Nhiều dự án điện khí LNG vẫn… 'nằm trên giấy'

5 giờ trướcBài gốc

Vẫn còn nhiều rào cản

Quy hoạch điện VIII đặt kỳ vọng lớn vào điện khí LNG: Đến năm 2030 sẽ có thêm 15 nhà máy điện sử dụng khí tự nhiên hóa lỏng, tổng công suất đạt 22.524 MW - chiếm khoảng 12,3% tổng công suất phát điện toàn quốc, tiêu thụ hơn 16 triệu tấn LNG mỗi năm.

Nhà máy điện khí LNG đầu tiên tại Việt Nam - Nhơn Trạch 3&4 - dự kiến vận hành cuối năm 2025.

Như vậy, chỉ còn 5 năm để hiện thực hóa mục tiêu này, trong khi đến nay, mới chỉ có một dự án duy nhất - Nhơn Trạch 3&4 chính thức được khởi công xây dựng, dự kiến đưa vào vận hành thương mại cuối năm 2025.

Giữa bối cảnh phần lớn dự án đang "nằm trên giấy", Nhơn Trạch 3&4 - tổ hợp điện khí do Tổng công ty Điện lực Dầu khí Việt Nam (PV Power) làm chủ đầu tư trở thành điểm sáng hiếm hoi. Thế nhưng, hành trình để dự án này hiện diện cũng không hề bằng phẳng.

Ông Nguyễn Duy Giang, Phó tổng giám đốc PV Power chia sẻ: Từ khi khởi công năm 2021 đến nay, việc triển khai đối mặt nhiều rào cản.

Với công suất 1.600MW, mỗi năm nhà máy sẽ cung cấp cho lưới điện quốc gia khoảng 9 tỷ Kwh điện. Song, ngay từ khi dự án khởi động, Việt Nam chưa có khung pháp lý đầy đủ cho hoạt động nhập khẩu LNG, từ quy trình đấu nối, phân phối đến định giá. PV Power phải trực tiếp làm việc với các nhà cung cấp quốc tế trong điều kiện thiếu cơ sở pháp lý rõ ràng.

Tiếp theo là bài toán giá khí - giá điện. LNG là loại nhiên liệu có chi phí cao và biến động mạnh theo thị trường toàn cầu. Trong khi đó, giá bán điện tại Việt Nam lại phải được chốt qua thương thảo với Tập đoàn Điện lực - EVN và chịu khống chế bởi trần giá do Nhà nước quy định.

Để giải bài toán này, Chính phủ đã cho phép "chuyển ngang" giá khí sang giá điện tại Nghị định 100/2025. Tuy nhiên, việc áp dụng cơ chế mới cũng kéo theo hàng loạt điều chỉnh trong đàm phán hợp đồng và phê duyệt các điều kiện tài chính.

Một rào cản khác là cơ chế bao tiêu sản lượng điện LNG. Nhờ Chính phủ vào cuộc, dự án được đảm bảo bao tiêu 65% sản lượng trong 10 năm. Dù vậy, mức này vẫn chưa đủ hấp dẫn với các nhà đầu tư quốc tế, vốn kỳ vọng tỷ lệ 80-90% trong thời hạn 15-20 năm.

Không dừng ở đó, Nhơn Trạch 3&4 còn đối mặt với rào cản giải tỏa công suất, do việc phát điện vẫn phụ thuộc vào tiến độ các đường dây truyền tải mới trong Quy hoạch điện VIII.

Bao tiêu cao, rủi ro tăng giá điện

Mới đây, tại dự án điện khí LNG Nghi Sơn, dù có tới 5 liên danh lớn được mời tham gia đấu thầu, cuối cùng không một hồ sơ nào được nộp.

Với PV Power, lý do là mức bao tiêu 65% không đủ hấp dẫn so với yêu cầu tài chính. Với T&T Group, rào cản đến từ điều kiện đấu thầu (bảo lãnh dự thầu 1% tổng mức đầu tư - tương đương khoảng 22 triệu USD). Chưa kể, dù trúng thầu, doanh nghiệp cũng chưa thể bắt tay triển khai ngay vì còn phải đàm phán hợp đồng với tỉnh Thanh Hóa và hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN.

TS Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam cho rằng, câu chuyện của Nhơn Trạch hay Nghi Sơn cho thấy rõ cơ chế đang cản trở dòng vốn vào điện khí LNG.

Dù Chính phủ đã ban hành Nghị định 56 và 100, quy định sản lượng bao tiêu tối thiểu 65% và cho phép tính giá điện dựa trên giá LNG nhập khẩu cộng chi phí vận chuyển, nhưng vẫn chưa đủ để EVN cam kết huy động điện từ các nhà máy LNG.

Ông Thập nhấn mạnh, đây chính là điểm nghẽn lớn nhất hiện nay: Thiếu một cơ chế bao tiêu khả thi khiến dự án không thể huy động vốn hay ký PPA, dù năng lực kỹ thuật và nhà đầu tư đều đã sẵn sàng.

Trong khi đó, để phát triển một dự án điện khí LNG cần từ 7-10 năm, nghĩa là mục tiêu vận hành toàn bộ 15 dự án LNG trước năm 2030 đang ngày càng xa.

Về những trăn trở trên, đại diện EVN cho biết, chủ đầu tư các dự án LNG đề nghị thống nhất tỷ lệ bao tiêu ở mức 72-90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng. Tuy nhiên, tỷ lệ bao tiêu cao như các nhà đầu tư đưa ra có thể sẽ gây rủi ro tăng giá điện.

Bởi, LNG có giá thành cao dẫn tới giá thành phát điện của nhà máy điện khí sử dụng nhiên liệu LNG nhập khẩu cao hơn nhiều các nguồn khác. EVN cũng lo ngại chi phí mua điện đầu vào của tập đoàn sẽ bị ảnh hưởng lớn, tác động mạnh đến giá bán lẻ đầu ra khi các nguồn LNG đi vào vận hành.

EVN cho rằng, những cam kết này cũng không công bằng với các loại hình nhà máy điện khác. Các nhà máy điện khác hiện đều không có cam kết dài hạn mà thực hiện hằng năm theo cân đối cung cầu thực tế.

Tuy nhiên, EVN cũng cho hay, theo Nghị định 100, các dự án nhiệt điện khí sử dụng khí thiên nhiên trong nước sẽ được vận hành, huy động ở mức tối đa theo khả năng cấp khí.

Điều kiện là các dự án này phải đáp ứng các yêu cầu ràng buộc về nhiên liệu, công suất và sản lượng của dự án, nhu cầu và ràng buộc kỹ thuật của hệ thống điện quốc gia. Các dự án này cũng phải vận hành phát điện trước ngày 1/1/2036. Thời gian áp dụng cho đến khi họ không còn sử dụng khí thiên nhiên khai thác trong nước.

Nên hỗ trợ có chọn lọc dự án quy mô lớn

TS Nguyễn Quốc Thập kiến nghị, nên có cơ chế lựa chọn và hỗ trợ có chọn lọc cho một số dự án điện khí LNG quy mô lớn, bao gồm cả xem xét cấp bảo lãnh phù hợp.

Ngoài ra, cần xây dựng Luật Năng lượng quốc gia, tích hợp các luật liên quan như: Luật Điện lực, Luật Tài nguyên khoáng sản… nhằm quản lý thống nhất lĩnh vực năng lượng - hạ tầng thiết yếu của nền kinh tế.

Cùng đó, cần đồng bộ quy hoạch cảng LNG, nhà máy điện, hệ thống truyền tải và các hộ tiêu thụ lớn để tạo hấp dẫn cho nhà đầu tư. Thủ tục lựa chọn nhà đầu tư BOT, IPP cũng cần đơn giản hóa để rút ngắn quá trình triển khai.

Đáng chú ý, đến thời điểm này, hợp đồng mua bán điện chuẩn cho các dự án điện khí LNG - cả BOT lẫn IPP vẫn chưa được ban hành. Trong khi đó, quy hoạch lưới điện lại chưa đồng bộ với quy hoạch phát triển nguồn.

Thêm nữa, dù Luật Điện lực đã cho phép khu vực tư nhân tham gia đầu tư lưới điện, nhưng hệ thống nghị định hướng dẫn vẫn chưa rõ ràng, gây lúng túng cho nhà đầu tư tư nhân.

Trao đổi với Báo Xây dựng, một lãnh đạo Cục Điện lực, Bộ Công thương cho biết: Một số nhà đầu tư đang kỳ vọng được áp dụng các cơ chế như cách đây 20 năm. Tuy nhiên, các đề xuất cần căn cứ theo pháp luật hiện hành như Luật Đầu tư theo phương thức đối tác công tư (PPP), Luật Điện lực, các Nghị định số 56 và 100, cùng các quy định pháp luật có liên quan để xem xét, kiến nghị.

Về hợp đồng mua bán điện (PPA), hiện pháp luật không còn quy định mẫu PPA chuẩn bắt buộc như trước. Các điều khoản cụ thể sẽ do các bên tự thỏa thuận và đàm phán, trên cơ sở tuân thủ quy định pháp luật.

Vị lãnh đạo cũng cho biết, hiện nay, cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) mới chỉ áp dụng đối với các dự án điện gió, điện mặt trời và các khách hàng sử dụng điện với sản lượng lớn. Các dự án điện khí LNG không nằm trong phạm vi của cơ chế này.

Hồng Hạnh

Nguồn Xây Dựng : https://baoxaydung.vn/nhieu-du-an-dien-khi-lng-van-nam-tren-giay-192250806064535.htm