Khơi thông nguồn lực cho điện khí LNG: Cơ chế đặc thù cho điện khí LNG

PGS TS Ngô trí Long, Chuyên gia kinh tế• 07/12/2023 11:00

Chiều nay (07/12), Tạp chí Diễn đàn Doanh nghiệp phối hợp với các đơn vị liên quan tổ chức chương trình Diễn đàn “Hiện thực hoá mục tiêu phát triển Điện khí LNG theo Quy hoạch Điện VIII”.

>>ĐIỂM BÁO NGÀY 06/12: Khơi thông nguồn lực cho điện khí LNG

Để hiện thực hóa mục tiêu phát triển nhiệt điện khí thiên nhiên hoá lỏng (LNG) theo Quy hoạch điện VIII tại Việt Nam, cần sớm hoàn thiện khung pháp lý khơi thông nguồn lực đầu tư.

Thi công dự án Nhà máy điện khí Nhơn Trạch 3&4. Ảnh: Q.Nga

Quy hoạch điện VIII đặt mục tiêu chuyển đổi 18 GW điện than vào năm 2030 được thay thế bằng 14 GW điện khí LNG và 12-15 GW nguồn năng lượng tái tạo. Như vậy, đến năm 2030 sẽ phát triển 23.900 MW điện khí, tương đương tỷ trọng hơn 14,9% cơ cấu nguồn điện. 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.

Nhiều thách thức “cản đường”

Dù được xác định là giải pháp “xanh” trong chuyển dịch năng lượng bền vững nhưng tiêu thụ khí của điện khí LNG rất thấp, thường xuyên không được ưu tiên huy động. Năm 2023, dự kiến tiêu thụ khí của điện giảm khoảng 18% so với năm 2022 và được dự báo tiếp tục giảm trong năm 2024, ảnh hưởng đến sản xuất, đưa khí về bờ. Cùng với đó, các cơ chế để cung cấp LNG cho điện hết sức khó khăn, dự báo trong năm 2024 vẫn chưa thể bán được LNG cho điện.

Khuôn khổ pháp lý hiện hành cho các dự án LNG cho điện ở Việt Nam vẫn chưa được xây dựng hoàn chỉnh. Việc nhập khẩu LNG phải theo các thông lệ mua bán LNG quốc tế. Trong khi Việt Nam hiện 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. Cơ chế giá điện sử dụng nhiên liệu LNG chưa có quy định đầy đủ.

Thách thức lớn nhất là đàm phán Hợp đồng mua bán điện (PPA). Hiện vẫn chưa có dự án điện khí LNG nào được khởi công xây dựng bởi chưa hoàn tất được các hợp đồng liên quan tới hoạt động của nhà máy, mà đáng chú ý nhất là PPA.

Giá phát điện LNG cao hơn so với các nguồn điện khác nên gặp khó khăn trong tham gia thị trường điện và đảm bảo hiệu quả đầu tư. Đồng thời, chưa có khung giá phát điện cho nhà máy phát điện khí LNG, cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm, chưa có cam kết bao tiêu sản lượng khí hàng năm, cam kết về hệ thống truyền tải và đấu nối của dự án…

Vấn đề kho chứa cũng là thách thức lớn. Hiện nước ta mới chỉ có duy nhất 1 kho được xây dựng đưa vào vận hành tại Bà Rịa - Vũng Tàu. Ngoài ra, còn nhiều kho chứa LNG đang trong giai đoạn lập kế hoạch trên toàn quốc.

Nhiệt điện LNG là một loại hình nguồn điện mới tại Việt Nam, hiện chỉ có 01 dự án đi vào vận hành. Do đó, gây khó cho quá trình lựa chọn nhà đầu tư có kinh nghiệm, năng lực để phát triển dự án thường bị kéo dài. Đồng thời, thu xếp vốn cho dự án gặp nhiều khó khăn do cần đáp ứng yêu cầu của các tổ chức tài chính về các điều kiện bảo lãnh, cam kết để dự án đầu tư có hiệu quả.

Quản lý an toàn, quá trình vận chuyển, lưu trữ và sử dụng điện khí LNG đòi hỏi quản lý an toàn chặt chẽ bởi sự cố ngành khí và vô cùng nguy hiểm...

Cơ chế nào cho điện khí LNG?

Để hiện thực hóa mục tiêu phát triển nhiệt điện khí theo quy hoạch điện VIII, cần thúc đẩy sự phát triển thị trường khí LNG cạnh tranh, hiệu quả.

Thứ nhất, Chính phủ cần sớm phê duyệt các Kế hoạch thực hiện các quy hoạch trên để làm cơ sở cho việc triển khai các dự án năng lượng.

Thứ hai, các cơ quan nhà nước có thẩm quyền cần có các cơ chế đặc thù riêng cho phát triển điện khí LNG tại Việt Nam nhằm khắc phục những hạn chế khó khăn để đáp ứng tiến độ đặt ra cho các dự án điện khí LNG. Cùng với đó, các quy chuẩn, tiêu chuẩn quốc gia cũng cần sớm ban hành để có cơ sở áp dụng, thực hiện. Cần có các tiêu chuẩn và chứng chỉ để đảm bảo rằng thiết bị được sản xuất hoặc mua sắm từ nước ngoài phù hợp với tiêu chuẩn hiện hành.

Thứ ba, có cơ chế để các chủ thể nhà máy điện khí LNG được quyền đàm phán bán điện trực tiếp với các hộ tiêu thụ điện, và EVN là một trong số đó. Các chủ thể nhà máy điện được quyền mua trực tiếp LNG và thuê kho cảng tàng trữ, tái hóa khí.

Thứ tư, các nhà máy điện có thể đầu tư bổ sung đường dây truyền tải và đấu nối. Khi đó, giá bán điện sẽ do bên mua và bán thỏa thuận.

Thứ năm, để giảm rủi ro cho doanh nghiệp, cần xem xét giải pháp điều chỉnh lộ trình chuyển đổi nhiên liệu của các nhà máy điện từ khí trong nước và LNG sang hydro với tiến độ phù hợp, tạo điều kiện thuận lợi và đủ thời gian để các nhà đầu tư thu hồi vốn.

Thứ sáu, để hỗ trợ việc nhập khẩu, kinh doanh LNG hiệu quả, cần chấp thuận chủ trương bổ sung LNG là nguồn khí thay thế khi nguồn khí nội địa đang suy giảm, có cơ chế bao tiêu tối thiểu để xác định khối lượng nhập khẩu dài hạn; … Đặc biệt, cần xây dựng một khung pháp lý và chính sách ổn định liên quan đến việc nhập khẩu/tiêu thụ LNG.

Thứ bảy, cần có cơ chế giá phù hợp cho thị trường LNG Việt Nam trong sản xuất điện, như là thành lập một hay một vài trung tâm đầu mối chuyên nhập khẩu LNG cung cấp cho các nhà máy điện.

Thứ tám, cần xem xét quy hoạch các trung tâm nhiệt điện LNG lớn, liên kết chuỗi giá trị LNG (khí, điện, cảng biển) để có giá khí sau tái hóa khí, giá điện ở mức hợp lý. Bộ Công Thương, Thủ tướng Chính phủ cần ban hành khung biểu giá điện khí LNG, tỷ lệ bao tiêu và đồng ý chuyển ngang giá khí sang giá điện, hoặc có chỉ đạo rõ ràng về vấn đề này.