Phát triển bền vững thị trường điện khí: Điện khí LNG chờ khung giá

Nguy cơ khó thực hiện mục tiêu

Những năm gần đây, nhu cầu sử dụng khí LNG trên thế giới tăng nhanh - với tốc độ 6,3% mỗi năm, đồng thời sản lượng LNG trên thế giới cũng đã tăng từ 340 triệu tấn năm 2017 lên 453 triệu tấn vào năm 2022. Tại Việt Nam, theo Quy hoạch Phát triển điện lực quốc gia đến năm 2030, tầm nhìn đến 2045 (Quy hoạch điện VIII) thì đến năm 2030, nguồn nhiệt điện khí sẽ chiếm tới 24,8% tổng công suất toàn hệ thống phát điện - chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện (trong khi nhiệt điện than, thủy điện, điện gió trên bờ và ngoài khơi lần lượt chỉ còn chiếm tỷ trọng là 20%, 19,5% và 18,5%).

Kho cảng Thị Vải chứa khí LNG. Ảnh: PV GAS

Trong cơ cấu nguồn nhiệt điện khí thì riêng nhiệt điện LNG chiếm 14,9%. Đồng thời, Nghị quyết số 55-NQ/TW ngày 11-2-2020 của Bộ Chính trị về định hướng chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 cũng yêu cầu phát triển nhanh chóng nhiệt điện LNG, phải ưu tiên phát triển hạ tầng nhập khẩu và phân phối LNG. Tuy nhiên hiện nay, việc triển khai chính sách này đang vướng một số nút thắt, cần có giải pháp kịp thời tháo gỡ. Trong đó, vướng mắc đầu tiên ảnh hưởng đến tiến độ triển khai các dự án điện khí LNG là việc đàm phán giá điện và bao tiêu sản lượng điện hàng năm. Tính đến thời điểm hiện tại, có 13 dự án điện khí LNG được chấp thuận chủ trương đầu tư. Trong đó có 5 dự án đang triển khai, 4 dự án đã tìm được nhà đầu tư, 4 dự án đang được các địa phương tìm nhà đầu tư. Trong số các dự án này, dự án điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 được coi là dự án trọng điểm quốc gia thuộc Quy hoạch điện VIII, được Chính phủ giao Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam (PV Power) làm chủ đầu tư, quy mô công suất 1.500MW, tổng mức đầu tư 1,4 tỷ USD trên địa bàn huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai.

Đây là dự án điện LNG đầu tiên tại Việt Nam, dự kiến đưa vào vận hành từ năm 2024-2025. Theo ông Nguyễn Duy Giang, Phó Tổng Giám đốc PV Power, hiện khó khăn lớn nhất khi triển khai dự án LNG Nhơn Trạch 3 và 4 là đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) giữa PV Power và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Đã hơn 2 năm đàm phán nhưng vẫn chưa thể ký kết do vướng cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm từ EVN. Theo đề xuất của PV Power, sản lượng điện cần bao tiêu hàng năm là 90% và thời gian áp dụng là 15 năm kể từ khi nhà máy vận hành thương mại để phù hợp thời gian trả nợ vay của dự án. Nhưng bên mua điện cho rằng, điều này chưa có tiền lệ, phải xin ý kiến cấp có thẩm quyền.

Tại cuộc họp với Bộ Công thương, ông Thái Thanh Phong, Phó Giám đốc Sở Công thương tỉnh Đồng Nai, cũng cho biết, 2 nhà máy điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 dự kiến phát điện thương mại qua các tổ máy số 1 vào năm 2024 và 2025, nhưng đang gặp khó khăn do EVN chưa thống nhất với chủ đầu tư về giá mua - bán điện. Không chỉ điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 mà các dự án điện khí LNG khác như LNG Hiệp Phước (TPHCM), Sơn Mỹ I và Sơn Mỹ II (Bình Thuận), LNG Quảng Ninh, LNG Bạc Liêu… cũng đang gặp khó khăn về hợp đồng mua bán điện.

Tháng 7-2023, tàu Maran Gas Achilles đưa lô khí LNG đầu tiên vào kho cảng LNG Thị Vải của Tổng Công ty Khí Việt Nam

Nhiều chuyên gia cũng lo ngại, theo Quy hoạch điện VIII, đến năm 2030, nhiệt điện LNG cần tổng công suất 22.400MW (chiếm 14,9% tổng nguồn) thì chỉ còn 7 năm nữa để các dự án LNG triển khai, vận hành. Thời gian còn rất ngắn, nếu chúng ta không nhanh chóng tháo gỡ vướng mắc, tìm ra giải pháp thì sẽ không thể thực hiện được mục tiêu.

Cần có khung giá cho điện khí LNG

Theo PGS-TS Ngô Trí Long, nguyên Phó Viện trưởng Viện Nghiên cứu thị trường giá cả, các dự án điện khí LNG được bổ sung quy hoạch đều phải tham gia thị trường điện. Nhưng hiện không có quy định bên mua điện phải bao tiêu sản lượng điện, trừ các nhà máy có ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu và có văn bản của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền cho phép chuyển ngang các quy định bao tiêu nhiên liệu của nhà máy trong hợp đồng cung cấp nhiên liệu sang hợp đồng PPA. Ông Ngô Trí Long cho rằng, việc đàm phán giá mua điện tại hợp đồng mua bán điện phải tuân thủ các quy định trên cơ sở tính toán sản lượng bán ra hàng năm, dòng tiền thu về, chi phí đầu tư...

Tháng 7-2023, tàu Maran Gas Achilles đưa lô khí LNG đầu tiên vào kho cảng LNG Thị Vải của Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV Gas). Ảnh: PV GAS

Hiện nay, khoảng một nửa các dự án điện khí LNG chưa khởi công, chậm tiến độ cũng bởi chưa hoàn tất các đàm phán liên quan tới hợp đồng mua bán điện. Bên cạnh đó, với cơ cấu nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII, Bộ Công thương tính toán, khi giá LNG tăng 10% sẽ làm chi phí sản xuất điện trung bình hệ thống tăng 1,1-1,5%. Thách thức lớn nhất của nhà máy điện khí LNG vẫn là giá thành cao, nguyên liệu đầu vào cho sản xuất điện phụ thuộc giá nhập khẩu. Vì thế, các nhà máy cần được chạy ở tải nền mới có thể có giá tốt và dễ chấp nhận hơn. Tuy nhiên, theo PGS-TS Ngô Trí Long, hiện chưa có khung giá phát điện của các dự án điện khí LNG, nên cũng chưa biết đàm phán mức bao nhiêu là hợp lý. Giá mua điện từ nguồn điện khí LNG sẽ cao hơn rất nhiều so với giá bán lẻ điện mà EVN bán ra cho nền kinh tế, các cơ quan giám sát tài chính của EVN khó chấp nhận, nên EVN cũng không thể quyết định được việc mua bán này”, ông Ngô Trí Long nhìn nhận.

TS Nguyễn Anh Tuấn, nguyên Giám đốc Trung tâm Năng lượng tái tạo (Bộ Công thương), đánh giá, các dự án điện khí LNG hiện đang trì trệ, có nguyên nhân là giá bán điện cho EVN theo tính toán đang cao hơn giá bán lẻ điện bình quân mà EVN bán ra cho nền kinh tế. Do Bộ Công thương vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện khí LNG, nên việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm từ phía EVN và bao tiêu sản lượng khí hàng năm cũng khiến nhà đầu tư lo lắng về hiệu quả của dự án. Để điện khí về đích theo đúng Quy hoạch điện VIII thì Nhà nước phải đưa ra khung giá điện để các bên đàm phán, ký kết hợp đồng mua bán điện, từ đó mới có thể lên kế hoạch để xây dựng nhà máy, tính toán bài toán kinh tế để đầu tư.

Để tránh nguy cơ chậm tiến độ, theo ông Nguyễn Duy Giang, Phó Tổng Giám đốc PV Power, Chính phủ nên sớm ban hành khung giá phát điện cho các dự án điện khí LNG, cho phép các dự án này được chuyển ngang chi phí giá khí sang giá điện, cam kết sản lượng điện phát hàng năm dài hạn phù hợp để đảm bảo công tác thu xếp vốn. Đại diện PV Power cũng cho rằng, trong bối cảnh hiện nay, nếu không có bảo lãnh của Chính phủ và không có cam kết bao tiêu điện, doanh nghiệp sản xuất điện khó có thể triển khai các dự án đúng tiến độ và hiệu quả.