Những ngày gần đây, dự án nhiệt điện Công Thanh liên tục đề xuất tới các cơ quan chức năng, trong đó có Bộ Công Thương về việc xem xét chấp thuận chủ trương chuyển đổi dự án này sang dùng nhiên liệu khí LNG để có thể phát triển trước năm 2028.
Cần xét kỹ năng lực nhà đầu tư
Tuy vậy, liên quan đến dự án nhiệt điện than chậm tiến độ, Bộ KH&ĐT từng nêu ý kiến rằng, Bộ Công Thương cần làm việc với các chủ đầu tư, cho phép chỉ kéo dài đến tháng 6/2024 mà không triển khai thì phải xem xét chấm dứt theo quy định.
 |
|
Quy hoạch điện VIII cũng đặt mục tiêu, tới năm 2030 cả nước có 13 dự án điện khí LNG đi vào hoạt động với tổng công suất 22.400 MW, chiếm 14,9% nguồn điện của cả nước. |
Trong đó, riêng với dự án nhiệt điện Công Thanh, Bộ KH&ĐT đề nghị Bộ Công Thương lưu ý năng lực của chủ đầu tư dự án nhiệt điện này vì chủ đầu tư khởi công dự án từ ngày 5/3/2011 nhưng không có tiến triển.
Bên cạnh đó, việc chuyển đổi nhiên liệu sang sử dụng LNG cùng với việc nâng công suất từ 600 MW lên 1.500 MW (nếu được chấp thuận) đối với dự án đã có nhà đầu tư cần phải xem xét đến năng lực và kinh nghiệm của nhà đầu tư, “tránh trường hợp nhà đầu tư không thực hiện được dự án có quy mô nhỏ hơn mà không bị xem xét chấm dứt lại tiếp tục được thực hiện dự án có quy mô lớn hơn”, Bộ KH&ĐT nêu quan điểm.
Chia sẻ với VnBusiness về câu chuyện tại nhà máy nhiệt điện Công Thanh, TS. Nguyễn Quốc Thập - Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, nhìn nhận thực tế thì với các dự án điện than chậm tiến độ nếu không được chuyển sang điện khí thì đồng nghĩa phải dừng hoạt động. Tuy nhiên, để đảm bảo dự án nào khả thi và dự án nào không khả thi thì cơ quan quản lý cần phải đánh giá cụ thể, bởi sản xuất điện khí không phải là bài toán đơn giản mà cần sự đầu tư bài bản từ kho cảng, nhập khẩu LNG, tái hóa khí rồi phát điện…
“Tôi nhấn mạnh rằng quan trọng nhất là chúng ta phải tìm được nhà đầu tư muốn làm, nhà đầu tư đích thực thì mới thu về kết quả cao”, ông Thập chia sẻ.
Theo báo cáo từ Bộ Công Thương, danh mục các dự án nhiệt điện than chậm tiến độ, gặp khó khăn trong thay đổi cổ đông, thu xếp vốn có 5 dự án. Tổng công suất của 5 dự án này lên tới 7.220 MW, gồm: Nhiệt điện Quảng Trị (1.320 MW), Nhiệt điện Công Thanh 600MW, Nhiệt điện Nam Định I 1.200 MW, Nhiệt điện Vĩnh Tân III 1.980 MW và Nhiệt điện Sông Hậu II 2.120 MW. Trong đó, dự án nhiệt điện Quảng Trị, nhà đầu tư là Tổng công ty điện lực quốc tế Thái Lan (EGATi) đã có văn bản thông báo dừng triển khai dự án.
Bên cạnh các dự án điện than chậm tiến độ muốn chuyển sang điện khí, Quy hoạch điện VIII cũng đặt mục tiêu, tới năm 2030 cả nước có 13 dự án điện khí LNG đi vào hoạt động với tổng công suất 22.400 MW, chiếm 14,9% nguồn điện của cả nước. Theo ông Bùi Quốc Hùng, Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương), điện khí LNG là nguồn điện lớn có khả năng vận hành ổn định, hiệu suất cao (có thể đạt trên 62%) có khả năng bù đắp thiếu hụt công suất tức thời cho hệ thống (trong trường hợp các nguồn năng lượng tái tạo dừng phát điện) do các nhà máy điện khí có khả năng khởi động nhanh.
Có nhiều địa điểm thuận lợi về mặt hạ tầng để phát triển các dự án LNG tại Việt Nam là một trong những lợi thế để có thể hình thành các trung tâm nhiệt điện sử dụng LNG quy mô lớn, tạo điều kiện cho việc phát triển kinh tế - xã hội nhiều địa phương trong tương lai. Theo thống kê, hiện các địa phương đề xuất phát triển khoảng 140.000 MW (tập trung chủ yếu tại miền Trung và miền Nam) với khoảng hơn 30 vị trí đề xuất trải dài từ Bắc vào Nam. Việt Nam đang trong quá trình xây dựng cơ chế, chính sách để khuyến khích phát triển các dự án LNG tại Việt Nam.
Thách thức giá thành cao hơn giá bán điện
Tuy nhiên, ông Hùng cũng chỉ ra thách thức, đó là Việt Nam chưa có kinh nghiệm trong phát triển các chuỗi dự án khí - điện, cũng như xây dựng, vận hành các dự án kho cảng LNG và tham gia vào thị trường LNG trên thế giới.
Hơn nữa, nhiệt điện LNG là một loại hình nguồn điện mới tại Việt Nam và chưa có dự án nào đã đi vào vận hành. Chính vì vậy, một trong các khó khăn chính đó là quá trình lựa chọn nhà đầu tư có kinh nghiệm, năng lực để phát triển dự án thường bị kéo dài.
Đáng chú ý, Việt Nam không chủ động được nguồn cấp LNG do hoàn toàn phải nhập khẩu loại nhiên liệu này. "Do vậy, trong bối cảnh địa chính trị thế giới có nhiều thay đổi khó lường, giá nhiên liệu LNG biến động thất thường và thường chiếm tỉ lệ từ 70-80% giá thành điện năng sản xuất nên việc xây dựng cơ chế giá 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", Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo cho hay.
Phát triển các dự án LNG thường đòi hỏi nguồn vốn lên tới hàng tỷ USD cho cả chuỗi khí - điện, vì vậy các nhà đầu tư cần có các tổ chức tài chính chấp thuận thu xếp cho dự án cần thiết phải hoàn thiện khung pháp lý, cơ chế quản lý, cung cấp tài chính cho các dự án. Việc 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.
Trong số 13 dự án đầu tư điện khí mới theo Quy hoạch điện VIII, TS. Nguyễn Quốc Thập - Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, cho hay đến thời điểm này mới có 9 dự án có chủ đầu tư, các dự án còn lại vẫn đang đi tìm kiếm lựa chọn nhà đầu tư. Quan trọng hơn thời gian tối thiểu để một dự án từ lúc chuẩn bị đến khi vận hành, khai thác sử dụng từ 8 - 10 năm. Như vậy, thời điểm năm 2030 đã rất gần rồi nhưng đến giờ những rào cản phát triển điện khí vẫn đang rất khó khăn.
Theo PGS. TS. Ngô Trí Long, chuyên gia kinh tế, phát triển điện khí LNG giúp tăng hiệu quả trong sản xuất điện, giảm sự phụ thuộc vào nhiệt điện than, giảm phát thải, bảo vệ môi trường và hướng đến mục tiêu phát triển bền vững của đất nước. Tuy nhiên, có nhiều "biến số" cho phát triển điện khí LNG ở Việt Nam, khi phải đối mặt với nhiều thách thức về thị trường, nguồn vốn và chính sách mà phần lớn trong số này việc giải quyết rất khó.
Trước tiên, về thị trường đó là thách thức nguồn cung và giá khí hoá lỏng (LNG) hoàn toàn phụ thuộc nhập khẩu. Sự phát triển nhiệt điện khí của Việt Nam trong tương lai được dự báo phụ thuộc lớn vào nguồn LNG nhập. Tuy nhiên, nếu thị trường LNG quốc tế có biến động lớn về giá, sẽ tác động không nhỏ đến giá thành sản xuất điện tại Việt Nam.
“Vì thế, các nhà máy cần được chạy ở tải nền mới có thể có giá tốt và dễ chấp nhận hơn. Tuy nhiên, hiện chưa có khung giá phát điện của các dự án điện khí LNG, nên cũng chưa biết đàm phán mức bao nhiêu là hợp lý, bởi nếu chỉ nhìn với mức giá LNG thế giới thời gian qua có những lúc lên tới 30 USD/triệu BTU, thì giá mua điện từ nguồn điện khí LNG sẽ cao hơn rất nhiều so với giá bán lẻ điện mà EVN bán ra cho nền kinh tế, các cơ quan giám sát tài chính của EVN khó lòng chấp nhận được, nên EVN cũng chẳng thể quyết được việc mua bán này”, ông Long cho biết.
Như vậy, ông Long nhìn nhận, nếu không tháo gỡ được nút thắt lớn nhất là giá điện LNG thì các dự án điện khí được dự báo sẽ còn ì ạch. Điều này có thể ảnh hưởng đến việc cung ứng điện trong tương lai.
Về nguồn vốn, các nhà đầu tư điện LNG lại cho rằng việc cam kết sản lượng điện phát và tiêu thụ khí hàng năm là rất quan trọng, 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.
Tại các dự án điện khí LNG đang thảo luận giá điện với EVN, câu chuyện khó nhất là sản lượng điện bán ra hàng năm để tính dòng tiền thu về, từ đó mới thuyết phục được các bên cho vay vốn mở hầu bao.
Hiện các nhà máy điện khí LNG được chấp nhận chủ trương đầu tư dưới hình thức nhà máy điện độc lập (IPP). Theo hình thức này, các nhà máy đều phải tham gia thị trường điện. Do vậy, hiện không có quy định bên mua điện phải bao tiêu sản lượng điện, trừ các nhà máy có ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu và có văn bản của cơ quan quản lý nhà nước có thẩm quyền cho phép chuyển ngang các quy định bao tiêu nhiên liệu của nhà máy trong hợp đồng cung cấp nhiên liệu sang hợp đồng mua bán điện (PPA).
Nhật Linh
