Mặc dù giá thành cao, nhưng nhiên liệu khí thiên nhiên hóa lỏng (LNG) sẽ là lựa chọn khả thi, tất yếu nhằm thay dần nguồn điện than để đáp ứng nhu cầu năng lượng đang ngày càng tăng và phù hợp với lộ trình chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam. Tuy nhiên, nếu giá khí LNG biến động tăng lên ở mức quá cao so với các dự báo thì sao? Tổng hợp, phân tích và đề xuất giải pháp của chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam.
Quy hoạch điện VIII đã được phê duyệt đến năm 2030 với tổng công suất các nhà máy điện phục vụ nhu cầu trong nước là 150.489 MW. Trong đó, nguồn điện LNG là 22.400 MW, chiếm tỷ lệ 14,9% so với tổng công suất toàn hệ thống, với năng lực sản xuất điện năng dự kiến là 83 tỷ kWh/năm. Như vậy, kể cả nguồn nhiệt điện khí trong nước là 14.930 MW và LNG, thì đến năm 2030 tổng công suất các nguồn điện khí sẽ đạt 37.330 MW, chiếm tỷ trọng 24,8% - lớn nhất trong cơ cấu công suất nguồn điện. Còn nhiệt điện than, thủy điện và điện gió lần lượt chiếm tỷ trọng là 20%, 19,5% và 18,5%.
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 điều tất yếu - nguồn điện duy nhất không bị ảnh hưởng bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió, mặt trời.
Ngoài ra, lợi thế của điện khí là tính sẵn sàng cao, công suất lớn, với dải điều chỉnh rộng, thời gian đáp ứng nhanh, giảm thiểu phát thải khí nhà kính CO2, đặc biệt giảm thiểu khí gây ô nhiễm SOx, NOx so với các nhà máy điện chạy than và dầu. Việc đưa LNG vào sử dụng còn là phù hợp với cam kết của Chính phủ tại COP26 về xu hướng sử dụng nhiên liệu giảm phát thải.
Như vậy, có thể thấy: Việc nhập khẩu LNG cho sản xuất điện là lộ trình rõ ràng (không chỉ để cung cấp cho các dự án điện khí LNG mới) mà còn là cấp thiết để bù đắp cho nguồn khí nội địa cung cấp cho các nhà máy điện khí hiện hữu sẽ bị thiếu hụt trong tương lai tới.
Mặc dù giá thành cao, LNG vẫn sẽ là lựa chọn khả thi để bổ sung cùng với phát triển năng lượng tái tạo, nhằm thay dần cho nhiệt điện than. Nhưng sự biến động của giá LNG thế giới hiện nay và khó dự đoán trong tương lai khiến việc triển khai các dự án gặp thách thức lớn (do đầu vào của các dự án điện LNG phụ thuộc hoàn toàn vào nhập khẩu LNG). Câu hỏi đặt ra là: Nếu giá LNG tiếp tục tăng cao lên tới mức 40 - 50 USD/triệu BTU, liệu có còn phù hợp để chúng ta lựa chọn dạng năng lượng này để tăng công suất phát cho hệ thống trong giai đoạn hiện nay đến năm 2030?
Ngoài ra, việc hoàn toàn phụ thuộc vào nhập khẩu LNG sẽ tiếp tục làm tăng sự phụ thuộc về năng lượng của Việt Nam đối với thị trường năng lượng truyền thống quốc tế. Theo đó, dẫn đến nguy cơ làm suy yếu an ninh năng lượng của nước ta trong dài hạn.
Những khó khăn khi phát triển dự án điện LNG:
Hiện nay, có 15 dự án điện LNG đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trong Danh mục các dự án quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện tại Quyết định 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023. Tuy nhiên, tiến độ chuẩn bị đầu tư xây dựng, vận hành các nhà máy điện LNG là khá dài, trong khi chúng ta hầu như chưa có kinh nghiệm phát triển loại hình nguồn điện này.
Nếu tính từ lúc có Quy hoạch đến khi có thể đưa dự án vào vận hành, nhanh nhất cũng mất khoảng 8 năm, thậm chí có dự án trên 10 năm. Việc thực hiện chậm tiến độ các nguồn điện, đặc biệt là các nguồn điện nền sẽ gây hậu quả rất nghiêm trọng tới an ninh năng lượng điện quốc gia. Vì vậy, việc đề ra các giải pháp chủ yếu để sớm đưa các dự án điện khí và các dự án nguồn điện nền vào sử dụng đúng tiến độ là rất quan trọng.
Thực tế việc triển khai dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 do Tổng công ty Điện lực Dầu khí (PV Power) làm chủ đầu tư, cùng dự án điện khí LNG Bạc Liêu do Cty Delta Offshore (IPP nước ngoài) cho thấy: Không phải dự án cứ nằm trong Quy hoạch điện được ban hành là sẽ triển khai tới đích nhanh như mong đợi.
Mặc dù dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 được triển khai từ năm 2017, nhưng 2 năm trở lại đây gần như giẫm chân tại chỗ trong việc đàm phán giá điện và Hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN).
Mặt khác, hiện tại Bộ Công Thương vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG, thì việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) từ phía EVN và bao tiêu sản lượng khí hàng năm cũng khiến nhà đầu tư lo lắng đến hiệu quả của dự án. Trong khi đó, việc cam kết sản lượng điện phát và tiêu thụ khí hàng năm là rất quan trọng, là cơ sở để các ngân hàng xem xét tài trợ tín dụng cho dự án, cũng như dự án mua được nguồn LNG giá tốt thông qua hợp đồng dài hạn để có giá thành phát điện rẻ hơn.
Trong hợp đồng PPA giữa nhà đầu tư nguồn điện LNG và EVN, do bị ‘chặn trên’ về mặt bằng giá bán điện, nhưng cái khó là EVN hiện chưa có căn cứ quy định về chia sẻ rủi ro giữa hai bên, nhất là các điều khoản về thanh toán. Điều này cũng đang gây khó khăn cho nhà đầu tư dự án.
Cùng với đó, công tác thu xếp vốn cho dự án cũng gặp thách thức không nhỏ, bởi đây là dự án điện độc lập nên phải tự thu xếp vốn mà không có bảo lãnh của Chính phủ như trước đây. Vì vậy, việc thu xếp vốn khó khăn hơn, chi phí vay cao hơn, chưa kể việc thu xếp vốn phụ thuộc vào PPA, nhưng công tác đàm phán PPA lại kéo dài, chưa biết lúc nào kết thúc.
Dự án điện LNG Bạc Liêu đầu tư có 100% vốn nước ngoài đã được cấp chứng nhận đầu tư từ đầu năm 2020, tới nay là tháng 12/2023 cũng chưa biết bao giờ kết thúc đàm phán giá điện và PPA. Gốc rễ khiến các dự án điện LNG hiện đang trì trệ chính là giá bán điện cho EVN theo tính toán đang cao hơn giá bán lẻ điện bình quân mà EVN bán ra cho hộ sử dụng.
Tại Quy hoạch điện VIII, giá LNG (quy về năm 2020, không tính trượt giá) đến Việt Nam được dự báo là 10,6 USD/triệu BTU (giai đoạn 2021 - 2045) và giá đến nhà máy điện trung bình là 11,8 USD/triệu BTU. Với mức giá LNG này, giá điện sản xuất sẽ vào khoảng 9,2 UScent/kWh.
Theo tính toán của các chuyên gia về lập quy hoạch điện: Với một dự án 3.200 MW, khi giá LNG dao động từ 10 USD đến 20 USD, 30 USD và thậm chí đến 40 USD/triệu BTU, thì giá bán điện tương ứng sẽ là 9,03 UScent/kWh - 15,5 UScent/kWh - 22,07 UScent/kWh - 28,6 UScent/kWh. Xem bảng dưới đây (giá LNG và giá thành điện năng tương ứng):
.png)
Rào cản lớn nhất hiện nay của các nhà máy điện khí LNG vẫn là giá thành sản xuất điện cao, nhiên liệu đầu vào cho sản xuất điện phụ thuộc hoàn toàn vào nhập khẩu. Vì thế, các nhà máy cần được chạy ở phụ tải nền mới có thể có giá bán điện hợp lý và dễ chấp nhận hơn. Tuy nhiên, hiện chưa có khung giá phát điện của các dự án điện LNG, nên cũng chưa biết nên đàm phán mức bao nhiêu là hợp lý. Bởi nếu chỉ nhìn với mức giá LNG trên thế giới trong thời gian qua có những lúc lên tới 30 USD/triệu BTU, thì giá mua điện từ nguồn điện khí LNG sẽ cao hơn rất nhiều so với giá bán lẻ điện mà EVN bán ra cho các hộ tiêu thụ điện. Mua cao (như giá FIT điện gió, mặt trời hiện nay), rồi bán thấp (kể cả tăng giá điện hai lần năm nay), EVN vẫn lỗ nặng, cho dù việc mua đó có được công nhận là chi phí hợp lệ, hợp lý. Do đó, EVN khó lòng chấp nhận được.
Các chuyên gia và doanh nghiệp có liên quan đến dự án điện LNG đều cho biết: Nhà máy điện LNG muốn bán điện ở mức giá 8 - 9 UScent/kWh, thì giá LNG đầu vào phải quanh mức 12 USD/triệu BTU. Nếu mức giá LNG lên tới 40 - 50 USD/triệu BTU, thì giá bán điện không thể dưới 20 UScent/kWh - mức khó có thể bán được cho EVN ở tương lai gần.
Ngoài ra, việc cam kết về chuyển đổi ngoại tệ, bảo đảm nghĩa vụ thanh toán cho EVN và bồi thường thiệt hại khi chấm dứt PPA, chuyển giá LNG sang giá bán điện, bao tiêu sản lượng điện… nhằm tới mục tiêu đảm bảo hiệu quả của dự án khi chưa có giá điện được xác định chính thức cũng là vấn đề cần được xem xét thấu đáo.
Các giải pháp thúc đẩy phát triển dự án điện LNG:
Với 22.400 MW điện LNG sẽ đưa vào vận hành đến năm 2030, đến nay mới chỉ có 2 dự án đang triển khai xây dựng là Hiệp Phước 1 với công suất 1.200 MW và Nhơn Trạch 3 và 4 với công suất 1.500 MW. Đến năm 2035 quy mô nguồn điện LNG cũng chỉ tăng đến 25.400 MW, nhưng đã bắt đầu đốt kèm hydro khoảng 10%. Sau năm 2035 sẽ không tăng thêm nguồn điện này và các nhà máy sẽ dần chuyển sang đốt kèm, tiến tới đốt hoàn toàn hydro/amoniac. Các dự án điện LNG có nhiều thách thức về nguồn cung và giá cả biến động nhanh, xu hướng giá cả tăng, giảm khó lường. Do vậy, việc xây dựng các nhà máy điện LNG cần được xem xét kỹ càng về tính khả thi, cũng như tác động của giá LNG đến giá điện trong ngắn và trung hạn.
Trong bối cảnh giá LNG có nhiều biến động, đặc biệt tác động của xung đột Nga - Ukraine và mới đây là Israel - Hamas làm giá LNG có lúc tăng vọt, có thể phải vài ba năm nữa giá mới ổn định, nhưng thị trường LNG sẽ khốc liệt hơn trước do khối EU sẽ tăng nhập khẩu từ các thị trường xuất khẩu truyền thống để bù đắp thiếu hụt nguồn cung khí đốt từ Liên bang Nga, trong khi Việt Nam mới bắt đầu gia nhập phía các nhà nhập khẩu.
Hiện nay ở Việt Nam mới chỉ có Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) là đơn vị đã đầu tư xây dựng công trình kho LNG đầu tiên và hiện đại với bồn chứa có dung tích tồn trữ 180.000 m3, đạt công suất qua kho trung bình 1 triệu tấn LNG/năm. Giai đoạn 2 dự kiến nâng công suất lên 3 triệu tấn LNG/năm. Kho chứa LNG Thị Vải đã được chính thức khánh thành vào ngày 29/10/2023 và trở thành hạ tầng kho LNG đầu tiên của Việt Nam trong quá trình chuyển dịch năng lượng. Tuy nhiên, đây có thể không phải là đơn vị nhập khẩu LNG duy nhất của nước ta, bởi các chủ đầu tư dự án điện LNG cũng sẽ tự tìm nguồn cung LNG riêng, từ đó có thể xảy ra tình trạng loạn giá.
Theo chúng tôi, để đầu tư các dự án điện LNG có hiệu quả về kinh tế, cần thiết thực hiện một số giải pháp sau:
Thứ nhất: Hiện tại giá LNG về Việt Nam khoảng 10 - 12 USD/triệu BTU, cộng các chi phí (tồn trữ, tái hóa, vận chuyển), giá giao tới các nhà máy tăng thêm 2 USD, tương đương 12 - 14 USD. Mức này cao từ 1,2 đến 1,5 lần giá khí nội địa từ các mỏ khí hiện tại như: Cửu Long, Nam Côn Sơn, Malai - Thổ chu dẫn tới tăng chi phí phát điện của các nhà máy và mua điện của EVN trong bối cảnh cân đối tài chính khó khăn.
Để tránh loạn giá nhập khẩu LNG, rất cần vai trò của Chính phủ, ngành ngoại giao, các bộ liên quan hỗ trợ nhà đầu tư để tìm kiếm và hợp tác với các nhà xuất khẩu thích hợp, đảm bảo giá LNG ổn định trong dài hạn.
Thứ hai: Các dự án nguồn điện LNG thuộc dạng “chuỗi phức hợp”, từ cảng nhập khẩu, kho chứa LNG đến hệ thống tái hóa khí và nhà máy điện. Quy mô kho đủ lớn sẽ giảm chi phí trên mỗi đơn vị LNG và tận dụng được hạ tầng cảng. Vì vậy, cần đầu tư quy mô 4 tổ máy, từ 3.000 MW trở lên mới hiệu quả kinh tế. Còn nếu chỉ đầu tư 2 tổ máy và giãn tiến độ thời gian dài của 2 tổ máy sau, dự án sẽ kém khả thi, kém hiệu quả.
Thứ ba: Khi tích hợp với tỷ lệ cao các nguồn điện tái tạo biến đổi (điện gió, mặt trời), hệ thống điện vận hành an toàn sẽ có xu hướng giảm số giờ vận hành của các nguồn nhiệt điện, gây khó khăn hơn cho nguồn điện khí. Vì vậy, phần sản lượng điện “trên - bao tiêu” của điện khí/LNG sẽ do thị trường quyết định. Cần có quy định về sản lượng bao tiêu khí - điện tối thiểu để đảm bảo hoàn vốn cho nhà đầu tư và dự án sẽ có thể thực hiện được.
Mặt khác, cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện sẽ làm cơ sở xác định hiệu quả dự án và để các tổ chức tín dụng có thể thu xếp vốn cho vay. Nhưng các điểm nói trên lại đẩy rủi ro cho người người mua điện khi mặt bằng giá LNG tăng lên cao hơn. Điểm quan trọng là thị trường điện cần được xúc tiến nhanh để hoạt động đầy đủ, giá cả nhiên liệu phải phản ánh minh bạch trong giá điện, linh hoạt lúc tăng và lúc giảm. Có như vậy mới đạt lợi ích hài hòa, chia sẻ rủi ro giữa các bên bán và mua điện, kể cả đến người dùng cuối.
Đánh giá chung:
Việc phát triển các dự án điện LNG là xu thế tất yếu trong quá trình chuyển dịch năng lượng trên thế giới, cũng như của nước ta. Tuy nhiên, chỉ còn 7 năm nữa là đến thời điểm đưa toàn bộ các nhà máy điện LNG với tổng công suất 22.400 MW lần lượt vào vận hành đến năm 2030, mà hiện tại chúng ta vẫn loay hoay chưa biết nên bắt đầu từ đâu. Có lẽ điểm nghẽn quan trọng nhất là giá thành sản xuất điện năng từ LNG.
Đến nay Bộ Công Thương vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG và việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) từ phía EVN cùng với việc bao tiêu sản lượng khí hàng năm chưa được xác định, các nhà đầu tư vẫn phải chờ đợi. Khi Bộ Công Thương ban hành khung giá phát điện hợp lý cho nhà máy điện LNG với điều kiện thỏa mãn các bên (bao gồm chủ đầu tư dự án điện LNG, bên mua điện là EVN), cũng như khả năng chịu đựng được của nền kinh tế, thì chắc chắn sự trì trệ này sẽ chấm dứt và việc xây dựng hàng loạt các nhà máy điện LNG sẽ được khởi động triển khai.
Do chúng ta phải nhập khẩu LNG nên hoàn toàn phụ thuộc vào sự biến động giá trên thị trường LNG thế giới. Vì vậy, nên chăng khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG cũng cần được biến động uyển chuyển sát với giá thị trường. Sau khi ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG hợp lý để thúc đẩy phát triển các dự án điện LNG, cần có sự giám sát của các cơ quan chức năng nhằm đảm bảo thực hiện đúng quy hoạch các dự án điện LNG mà Quy hoạch điện VIII đã phê duyệt, tránh sự cố lặp lại như các dự án điện gió, mặt trời sau khi có giá FIT đã phát triển ồ ạt, phá vỡ cả Quy hoạch điện VII điều chỉnh đã được phê duyệt.
Đối với nước ta, việc xây dựng các dự án điện LNG từ nay đến năm 2035 là nhu cầu cần thiết để đảm bảo an ninh năng lượng, phát triển kinh tế đất nước song song với hiện thực hóa những cam kết của Việt Nam tại COP26 về việc phấn đấu đạt phát thải ròng bằng ‘0’ vào năm 2050. Để thực hiện mục tiêu này, nhập khẩu và tiêu thụ khí LNG để phát điện chính là ưu tiên hàng đầu của Việt Nam trong giai đoạn hiện nay đến năm 2035 - đây cũng là cơ hội và thách thức trong việc đảm bảo an ninh năng lượng, phục vụ nhu cầu phát triển kinh tế của đất nước./.
TS. NGUYỄN HUY HOẠCH - HỘI ĐỒNG KHOA HỌC TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM