Thúc đẩy “chuyển động” các dự án điện khí

Phát triển điện khí/LNG là tất yếu

Mục tiêu phát triển điện khí nói chung và LNG nói riêng đã được xác định rõ với vai trò sẽ nguồn điện chạy nền, đảm bảo sự ổn định, an toàn cho hệ thống điện khi các nguồn năng lượng tái tạo với đặc tính không ổn định, phát triển với tỷ trọng ngày càng cao trong cơ cấu nguồn điện; cùng với chính sách không tiếp tục phát triển các dự án nhiệt điện than để đáp ứng các mục tiêu về kinh tế xanh, giảm phát thải theo cam kết quốc tế cũng như xu hướng phát triển toàn cầu. Việc phát triển điện khí chạy nền cho hệ thống điện cũng là giai đoạn mang tính quy luật đối với các nước trên thế giới. Có thể thấy, các nước phát triển trong khu vực, Nhật Bản, Hàn Quốc, Singapore đa phần cho đến 100% nhiệt điện là từ nguồn LNG và khí thiên nhiên.

Theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030 tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII), tỷ lệ điện khí nói chung, điện LNG nói riêng sẽ chiếm tỷ trọng cao nhất trong cơ cấu nguồn điện quốc gia. Cụ thể, đến năm 2030, điện khí và LNG sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 24,8% tổng công suất nguồn điện, trong đó nhiệt điện khí là 14.930 MW, chiếm 9,9% và nhiệt điện LNG là gần 22.500 MW, chiếm 14,9%.

Việc này cũng phù hợp với định hướng của Bộ Chính trị tại Nghị quyết 55/NQ-BCT với định hướng Chiến lược Phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 nhấn mạnh yêu cầu phát triển công nghiệp khí, ưu tiên đầu tư hạ tầng kỹ thuật phục vụ nhập khẩu và tiêu thụ khí tự nhiên hóa lỏng (LNG). Mục tiêu đưa ra là đủ năng lực nhập khẩu khí LNG khoảng 8 tỷ m3 vào năm 2030 và 15 tỷ m3 vào năm 2045.

Vừa qua, trong Thông báo số 500/TB-VPCP kết luận của Thường trực Chính phủ tại cuộc họp về tình hình triển khai các dự án quan trọng của Tập đoàn Điện lực Việt Nam và Tập đoàn Dầu khí Việt Nam để đảm bảo cung ứng điện, bảo đảm an ninh năng lượng, Chính phủ tiếp tục chỉ đạo Bộ Công Thương cần nghiên cứu để chuyển điện nền từ điện than sang điện khí.

Vì sao các dự án điện khí/LNG dậm chân tại chỗ?

Trong thời gian qua, việc phát triển các nhà máy điện khí/LNG ở nước ta hết sức khó khăn, hầu hết các dự án chậm tiến độ hoặc “dậm chân tại chỗ” trong bối cảnh huy động điện khí ngày càng giảm sút, ảnh hưởng đến hiệu quả khai thác khí cũng như hoạt động của các nhà máy điện. Cùng với đó, việc đầu tư các dự án mới gặp nhiều vướng mắc về cơ chế, chính sách, không đảm bảo tính hiệu quả, khả thi, không thu hút được vốn đầu tư.

Trong 9 tháng năm 2024, mặc dù tiêu thụ điện cả nước có mức tăng trưởng cao nhưng huy động điện khí lại giảm mạnh cả về tỷ trọng và số tuyệt đối so với cùng kỳ năm ngoái. Trung bình 9 tháng, tỷ trọng huy động điện khí trong nguồn điện cả nước chỉ còn 7,4%, so với mức 10% của cùng kỳ năm 2023.

Việc triển khai các dự án điện khí/LNG mới gặp khó khăn do không có bão lãnh Chính phủ, khó có thể thu xếp vốn, các tổ chức tín dụng yêu cầu chủ đầu tư phải có cam kết sản lượng bao tiêu (Qc) dài hạn để có thể đánh giá hiệu quả dự án; quá trình đàm phán Hợp đồng mua bán điện (PPA) kéo dài; từ đó chưa thể đàm phán được Hợp đồng mua bán khí (GSA) dài hạn; các cơ chế về giá khí, giá điện,… chưa có, hoặc không đáp ứng.

Trong khi đó, với các nhà máy điện LNG, chi phí LNG chiếm từ 75%-85% thành phần giá biến đổi. Giá LNG đóng vai trò quan trọng, việc không có cam kết Qc dài hạn dẫn đến không có cơ sở để đàm phán Hợp đồng mua bán khí dài hạn, không có được lợi thế về giá cũng như nguồn cung ổn định mà theo tính toán, giá mua LNG theo hợp đồng dài hạn so với ngắn hạn có thể chênh lệch đến 73% nếu cam kết mua dài hạn chỉ 20%, so với cam kết mua dài hạn 90%.

Ông Raghav Mathur, chuyên gia Nghiên cứu và Phân tích lĩnh vực khí đốt và LNG công ty nghiên cứu và tư vấn thị trường năng lượng Wood Mackenzie cho biết, hiện nay Việt Nam chỉ mới tiếp xúc với thị trường LNG mua giao ngay, chưa ký bất kỳ hợp đồng mua bán LNG dài hạn nào. Việc phải mua tại thị trường giao ngay tiềm ẩn nhiều rủi ro hơn so với hợp đồng dài hạn, bởi không được bảo vệ lâu dài trước các biến động về giá, nguồn cung,... Ông Raghav Mathur cho rằng: “Sự chênh lệch giữa giá điện sản xuất từ khí LNG, các hợp đồng mua bán điện, các dự án điện khí LNG chưa có nhiều tiến triển đã trở thành những trở ngại đáng kể đối với việc ký kết hợp đồng LNG tại Việt Nam”.

Phát triển điện khí/LNG đảm bảo lợi ích và an ninh năng lượng quốc gia

Các chuyên gia cho rằng, để phát triển điện khí/LNG cần có các cơ chế ưu tiên huy động tối đa các nhà máy điện sử dụng khí thiên nhiên trong nước theo khả năng cấp khí và các ràng buộc về nhiên liệu; có cơ chế đảm bảo sản lượng huy động tối thiểu dài hạn đối với các nhà máy sử dụng LNG nhập khẩu; cơ chế chuyển ngang giá và sản lượng khí làm nhiên liệu đầu vào, phản ánh đầy đủ các chi phí đầu tư và sản xuất cho các dự án điện khí.

Trên thực tế, điện khí trong nước không chỉ đóng góp cho cơ cấu nguồn điện, mà còn mang lại nguồn thu cho đất nước ở các khâu thượng nguồn (khai thác khí), khâu trung nguồn (vận chuyển khí). Trong đó, theo một tính toán của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam, nếu khí thiên nhiên trong nước được huy động năm 2024 đạt 90 – 100% lượng khí khai thác dự kiến thì thu ngân sách nhà nước với thượng nguồn từ khí tăng 1,75 – 2,14 nghìn tỷ đồng/năm. Trường hợp có thêm nguồn khí Lô B từ năm 2027, nếu lượng khí được huy động hết theo khả năng khai thác thì ngân sách nhà nước sẽ thu được khoảng 24 nghìn tỷ đồng/năm trong giai đoạn bình ổn. Mỗi kWh giá điện khí trong nước nhà nước thu tổng cộng khoảng 45%/đơn giá điện. Do đó, xét về mặt tổng thể lợi ích quốc gia, cần có chính sách ưu tiên sử dụng điện từ nguồn khí trong nước.

Với điện LNG, ông Hoàng Xuân Quốc - Giám đốc Năng lượng Tập đoàn VinaCapital cho rằng, cần tạo ra một hành lang pháp lý và cơ chế rõ ràng và đủ mạnh để phát triển điện LNG. Trong đó, cần xác định nguyên tắc thị trường đối với LNG (giống như với xăng dầu hay than nhập khẩu), chi phí LNG cần được phản ánh đầy đủ trong cơ cấu giá điện. Bên cạnh đó, để đảm bảo an ninh năng lượng và an toàn vận hành điều độ lưới điện, có thể xem xét quy định về một số NMĐ LNG mang tính chiến lược sẽ được vận hành tải nền và không tham gia thị trường điện, giống như một số nhà máy thủy điện chiến lược đa mục tiêu (SMHP) hiện nay (Hòa Bình, Sơn La, Tuyên Quang,…).

Các chuyên gia của Wood Mackenzie cũng gợi ý về các cơ chế chính sách như: cần đưa ra nhiều ưu đãi hơn để tăng tính cạnh tranh thu hút đầu tư, xây dựng cơ chế nhập khẩu LNG, hoàn thiện cơ chế mua bán điện trực tiếp, làm rõ và có cơ chế chuyển giá khí vào giá điện phù hợp để thu hút đầu tư; xem xét có hợp đồng mua bán LNG dài hạn để đảm bảo nguồn cung không bị gián đoạn trước biến động;…

Vừa qua, Thường trực Chính phủ cũng đã chỉ đạo Bộ Công Thương với vai trò Tổ trưởng Tổ công tác rà soát các vướng mắc pháp lý trong triển khai dự án điện, tiếp tục chủ trì, phối hợp với Tập đoàn Dầu khí Việt Nam và Tập đoàn Điện lực Việt Nam theo đúng chỉ đạo của Thủ tướng Chính phủ tại Quyết định số 932/QĐ-TTg ngày 5/9/2024, khẩn trương hoàn thiện dự án Luật Điện lực (sửa đổi) giải quyết những vấn đề vướng mắc như cam kết về sản lượng (Qc), chuyển ngang giá khí, theo hướng luật chỉ quy định những vấn đề lớn có nhiều vướng mắc, còn những vấn đề cụ thể, nhiều biến động, cần giao Chính phủ quy định như giá điện, tiêu chuẩn kỹ thuật...

Phát triển điện khí/LNG đã được xác định là tất yếu, đóng vai trò quan trọng đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, cũng như hỗ trợ kinh tế tăng trưởng bền vững. Do đó, cần có các chính sách mạnh mẽ, kịp thời để thúc đẩy phát triển, đáp ứng các mục tiêu, chiến lược đề ra.

Mai Phương