Giải bài toán giá LNG thế nào để các dự án không giậm chân tại chỗ?

Hiện nay, cả nước có 13 dự án điện LNG đã được Thủ tướng phê duyệt trong danh mục các dự án quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện tại Quyết định 500/QĐ-TTg. Theo đó, tới năm 2030 sẽ có 22.400 MW điện khí LNG, chiếm 14,9% tổng nguồn điện của cả nước với năng lực sản xuất 83 tỷ kWh.

Tuy nhiên, hiện tại hầu hết dự án đều đang chậm tiến độ và giậm chân tại chỗ. Các dự án điện LNG từ lúc có quy hoạch đến khi vận hành thường mất 8-10 năm, thậm chí lâu hơn. Nếu việc chậm tiến độ các nguồn điện, đặc biệt chậm phát triển nguồn điện nền như LNG có thể làm ảnh hưởng đến an ninh năng lượng.

Vướng mắc hiện tại của các dự án LNG chủ yếu là giá phát điện. Do đó, nếu giải quyết vấn đề giá LNG sớm thì có thể sớm đẩy nhanh tiến độ các dự án, khắc phục tình trạng thiếu điện hiện tại.

Định giá LNG thế nào?

Theo các chuyên gia năng lượng, giá LNG tại thị trường Việt Nam được định giá bởi 2 yếu tố chính.

Thứ nhất là giá nhập khẩu LNG từ thị trường thế giới về đến Việt Nam và chi phí tiếp nhận, tồn trữ, tái hóa, phân phối LNG trên thị trường trong nước. Giá này cũng tùy thuộc vào nguồn nhập khẩu LNG (nhà cung cấp, đến từ khu vực nào...), cách thức lựa chọn (đàm phán song song, đấu thầu...), phương thức nhập khẩu (spot - giao ngay, term - định hạn...). Ngoài ra còn phụ thuộc vào chi phí đầu tư xây dựng và vận hành bảo dưỡng cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG vào Việt Nam.

Cầu cảng và kho chứa LNG đầu tiên tại Việt Nam do PV GAS đầu tư. Ảnh: Quỳnh Danh.

Thứ hai, giá LNG phụ thuộc vào giá nhiên liệu cạnh tranh, hoặc tổng giá trị cạnh tranh tương đương. Cụ thể với nguồn LNG cung cấp cho các khách hàng công nghiệp thì giá nhiên liệu cạnh tranh như: FO, DO, LPG, xăng, điện năng, sinh khối, nhiên liệu sinh học... sẽ ảnh hưởng đến giá LNG cung cấp cho các khách hàng.

Đối với LNG cung cấp cho các nhà máy điện, thì giá điện từ các nguồn nhiên liệu sơ cấp (cân đối hệ thống điện, sản lượng điện tối thiểu được phát trên hệ thống), cơ chế chấp nhận giá điện trên thị trường phát điện cạnh tranh, giá điện tiêu thụ bình quân... sẽ ảnh hưởng đến giá LNG cung cấp cho nhà máy điện.

Vướng mắc lớn nhất đối với giá LNG cung cấp cho khách hàng điện là thiếu hướng dẫn cụ thể phương pháp xác định giá phát điện từ nguồn LNG. Điều này bao gồm cả giá nhiên liệu, giá vận chuyển nhiên liệu, cũng như phương thức chào giá và phát điện lên hệ thống điện quốc gia.

Việc cơ quan chức năng sớm ban hành hướng dẫn sẽ tạo thuận lợi hơn cho các doanh nghiệp trong việc bảo đảm bao tiêu LNG theo chuyến, hoặc theo nhiều hợp đồng định hạn (term) để có thể vừa tận dụng được giá LNG trong ngắn hạn và dài hạn, vừa đảm bảo ổn định được nguồn cung LNG cho ngành điện.

Mặt khác, việc cung cấp LNG/khí tái hóa cho đồng thời nhiều nhà máy điện cũng cần có cơ chế, chính sách phân bổ nguồn LNG nhập khẩu, đồng thời với tiêu thụ nguồn khí nội địa trong quá trình sử dụng chung cơ sở hạ tầng hệ thống phân phối khí để nhanh chóng đạt được sự thỏa thuận của các nhà máy điện và bên cung cấp LNG trong phân bổ nguồn khí.

Bài toán kinh tế khi sử dụng LNG để phát điện

“Rào cản lớn nhất hiện nay của nhà máy điện khí LNG vẫn là giá thành cao, nguyên liệu đầu vào cho sản xuất điện phụ thuộc nhập khẩu. Tuy nhiên, nếu có cơ chế rõ ràng, thì Việt Nam sẽ tiếp cận mức giá LNG chung theo thế giới như xăng dầu”, một trong những chuyên gia trong lĩnh vực điện lực nói.

Theo các chuyên gia, với kinh nghiệm quốc tế, vướng mắc lớn nhất để các dự án điện LNG triển khai là việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) từ phía Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) và bao tiêu sản lượng khí hàng năm.

Theo quy hoạch, tới năm 2030 sẽ có 22.400 MW điện khí LNG, chiếm 14,9% tổng nguồn điện của cả nước với năng lực sản xuất 83 tỷ kWh. Ảnh: EVN.

Việc cam kết sản lượng điện phát và tiêu thụ khí hàng năm được ví như đầu ra, là cơ sở để các tổ chức tài chính xem xét tài trợ tín dụng cho dự án, cũng như dự án mua được nguồn LNG giá tốt thông qua hợp đồng mua LNG dài hạn để giá điện rẻ hơn.

Mặt khác, theo thông lệ quốc tế, thời điểm xác định khối lượng LNG mua bán cho năm tới trên thị trường quốc tế được xác định vào tháng 8 hàng năm. Trong khi ở Việt Nam, để vận hành hệ thống điện và tính toán các nguồn sẽ huy động bao nhiêu cho năm tiếp theo lại được xác định vào tháng 12 hàng năm. Nếu không thay đổi, các doanh nghiệp có nhà máy điện khí LNG gặp thách thức khi đàm phán mua LNG dài hạn vì không rõ khối lượng được phát năm sau ra sao.

Thực tế là tại một số dự án điện khí đang triển khai như LNG Bạc Liêu hay Nhơn Trạch 3 và 4, việc đàm phán giá điện và hợp đồng mua bán điện (PPA) gặp rất nhiều khó khăn và gần như giậm chân tại chỗ. Việc đàm phán giá điện đang gặp khó khăn do bên mua là EVN tính toán giá mua đang cao hơn giá bán lẻ điện bình quân mà EVN bán ra. Với bối cảnh khó khăn về tài chính hiện tại, EVN gặp khó trong việc mua điện giá cao để bán với giá thấp, có thể gây ra lỗ càng thêm lỗ.

Do đó, các doanh nghiệp cho rằng cần có quy định và cơ chế khuyến khích một cách cụ thể với các dự án LNG, giúp khuyến khích đầu tư và vận hành ổn định.

Thuận Hiếu