Có tiền cũng chưa làm được

Quy hoạch điện 8 đặt mục tiêu đến năm 2030, nguồn nhiệt điện khí trong nước và khí hóa lỏng sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 24,8% tổng công suất nguồn điện, chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện.

Điện khí LNG là loại hình được ưu tiên phát triển vì là nguồn điện xanh, khả năng cấp điện ổn định, không gặp tình trạng gián đoạn và phụ thuộc vào thiên nhiên như điện gió hay điện mặt trời.

Nhưng Việt Nam hiện không chủ động được nguồn cấp khí LNG mà phải nhập khẩu 100%. Theo tính toán của Bộ Công thương, nhu cầu nhập khẩu LNG sẽ tăng lên, đạt khoảng 14 -18 tỉ m3 vào năm 2030 và khoảng 13 - 16 tỉ m3 vào năm 2045.

Theo ông Bùi Quốc Hùng, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, Bộ Công thương, thị trường thế giới biến động, giá khí hóa lỏng thường chiếm 70-80% giá thành, nên việc xây dựng cơ chế giá phù hợp với giá nhiên liệu thay đổi mà không tác động quá lớn tới giá bán lẻ điện là thách thức rất lớn.

“Giá khí hóa lỏng LNG đã tăng rất mạnh thời gian qua, là trở ngại khi ký các PPA giữa chủ đầu tư và EVN trong tương lai, do EVN phải mua điện giá cao và bán điện giá rẻ”, ông Hùng nói trong “Diễn đàn Phát triển thị trường khí Việt Nam” hôm 22/11.

Hiện dự án điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 đang phấn đấu đưa vào vận hành từ năm 2025, đến nay đã đạt tiến độ hơn 60%, nhưng chưa thể đàm phán hợp đồng mua bán điện, giá điện… Theo đại diện Bộ Công thương, dự án điện khí LNG cần vốn đầu tư rất lớn, lên tới hàng tỷ USD, nên cần đảm bảo hợp đồng bao tiêu sản lượng hàng năm, được ký hợp đồng dài hạn.

“Trong tổng sơ đồ tính toán thì tổng vốn đầu tư là 57 tỷ USD. Với mức đầu tư này, có tiền trong tay cũng chưa thể thực hiện được, chưa biết thu xếp thế nào, trong khi sắp hết năm 2023”, ông Hùng phân trần.

Bên cạnh đó, việc nhập khẩu LNG phải theo các thông lệ quốc tế. Việt Nam hiện cũng chưa có bộ tiêu chuẩn kỹ thuật liên quan đến thiết kế, xây dựng và vận hành các cơ sở hạ tầng phục vụ nhập khẩu.

Ngoài ra, hiện Việt Nam mới chỉ có duy nhất 1 kho chứa LNG tại Bà Rịa - Vũng Tàu. Các kho khác trên toàn quốc vẫn đang trong giai đoạn lập kế hoạch. Trong khi khuôn khổ pháp lý hiện hành cho các dự án LNG cho điện ở Việt Nam vẫn chưa được xây dựng hoàn chỉnh. Cái khó nữa là Việt Nam cũng chưa có kinh nghiệm trong phát triển các dự án điện khí LNG, cũng như xây dựng, vận hành các kho cảng và tham gia vào thị trường LNG trên thế giới. 

Những nguyên nhân trên là lý do mà ông Nguyễn Đức Kiên, nguyên Tổ trưởng Tổ tư vấn kinh tế của Thủ tướng, nguyên phó chủ nhiệm Ủy ban Kinh tế của Quốc hội, dự báo mùa hè năm sau sẽ tiếp tục thiếu điện vì còn vướng mắc trong hợp đồng mua bán điện, đảm bảo chuyển đổi đồng nội tệ nên các đàm phán về mua bán điện không thực hiện được. Ngoài ra cũng chưa có phương án khả thi cho việc xây dựng nhà máy, kho chứa…

“Nhiều địa phương hiện không còn sản xuất điện than mà chuyển sang sản xuất điện khí như: Hậu Giang, Long An, nhưng thực tế lại chưa thực hiện được, do yếu tố kỹ thuật, kinh tế, địa chính trị. Chúng ta cũng chưa giải quyết được bài toán phát điện tập trung hay phát điện phân tán. Nhìn vào nguồn cung trước mắt, dự báo mùa hè năm 2024 sẽ thiếu điện”, ông Kiên nói.  

Giai đoạn chạy nước rút

Chỉ còn 7 năm nữa để đạt mục tiêu 37.330 MW nhiệt điện khí trong nước và khí hóa lỏng. Do đó theo chuyên gia, vấn đề cần gấp rút thực hiện là tháo gỡ cơ chế cho lĩnh vực này.

Ông Bùi Quốc Hùng cho biết Bộ Công thương được giao xây dựng cơ chế chính sách phát triển điện (trong đó có LNG), khung giá phát điện… Kế hoạch triển khai Quy hoạch điện 8 đang trình. Với các dự án điện khí, để triển khai, các chủ đầu tư sẽ phải đàm phán giá với EVN theo Thông tư 57. Chính phủ cần phê duyệt kế hoạch, vận hành cơ chế đặc thù để tháo gỡ khó khăn; địa phương cần tháo gỡ vướng mắc về đất đai, giải phóng mặt bằng, chủ trương đầu tư…

“Có những chính sách riêng Bộ Công thương không đủ thẩm quyền, mà cần phải trình cấp có thẩm quyền, thậm chí phải trình Quốc hội, Bộ Chính trị, để có những cơ chế đặc thù cho điện khí LNG. Nếu không có cơ chế đặc thù thì sẽ rất khó triển khai”, ông Hùng nói.

Từ thực tế triển khai các dự án LNG thời gian qua, ông Huỳnh Quang Hải, Phó Tổng giám đốc Tổng công ty Khí Việt Nam khó khăn lớn nhất là cơ chế chính sách sử dụng LNG cho phát điện. Vì vậy cần 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 các nhà máy điện.

Bên cạnh đó, để tối ưu đầu tư hạ tầng kho chứa, cảng biển giúp giảm cước phí, giá khí LNG tái hóa và giảm giá điện, vị này kiến nghị cần xem xét triển khai xây dựng các kho LNG theo mô hình “Kho cảng LNG trung tâm cung cấp cho các trung tâm nhiệt điện vệ tinh”.

PGS.TS Ngô Trí Long, chuyên gia kinh tế, cho rằng việc phát triển cung và cầu, giá cả về khí LNG như thế nào là rất quan trọng. Giá nhiên liệu LNG đầu vào chiếm tới 70-80% giá thành điện bán ra nên nếu sử dụng nhiên liệu giá cao thì dự án khó có thể tham gia thị trường điện, do đó có ý kiến cho rằng cần có cơ chế giá phù hợp cho thị trường LNG Việt Nam trong sản xuất điện.

“Trong bối cảnh hiện nay, nếu không có bảo lãnh Chính phủ, vừa không có bao tiêu điện, doanh nghiệp sản xuất điện khí khó có thể triển khai các dự án đúng tiến độ và hiệu quả. Nếu không giải được bài toán trên, mọi dự án LNG không thể triển khai”, ông Long nói. 

Vị này khuyến nghị cần nghiên cứu thành lập một hoặc một vài trung tâm đầu mối chuyên nhập khẩu LNG cho các nhà máy điện, được quản lý và giám sát của Nhà nước để đảm bảo tính công khai, minh bạch, chặt chẽ thị trường LNG trong nước. Đồng thời xem xét giảm thuế nhập khẩu LNG và các thiết bị, máy móc xây dựng nhà máy điện; giảm thuế thu nhập cho doanh nghiệp trong ngành.