Nhiều dự án LNG vẫn dậm chân tại chỗ

Theo Quy hoạch điện VIII, tổng quy mô công suất các dự án nhà máy điện khí được đầu tư xây dựng và đưa vào vận hành đến năm 2030 là 30.424 MW (23 dự án), trong đó tổng công suất nhà máy điện khí sử dụng khí khai thác trong nước là 7.900 MW (10 dự án), tổng công suất nhà máy điện khí sử dụng LNG là 22.524 MW (13 dự án).

Công trường xây dựng Dự án Nhà máy điện Nhơn Trạch 3, 4

Báo cáo của Cục Điện lực và năng lượng tái tạo cho biết, đến thời điểm tháng 4/2024, có 01 nhà máy đã đưa vào vận hành là Nhà máy nhiệt điện (NMNĐ) Ô Môn I (660 MW) đã đưa vào vận hành năm 2015, hiện tại sử dụng nhiên liệu dầu và dự kiến sẽ chuyển sang sử dụng nhiên liệu khí sau khi có khí từ mỏ khí Lô B.

01 dự án đang xây dựng là Dự án nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4, công suất 1.624 MW, tiến độ đạt 85%. Dự án nhà máy điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4 sử dụng LNG từ Kho cảng LNG Thị Vải. Hiện tại, dự án Kho cảng LNG Thị Vải đã hoàn thành thi công và đưa vào sử dụng, sẵn sàng cấp LNG cho Dự án nhà máy nhiệt điện Nhơn Trạch 3 và Nhơn Trạch 4.

Cũng theo báo cáo của Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, hiện có 18 dự án đang trong quá trình chuẩn bị đầu tư xây dựng (tổng công suất 23.640 MW); 03 dự án đang lựa chọn nhà đầu tư, tổng công suất 4.500 MW gồm: Cà Ná; Nghi Sơn; Quỳnh Lập.

Với cơ cấu nguồn điện khí như trên, cùng với định hướng đến năm 2050 không còn sử dụng than cho phát điện, vai trò chạy nền của các nhà máy điện khí trong hệ thống điện là tất yếu - nguồn điện duy nhất không bị ảnh hưởng đáng kể bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió, mặt trời.

Khi Bộ Công Thương chưa ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện LNG, thì giữa chủ đầu tư dự án điện khí LNG và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) vẫn chưa có căn cứ để đàm phán ký kết Hợp đồng mua bán điện (PPA). Vì vậy, hầu hết các dự án điện khí vẫn chỉ đang trong quá trình chuẩn bị đầu tư và chưa có nhiều tiến triển, trong khi thời hạn đến năm 2030 chỉ còn hơn 6 năm. Đặc biệt là 3 dự án điện khí LNG: Cà Ná, Nghi Sơn, Quỳnh Lập, với tổng công suất 4.500 MW vẫn chưa lựa chọn được nhà đầu tư. Với những khó khăn như vậy, có khả năng dẫn đến việc không thể xây dựng toàn bộ các nhà máy điện khí LNG đúng tiến độ để đưa vào vận hành như Quy hoạch điện VIII đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt.

Nhà đầu tư LNG đã được gỡ “ nút thắt”?

Ngày 27/5/2024, Bộ Công Thương đã phê duyệt khung giá phát điện cho các nhà máy nhiệt điện tua bin khí chu trình hỗn hợp sử dụng khí hóa lỏng (LNG) cho năm 2024, với mức giá trần là 2.590,85 đồng/kWh. Với mức giá này, liệu đã thực sự gỡ “nút thắt” cho các nhà đầu tư? Trao đổi với PetroTimes về vấn đề này, PGS.TS Ngô Trí Long, chuyên gia kinh tế nhận định, Bộ Công Thương ban hành khung giá trần cho điện khí NLG là một bước quan trọng, giúp định hình cơ sở cho các nhà đầu tư dự án điện khí LNG và Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) trong quá trình đàm phán và ký kết Hợp đồng mua bán điện (PPA).

PGS. TS Ngô Trí Long

Cũng theo PGS. TS Ngô Trí Long, trần khung giá phát điện cho nhà máy nhiệt điện sử dụng LNG năm 2024 là 2.590,85 đồng/kWh (tương đương 10,57 US cent/kWh) là khá cao so với mức giá các nguồn điện lớn khác đang vận hành trong hệ thống điện nước ta. Tuy nhiên, LNG ở nước ta là phải nhập khẩu nên phụ thuộc vào giá thế giới, đặc biệt hiện nay biến động địa chính trị trên thế giới rất phức tạp, giá LNG có thể sẽ tăng mạnh trong thời gian tới… nên cũng không dễ để các nhà đầu tư triển khai dự án ngay.

“Khung giá phát điện do Bộ Công Thương phê duyệt đóng vai trò quyết định trong việc xác định tính khả thi về mặt tài chính của các dự án điện khí LNG. Giá trần phát điện là yếu tố ảnh hưởng trực tiếp đến doanh thu và lợi nhuận của các nhà đầu tư. Với mức giá trần 2.590,85 đồng/kWh, các nhà đầu tư cần xem xét kỹ lưỡng xem liệu con số này có đủ để bù đắp chi phí đầu tư ban đầu, chi phí vận hành, bảo dưỡng cũng như lợi nhuận kỳ vọng hay không”, PGS. TS Ngô Trí Long nhận định.

Mặc dù, giá trần phát điện cao hơn với các nguồn điện khác nhưng chi phí để xây dựng và vận hành các nhà máy điện sử dụng LNG thường cao hơn so với các loại hình phát điện khác như than hay thủy điện. Điều này bao gồm chi phí xây dựng nhà máy, chi phí nhập khẩu LNG, chi phí lưu trữ và vận chuyển khí. Theo một số ước tính, để duy trì hoạt động ổn định và đảm bảo lợi nhuận, các nhà đầu tư cần mức giá bán điện cao hơn mức giá trần hiện tại. Vì vậy, mức giá trần 2.590,85 đồng/kWh có thể tạo ra áp lực tài chính lên các dự án, đặc biệt là trong bối cảnh giá LNG trên thế giới đang biến động mạnh.

Bên cạnh đó, mặc dù khung giá phát điện là một yếu tố quan trọng, các nhà đầu tư cũng cần xem xét các yếu tố khác như chính sách hỗ trợ từ Chính phủ, thủ tục hành chính, sự ổn định chính trị và pháp lý và đặc biệt là sự cam kết từ EVN trong việc thực hiện các hợp đồng mua bán điện. Nếu những yếu tố này không được đảm bảo, mức giá trần dù hợp lý cũng không đủ để thu hút nhà đầu tư.

Tuy nhiên, PGS. TS Ngô Trí Long cũng cho rằng, mức giá trần hiện tại có thể là thách thức đối với các nhà đầu tư nhưng cũng có thể là cơ hội. Với sự phát triển của công nghệ và tối ưu hóa chi phí, các nhà đầu tư có thể tìm cách giảm chi phí để dự án trở nên khả thi hơn. Bên cạnh đó, sự tham gia của các nhà đầu tư nước ngoài với kinh nghiệm và nguồn lực mạnh mẽ có thể giúp nâng cao hiệu quả của các dự án LNG tại Việt Nam.

Nói thêm về cơ chế giá điện, chuyên gia kinh tế, PGS. TS Ngô Trí Long cho biết, với khung giá phát điện như phê duyệt, đến năm 2030, khi điện năng sản xuất từ các nhà máy điện khí dự kiến là 162,5 tỷ kWh, chiếm 32,16% điện năng toàn hệ thống và với giá như trên, cùng với chủ đầu tư các dự án điện LNG mong muốn tỷ lệ bao tiêu điện năng (Qc) - tức là mong muốn EVN cam kết huy động sản lượng điện từ các nhà máy này từ ở mức 72-90% trong toàn bộ thời hạn hợp đồng, thì giá bán điện sẽ tăng là không thể tránh khỏi.

Vị vậy, ông Long cho rằng, để đảm bảo lợi ích hài hòa giữa chủ đầu tư các dự án điện khí LNG và EVN, tránh tình trạng tăng giá điện đột biến ảnh hưởng đến người tiêu thụ điện và cả nền kinh tế, Bộ Công Thương cần sớm ban hành quyết định cơ chế giá bán điện hai thành phần (giá công suất và giá điện năng), trước hết áp dụng cho khách hàng sử dụng điện.

Bước tiếp theo là nghiên cứu áp dụng cơ chế này cho các nhà máy điện, như nhiều nước đã làm. Đây là những bước đi đúng cho cả bên sản xuất điện, cũng như bên tiêu thụ điện nhằm nâng cao hiệu quả kinh tế từ việc phân bổ và sử dụng nguồn lực hợp lý, giúp cân bằng biểu đồ phụ tải của hệ thống, giảm bớt nhu cầu đầu tư nguồn, lưới điện.

“Với xu thế phát triển năng lượng tái tạo ngày càng tăng và chiếm tỷ lệ quan trọng trong cơ cấu nguồn điện toàn hệ thống, ngoài việc phát triển hệ thống lưu trữ điện năng, khi áp dụng giá điện hai thành phần sẽ cơ cấu lại nhu cầu sử dụng điện, tạo thêm sức hút các nhà đầu tư tham gia phát triển điện LNG cả công nghệ chu trình hỗn hợp, chu trình đơn, động cơ đốt trong, cùng hệ thống lưu trữ điện năng, đem lại lợi ích cho nền kinh tế với giá thành điện năng hợp lý”, PGS. TS Ngô Trí Long nhận định.