Cần 'nhạc trưởng' cho phát triển điện khí LNG khi thiếu khí nội địa
Theo Quy hoạch phát triển điện VIII, Việt Nam cần xây dựng khoảng 20 nhà máy điện khí LNG dọc từ Bắc vào Nam với tổng công suất hơn 20 GW và nhu cầu khí LNG sẽ rất lớn.
Với thực tế sản lượng khai thác khí nội địa đang sụt giảm trung bình khoảng 10%/năm, việc thúc đẩy nhập khẩu khí LNG (khí thiên nhiên hóa lỏng) đang được coi là giải pháp thay thế hiệu quả để đảm bảo nhiên liệu cho sản xuất điện, đáp ứng nhu cầu phát triển kinh tế - xã hội đất nước.
Ông Huỳnh Quang Hải- Phó Tổng Giám đốc PV GAS phát biểu tại tọa đàm. Ảnh: Anh Nguyễn/BNEWS/TTXVN
*Sản lượng khí nội địa sụt giảm
Tại tọa đàm về thị trường tiêu thụ khí LNG do Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) và Tổng Công ty Khí Việt Nam (PV GAS) vừa diễn ra tại Bà Rịa - Vũng Tàu, ông Huỳnh Quang Hải, Phó Tổng Giám đốc Tổng Công ty Khí Việt Nam-CTCP (PV GAS) cho biết hiện các nhà máy điện ở khu vực miền Đông Nam Bộ (chủ yếu tập trung ở Bà Rịa - Vũng Tàu) đều được thiết kế sử dụng khí nội địa để phát điện với tổng công suất khoảng 10 GW (trừ nhà máy Nhơn Trạch 3 & 4 đang xây dựng).
Trong khi đó, những năm lại đây, sản lượng khai thác khí nội địa đang sụt giảm khoảng 10%/năm do các mỏ khí đã được khai thác trong nhiều năm, dẫn tới khí nội địa cho phát điện được dự báo sẽ thiếu trong thời gian tới đây.
Thực tế cho thấy, nhu cầu khí nội địa cho sản xuất điện trong nhiều năm bình quân ở mức 5 - 6 tỷ m3 khí/năm. Tuy nhiên, hiện nay lượng khí nội địa cấp cho các nhà máy điện chỉ đạt khoảng 3 tỷ m3/năm nên khi hệ thống huy động công suất điện khí cao, việc cấp khí cho các hộ tiêu thụ khí khác phải tạm dừng lại.
Tình trạng thiếu khí cho sản xuất điện đang diễn ra ngay cả khi dự án nhà máy điện Nhơn Trạch 3 & 4 (quy mô 1.500 MW và nhu cầu khí LNG khoảng 1 triệu tấn/năm, tương đương 1,2 tỷ m3 khí/năm) chưa đi vào hoạt động; còn dự án điện khí Long An 1 & 2 cũng chỉ mới được Bộ Công Thương thẩm định xong thiết kế cơ sở.
Vì vậy, việc nhập khẩu LNG để bù đắp cho lượng khí nội địa bị thiếu hụt được coi là giải pháp thay thế tất yếu trong điều kiện cụ thể của Việt Nam hiện nay. Bên cạnh đó, các nhà máy điện ở khu vực Đông Nam Bộ được thiết kế để phát điện bằng nhiên liệu đầu vào là khí nội địa trong khi trên thực tế chỉ có khí LNG tương thích cao nhất với khí nội địa, ngoài ra không có sản phẩm khí nào khác có thể thay thế, ông Huỳnh Quang Hải cho biết.
*Tiêu thụ LNG vẫn gặp khó
Ông Trần Quang Dũng, Ủy viên Ban Thường vụ - Trưởng ban Tuyên giáo Đảng ủy, Trưởng ban Truyền thông và Văn hóa doanh nghiệp PVN phát biểu tại tọa đàm. Ảnh: Anh Nguyễn/BNEWS/TTXVN
Theo Quy hoạch phát triển điện VIII, Việt Nam cần xây dựng khoảng 20 nhà máy điện khí LNG dọc từ Bắc vào Nam với tổng công suất hơn 20 GW và nhu cầu khí LNG sẽ rất lớn. Tuy nhiên, việc thúc đẩy tiêu thụ khí LNG nhập khẩu cho sản xuất điện vẫn gặp nhiều khó khăn do các bất cập khi chưa có cơ chế chính sách giá khí LNG.
Thực tế là trong phát triển khí nội địa thượng nguồn trước đây, các hợp đồng khai thác khí nội địa như khí Nam Côn Sơn chủ yếu do Thủ tướng Chính phủ phê duyệt và có quy định rõ về giá khí, về hợp đồng bao tiêu khí, hợp đồng bao tiêu sản lượng điện, từ đó mới đủ căn cứ để có thể phát triển mỏ khí.
Trong khi đó, việc phát triển khí LNG nhập khẩu cho sản xuất điện không dễ như với khí nội địa. Nguyên nhân là do chưa xác định được cấp có thẩm quyền phê duyệt hợp đồng mua bán khí LNG trong khi việc nhập khẩu LNG gắn liền với cước phí vận chuyển LNG từ nước ngoài về Việt Nam, cước phí tồn chứa LNG trong hệ thống bồn chứa ở điều kiện nhiệt độ -164 độ C.
Bên cạnh đó, theo thông lệ quốc tế, việc nhập khẩu LNG được thực hiện thông qua hợp đồng định hạn, hoặc mua trên thị trường giao ngay theo chuyến (spot). Nếu chọn phương thức spot, việc nhập khẩu LNG linh hoạt trong xác nhận thời điểm và khối lượng nhận, nhưng không ổn định và phụ thuộc lớn vào thị trường thế giới tại thời điểm nhập khẩu với biên độ biến động giá rất lớn.
Trong khi đó, việc nhập khẩu khí LNG theo hợp đồng định hạn thường phải có cam kết khối lượng gắn với thời gian nhập hàng cụ thể. “Nếu tiêu thụ LNG thấp hơn lượng LNG nhập khẩu về thì doanh nghiệp nhập khẩu LNG như PV GAS sẽ không thể tiếp nhận các chuyến tàu khác do không đủ kho tồn chứa. Khi đó, doanh nghiệp nhập khẩu LNG sẽ bị phạt hợp đồng.
Vì vậy, việc nhập khẩu LNG đòi hỏi phải có cơ chế bao tiêu LNG, bao tiêu sản lượng điện hợp đồng để ràng buộc trách nhiệm giữa các hộ tiêu thụ với bên nhập khẩu LNG như PV GAS. Ngoài ra, đến thời điểm này cơ chế giá LNG nhập khẩu vẫn chưa được xác định rõ nên đây chính là khó khăn rất lớn với doanh nghiệp đầu mối nhập khẩu LNG như PV GAS, ông Huỳnh Quang Hải cho biết.
Minh chứng rõ nhất là cho dù thời gian vận hành dự kiến từ năm 2024 - 2025 nhưng cho đến nay Dự án điện khí LNG đầu tiên của Việt Nam là dự án điện khí Nhơn Trạch 3 & 4 vẫn chưa đàm phán được hợp đồng mua bán điện (PPA) giữa PV Power và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) do vướng mắc trong cam kết sản lượng điện hợp đồng mua hàng năm (Qc) từ phía EVN.
Về phía EVN, trong báo cáo gửi Bộ Công Thương mới đây, Tập đoàn này cho biết giá khí LNG nhập khẩu hiện cao gấp 1,5 lần giá khí nội địa, dẫn tới chi phí phát điện từ LNG nhập khẩu quá cao, khó vận hành trên thị trường điện cũng như ảnh hưởng đến việc mua điện của EVN trong bối cảnh cân đối tài chính khó khăn.
*Cần “nhạc trưởng” cho phát triển điện khí
Cầu cảng số 3- dự án kho LNG Thị Vải. Ảnh: Anh Nguyễn/BNEWS/TTXVN
Phó Tổng Giám đốc PV GAS Huỳnh Quang Hải cũng cho biết, để đáp ứng nhu cầu khí LNG cho sản xuất điện sạch, PV GAS đã đưa vào vận hành kho LNG 1 triệu tấn Thị Vải (giai đoạn 1) tại Bà Rịa - Vũng Tàu. Hiện PV GAS đang chuẩn bị để triển khai giai đoạn 2 nhằm nâng công suất kho LNG Thị Vải lên 3 triệu tấn, nhằm đáp ứng nhu cầu khí LNG cho sản xuất điện sạch theo quy hoạch Phát triển điện VIII đã được thông qua.
Tuy nhiên, với thực tế là nghiên cứu khả thi (Fs) kho LNG Thị Vải giai đoạn 1 có từ năm 2005 nhưng phải đến năm 2019, dự án mới được khởi công và năm 2023 mới vào vận hành, việc đầu tư kho LNG Thị Vải giai đoạn 2 và một số dự án kho LNG khác cần sớm được tháo gỡ vướng mắc để PV GAS có thể thu xếp tài chính triển khai dự án trong bối cảnh tình trạng thiếu khí nội địa cho sản xuất điện đang hiện hữu, ông Hải nhấn mạnh.
Theo PGS.TS Ngô Trí Long - nguyên Viện trưởng Viện nghiên cứu thị trường giá cả (Bộ Tài chính), để tháo gỡ những vướng mắc này, giải pháp chính là Chính phủ sớm hoàn thiện chính sách, cơ chế khuyến khích doanh nghiệp đầu tư vào các dự án điện khí LNG trong nước như có các chính sách ưu đãi thuế, cơ chế hỗ trợ vay vốn và quy định rõ ràng về quy trình phê duyệt và xây dựng dự án LNG.
Chính phủ có thể hỗ trợ tài chính và vốn cho các dự án hạ tầng LNG thông qua các chương trình tài trợ, quỹ đầu tư hoặc tạo ra các cơ chế hỗ trợ vay vốn với lãi suất thấp. Điều này giúp giảm gánh nặng tài chính ban đầu và tăng khả năng thu hồi vốn đối với các dự án LNG.
Đại diện chủ đầu tư dự án nhà máy điện Nhơn Trạch 3 & 4 cho biết, đây là dự án điện LNG đầu tiên tại Việt Nam nên chưa có tiền lệ hợp đồng bao tiêu về sản lượng cho loại dự án này. Vì vậy, việc sớm ban hành khung giá phát điện cho các dự án LNG; có chính sách cho phép các dự án điện khí LNG được phép chuyển ngang chi phí giá khí sang giá điện, cam kết sản lượng điện phát hàng năm (Qc) dài hạn phù hợp sẽ góp phần thúc đẩy việc đầu tư các dự án điện LNG theo Quy hoạch phát triển điện VIII.
Trong khi các doanh nghiệp vẫn khó “tìm tiếng nói chung”, nhiều chuyên gia khuyến nghị, sự vào cuộc của cơ quan quản lý nhà nước với văn bản xác định rõ ràng cơ chế chính sách thúc đẩy tiêu thụ khí LNG, từ đó giúp ngành dầu khí có thể thu xếp tài chính đầu tư phát triển cơ sở hạ tầng khí LNG.
Đây chính là tiền đề tiên quyết để có thể thu hút đầu tư vào các dự án điện khí tại Việt Nam, góp phần chuyển dịch năng lượng thành công cũng như hiện thực hóa cam kết cắt giảm phát thải ròng tại Hội nghị lần thứ 26 Các bên tham gia Công ước khung của Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu (COP26).
