Các dự án điện khí nguy cơ 'chậm deadline'

Quy hoạch điện VIII hướng tới mục tiêu cắt giảm mạnh mẽ nhiệt điện than, tăng tỷ lệ “điện sạch” bao gồm nhiệt điện khí, năng lượng tái tạo,… và là một phần quan trọng trong kế hoạch đạt mục tiêu phát thải ròng bằng 0 (Net Zero) vào năm 2050, theo cam kết tại COP26. 

Tuy nhiên, riêng đối với mảng điện khí, việc thực hiện các dự án đang gặp nhiều khó khăn trong bối cảnh “deadline” đang kề cận. 

Theo kế hoạch, đến năm 2030, nhiệt điện khí trong nước và LNG đến năm 2030 chiếm 25 - 27%, tăng từ mức 8,9% của năm 2023. Điều này đồng nghĩa Việt Nam còn 7 năm để thực hiện kế hoạch này với nhiều thách thức cần được giải quyết. 

Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo (Bộ Công Thương) cho biết, thực tế triển khai dự án điện khí cần khoảng thời gian từ 7-8 năm. Do đó, cơ quan này cho rằng việc triển khai các dự án điện khí để đáp ứng tiến độ đưa vào vận hành trước năm 2030 là thách thức không hề nhỏ.

Nhập khẩu khí LNG chưa có khung pháp lý phù hợp

TS. Vũ Quang Hùng, Phó Viện trưởng Viện Nghiên cứu Chiến lược, Chính sách Công Thương cho biết các nguồn khí đang khai thác có xu hướng giảm sản lượng. Trong khi đó, nhu cầu sử dụng khí đốt đang có xu hướng tăng lên. Ngoài việc cung cấp cho các nhà máy nhiệt điện, khí đốt được sử dụng ở các lĩnh vực khác cũng đang tăng. 

Theo ông, việc khai thác khí đốt trong nước đang dần bước vào giai đoạn suy giảm. Năm 2023, sản lượng khí đốt khai thác đạt 11 tỷ m3, gần như không đổi so với 2022. Dự báo, sản lượng sẽ đạt đỉnh vào năm 2025 với 14,6 tỷ m3 sau đó giảm dần. Đến năm 2035, sản lượng sẽ chỉ còn bằng mức tương đương năm 2020. Khí tự nhiên cung cấp cho các nhà máy điện hiện hành đang bắt đầu thiếu và phải nhập khẩu. 

Trong khi đó, các dự án điện khí được bổ sung ngày càng nhiều theo quy hoạch điện VIII. Một số dự án sử dụng khí tự nhiên trong nước đang phải chuyển đổi dần sang sử dụng khí LNG do lượng khai thác không đủ để cung cấp cho các nhà máy. 

“Việt Nam không thể không nhập vì nguồn cung khí tự nhiên khai thác trong nước không đủ”, ông nói. 

Tuy nhiên, khi chuyển sang sử dụng LNG gặp nhiều khó khăn liên quan đến cơ sở hạ tầng và khung pháp lý. 

Hạ tầng nhập khẩu khí LNG chưa sẵn sàng, đòi hỏi cần có cảng nước sâu, có quy hoạch kho bãi dữ trữ LNG. Tuy nhiên, để xây dựng hệ thống kho chứa đòi hỏi có đầu tư rất lớn và vận hành khó khăn. 

Cho đến nay Việt Nam mới chỉ có duy nhất kho chứa và cảng nhập LNG tại khu vực Thị Vải tỉnh Bà Rịa – Vũng Tàu của PVGas đã được hoàn thành và sẵn sàng cung cấp LNG tái hóa cho các hộ tiêu thụ tại khu vực Đông Nam Bộ. Các kho cảng khác, bao gồm một số cảng nhập được quy hoạch tích hợp trong các dự án nhiệt điện LNG, hiện đang gặp khó khăn về điều kiện kỹ thuật và các quy định có liên quan.

Ngoài ra, cạnh tranh trong nhập khẩu khí LNG thời gian tới cũng sẽ lớn. Nhu khí LNG trên toàn thế giới ngày càng tăng, đặc biệt là sau khi xung đột giữa Nga - Ukraine bùng nổ. 

Trong khi đó, Việt Nam mới bước chân vào nhập khẩu LNG. Để nhập khẩu LNG quy mô lớn, ổn định là điều rất khó khăn với Việt Nam do  thị trường nhập khẩu khu vực Châu Á đã bị chiếm lĩnh bởi Nhật Bản, Trung Quốc, Ấn Độ.

“Với những tình hình khó đoán trong xung đột toàn cầu cùng với những lệnh trừng phạt hướng vào Nga, viễn cảnh đối với những quốc gia đang chập chững nhập khẩu khí LNG như Việt Nam không mấy sáng sủa”, ông Hùng nói.

Việc thiếu vắng cơ sở pháp lý phù hợp hiện nay cũng đang khiến việc nhập khẩu LNG gặp khó khăn. 

Dưới góc độ là doanh nghiệp nhập khẩu khí, ông Huỳnh Quang Hải, Phó Tổng Giám đốc Tổng Công ty Khí Việt Nam (PVGas), cho biết tính đến nay, PVGas mới nhập khẩu 1 tàu LNG vào hồi tháng 7 năm ngoái do những vướng mắc về pháp lý.

Theo quy định hiện nay, việc mua nguyên liệu cho phát điện phải qua đấu thầu. Nhưng theo ông Hải, nếu làm như vậy sẽ không thể mua được LNG giao ngay vì các nhà cung cấp không bảo lãnh dự thầu. 

“Các nhà cung cấp chào bán, nếu quyết thì mua, không quyết thì người khác mua”, ông nói. 

Còn đối với các hợp đồng giao sau kỳ hạn dài, các công ty buộc phải mua khối lượng lớn 2 - 3 triệu tấn. Trong khi đó, kho chứa của PVGas chỉ có thể chứa tối đa 1 triệu tấn. Một giải pháp được tính đến là “mua chung”. Theo đó, Việt Nam cùng các nhà nhập khẩu từ các nước láng giếng như Thái Lan và Indonesia sẽ mua chung hợp đồng khí LNG dài hạn với số lượng lớn để được giá rẻ và ổn định. Tuy nhiên, theo ông Hải cơ chế hiện nay chưa cho phép làm điều đó. 

Ngoài ra, hiện tại việc phát triển chuỗi điện khí LNG cũng đang vướng mắc trong cơ chế. 

“Điện khí LNG cũng giống như nội địa, để phát triển phải có chuỗi như đường ống, nhà thầu khai thác, nhà đầu tư khai thác khí, nhà đầu tư vận chuyển khí và phải có nhà máy điện, chính phủ là người duyệt. Nhưng hiện nay LNG chưa có”, ông nói. 

Đại diện của PVGas cũng chỉ ra việc thiếu cơ chế bao tiêu khí cũng khiến tập đoàn e dè trong việc mua các hợp đồng dài hạn với khối lượng lớn. 

Khó thống nhất giá mua bán điện khí

Đây là nhận định của ông Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam. Không chỉ khó khăn trong khâu nhập khẩu LNG mà những nút thắt trong pháp lý mua bán điện khí cần được tháo gỡ. Các dự án không thể kết thúc đàm phán vì thiếu khung pháp lý. 

“Dự án điện khí Nhơn Trạch 3 và 4 của PVPower lẽ ra xong rồi nhưng chưa đàm phán được hợp đồng mua bán điện. Các hành lang pháp lý cho PVN và EVN không đủ để EVN ký hợp đồng mua bán điện với PVPower. Các bên đề nghị Bộ Công Thương điều chỉnh nghị định, thông tư. Nhưng Bộ Công Thương điều chỉnh bằng cách nào khi tất cả nghị định, thông tư đều nằm trong luật điện lực. Luật giá có vẻ đã bật đèn xanh rồi nhưng luật điện lực chưa cho phép”, ông Thập nói. 

Cam kết sản lượng bao tiêu điện hàng năm cũng quan trọng nhưng với các khung pháp lý hiện nay, các tập đoàn kinh tế nhà nước chưa làm được điều này. “Với khó khăn như vậy, nguy cơ mất kiểm soát tiến độ chuỗi dự án điện khí LNG rất cao”, ông nói. 

Vị này nói thêm, trong bài toán kinh tế của các cơ quan quản lý của chúng ta đặt quá nhiều mục tiêu: Nhanh, nhiều, tốt, rẻ. Chất lượng cao, giá thành rẻ. Những thứ đó không còn phù hợp trong kinh tế thị trường. 

Ngoài ra, theo ông thị trường tiêu thụ điện tăng chậm so với mục tiêu trong các quy hoạch điện. Tăng trưởng tiêu thụ điện trong trung và dài hạn vẫn đang thấp so với mục tiêu nguồn điện trong quy hoạch điện VIII. 

“Chúng ta đang bàn nhiều về phát triển nguồn điện. Nhưng cá nhân tôi nhìn nhận là phải triển khai song song với việc thúc đẩy tiêu thụ. Chúng ta thúc đẩy nguồn điện mà không đẩy mạnh tiêu thụ sẽ có những bất cập khác. Điện khí tự nhiên và LNG không chỉ dùng trong dân sinh mà cần thúc đẩy tại các khu công nghiệp thì mới có thể tiêu thụ lượng điện lớn như vậy”, ông nói. 

Do đó, theo ông giải pháp trong thời gian tới là cần Sửa đổi Luật Điện lực, Luật Bảo vệ Môi trường, Luật thuế và Luật Đầu tư. Chấp nhận chuỗi kinh doanh điện khí LNG theo cơ chế thị trường. 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.  Các chủ thể nhà máy điện được quyền mua trực tiếp LNG và thuê kho cảng tàng trữ và tái hóa khí. Cho phép các chủ thể nhà máy điện có thể đầu tư bổ sung đường dây truyền tải và đấu nối. 

Ngoài ra, các cơ quan cần mở rộng và phát triển thị trường tiêu thụ điện theo sát với mục tiêu trong các quy hoạch điện VIII.. 

Đối với việc nhập khẩu LNG, PVGas cũng mong muốn có cơ chế bao tiêu khí. Ngoài ra, ông Hải cho rằng việc nhập khẩu khí chỉ nên giao cho hai đơn vị đầu mối là PVGas và EVN nhập khẩu để đảm bảo ưu thế đàm phán được giá cạnh tranh. 

“Nếu giao quyền mua khí cho nhiều công ty thì giá đắt vì chỉ mua lô hàng nhỏ. Điều này ảnh đến giá điện vì giá LNG chiếm 70 - 80% giá phát điện”, ông Hải nói.