Bộ Công Thương cũng chưa ban hành khung giá phát điện cho các nhà máy điện khí LNG. Việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm từ phía EVN và bao tiêu sản lượng khí hàng năm chưa có cũng khiến nhà đầu tư lo hiệu quả của dự án.
Đây là thông tin được TS. Nguyễn Minh Phong - Nguyên trưởng phòng nghiên cứu kinh tế, Viện Nghiên cứu phát triển Kinh tế - Xã hội Hà Nội chia sẻ tại diễn đàn “Tiềm năng phát triển thị trường điện khí tại Việt Nam" do Báo Điện tử VOV tổ chức với sự đồng hành của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) vừa diễn ra ngày 14/12.
TS Nguyễn Minh Phong cho rằng, đảm bảo cung ứng điện và an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030 là thách thức rất lớn. Việc phát triển nguồn điện nền của nước ta trong thời gian tới được dự báo là sẽ gặp nhiều khó khăn, thách thức, nhất là trong bối cảnh thủy điện cơ bản hết dư địa phát triển; nhiệt điện than không được phát triển thêm sau năm 2030 theo cam kết với quốc tế; điện sinh khối công suất nhỏ và giá thành không dễ cạnh tranh; điện hạt nhân chưa được xác định cụ thể, trong khi điện khí hydro, amoniac còn nhiều vướng mắc để thương mại hóa.
Giá thành bán lẻ điện khi LNG còn cao
Phát triển mạnh mẽ nhiệt điện khí LNG trong tương lai chắc chắn sẽ giúp ngành điện phát triển xanh hơn và hạn chế sự phụ thuộc vào các nhà máy nhiệt điện than vốn chiếm tỉ lệ khá cao trong hệ thống hiện nay.
Theo TS Nguyễn Minh Phong, Việt Nam đang có những thuận lợi nhất định để phát triển điện khí LNG, song vẫn còn khá nhiều thách thức. Trong đó cần nói đến việc thiếu hụt nguồn khí trong nước và tăng phụ thuộc nguồn LNG nhập khẩu, nhất là khi giá LNG nhập khẩu biến động theo giá thị trường quốc tế.
Thách thức lớn nhất hiện nay của nhà máy điện khí LNG vẫn là giá thành cao hơn rất nhiều so với giá bán lẻ điện mà EVN bán ra cho nền kinh tế. Bộ Công Thương vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho các nhà máy điện khí LNG. Việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm từ phía EVN và bao tiêu sản lượng khí hàng năm chưa có cũng khiến nhà đầu tư lo hiệu quả của dự án.
Hơn nữa, việc cam kết sản lượng điện phát và tiêu thụ khí hàng năm sẽ là cơ sở để các ngân hàng xem xét cấp 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. Như vậy, nếu không tháo gỡ được nút thắt lớn nhất là giá điện LNG thì các dự án điện khí được dự báo sẽ còn khó triển khai. Điều này có thể ảnh hưởng đến việc cung ứng điện trong tương lai.
Đặc biệt, trong bối thế giới có nhiều thay đổi khó lường, giá nhiên liệu khí hóa lỏng biến động thất thường và chiếm tỷ lệ từ 70-80% giá thành điện năng sản xuất, nên việc xây dựng cơ chế giá điện phù hợp để thích nghi với những thay đổi giá nhiên liệu, nhưng không tác động quá lớn tới giá bán lẻ điện là thách thức rất lớn với Việt Nam.
Cũng theo TS Phong, thách thức với điện khí LNG cũng đến từ việc Việt Nam chưa có kinh nghiệm trong xây dựng, vận hành các dự án kho cảng LNG và chuỗi dự án điện khí sử dụng LNG. Việc nhập khẩu LNG phải theo các thông lệ quốc tế. Trong khi đó, khuôn khổ pháp lý hiện hành cho các dự án LNG ở Việt Nam vẫn chưa được xây dựng hoàn chỉnh. Thậm chí, Việt Nam hiện chưa có bộ tiêu chuẩn kỹ thuật liên quan đến địa điểm, thiết kế, xây dựng và vận hành các cơ sở hạ tầng phục vụ nhập khẩu khí LNG.
LNG được coi là một giải pháp giảm phát thải khí nhà kính đầy tiềm năng. (Ảnh minh họa, nguồn: KT)
“Để đáp ứng khí cho 13 dự án nhiệt điện LNG với tổng công suất đạt 22.400 MW cần tổng công suất kho chứa có thể cung cấp được khoảng 15 - 18 triệu tấn LNG/năm. Trong khi đó, hiện nay Việt Nam chỉ có duy nhất dự án kho chứa LNG tại Thị Vải với công suất 1 triệu tấn LNG/năm được đưa vào vận hành và đang triển khai giai đoạn 2 nâng công suất. Thực tế triển khai dự án Kho chứa LNG tại Thị Vải cho thấy cần rất nhiều thời gian, nguồn lực để giải quyết và vượt qua các khó khăn về kinh tế, kỹ thuật của dự án.
Hơn nữa, theo thông tin sơ bộ, để cung cấp khí LNG tái hóa cho 15 dự án nhà máy nhiệt điện LNG nằm phân bố rải rác trên cả nước, các chủ đầu tư dự kiến sẽ xây dựng các kho cảng LNG riêng biệt, gắn liền với các dự án điện. Việc này sẽ dẫn đến công tác đầu tư các kho cảng LNG bị rời rạc, tăng thêm chi phí hậu cần khí đến nhà máy điện, phân tán nguồn lực xã hội, ảnh hưởng đến lợi ích tổng thể quốc gia và khả năng chậm tiến độ khi triển khai các dự án kho cảng LNG với số lượng lớn”, TS Nguyễn Minh Phong lo ngại.
Chuyên gia cũng chỉ ra rằng, rủi ro cho đầu tư điện khí khi thời gian chuyển đổi sang điện chạy băng hydro ngắn. Theo lộ trình Quy hoạch điện VIII, đến năm 2050, để đáp ứng mục tiêu trung hòa carbon như cam kết của Chính phủ tại COP26, các nhà máy nhiệt điện khí trong nước sẽ chuyển sử dụng LNG, hoặc bằng hydro. Đồng thời, các nhà máy điện LNG sẽ chuyển sang đốt kèm hydro, hoặc chạy hoàn toàn bằng hydro.
Trong trường hợp dự án khí trong nước/kho cảng LNG mới hoàn thành vào năm 2030, sẽ chỉ có khoảng 20 năm vận hành trước khi nhà máy điện chuyển sang đốt kèm/chạy hoàn toàn bằng hydro. Mặc dù, lộ trình chuyển đổi sang hydro còn phụ thuộc nhiều yếu tố như công nghệ, giá thành hydro, tuy nhiên, với vòng đời dự án ngắn (các dự án khí thường có vòng đời dự án tối thiểu 30 năm), việc nghiên cứu, đánh giá tính khả thi và ra quyết định phê duyệt, triển khai dự án sẽ rất khó khăn.
Rủi ro khi phụ thuộc vào việc nhập khẩu khí
Ngoài ra, theo TS Nguyễn Minh Phong, Việt Nam không chủ động được nguồn cấp khí hóa lỏng, hoàn toàn phải nhập khẩu loại nhiên liệu này. Theo tính toán, nhu cầu nhập khẩu LNG của Việt Nam sẽ tăng lên, đạt khoảng 14 -18 tỉ m3 vào năm 2030 và khoảng 13 - 16 tỉ m3 vào năm 2045. Trong bối cảnh thế giới có nhiều thay đổi khó lường, giá nhiên liệu khí hóa lỏng biến động thất thường và thường chiếm tỷ lệ từ 70-80% giá thành, việc xây dựng cơ chế giá phù hợp để thích nghi với những thay đổi giá nhiên liệu mà không tác động quá lớn tới giá bán lẻ điện là thách thức rất lớn với Việt Nam.
Nhu cầu khí trong nước cho 10 dự án nhà máy điện mới vào năm 2030 (với tổng công suất 7.900 MW) ngày càng gia tăng, cần triển khai các dự án thăm dò, phát triển khai thác, thu gom khí từ các mỏ khí với sự phức tạp về mặt pháp lý, kỹ thuật và đòi hỏi nhu cầu vốn đầu tư lớn.
Điều này cho thấy, việc nhập khẩu LNG cho sản xuất điện là xu hướng tất yếu không chỉ để cung cấp cho các dự án điện khí LNG mới, mà còn cấp thiết bù đắp nguồn khí cho các nhà máy điện khí hiện hữu có nguy cơ bị thiếu hụt nhiên liệu trong tương lai, khi các mỏ khí khai thác trong nước đang suy giảm nhanh qua từng năm.
Tuy nhiên, cơ chế nhập khẩu thế nào, sự biến động liên tục của giá khí thế giới và chi phí sản xuất điện, việc bố trí (phân bổ, quy hoạch) các nhà máy điện khí trên quy mô cả nước làm sao để giảm giá thành vận chuyển nhiên liệu, cũng như khả năng hấp thụ nguồn nhiên liệu LNG của các nhà máy điện. Bên cạnh đó còn các vấn đề liên quan như công nghệ khí hóa lỏng, hệ thống kho chứa; cơ chế chính sách thu hút đầu tư, tháo gỡ những tồn tại, khó khăn cho doanh nghiệp… vẫn đang là những câu hỏi, bài toán cần lời giải đáp của cơ quan quản lý, cơ quan nghiên cứu chính sách, các hiệp hội, chuyên gia và của chính doanh nghiệp.
“Từ nay đến năm 2030 chỉ còn 7 năm nữa để các dự án khí hóa lỏng triển khai và đi vào vận hành. Nếu chúng ta không nhanh chóng tháo gỡ những vướng mắc thì việc triển khai các dự án khí hóa lỏng sẽ gặp trở ngại lớn, đồng thời sẽ ảnh hưởng đến bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia”, TS Nguyễn Minh Phong nhấn mạnh.
Nâng cao tính tự chủ của ngành điện, giảm thiểu tối đa sự phụ thuộc vào nước ngoài
Từ những vướng mắc trên, chuyên gia này cho rằng, để phát triển điện khí, Việt Nam cần sớm hoàn thiện hành lang pháp lý (nhất là các quy định, quy chuẩn, tiêu chuẩn về kỹ thuật, thương mại, tài chính...) làm cơ sở để đầu tư xây dựng kho cảng LNG mới, hiện đại, theo tiêu chuẩn quốc tế, tại các vị trí chiến lược, đủ khả năng tiếp nhận tàu chở LNG có kích thước lớn.
Theo Quy hoạch điện VIII, để phát triển nhiệt điện khí trong nước, Việt Nam cần tập trung đẩy nhanh tiến độ thực hiện các chuỗi dự án khí điện Lô B, Cá Voi Xanh, trong đó đầu tư xây dựng 6.900 MW các nhà máy nhiệt điện khí. Đẩy nhanh công tác thăm dò, thẩm lượng mỏ khí Kèn Bầu để lập kế hoạch phát triển mỏ khí và bổ sung các nhà máy điện hạ nguồn nếu điều kiện cho phép.
Tiếp tục thực hiện các dự án kho, cảng nhập khẩu LNG tại Thị Vải (cung cấp khí cho Nhơn Trạch 3 và 4 và bổ sung khí cho các nhà máy khu vực Đông Nam Bộ), Sơn Mỹ (cung cấp khí cho Sơn Mỹ I, II).
“Phát triển điện khí trong thời gian tới cần bám sát nguyên tắc phát triển điện lực là ưu tiên sử dụng hết lượng khí khai thác trong nước có thể cung cấp được cho sản xuất điện để tăng tính tự chủ trong sản xuất điện, chuyển dần sang đốt kèm nhiên liệu hydrogen khi công nghệ được chứng thực. Xem xét chuyển đổi một số dự án nguồn điện dự kiến sử dụng nhiên liệu than sang sử dụng LNG. Phát triển nhiệt điện khí sử dụng LNG nhập khẩu ở quy mô phù hợp. Nâng cao tính tự chủ của ngành điện, giảm thiểu tối đa sự phụ thuộc vào nước ngoài đối với nhiên liệu sơ cấp. Đồng thời, đảm bảo các mục tiêu cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại Hội nghị COP26 về trung hòa carbon vào năm 2050”, TS Nguyễn Minh Phong nhấn mạnh.
Nguyễn Trang/VOV.VN