Trong Quy hoạch điện VIII, nhiệt điện khí trong nước và LNG đến năm 2030 sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 24,8% tổng công suất nguồn điện, chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện. Trong đó, nhiệt điện khí trong nước là 14.930 MW chiếm 9,9% và nhiệt điện LNG là 22.400 MW, chiếm 14,9%.
 |
|
Điện khí LNG đang đối mặt với nhiều khó khăn. |
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 (5 dự án đang triển khai, 4 dự án đã tìm được nhà đầu tư, 4 dự án còn lại đang được các địa phương lựa chọn nhà đầu tư).
Trong số đó, dự án điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 (huyện Nhơn Trạch, tỉnh Đồng Nai) là dự án trọng điểm quốc gia thuộc Quy hoạch điện VII, được Chính phủ giao cho Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam (PV Power) làm chủ đầu tư, có công suất 1.500MW, tổng vốn 1,4 tỷ USD. Đây cũng là dự án điện LNG đầu tiên tại Việt Nam, dự kiến đưa vào vận hành trong năm 2024-2025. Theo tính toán từ thực tế, để thực hiện 1 dự án điện khí LNG mất trên 8 năm. Như vậy, khó có thể hoàn thành kế hoạch xây dựng 13 nhà máy điện khí LNG đến năm 2030.
Theo TS. Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, một trong những khó khăn và thách thức phát triển điện khí LNG là thiếu khung pháp lý để hoàn thành đàm phán và ký kết các thỏa thuận pháp luật, kinh tế, thương mại giữa các chủ thể trong chuỗi dự án đến khí LNG; Vấn đề bảo lãnh/bảo đảm chuyển đổi ngoại tệ nội tệ và nghĩa vụ thanh toán quốc tế về nhập khẩu LNG; Khi mua LNG thường phải trả bằng ngoại tệ, nhưng thu bằng tiền Đồng. Nhà đầu tư phải chuyển đổi tiền nhưng nhà đầu tư yêu cầu phải bảo lãnh về khối lượng và tỷ giá.
Cùng với đó, vấn đề ban hành khung giá phát điện cho Nhà máy phát điện khí LNG vẫn còn đang nghiên cứu xem xét; Bộ Công Thương cho đến nay vẫn chưa thực hiện được do khó khăn về Luật Điện lực chưa cho phép thực hiện. Trong khi đó Luật Giá đã cho phép tính đúng, tính đủ về cơ cấu giá thành.
Hay vấn đề cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) và cam kết bao tiêu sản lượng khí LNG hàng năm đang là một thách thức. Bởi, EVN được mua điện của các nhà máy và bán ra theo sự điều tiết, đầu vào lại phải đi đàm phán với các nhà máy. Do đó, với cơ chế tài chính không đủ để thực hiện cam kết.
Trước những thách thức trên, ông Thập nhấn mạnh cần thay đổi nhận thức và tư duy về phát triển điện khí LNG. Điện khíLNG không phải chỉ có kho cảng LNG và Nhà máy điện; Điện khíLNG cần được hấp thụ bởi các khu/cụm công nghiệp và các nhà máy; Điện khí LNG cần được vận hành theo thông lệ quốc tế đó là thị trường và thị trường dài hạn. Đồng thời, giá điện và giá khí LNG cần phải neo theo giá dầu thô trong công thức giá; Các cam kết dài hạn và thị trường cũng là các điều kiện cần và đủ để hiện thực hóa các dự án khí điện LNG theo Quy hoạch.
Đáng chú ý, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam kiến nghị sửa đổi Luật Điện lực, Luật Bảo vệ Môi trường, Luật Thuế, Luật Đầu tư và các Nghị định hướng dẫn. Trong đó, cần cho phép 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. “EVN là khách hàng cạnh tranh trong thị trường này”, ông Thập nói.
Năm 2023, Bộ Công Thương cho hay khi khảo sát 95 dự án năng lượng tái tạo thì có 24 dự án muốn mua bán điện trực tiếp, không qua EVN; 17 chủ đầu tư khác đang cân nhắc về khả năng tìm, ký hợp đồng trực tiếp với khách hàng.
Bà Suij Kang, Chủ tịch Liên minh Năng lượng sạch Châu Á Việt Nam cho biết, các tập đoàn đa quốc gia như Google, Samsung, Nike… đều đang hướng tới sử dụng năng lượng xanh, có nhu cầu kết nối mua trực tiếp với nhà sản xuất điện sạch. Theo đó, hợp đồng mua bán điện trực tiếp DPPA ra đời được kỳ vọng sẽ có ý nghĩa quan trọng để các tập đoàn lớn đẩy mạnh quá trình phát triển năng lượng tái tạo.
Thy Lê
