Lo nguồn điện tương lai của Việt Nam có giá 'đắt đỏ'?

Phát triển các dự án điện khí LNG thường đòi hỏi nguồn vốn lên tới hàng tỷ USD cho cả chuỗi khí - điện. Hơn nữa, do không chủ động được nguồn cấp LNG nên Việt Nam sẽ phải nhập khẩu 100% nhiên liệu này, dẫn tới thách thức lớn nhất hiện nay của nhà máy điện khí vẫn là giá thành cao.

Hiện, Quy hoạch điện VIII đưa ra mục tiêu chuyển đổi 18 GW điện than vào năm 2030 được thay thế bằng 14 GW điện khí LNG và 12 – 15 GW nguồn năng lượng tái tạo. Nghĩa là, đến năm 2030 sẽ phát triển 23.900 MW điện khí, tương đương tỷ trọng hơn 16% cơ cấu nguồn điện, tập trung chủ yếu ở miền Bắc để đảm bảo nguồn điện nền cho khu vực này.

13 dự án có nguy cơ khó về đích đúng hẹn

Đến năm 2030, Việt Nam sẽ xây mới 13 nhà máy điện khí LNG (khí tự nhiên hóa lỏng) với tổng công suất 22.400 MW. Trong đó, 5 dự án đang triển khai, 4 dự án đã tìm được nhà đầu tư, còn lại 4 dự án đang được các địa phương lựa chọn nhà đầu tư.

Phối cảnh dự án nhà máy điện khí LNG bên bờ vịnh Bái Tử Long.

Với cơ cấu nguồn điện như trên, cùng với định hướng đến năm 2050 không còn sử dụng than cho phát điện, thì vai trò chạy nền của các nhà máy điện khí trong hệ thống điện là tất yếu. Vì vậy, điện khí được xem là nguồn điện tương lai của Việt Nam. Song việc phát triển các dự án này cũng đang đối mặt nhiều thách thức.

Theo ông Bùi Quốc Hùng, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương), quy hoạch điện VIII đặt mục tiêu giai đoạn 2021 – 2025 cần 57 tỷ USD để đầu tư nguồn và lưới điện. Nhưng hiện nay, cực kỳ khó khăn, có tiền cũng không thể làm được.

“Có dự án khí LNG chưa ký được hợp đồng mua bán điện (PPA), chưa xác định được nguồn vốn, chưa biết triển khai thế nào”, ông Hùng cho biết.

Nói cụ thể về tiến độ triển khai thực hiện các dự án LNG, ông Hùng cho biết, việc đàm phán PPA phải thực hiện theo đúng quy định của Bộ Công Thương. Theo đó, chủ đầu tư sẽ phải đàm phán mua bán điện với EVN dựa trên chi phí đầu tư nhà máy, giá khí cho phát điện, lợi nhuận cho phép… (trong khung giá phát điện do Bộ Công Thương Ban hành). Hiện vẫn chưa có dự án điện khí LNG nào được khởi công xây dựng bởi chưa hoàn tất được các hợp đồng liên quan tới hoạt động của nhà máy, mà đáng chú ý nhất là PPA.

Trong khi đó, PGS. TS Đinh Trọng Thịnh, Giảng viên cao cấp Học viện Tài chính, cho biết dự án điện khí Nhơn Trạch 3 và 4, dự án điện LNG đầu tiên ở Việt Nam, có công suất 1.500 MW, tổng vốn đầu tư 1,4 tỷ USD và dự kiến vận hành thương mại trong giai đoạn 2024-2025.

PGS. TS Đinh Trọng Thịnh cho rằng dựa trên tình hình thực tế, việc thực hiện một dự án điện khí LNG mất hơn 8 năm. Nếu duy trì tiến độ như vậy, khó có thể hoàn thành kế hoạch xây dựng 13 nhà máy điện khí LNG đến năm 2030.

Việc một số chuỗi dự án khí – điện LNG đã được quy hoạch, thậm chí cho phép chủ trương đầu tư vẫn chưa được triển khai hoặc kéo dài tiến độ chuẩn bị đầu tư. Nếu việc chậm tiến độ các nguồn điện, đặc biệt chậm phát triển nguồn điện nền như LNG có thể làm ảnh hưởng đến an ninh năng lượng

Bao tiêu giá cần nhìn bài học lọc dầu Nghi Sơn

Chưa kể, một trong những thách thức đặt ra tiếp đó là giá điện LNG có thể sẽ không hề rẻ như mong đợi. Theo Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo Bùi Quốc Hùng, việc Việt Nam không chủ động được nguồn cấp LNG do phải nhập khẩu 100% loại nhiên liệu này. Trong bối cảnh địa chính trị thế giới có nhiều thay đổi, giá LNG biến động thất thường và vì thường chiếm tỷ lệ từ 70-80% giá thành điện năng sản xuất nên việc xây dựng cơ chế giá phù hợp để thích nghi với những thay đổi giá nhiên liệu nhưng không tác động quá lớn tới giá bán lẻ điện là thách thức rất lớn với Việt Nam.

Thực tế, giá khí hoá lỏng LNG đã tăng rất mạnh thời gian qua, giá nhập khẩu cao là trở ngại trong tương lai khi ký các hợp đồng mua bán điện (PPA) giữa chủ đầu tư và EVN, do EVN phải mua điện giá cao và bán điện giá rẻ.

“Giá phát điện LNG cao hơn so với các nguồn điện khác nên gặp khó khăn trong tham gia thị trường điện và đảm bảo hiệu quả đầu tư”, ông Hùng cho biết.

Theo đó, đại diện Bộ Công Thương cho rằng, phát triển các dự án LNG thường đòi hỏi nguồn vốn lên tới hàng tỷ USD cho cả chuỗi khí - điện, vì vậy để các nhà đầu tư cần có các tổ chức tài chính chấp thuận thu xếp cho dự án cần thiết phải hoàn thiện khung pháp lý, cơ chế quản lý, cung cấp tài chính cho các dự án.

Vấn đề kho chứa cũng là thách thức lớn. Ông Huỳnh Quang Hải, Phó Tổng giám đốc Tổng công ty Khí Việt Nam, cho biết đến năm 2023, để đáp ứng nhu cầu khí cho 13 dự án nhiệt điện LNG với tổng công suất đạt 22.400 MW cần tổng công suất kho chứa có thể cung cấp được 15-18 triệu tấn LNG/năm.

Tuy nhiên, hiện nay chỉ duy nhất dự án kho chứa LNG tại Thị Vải với công suất 1 triệu tấn LNG/năm được đưa vào vận hành và đang triển khai giai đoạn 2 nâng công suất. Trong khi đó, việc xây dựng các kho LNG này có yêu cầu cao về kỹ thuật, kinh nghiệm, tuân thủ theo các tiêu chuẩn nghiêm ngặt về an toàn, thực hiện trong thời gian rất ngắn (khoảng 7 năm) với khối lượng công việc và nhu cầu đầu tư rất lớn.

Thêm vào đó, ông Hải cho biết chưa có cơ chế chuyển ngang giá khí LNG tái hóa từ hợp đồng mua bán khí sang hợp đồng mua bán điện, phê duyệt cước phí qua kho và đường ống đưa LNG đến nhà máy điện, nguyên tắc phân bổ LNG nhập khẩu cùng với các nguồn khí nội địa cho nhà máy điện….

Theo đó, Phó tổng giám đốc Tổng Công ty Khí Việt Nam đề nghị có cơ chế chuyển ngang giá khí LNG tái hóa và bao tiêu khối lượng khí từ hợp đồng mua bán khí sang hợp đồng mua bán điện.

Ở góc nhìn chuyên gia tài chính, TS. Vũ Đình Ánh nhấn mạnh tới yếu tố thị trường. “Tôi thấy rất nhiều các bên tham gia thị trường điện khí LNG kiến nghị về cước vận chuyển khí, bao tiêu khí, bao tiêu giá điện… Nhưng về vấn đề bao tiêu, bù giá, tôi một lần nữa lại nhắc tới bài học từ nhà máy lọc dầu Nghi Sơn. Đây vẫn là thực tế đắng cay mà chúng ta cần rút kinh nghiệm khi phát triển điện khí”, vị chuyên gia lưu ý.

Theo đó, chuyên gia Vũ Đình Ánh nhất manh, phát triển điện khí LNG cần gắn với câu chuyện thị trường, cạnh tranh với cả khu vực, cũng như xem xét tới yếu tố đảm bảo an ninh năng lượng khi nguồn nguyên liệu vẫn đang phụ thuộc 100% vào nhập khẩu.