Những biến số thách thức phát triển điện khí LNG

Điện khí LNG có lượng phát thải carbon ít hơn một nửa so với điện than dù vẫn được coi là loại nhiên liệu hoá thạch. Nguồn điện này có ưu điểm linh hoạt, không bị gián đoạn do yếu tố thời tiết, có thể là nguồn điện chạy nền khi năng lượng tái tạo ngày càng chiếm tỷ trọng lớn.

Giới phân tích khuyến nghị, Việt Nam thay vì dành thời gian xây dựng các nguồn điện tái tạo mới, có thể chuyển đổi từ điện than sang điện khí để giảm phát thải nhanh chóng hơn.

Điện khí LNG được đề cập phát triển tại Nghị quyết 55 của Bộ Chính trị, nhưng phải tới khi các cam kết giảm phát thải về 0 vào 2050 của Thủ tướng Phạm Minh Chính đưa ra tại Hội nghị COP26, bài toán phát triển loại năng lượng này mới được định hình rõ nét.

Dự thảo 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. Tức là, tới 2030 sẽ phát triển 23.900 MW điện khí, tương đương tỷ trọng 16,4% cơ cấu nguồn điện. Trong số này 7.900 MW đã có trong Quy hoạch điện VII điều chỉnh và chỉ phát triển thêm mới khoảng 6.000 MW tới năm 2030, tập trung chủ yếu ở miền Bắc để đảm bảo nguồn điện chạy nền cho khu vực này.

Nhưng giới phân tích nhận định, có nhiều biến số cho phát triển điện khí LNG ở Việt Nam, khi phải đối mặt với nhiều thách thức về chính sách, nguồn vốn và thị trường mà phần nhiều trong số này rất khó giải quyết.

Thách thức trước tiên là nguồn cung và giá khí hoá lỏng (LNG) hoàn toàn phụ thuộc nhập khẩu. Giá khí hoá lỏng trên thị trường quốc tế hiện gồm giá giao ngay và hợp đồng. Thông thường các dự án điện khí sẽ sử dụng hợp đồng dài hạn để mua LNG, với giá được điều chỉnh hằng năm nhưng bước tăng giá chậm hơn, không biến động lớn như giá giao ngay.

Với mục tiêu phát triển 23.900 MW điện khí LNG, nhu cầu nhập khẩu hoá lỏng phải đạt 14-18 tỷ m3 vào năm 2030 và khoảng 13-16 tỷ m3 vào 2045.

Tại dự thảo Quy hoạch điện VIII, dự báo giá LNG (quy về năm 2020, không tính trượt giá) nhập khẩu về Việt Nam là 10,6 USD cho 1 triệu BTU (đơn vị nhiệt Anh) giai đoạn 2021-2045 và giá đến nhà máy điện trung bình là 11,8 USD.

Nhưng giá loại nhiên liệu này đã tăng rất mạnh thời gian qua. Theo báo cáo của Viện Kinh tế Năng lượng và Phân tích Tài chính (IEEFA), giá LNG đã tăng gấp 3 lần trong vòng một năm, từ 8,21 USD/1 triệu BTU hồi tháng 1/2021 lên 24,71 USD vào đầu năm nay.

Xung đột Nga – Ukraine đã khiến giá LNG trên thị trường thế giới rung lắc mạnh, vượt ngoài mọi dự đoán trước đó. Hiện, giá giao ngay mỗi 1 triệu BTU tại khu vực ASEAN khoảng 32 USD và được dự báo tăng lên 50 USD vào tháng 9, rồi giảm về ngưỡng 40 USD trong quý IV năm nay.

Giá LNG 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 tập đoàn này sẽ phải mua đắt bán rẻ. Mặt khác, tỷ lệ điện khí LNG dự kiến đạt 16,4% cơ cấu nguồn điện, đồng nghĩa các dự án loại năng lượng này sẽ phải đối diện rủi ro nhập khẩu giá cao khi có biến động địa chính trị từ nay tới 2030.

Song, theo ông Nguyễn Ngọc Hưng, Trưởng phòng Kinh tế Năng lượng, Viện Năng lượng (Bộ Công Thương), dự báo của các tổ chức quốc tế đều cho thấy giá LNG sẽ đạt “đỉnh” vào 2023, sau đó sẽ về trạng thái bình thường khi các nước xoay chuyển, đảm bảo được nguồn cung và chuyển đổi năng lượng để không phụ thuộc khí đốt vào một vài thị trường.

“Tới năm 2026-2030, các dự án LNG mới vào vận hành, lúc đó mức giá LNG được dự báo sẽ ổn định. Về dài hạn, cầu về khí đốt giảm, giá sẽ hạ nhiệt”, ông nhìn nhận.

Báo cáo gửi Thủ tướng, Bộ Công Thương cũng cho biết, giá khí LNG sẽ trở lại giá ổn định vào 2023-2024, quanh mức 13-14 USD/MMBTU. Từ sau 2025, giá LNG sẽ giảm dần về 8,5 USD vào 2030 và 7,5 USD vào 2035. Còn theo dự báo của IHS Market, giá LNG hợp đồng dài hạn sẽ giảm từ trong 2-3 năm tới, khoảng 8 USD.

Với cơ cấu nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII, Bộ Công Thương tính toán, giá LNG tăng 10% sẽ làm chi phí sản xuất điện trung bình hệ thống tăng 1,1-1,5%. Nếu giá LNG tăng lên 16,5 USD/MMBTU, tức tăng 40%, giá điện sản xuất bình quân sẽ tăng gần 6% so với giá cơ sở tính toán trong Quy hoạch điện VIII.

“Mức tăng giá này có thể chấp nhận được khi so sánh với tốc độ tăng giá điện bình quân giai đoạn 2010-2020 khoảng 5,5% một năm.Trường hợp có rủi ro về giá, LNG tăng cao trên thị trường thế giới, mức tăng giá sản xuất điện trung bình toàn hệ thống vẫn có thể chấp nhận được với Việt Nam”, Bộ Công Thương nhận xét.

Tuy nhiên, giá khí LNG tăng mạnh gây khó khăn trong xác định hiệu quả dự án, đàm phán giá điện để ký hợp đồng mua bán điện (PPA). Các chuyên gia cũng nhận định, đàm phán PPA là khâu khó nhất với một dự án LNG muốn tới đích.

Các dự án nhiệt điện khí LNG được bổ sung quy hoạch, phê duyệt chủ trương đầu tư đều theo hình thức nhà máy điện độc lập (IPP). Việc đàm phán giá mua điện tại hợp đồng mua bán điện (PPA) phải tuân thủ các quy định trên cơ sở tính sản lượng bán ra hằng năm, dòng tiền thu về, chi phí đầu tư…

Hiện khoảng một nửa các dự án điện khí đề xuất nghiên cứu, xây dựng và tiến hành thi công một số hạng mục hạ tầng của dự án (bồn chứa, đường ống dẫn khí, cảng nhập khẩu khí…), chưa khởi công chính thức bởi chưa hoàn tất các đàm phán liên quan tới hợp đồng PPA.

Bộ Công Thương cho rằng, có khá nhiều yêu cầu từ phía nhà đầu tư dự án LNG đưa ra trong quá trình đàm phán PPA không phù hợp với các quy định pháp luật hiện hành. Bộ này dẫn chứng, dự án điện khí Bạc Liêu do Delta Offshore Energy (DOE, Singapore) rót vốn, đã được phê duyệt vào Quy hoạch điện VII và nhận quyết định chủ trương đầu tư.

Quá trình đàm phán, DOE yêu cầu phải cam kết về bao tiêu sản lượng điện trong hợp đồng. Nếu bên mua (EVN) không mua hoặc không tiếp nhận điện của nhà máy thì phải chấp nhận cam kết bao tiêu mua điện hoặc trả một khoản tiền cho sản lượng điện nhất định theo thoả thuận.

Chủ đầu tư dự án này còn đưa ra các điều kiện về bảo đảm thanh toán, như cho phép họ tiếp cận nguồn dự trữ ngoại hối quốc gia để thanh toán các nghĩa vụ trả nợ, nhập khẩu nhiên liệu; được chuyển đổi ngoại tệ theo tỷ giá công bố chính thức của Ngân hàng Nhà nước để đảm bảo doanh thu tính theo USD đủ trang trải các nghĩa vụ trả nợ…

Việc chậm đàm phán PPA khiến các dự án điện khí LNG khó thu xếp vốn từ các tổ chức tín dụng. Loạt dự án LNG do nhà đầu tư trong nước triển khai (Nhơn Trạch 3,4 do PV Power làm chủ đầu tư; Hiệp Phước của Công ty TNHH Hiệp Phước), hay dự án của nhà đầu tư nước ngoài (Bạc Liêu, Long An 1 và 2…) tới nay đều gặp khó khăn trong thu xếp, huy động vốn từ các tổ chức tín dụng. Các bên cho vay thường đưa ra yêu cầu để hạn chế, giảm thiểu tối đa các khả năng xảy ra rủi ro.

Đại diện chủ đầu tư dự án điện khí Hải Lăng (Quảng Trị) chia sẻ tại hội thảo về năng lượng gần đây, các nhà máy điện theo hình thức IPP phải cạnh tranh trên thị trường bán buôn điện và chỉ được bao tiêu sản lượng điện hạn chế từ EVN. Điều này vô hình chung gây khó khăn cho các chủ đầu tư trong huy động vốn khi các nhà tài trợ luôn đòi hỏi phải có bao tiêu sản phẩm với tỷ lệ cao, thời gian đủ dài từ phía EVN và các cơ quan Chính phủ để đảm bảo hiệu quả tài trợ vốn.

Các nhà đầu tư khác thì cho hay, quy định Luật Đầu tư theo đối tác công tư (PPP) đã bãi bỏ bảo lãnh thực hiện hợp đồng từ phía Chính phủ cho các doanh nghiệp, bãi bỏ cam kết chuyển đổi ngoại tệ của Chính phủ cho các dự án. Việc này khiến họ khó huy động vốn, rủi ro về dòng tiền nếu trường hợp bất trắc xảy ra.

Giải trình với Thủ tướng về tính khả thi phát triển LNG tại Quy hoạch điện VIII, Bộ Công Thương trấn an, rằng với nguồn cung đa dạng của các nước trên thế giới, khả năng nhập khẩu LNG cho các nhà máy điện quy mô công suất 23.900 MW năm 2030 là khả thi. Bên cạnh đó, dự thảo Quy hoạch điện VIII cũng xem xét chuyển đổi các nhà máy điện LNG sang sử dụng hydro khi công nghệ chín muồi. Khi đó việc phụ thuộc vào nhập khẩu LNG sẽ giảm.

Kỳ Duyên / Vnexpress