Nhiều thách thức khi phát triển điện khí LNG

Việt Nam sẽ phụ thuộc phần lớn vào nhập khẩu khí LNG nên nguồn cung, giá và hạ tầng là những thách thức lớn trong phát triển nguồn điện này, theo chuyên gia.

Những thách thức nêu trên được các chuyên gia, doanh nghiệp đề cập tại Diễn đàn tiềm năng thị trường điện khí LNG, ngày 14/12.

Theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia (Quy hoạch điện VIII) đến năm 2030, nguồn nhiệt điện khí trong nước và khí hóa lỏng (LNG) sẽ đạt hơn 37.000 MW, tương ứng gần 25% tổng công suất nguồn điện. Trong đó, điện khí hóa lỏng (LNG) khoảng 24.000 MW, chiếm khoảng 15%.

Cũng theo quy hoạch này, tới 2030 sẽ có 13 dự án điện khí được phát triển, song hiện mới có một dự án là nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và 4, tổng công suất 1.500 MW đang thi công, dự kiến vận hành cuối năm sau và giữa 2025. Như vậy, để đạt mục tiêu tại Quy hoạch điện VIII, Việt Nam cần phát triển khoảng 22.500 MW điện khí 7 năm tới.

Ông Nguyễn Huy Hoạch, chuyên gia năng lượng của Hội đồng khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam, nói đây là thách thức vô cùng lớn. Bởi, một nhà máy điện khí thời gian chuẩn bị đầu tư, thi công thường kéo dài 6-10 năm. Ngay dự án đã thành hình, như Nhơn Trạch 3 và 4 vẫn đang vướng đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN. Hay dự án điện khí Bạc Liêu được chấp thuận thủ tục đầu tư từ 3 năm trước, đến giờ vẫn chưa thể triển khai thêm gì. Các dự án còn lại đang trong giai đoạn chuẩn bị đầu tư.

"Việc xây dựng và đưa các nhà máy điện khí hoạt động trong thời gian ngắn, tạo ra lợi nhuận thu hút nhà đầu tư, là rất khó khăn", ông Hoạch bình luận.

Thách thức cho phát triển loại nguồn điện này được ông Hoạch chỉ ra là thiếu quy hoạch, hạ tầng tối thiểu gồm cảng biển nước sâu đáp ứng tiêu chuẩn quốc tế, kho cảng lưu trữ và phân phối. Ông dẫn chứng, Quy hoạch điện VIII ban hành từ tháng 5, sau 7 tháng kế hoạch thực hiện bản quy hoạch này vẫn chưa được cấp có thẩm quyền ban hành. Mặt khác, một số quy hoạch ngành, địa phương chưa đồng bộ, cập nhật kịp thời, nhất là quy hoạch, kế hoạch sử dụng đất.

Đầu tư dự án kho cảng khí LNG 20 năm qua, ông Mai Xuân Ba, đại diện Tổng công ty Khí Việt Nam (PVGas) cho hay sự ách tắc trong quy hoạch, thủ tục khiến việc triển khai, đầu tư chậm trễ. Ông kể, dự án điện khí Sơn Mỹ trước đây do doanh nghiệp này làm chủ đầu tư từ năm 2010. Bảy năm sau, dự án mới được cơ quan chuyên trách thẩm định thiết kế cơ sở. Sau đó PVGas liên doanh với AES - tập đoàn năng lớn hàng đầu của Mỹ - phát triển dự án này, việc chuyển đổi chủ trương đầu tư kéo dài tới 2 năm.

"Một tờ giấy A4 xin chủ trương đầu tư kho điện khí, chuyển từ PVGas sang liên doanh với AES cũng mất nhiều thời gian do vướng quy hoạch tỉnh", ông Ba nói.

Dự án kho cảng LNG Thị Vải công suất 1 triệu tấn khí LNG mỗi năm cũng mất gần 20 năm để hoàn thành, do thiếu hành lang pháp lý, cơ chế.

"Việc đầu tư các kho cảng và nhà máy điện khí cần vốn lớn, hơn 1 tỷ USD cho nhà máy công suất 3.000 MW, nhưng đến năm 2035, Nhà nước sẽ không cấp phép cho dự án điện khí, sẽ tạo rủi ro lớn cho nhà đầu tư", đại diện PVGas lo ngại.

Trong khi đó, giá khí cao, biến động lớn. Để phát triển 24.000 MW điện khí LNG vào 2030, nguồn cung trong nước chỉ đáp ứng được 10%. Còn lại, Việt Nam dự tính phải nhập 15 triệu tấn LNG cho sản xuất điện.

Việt Nam sẽ phụ thuộc phần lớn vào nhập khẩu khí LNG nên nguồn cung và giá khí là thách thức lớn trong phát triển nguồn điện này, theo TS. Chử Đức Hoàng - Chánh Văn phòng, Quỹ Đổi mới công nghệ quốc gia (Bộ Khoa học & Công nghệ).

Theo tính toán của ông, giá LNG nhập về Việt Nam dao động 10-12 USD một triệu BTU. Cộng cả các chi phí tồn trữ, tái hóa và vận chuyển, giá khí LNG sau tái hóa đến hàng rào các nhà máy điện Phú Mỹ sẽ ở mức 12-14 USD một triệu BTU, gấp 1,5 lần so với giá khí nội địa hiện hữu. Với mức giá nhập này, ước tính giá thành điện từ loại nguồn này khoảng 9,2 cent một kWh, cao hơn mức 8,7 cent - giá bán lẻ điện bình quân được tăng từ đầu tháng 11. Tức là giá mua vào nguồn điện khí cao hơn giá bán ra của EVN.

Việc này sẽ dẫn đến tăng chi phí phát điện của các nhà máy điện, tăng chi phí mua điện của Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) trong bối cảnh cân đối tài chính vẫn đang khó khăn.

Do phải nhập khẩu nên giá khí LNG phụ thuộc lớn vào thị trường thế giới. Trường hợp giá khí tăng mạnh do những bất ổn địa chính trị, theo chuyên gia, sẽ khó đảm bảo cho nhà đầu tư bán được điện.

"Muốn bán được điện, giá phải phù hợp, vì thế cần nghiên cứu phương án giá tối ưu cho điện khí, và bổ sung chính sách để phát triển thị trường khí tại Việt Nam", ông Chử Đức Hoàng nhìn nhận.

Chuyên gia này gợi ý, nhà chức trách cần đẩy mạnh đầu tư hạ tầng khí gắn với lưu trữ, vận chuyển, nhà máy sản xuất và đưa ra chính sách hỗ trợ để có giá điện khí LNG phù hợp, thu hút nguồn lực trong nước, quốc tế đầu tư.

Còn ông Tạ Đình Thi, Phó chủ nhiệm Ủy ban Khoa học, Công nghệ và Môi trường của Quốc hội, cho rằng để phát triển điện khí LNG, chuyển đổi năng lượng bền vững, Chính phủ cần cụ thể hóa việc triển khai các dự án điện khí LNG thông qua việc hoàn thiện quy hoạch, kế hoạch. Huy động nguồn lực gắn với cơ chế giá, xây dựng hạ tầng đồng bộ, đảm bảo chuỗi cung ứng cho sản xuất, nhập khẩu khí.

Từ góc nhìn nhà đầu tư, ông Mai Xuân Ba kiến nghị Bộ Công Thương, Chính phủ sớm ban hành cơ chế chuyển ngang giá từ hợp đồng mua bán khí sang mua bán điện; cũng như phê duyệt cước phí tồn chứa, vận chuyển khí, và các tiêu chuẩn kỹ thuật cho phát triển điện khí.

Đại diện PVGas cũng đề xuất tối ưu hạ tầng kho chứa, cảng biển, giảm cước phí để giá điện khí LNG cạnh tranh hơn. "Hành lang pháp lý về quy hoạch, hạ tầng nếu không được tháo gỡ, hướng phát triên điện khí LNG sẽ khó khăn", ông chốt lại.