Theo dự thảo quy hoạch điện VIII mới nhất, quy hoạch nguồn điện khí LNG nhập khẩu là 23.900MW, chiếm 16,4% tổng nguồn điện đến năm 2030. Tuy nhiên, trạng thái leo thang giá khí hóa lỏng trên thế giới thời gian qua, đang đẩy việc phát triển nguồn điện này vào thế khó, đặc biệt với giá bán điện thương phẩm (đầu ra) – yếu tố quan trọng trong quá trình đàm phán PPA giữa các nhà đầu tư với EVN.
Bối cảnh kinh tế toàn cầu bắt đầu khôi phục sau ảnh hưởng của đại dịch Covid - 19, cuộc khủng hoảng năng lượng thế giới đang lan rộng tại nhiều quốc gia ở khắp các châu lục (đặc biệt vào giai đoạn cuối năm 2021) đã và đang tác động nghiêm trọng đến giá dầu mỏ và khí đốt.
Tập đoàn dầu khí Việt Nam (PVN) cho biết, thị trường LNG diễn biến bất lợi cho người mua khi nguồn cung giai đoạn 2021-2025 được đánh giá rất thắt chặt, trong khi nhu cầu vẫn duy trì ở mức cao và tăng trưởng mạnh sau đại dịch. Việc này dẫn tới xu hướng tăng giá mạnh mẽ trong các năm tới và chưa có dấu hiệu xuất hiện các yếu tố làm suy yếu khuynh hướng này trong ngắn hạn.
Tình hình dịch bệnh và sự phát triển nóng, mất cân đối của các loại hình năng lượng tái tạo trong nước đang và sẽ tiếp tục làm thay đổi bức tranh tổng thể về nhu cầu và cơ cấu năng lượng trong nước.
Nhu cầu khí/LNG cho công nghiệp và phát điện còn tiềm ẩn nhiều yếu tố bất định gây khó khăn cho hoạt động dự báo thị trường trong ngắn và trung hạn.
Nhóm vấn đề về cơ chế, chính sách, thị trường tiếp tục là thách thức lớn cho công tác phát triển LNG tại Việt Nam do đây là lĩnh vực mới, cơ chế chính sách chưa hoàn thiện.
Đây là một trong những lý do khiến PV GAS LNG cấp tập chuẩn bị cho nhập khẩu và kinh doanh LNG từ khoảng 2 năm nay.
Hiện nay ở Việt Nam, LNG được sử dụng chủ yếu làm nhiên liệu cho các nhà máy điện và các hộ tiêu thụ công nghiệp. Theo dự báo cân đối cung cầu khí, từ năm 2010 trở đi thị trường khí Việt Nam sẽ nằm trong tình trạng cung thấp hơn cầu.
Cụ thể, theo dự báo của các chuyên gia năng lượng, lượng khí thiếu hụt vào năm 2015 là khoảng 3 tỷ m3, đến 2020-2025 lên đến 6 tỷ m3 và trên 15 tỷ m3 vào năm 2025.
Do đó, việc đầu tư và phát triển khí LNG đã được thực hiện gấp rút ngay từ đầu năm 2012 với hàng loạt các dự án lớn như hệ thống cảng tiếp nhận/phân phối LNG, các đường ống dẫn khí đốt; Trung tâm điện lực Sơn Mỹ và các đường dây đồng bộ đấu nối với hệ thống điện quốc gia…
Hiện tại, khi quy hoạch điện VIII vẫn đang chờ được phê duyệt, thị trường phát triển điện khí LNG đã đón nhận hàng loạt nhà đầu tư trong nước và quốc tế đăng ký, đề xuất nhiều dự án tại các địa phương từ Nam tới Bắc nhiều năm qua. Đến nay, một dự án duy nhất được cấp phép đầu tư, triển khai là LNG Bạc Liêu, nhà máy điện theo hình thức IPP 100% vốn nước ngoài đầu tiên tại VIệt Nam.
Tuy vậy, sau khi dự án được phê duyệt vào quy hoạch điện VII, nhận quyết định chủ trương đầu tư, chủ đầu tư (Delta Offshore Energy đến từ Singapore) vẫn đang bị ‘ách’ tại khâu đàm phán PPA với bên mua điện (EVN) suốt thời gian qua.
Trong đó, tham chiếu các tính toán/đề xuất của nhà đầu tư với cơ quan bộ ngành, địa phương, có thể nhận thấy trở ngại đáng kể nằm ở sự biến đổi của giá nhập khí LNG đầu vào (là căn cứ để tính toán giá bán điện thương phẩm cho EVN) so với thời điểm dự án được thẩm định, phê duyệt vào quy hoạch điện quốc gia. Cụ thể, là diễn biến nguồn cung ứng khí hóa lỏng LNG cho nhà máy.
Công ty TNHH Delta Offshore Energy Pte. Ltd., (đăng ký tại Singapore), được một nhóm các đối tác đầu tư chiến lược (gồm Tập đoàn GE của Mỹ, Ngân hàng DNB của Na-uy) thống nhất công nhận là nhà đầu tư phát triển dự án, và được đồng ý làm đại diện để tiến hành các thủ tục đầu tư theo quy định pháp luật trong suốt quá trình dự án (từ đề xuất, phát triển và thực hiện).
Tổ chức kinh tế dự kiến thành lập là Công ty TNHH Năng lượng sạch Bạc Liêu (vốn điều lệ theo đó khoảng 14.000 tỷ đồng).
Để thuyết phục về tính khả thi về nguồn cung ứng khí LNG cho dự án, nhà đầu tư khẳng định đã tập hợp được rất nhiều dữ liệu thống kê và các nghiên cứu độc lập đánh giá về xu thế thị trường cung cấp khí LNG trên thế giới thời gian qua và dự báo trong những thập niên tới. Qua đó đảm bảo nhà máy LNG Bạc Liêu có nguồn cung khí LNG ổn định tương đối, đảm bảo phương án giá bán điện mục tiêu ở quanh mức 7 cent/1KW như cam kết trong bản ghi nhớ là hiện thực và khả thi.
Theo DOE, khoảng 10 năm qua, tại Mỹ, hệ thống đường ống khí liên bang và nội bang chằng chịt như mạng nhện đã hình thành một số trung tâm hóa lỏng khí thiên nhiên thành LNG để xuất khẩu, nổi tiếng nhất là Henry Hub.
DOE khẳng định, các nghiên cứu trong đề án tiền khả thi dự án chỉ ra rằng: giá khí LNG của Hoa Kỳ và của Henry Hub ổn định và có xu thế đi xuống trong 10 năm qua (do không dẫn chiếu theo chỉ số dầu thô Brent luôn biến động và khó kiểm soát).
Ngoài ra, tổng công suất các nguồn cung LNG trong nhiều năm tới vẫn còn dồi dào, căn cứ vào công suất hàng loạt các dự án LNG hóa lỏng khí tự nhiên khác ở Henry Hub và khu Nam nước Mỹ liên tục tăng.
DOE cho biết cũng đã tìm hiểu các nguồn cung khí LNG khác đang nổi lên rất cạnh tranh: như dự án khí LNG của Shell tại Canada (dự kiến giá xuất xưởng rẻ hơn cả khí LNG từ Henry Hub tới 1 USD/1mmbtu, tổ hợp hóa lỏng khí tự nhiên LNG tại Mexico…
Tại dự án này, theo báo cáo thẩm định của UBND tỉnh Bạc Liêu thời gian trước, trách nhiệm nguồn cung và giá khí LNG thuộc về nhà đầu tư, phía Việt Nam chỉ quan tâm giá bán điện cho EVN theo hợp đồng PPA và không phải lo nguồn cung khí LNG.
Theo bản ghi nhớ, một điều kiện tiên quyết quan trọng, có tính ràng buộc, để tỉnh lựa chọn nhà đầu tư được triển khai dự án là phải cam kết để đưa giá bán điện cho EVN về mục tiêu khoảng 7 cents/1kWh trong thời gian hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN.
Nhà đầu tư đã tính toán giá điện với các phương án biến động về giá khí LNG từ 6,5 USD đến 8,6 USD/MMBTU (triệu m3 khí) và khối lượng điện bán cho EVN với các kịch bản từ 7.100 giờ trong 1 năm đến 8.000 giờ trong 1 năm.
Kết quả cho thấy, giá điện (FIT) có thể ở mức thấp nhất là 6,44 cents/1kWh trong điều kiện giá khí LNG 6,5 USD và EVN cam kết mua ở mức cao nhất (8.000 giờ/năm). Giá điện FIT sẽ ở mức cao nhất là 7,99 cents/1kWh khi giá khí là 8,6 USD/MMBTU và EVN cam kết mua ở mức 7.100 giờ/năm.
Một báo cáo nghiên cứu gần đây của Viện Kinh tế năng lượng và Phân tích tài chính (IEEFA) cho biết, giá LNG đã tăng từ 8,21 USD/MMBTU (metric million British thermal unit) hồi tháng 1/2021 lên 24,71 USD/MMBTU vào tháng 1/2022.
Tiếp theo, xung đột Nga - Ukraine mới đây đã khiến giá LNG trên thế giới biến động mạnh, vượt ngoài các dự đoán trước đó. Theo dự báo, giá LNG giao ngay sẽ ở mức trên 50 USD/MMBTU từ nay đến tháng 9/2022 và 40 USD/MMBTU trong quý 4/2022.
Bên cạnh đó, thời điểm tháng 6, giá khí tự nhiên tại Mỹ đã chạm mức cao kỷ lục trong vòng 13 năm trở lại đây do tình trạng nắng nóng lan rộng khiến nhu cầu sử dụng điện làm mát tăng vọt. Dự báo giá khí tự nhiên tại Hoa Kỳ có thể tiếp tục tăng cao. Đồng thời, giá khí tự nhiên giao tháng 7 tại trung tâm phân phối khí tự nhiên Henry Hub (bang Louisiana) đã tăng vọt lên mức cao kỷ lục 9,368 USD/MMBTU.
Vậy, với diễn biến này, phương án đưa giá FIT ở quanh mốc 7 cents/kWh mà nhà đầu tư cam kết, sẽ nhiều khả năng phải điều chỉnh, nhằm đạt được PPA với EVN, trước khi nhận được các khoản thu xếp tài chính từ các bên liên quan cũng như bước vào giai đoạn tiếp theo của dự án.
Sau khi Trung tâm Nhiệt điện LNG Bạc Liêu được Thủ tướng chấp thuận bổ sung vào Quy hoạch Phát triển điện lực quốc gia, UBND tỉnh Bạc Liêu đã phê duyệt Quyết định chủ trương đầu tư Dự án Nhà máy LNG Bạc Liêu thuộc Trung tâm Nhiệt điện LNG Bạc Liêu, với tổng công suất 3.200 MW (4x800 MW), tổng mức đầu tư 93.600 tỷ đồng (khoảng 4 tỷ USD) và hoàn thành cấp giấy chứng nhận đăng ký đầu tư.
Theo kế hoạch của DOE, dự án sẽ hoàn thành chuẩn bị đầu tư vào cuối tháng 12/2020, giai đoạn I (công suất 800 MW) đưa vào vận hành năm 2024 và hoàn thành toàn bộ dự án vào tháng 12/2027. Trong dự án này, tổ hợp kho cảng LNG sẽ nằm trên vùng biển tỉnh Bạc Liêu và cách vị trí nhà máy điện 35 km.