số của tổng khối lượng đầu ra trên cho tổng khối lượng đầu vào. Theo thiết kế,
tổng sản phẩm đầu ra cho một ngày của nhà máy khi hoạt động 100% công suất là 20 196 tấn / ngày, trong
khi tổng lượng dầu đầu vào là khoảng 18 000 tấn / ngày. Như vậy hệ số sử dụng là 1.12
Nhiên liệu lỏng Các sản phẩm khác Hệ số sử dụng
Tỷ lệ chưng cất 0.95 0.05 1.12
Tỷ lệ Cracking 0.95 0.05 1.12
4.4.4 Chi phí đầu tư.
Nhà máy lọc dầu Dung Quất có vốn đầu tư 3 tỷ USD cho công suất 6.5 triệu tấn/ năm. Coi nhà mày
lọc dầu gồm 2 thành phần chính là phân xưởng cracking và phân xưởng chứng cất, và vốn đầu tư tương ứng
tỉ lệ với công suất thiết kế. Như vậy chi phí đầu tư cho hệ thống chưng cất và cracking là 9 x 10
6
VND/
tấn.năm
Chi phi đầu tư
(bao gồm cả chi phí khai thác cố định)
Chưng cất Cracking
VND/ PJ/năm 225 000 225 000
4.4.5 Tuổi thọ thiết bị
Tuổi thọ trung bình của một nhà máy lọc dầu vào khoảng 30 năm . ( tham khảo ý kiến giáo viên )
4.5 Số liệu về điện.

4.5.1 Công suất phát của hệ thống điện
Theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia giai đoạn 2006 - 2015 có xét đến năm 2025, ta có phát
triển nguồn được cho theo bảng sau:
2010 2015 2020 2025 Tuổi thọ
Năng lực các nhà máy NĐ
than của năm 2010 còn lại
tại năm t tính bằng
MW(CTCt)
3160 25860
(0.00002586PJ/s)
36000 106000 30
Năng lực các nhà máy thủy
điện của năm 2010 còn lại
tại năm t tính bằng
MW(CTUt)
7913 9200
(0.0000092 PJ/s)
17400 30
Số liệu năm 2010 />17
Số liệu năm 2020 về năng lực các nhà máy nhiệt điện than />phat-trien-dien-luc-quoc-gia-giai-doan-2011 2020/20117/93385.vgp
4.5.2 Các số liệu kinh tế.
Giả sử, để giảm thiểu chi phí vận hành toàn bộ hệ thống, ta cho toàn bộ nhà máy nhiệt điện than vận
hành ở phần nền của phụ tải, còn nhà máy thủy điện hoạt động ở phần đỉnh của đồ thị. Do đó hệ số phụ tải
của nhà máy nhiệt điện là 1. Còn hệ số phụ tải của nhà máy thủy điện giả thiết là 0.6. Ta có
Chi phí đầu
tư (*)
Chi phí vận
hành
Hệ số phụ
tải

VND/ /PJ VND/ /PJ/s
Thủy điện 18 600 000 400 000
000
0.6
Nhiệt điện than 12 400 000 1,6x10
9
1
Hệ số phụ tải: tỷ số lượng điện năng thực tế với lượng điện năng có thể sản xuất ở chế độ vận hành
100%
Theo quy hoạch điện 7, hệ số tổn thất trong truyền tải và phân phối điện năm 2010 là …9.5.% ( theo
quy hoạch điện 7 năm 2010) và giảm xuống còn 7.5% năm 2020
4.6 Dự báo nhu cầu.
Dự báo nhu cầu than chuyên dùng được lấy từ số liệu dự báo của APEC.
Tên
biến
2010 2015 2020 2025
Nhu cầu than chuyên dùng (PJ) SPCHt 120 144 172 1576
Nhu cầu dầu chuyên dùng (PJ) SPCAt 672 940 1276 446
Nhu cầu điện chuyên dùng
PJ
SPELt 176 252 356
Nhu cầu xăng chuyên dùng (PJ) 92.44 249.12 349.41 490.06
Biểu đồ 1: Nhu cầu than, dầu, điện chuyên dùng
Biểu đồ 2: Biểu đồ nhu cầu xăng chuyên dùng.
Xét nhu cầu tiêu thụ than. Dựa vào biểu đồ ta thấy hàm nhu cầu dầu chuyên dùng có dạng gần như là
đường thẳng tuyến tính. Sử dụng phương pháp dự báo chuyên gia, ta thấy rằng cứ sau mỗi 5 năm, nhu cầu
dầu chuyên dùng tăng khoảng 300 PJ. Như vậy, nhu cầu dầu chuyên dùng năm 2025 sẽ là 1576 PJ
Sử dụng phương pháp dự báo như trên, tương tự, ta sẽ có nhu cầu điện và than chuyên dùng là 446 PJ và
198 PJ
4.7 Các thiết bị tiêu thụ năng lượng

Giả sử toàn bộ năng lượng chuyên dùng chỉ phục vụ cho việc sinh hoạt dân dụng bao gồm các thiết
bị cơ bản sau: bếp than, xe máy, bóng đèn, bình nóng lạnh.
18
Năng lượng sơ cấp
Khai thác :
+Than
+Dầu thô
Nhập khẩu :
+Than
+Dầu thô
Xuất khẩu :
+Than
+Dầu thô
Các công nghệ biến đổi
Quá trình biến đổi nhiên liệu :
+Chưng cất
+Cracking
Quá trình sản xuất điện :
+Các nhà máy điện truyền thống ( than, thuỷ điện )
Công nghệ sử dụng cuối cùng
Giao thông vận tải :
+Xe máy dùng xăng
Dân dụng :
+Bếp than
+Bình nước nóng
Thương mại dịch vụ :
+Bóng đèn tuýp
Nhu cầu dịch vụ năng lượng
Giao thông vận tải :
+Di chuyển cá nhân

Dân dụng
+Nhiệt đun nấu
+Nước nóng để tắm
Thương mại dịch vụ :
+Chiếu sáng
Theo khảo sát thực tế quanh khu vực dân cư lân cận với quy mô là 30 hộ gia đình tương đương
khoảng 135 người. Trong 30 hộ đã khảo sát có 15 hộ trong diện khá giả, 8 hộ trong diện giàu và 7 hộ diện
khó khăn thu được kết quả như sau :
Thiết bị
Khá giả
( 8 hộ )
Trung bình
( 15 hộ )
Khó khăn
( 7 hộ )
Bếp than ( CUCt) 0 8 7
Xe máy ( CUFt ) 21 19 4
Bình nước nóng
( CUEt ) 16 15 5
Bóng đèn ( CUEt ) 105 150 45
Trên đây là kết quả khảo sát về các thiết bị sử dụng than, dầu và điện trong khu vực dân dụng. Ta có
một số lập luận sau :
• Với bếp than một ngày trung bình sử dụng 3 viên than tổ ong có trọng lượng 0.8 kg có nhiệt trị
5500klcal/kg. Như vậy 30 hộ gia đình 1 năm tiêu tốn 1 nhiệt lượng là : 3x10
-4
PJ
• Với xe máy giả sự có bình xăng trung bình là 3.5l ( xe wave Honda ), một tháng trung bình mỗi
xe đổ xăng 3 lần. Tức là trong 1 năm 30 hộ gia đình tiêu thụ một lượng nhiệt lượng là : 1,74x10
-
4

PJ với nhiệt trị của xăng A92 là 42000kJ/kg
• Với bình nước nóng giả sử chỉ sử dụng vào thời tiết lạnh ( bắt đầu từ tháng 10 đến tháng 4) là 7
tháng với thời gian sử dụng trung bình là 2h/ngày. Như vậy trong 1 năm 30 hộ gia đình tiêu thụ 1
nhiệt lượng là : 5.2x10
-6
với bình nước nóng hiệu ferroli dòng aquastore dung tích từ 10l đến 30l
có công suất là 2kW/h.
• Với bóng đèn sử dụng trong mỗi hộ gia đình thường là loại 30W/h với số giờ chiếu sáng là
5h/ngày thì 1 năm 30 hộ tiêu thụ 1 nhiệt lượng là : 5.6x10
-5
PJ
Vậy nước ta với dân số là 88 000 000 dân sẽ tiêu tốn nhiệt lượng cho sinh hoạt dân dụng trong 1 năm
cho :
• CUC là 195.55PJ
• CUF là 113.422PJ
• CUE là 7.04PJ
Giả sử nhu cầu năng lượng chuyên dùng tăng theo quy mô dân số. Ta có, tỉ lệ gia tăng dân số trung
bình của Việt Nam là 1.12%, như vậy, nhu cầu năng lượng chuyên dùng theo các năm sẽ có trong bảng sau:
Năng lực thiết bị
(-năm)
Hiệu
suất
Chi phí đầu tư
2010 2015 2020 2025 VND/ PJ
Thiết bị than(CUCt) 195.55 206.7 218.6 231 0.15 8
Thiết bị dầu (CUFt) 113.422 119.9 126.7 134
Thiết bị điện (CUEt) 7.04 7.4 7.8 8.2 0.8
5 THIẾT LẬP MÔ HÌNH BÀI TOÁN CHO NĂM 2015
5.1 Sơ đồ Res cho bài toán :

19
5.2 Ràng buộc
5.2.1 Ràng buộc giới hạn khả năng khai thác:
• TKT: lượng than khai thác (PJ)
• TNK: lượng than nhập khẩu
• TXK : lượng than xuất khẩu
• TKT <= 1276
• DKT: lượng dầu khai thác được
• DNK: lượng dầu nhập khẩu
• DXK: lượng dầu xuất khẩu
• DKT <= 255
• DKT / ( DKT + DNK – DXK ) <1  DXK-DNK<0
• DKT >= DXK (lượng dầu xuất khẩu phải nhỏ hơn lượng dầu khai thác được)
5.2.2 Ràng buộc tại nhà máy lọc dầu
• CCI: lượng dầu đầu vào nhà máy lọc dầu
• CCO: lượng dầu đầu ra của quá trình chưng cất của nhà má lọc dầu
• CRI: lượng dầu đầu vào của quá trình cracking
• CRO: lượng dầu đầu ra của quá trình cracking
• XCRO: lượng xăng cho đầu ra của phân xưởng cracking
20
Coi toàn bộ lượng dầu trên thị trường sẽ được đưa vào nhà máy lọc dầu để sản xuất ra xăng phục vụ
nhu cầu dầu chuyên dùng .
Cân bằng của các quá trình trong nhà máy lọc dầu
• CCO – 1.12 * CCI = 0 (đầu ra bằng đầu vào chia hệ số biến đổi)
• CRI – 0.95 * 1.12 * CCO = 0
• CRO – 1.12 * CRI = 0
• XCRO - 0.95 * CRO = 0
• XCRO+XNK >= 249.12
5.2.3 Ràng buộc về hệ thống cung cấp điện
• NĐT: lượng điện do nhà máy nhiệt điện than sản xuất ra

• TĐ : lượng điện cho nhà máy thủy điện sản xuất ra
• NĐT < 0.00002586 * 86400 * 365*1 = 815.520960
• TĐ < 0.0000092 * 86400 * 365 * 0.6 = 174.078720
5.2.4 Ràng buộc về nhu cầu
Coi nhu cầu dầu chuyên dùng dùng toàn bộ bởi hệ thống giao thông vận tải. Như vậy sản phẩm chủ
yếu sẽ là xăng được đi ra từ nhà máy lọc dầu.: XCRO - 0.95CRO = 0
• Nhu cầu xăng chuyên dùng: XCRO+XNK>= 249.12
• Nhu cầu điện chuyên dùng 0.905TD+0.905NDT >= 252
• Nhu cầu dầu chuyên dùng: DKT + DNK - DXK - CCI >=940
• Nhu cầu than chuyên dùng: TKT+TNK-TXK-NDT/.3>=144
5.2.5 Ràng buộc về chi phí
• Y: lượng thiếu hụt công suất của phân xưởng chưng cất .
Y=
• X: lượng thiếu hụt công suất của phân xưởng xracking.
X =
• K: lượng thiếu hụt công suất ở nhà máy thủy điện.
• Z: lượng thiếu hụt công suất ở nhà máy nhiệt điện than.
Nhu cầu của quốc gia ngày càng lớn. Sẽ có thời điểm công suất các nhà máy sẽ không đáp ứng đủ nhu
cầu của quốc gia. Do đó, nhà máy phải đầu tư thêm để bù vào lượng thiếu hụt. Chi phí đầu tư thêm được
tính như sau:
• Chi phí đầu tư thêm cho 1 đơn vị chưng cất và cracking là 225000 (triệu đồng). Tổng chi phí đầu tư
thêm là: 225000(X+Y)= 102192153.3 - 410212.5615XCRO = T
• Chi phí đầu tư thêm cho nhà máy thủy điện là : 12400000K
• Chi phí đầu tư thêm cho nhà máy nhiệt điện là: 18600000Z
• Chi phí cho nhập khẩu than là : 90000TNK
• Chi phí cho nhập khẩu dầu là: 330000DNK
• Chi phí cho khai thác than là : 68000TKT
• Chi phí khai thác dầu là : 325500DKT
• Chi phí vận hành:
 Nhà máy thủy điện : 400000000TD

 Nhà máy nhiệt điện than: 1600000000NDT
21
5.3 Hàm mục tiêu:
Hàm mục tiêu là tổng tất cả các chi phí của phần ràng buộc chi phí. Yêu cầu của hàm mục tiêu là tổng chi
phí đạt giá trị nhỏ nhất.
325500DKT+90000TNK+330000DNK+68000TKT+12400000Z+18600000K+T+
400000000TD+1600000000NDT  MIN
5.4 Các ràng buộc thể hiện trên LINDO:
ST
TKT <= 1276
DKT <= 255
DXK-DNK<=0
DKT-DXK>=0
TKT-TXK>=0
! Rang buoc tai nha may loc dau
DKT + DNK - DXK - CCI >= 940
CCO - 1.12CCI = 0
CRI - 1.064 CCI = 0
CRO - 1.12CRI = 0
XCRO - 0.95CRO = 0
XCRO+XNK>=249.12
! Rang buoc ve dien
0.905TD+0.905NDT>=252
NDT <= 815.520960
TD <= 174.078720
Z+0.905NDT+K+0.905TD=252
TKT + TNK - TXK - NDT/0.3>=144
T+410212.5615XCRO=102192153.3
END
5.5 Kết quả:

LP OPTIMUM FOUND AT STEP 12
OBJECTIVE FUNCTION VALUE
1) 0.2370219E+12
VARIABLE VALUE REDUCED COST
DKT 255.000000 0.000000
TNK 0.000000 22000.000000
DNK 905.052002 0.000000
TKT 144.000000 0.000000
22
Z 0.000000 0.000000
K 0.000000 6200000.000000
T 0.000000 0.289406
TD 174.078720 0.000000
NDT 104.374329 0.000000
DXK 0.000000 330000.000000
TXK 0.000000 68000.000000
CCI 220.052002 0.000000
CCO 246.458252 0.000000
CRI 234.135330 0.000000
CRO 262.231567 0.000000
XCRO 249.119995 0.000000
XNK 0.000002 0.000000
NDT/0.3 0.000000 68000.000000
ROW SLACK OR SURPLUS DUAL PRICES
2) 1132.000000 0.000000
3) 0.000000 4500.000000
4) 905.052002 0.000000
5) 255.000000 0.000000
6) 144.000000 0.000000
7) 0.000000 -330000.000000

8) 0.000000 0.000000
9) 0.000000 310150.375000
10) 0.000000 276919.968750
11) 0.000000 291494.718750
12) 0.000000 0.000000
13) 0.000000 ****************
14) 711.146606 0.000000
15) 0.000000 ****************
23
16) 0.000000 -12400000.000000
17) 0.000000 -68000.000000
18) 0.000000 -0.710594
NO. ITERATIONS= 12
RANGES IN WHICH THE BASIS IS UNCHANGED:
OBJ COEFFICIENT RANGES
VARIABLE CURRENT ALLOWABLE ALLOWABLE
COEF INCREASE DECREASE
DKT 325500.000000 4500.000000 INFINITY
TNK 90000.000000 INFINITY 22000.000000
DNK 330000.000000 134400.015625 4500.000000
TKT 68000.000000 22000.000000 68000.000000
Z 12400000.000000 6200000.000000 INFINITY
K 18600000.000000 INFINITY 6200000.000000
T 1.000000 INFINITY 0.289406
TD 400000000.000000 **************** INFINITY
NDT **************** INFINITY ****************
DXK 0.000000 INFINITY 330000.000000
TXK 0.000000 INFINITY 68000.000000
CCI 0.000000 134400.015625 INFINITY
CCO 0.000000 120000.015625 INFINITY

CRI 0.000000 126315.796875 INFINITY
CRO 0.000000 112781.960938 INFINITY
XCRO 0.000000 118717.859375 INFINITY
XNK 0.000000 INFINITY 0.000000
NDT/0.3 0.000000 INFINITY 68000.000000
RIGHTHAND SIDE RANGES
ROW CURRENT ALLOWABLE ALLOWABLE
RHS INCREASE DECREASE
24
2 1276.000000 INFINITY 1132.000000
3 255.000000 905.052002 255.000000
4 0.000000 INFINITY 905.052002
5 0.000000 255.000000 INFINITY
6 0.000000 144.000000 INFINITY
7 940.000000 INFINITY 905.052002
8 0.000000 INFINITY 246.458252
9 0.000000 234.135330 INFINITY
10 0.000000 262.231567 INFINITY
11 0.000000 249.119980 INFINITY
12 249.119995 INFINITY 0.000002
13 252.000000 0.000000 94.458771
14 815.520935 INFINITY 711.146606
15 174.078720 104.374329 174.078720
16 252.000000 INFINITY 0.000000
17 144.000000 1132.000000 144.000000
18 102192152.000000 0.947200 102192144.000000
Kết luận
Phương án tối ưu X=(255,0,905,144)
Từ kết quả của chương trình LINDO ta có thể kết luận :
Chi phí nhỏ nhất là 0.2370219E+12 triệu VNĐ

5.6 Phân tích độ nhạy
5.6.1 Sự thay đổi hệ số các ẩn cơ bản trong hàm mục tiêu
Ẩn cơ bản là ẩn trong phương án tối ưu của bài toán có giá trị khác 0, ở đây bài toán là DKT và DNK
và TKT.
Giá trị “Allowable Increase” và “Allowable Decrease” trong phần “OBJ COEFFICIENT RANGES”
cho biết phạm vi mà trong đó các hệ số của hàm mục tiêu có thể thay đổi mà không làm thay đổi phương án
tối ưu ( ẩn cơ bản trong hàm mục tiêu )
Giả sử chi phí khai thác dầu tăng lên 2 triệu VNĐ/PJ
25