Đề xuất ‘chính sách cấp bách’ cho các dự án điện khí và điện gió tại Việt Nam

Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn: Các bộ, ngành liên quan nghiên cứu đề xuất của Tạp chí Năng lượng Việt Nam Thực hiện ý kiến chỉ đạo của Phó Thủ tướng Trần Hồng Hà, Văn phòng Chính phủ vừa có Văn bản gửi Bộ trưởng Bộ Công Thương, Bộ trưởng Bộ Tài chính, Chủ tịch Ủy ban Quản lý vốn Nhà nước tại Doanh nghiệp, Tổng giám đốc Tập đoàn Dầu khí Việt Nam về việc nghiên cứu, xử lý theo thẩm quyền và quy định trong triển khai Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn theo đề xuất của Tạp chí Năng lượng Việt Nam gửi Thủ tướng Chính phủ. (Báo cáo Thủ tướng Chính phủ những vấn đề vượt thẩm quyền).

Trong văn bản gửi Ủy ban Thường vụ Quốc hội và Thủ tướng Chính phủ, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã phân tích một số đặc điểm quan trọng của các loại nguồn điện quan trọng như điện gió (trên bờ, gần bờ, ngoài khơi); điện khí (sử dụng khí trong nước) và điện LNG (nhập khẩu) như sau:

- Điện gió có số giờ vận hành dao động từ 2.300 giờ/năm (với điện gió trên bờ, gần bờ) đến 4.000 giờ/năm (với điện gió ngoài khơi) nhưng lại có những chu kỳ gió yếu kéo dài nhiều ngày. Có thể nói, điện gió ngoài khơi có số giờ vận hành tương đương nhà máy thủy điện có hồ chứa, nhưng không có độ linh hoạt như thủy điện.

- Nhà máy điện khí có số giờ vận hành dao động từ 4.500 - 7.000 giờ/năm, là loại nguồn chủ động điều độ, linh hoạt, phù hợp chạy phụ tải nền, phủ đỉnh và có lượng phát thải CO2 giảm một nửa so với nhiệt điện than.

- Điện mặt trời có số giờ vận hành dao động từ 1.300 giờ/năm (khu vực miền Bắc) đến 1.800 giờ/năm (khu vực miền Trung và Nam), nhưng không phát điện vào buổi tối, không điều độ được, cần có hệ thống linh hoạt, lưu trữ để tận dụng giờ nắng và bù lại khi tắt nắng.

Có thể nhận định rằng: Hai loại hình nhà máy điện gió ngoài khơi và điện khí có vai trò quan trọng trong đảm bảo an ninh cung cấp điện trong mọi điều kiện thời tiết và khí hậu bất thường. Cần thiết ưu tiên hơn các loại nguồn này giai đoạn đến năm 2030, trong khi hệ thống dần đầu tư thêm nguồn dự phòng linh hoạt và lưu trữ để có thể huy động cao hơn loại hình điện mặt trời.

Dưới đây là một số nhìn nhận về tính quan trọng, cấp bách, cũng như các vướng mắc khi triển khai các nguồn điện gió ngoài khơi, điện khí (sử dụng khí trong nước) và điện LNG (nhập khẩu) trong Quy hoạch điện VIII từ nay đến năm 2030:

Theo Quyết định số 500/QĐ-TTg, tổng công suất nguồn điện đến năm 2030 là 150.489 MW (chưa kể các nguồn điện mặt trời mái nhà hiện có). Với hiện trạng tổng công suất nguồn năm 2023 là khoảng 80.000 MW, quy mô nguồn cần thiết xây mới, đưa vào khoảng 70.489 MW.

Trong quy hoạch nguồn điện xây mới, tổng công suất điện gió ngoài khơi đưa vào vận hành năm 2030 là 6.000 MW, được phân bố theo các vùng Bắc bộ, Trung bộ, Duyên hải Nam Trung bộ và Nam bộ. Nguồn điện gió ngoài khơi dự kiến chiếm tỷ trọng hơn 8,5% tổng công suất nguồn xây mới.

Cũng trong quy mô điện xây mới đến năm 2030:

(i) Các dự án điện khí trong nước dự kiến đưa vào 6.900 MW thuộc hai chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn và Cá Voi Xanh, bao gồm các nhà máy điện khí Ô Môn 2, 3, 4 (3.150 MW), miền Trung 1, 2 và Dung Quất 1, 2, 3 (3.750 MW).

(ii) Các dự án điện LNG, với 13 dự án, có tổng quy mô lên tới 22.400 MW.

Hai loại nguồn xây dựng mới là điện khí trong nước và LNG nhập khẩu có tổng công suất lên tới 29.300 MW, chiếm 41,6% tổng công suất nguồn xây mới.

Như vậy, tổng các nguồn điện gió ngoài khơi và điện khí/LNG cần xây dựng mới dự kiến chiếm tới 50,1% tổng công suất nguồn mới đến năm 2030. Nói cách khác, nguồn điện gió ngoài khơi và điện khí/LNG chiếm một nửa số nguồn điện cần đưa vào trong vòng 7 năm tới.

Hiện trạng về đầu tư các nguồn điện gió ngoài khơi và chậm trễ triển khai điện khí/LNG:

Với cơ chế khuyến khích các dự án điện năng lượng tái tạo của Chính phủ, đến cuối năm 2020 đã có khoảng 16.500 MW điện mặt trời các loại và gần 4.000 MW điện gió được đưa vào hệ thống điện Việt Nam. Tuy nhiên, các dự án điện gió hầu hết là loại trên bờ và gần bờ, hiện chúng ta chưa có dự án nào thuộc loại điện gió ngoài khơi.

Đánh giá tiến độ của một dự án điện gió ngoài khơi: Theo kinh nghiệm các dự án điện gió ngoài khơi, thông thường thời gian thực hiện kéo dài từ 6 - 8 năm (kể từ khi bắt đầu khảo sát địa điểm), thậm chí có dự án kéo dài tới 11 năm.

Về đầu tư điện khí, trong vòng hơn 10 năm qua không có một dự án điện khí nào được đưa vào vận hành.

Hai chuỗi dự án điện khí sử dụng nguồn khí trong nước là:

1. Chuỗi dự án khí, điện Lô B - Ô Môn đã bị lùi tiến độ nhiều lần, chậm 12 năm so với Quy hoạch điện VII điều chỉnh. Sau nhiều năm vướng mắc ở cả khâu thượng nguồn (mỏ khí), trung nguồn (đường ống khí) và hạ nguồn (các nhà máy điện), ngày 30/10/2023 Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (PVN) đã tổ chức lễ ký kết các hợp đồng liên quan và triển khai Chuỗi dự án này, với quy mô đầu tư 12 tỷ USD. Dự kiến, nếu đồng bộ triển khai các khâu suôn sẻ, đến cuối năm 2026, đầu năm 2027 mới có dòng khí đầu tiên cấp cho các nhà máy điện trong Trung tâm Điện lực Ô Môn.

2. Chuỗi dự án khí, điện Cá Voi Xanh - Chu Lai, Dung Quất được chuyển tiếp từ Quy hoạch điện VII điều chỉnh sang cũng chưa khởi động bất cứ dự án thành phần nào.

Có 13 dự án điện LNG được phê duyệt trong Quy hoạch điện VIII, với tổng quy mô 22.400 MW từ nay đến năm 2030. Trong đó:

- 1 dự án đang triển khai xây dựng: Nhơn Trạch 3 và 4 (1.500 MW).

- 8 dự án đã có chủ đầu tư: Hiệp Phước, Quảng Ninh, Long An 1, Quảng Trạch 2, Hải Lăng - Quảng Trị, Sơn Mỹ 1, Sơn Mỹ 2, Bạc Liêu.

- 4 dự án chưa có chủ đầu tư: Thái Bình, Nghi Sơn, Quỳnh Lập, Cà Ná.

Dự án điện Nhơn Trạch 3 và 4 đã hoàn thành khoảng 73% tổng tiến độ. Tuy nhiên, hiện chưa có bất cứ dự án nào đạt được thỏa thuận ký kết Hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN), kể cả dự án Nhơn Trạch 3 và 4.

Đánh giá tiến độ của một dự án điện khí, từ khi được phê duyệt quy hoạch đến khi vào vận hành thông thường khoảng 7 - 8 năm.

Các vướng mắc, bất cập:

Với quy mô phát triển 6.000 MW điện gió ngoài khơi, do suất đầu tư loại hình này rất cao (2 - 3 triệu USD/MW), tổng nhu cầu vốn ít nhất cũng 15 - 17 tỷ USD, tương đương 360 - 440 nghìn tỷ đồng. Quy mô 22.400 MW điện LNG đòi hỏi vốn đầu tư khoảng 20 tỷ USD, tương đương gần 500 nghìn tỷ đồng.

1. Về các dự án điện gió ngoài khơi:

Việc khảo sát, đo đạc trên biển phục vụ lập dự án đầu tư điện gió ngoài khơi là rất mới ở Việt Nam, liên quan đến nhiều vấn đề pháp lý và kỹ thuật, nhạy cảm, phức tạp. Cụ thể:

1.1. Pháp luật chưa có quy định về cho phép các đơn vị, hay cá nhân sử dụng biển để đo đạc, điều tra thăm dò, khảo sát trên biển, khi sử dụng nguồn vốn ngoài nhà nước.

1.2. Luật Tài nguyên Môi trường biển và hải đảo quy định tài nguyên biển và hải đảo thuộc chủ quyền, quyền chủ quyền, quyền tài phán quốc gia của Việt Nam. Việc khai thác tài nguyên năng lượng gió trên biển chưa xác định là có hay không thuộc phạm vi điều chỉnh của Luật này.

1.3. Hiện nay Nghị định sửa đổi Nghị định số 11/2021/NĐ-CP ngày 10 tháng 2 năm 2021 của Chính phủ quy định việc giao khu vực biển nhất định cho tổ chức, cá nhân để sử dụng, khai thác tài nguyên biển chưa được ban hành.

1.4. Quy hoạch không gian biển quốc gia hiện chưa được phê duyệt. Vì vậy, Quy hoạch điện VIII chưa thể xác định được địa điểm, quy mô công suất, phương án nối lưới điện các dự án điện gió ngoài khơi, chưa có cơ sở để thực hiện khảo sát, đo đạc, điều tra, đánh giá tác động để làm cơ sở lập dự án đầu tư điện gió ngoài khơi.

1.5. Luật Đầu tư chưa quy định rõ cấp thẩm quyền chấp thuận chủ trương đầu tư dự án điện gió ngoài khơi thuộc cấp nào (Quốc hội, Thủ tướng Chính phủ, hay UBND cấp tỉnh).

1.6. Theo Luật đầu tư năm 2020, Nghị định số 31/2021/NĐ-CP ngày 26/3/2021 của Chính phủ quy định chi tiết và hướng dẫn thi hành một số điều của Luật Đầu tư, lĩnh vực “điện gió ngoài khơi” là ngành nghề tiếp cận thị trường có điều kiện đối với nhà đầu tư nước ngoài. Nhưng hiện nay quy định điều kiện tiếp cận thị trường đối với nhà đầu tư nước ngoài chưa được ban hành, nên các nhà đầu tư nước ngoài chưa có cơ sở pháp lý để triển khai dự án điện gió ngoài khơi.

Theo chúng tôi, nếu không có các cơ chế đặc thù sẽ rất khó có thể thực hiện đầu tư được các dự án điện gió ngoài khơi có tổng quy mô công suất 6.000 MW đến năm 2030 theo Quy hoạch điện VIII.

2. Về các dự án điện sử dụng khí trong nước và LNG nhập khẩu:

Với các chủ đầu tư trong nước:

2.1. Yêu cầu Hợp đồng mua bán điện (PPA) phải có cam kết sản lượng điện hợp đồng Qc dài hạn, ổn định.

2.2. Chuyển ngang cam kết sản lượng mua khí từ hợp đồng mua khí sang hợp đồng mua điện.

2.3. Chuyển ngang giá khí sang giá điện.

Với nhà đầu tư nước ngoài:

2.1. Yêu cầu song ngôn ngữ tiếng Anh và tiếng Việt, nếu có sự khác biệt thì tiếng Anh được ưu tiên áp dụng.

2.2. Luật áp dụng luật nước ngoài.

2.3. Điều kiện bất khả kháng.

2.4. Cam kết bao tiêu sản lượng khí, hoặc sản lượng điện.

2.5. Yêu cầu bảo lãnh Chính phủ một số nội dung như: Bảo lãnh thanh toán cho EVN; bảo lãnh chuyển đổi ngoại tệ; bảo lãnh việc chấm dứt hợp đồng; bảo lãnh rủi ro đến tiến độ đấu nối lưới và các sự cố lưới điện truyền tải.

Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn: Với sự vào cuộc quyết liệt của Chính phủ, các bộ, ngành và PVN, qua một số quy định cá biệt về chuyển ngang giá khí sang điện, về bao tiêu sản lượng khí… Chuỗi dự án này đã được khởi động sau nhiều năm trì trệ cho thấy tính chất phức tạp, khó khăn.

Chuỗi khí, điện Cá Voi Xanh - Chu Lai, Dung Quất: Do vướng mắc nhiều thủ tục ở khâu thượng nguồn xuất phát từ các yêu cầu của nhà thầu ExxonMobil (Hoa Kỳ) tương tự như nêu trên, dự án chưa thể triển khai. Ngay cả các vấn đề mặt bằng tại địa phương như: Trạm xử lý khí, hành lang đường ống trên bờ (từ Chu Lai sang Dung Quất) và nâng cấp Cảng Kỳ Hà nhằm vận chuyển sản phẩm phụ condensate cũng đang vướng.

Về các dự án điện sử dụng LNG: Đây cũng là các dự án kiểu “chuỗi nhiên liệu phức hợp” (bao gồm các khâu cảng - kho trữ - tái hóa khí - vận chuyển khí - nhà máy điện).

Mặc dù dự án điện LNG Nhơn Trạch 3 và 4 do Tổng công ty Điện lực Dầu khí (PV Power) làm chủ đầu tư được triển khai từ năm 2017 và đến nay đã đạt 73% tổng tiến độ xây lắp, nhưng 2 năm trở lại đây gần như giẫm chân tại chỗ trong việc đàm phán giá điện và Hợp đồng mua bán điện (PPA) với EVN.

Còn với dự án điện LNG Bạc Liêu của Công ty Delta Offshore được cấp chủ trương đầu tư từ năm 2020, nhưng 3 năm nay vẫn chưa đàm phán được xong PPA.

Đặc điểm của các nguồn khí mới từ Lô B và Cá Voi Xanh là có giá thành sản xuất cao, dẫn đến giá khí, cũng như giá thành điện cao hơn các mỏ hiện hữu.

Tương tự, giá LNG biến động mạnh gần đây với xu hướng tăng do xung đột Nga - Ucraina và khủng hoảng nhiên liệu ở châu Âu. Các dự báo quốc tế đánh giá sau vài năm, giá LNG sẽ quay lại ổn định, nhưng mặt bằng trung bình cũng khoảng 10 - 11 USD/triệu BTU, khi chuyển sang giá điện sẽ ở mức 9 - 10 US Cent/kWh. Như vậy, nhận thức chung là giá thành sản xuất điện trong tương lai sẽ cao hơn hiện nay, khi chúng ta phụ thuộc vào thị trường khí quốc tế.

Các nhà đầu tư nguồn điện thường dựa chủ yếu vào nguồn vốn vay, chiếm 70 - 80% tổng vốn đầu tư. Dễ hiểu là họ phải có phương án đầu tư, vận hành đảm bảo hoàn vốn và có lãi, nhằm thuyết phục được bên cho vay.

Theo Thông tư số 57/2014/TT-BCT ngày 19/12/2014 của Bộ Công Thương về “Quy định phương pháp, trình tự xây dựng và ban hành khung giá phát điện”, thông số để tính toán giá phát điện của “nhà máy điện chuẩn” (Phụ lục I) có nêu: Số giờ vận hành công suất cực đại (Tmax) của nhà máy điện tua bin khí chu trình hỗn hợp là 6.000 giờ/năm.

Thông tư số 24/2019/TT-BCT “Sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 45/2018/TT-BCT ngày 15/11/2018 của Bộ Công Thương quy định vận hành thị trường bán buôn điện cạnh tranh và sửa đổi, bổ sung một số điều của Thông tư số 56/2014/TT-BCT ngày 19/12/2014 của Bộ Công Thương quy định phương pháp xác định giá bán điện, trình tự kiểm tra hợp đồng mua bán điện” có nêu: Khoản 1. Quy định chung (sửa điều 16): “Xác định sản lượng hợp đồng: a) Đơn vị phát điện và Đơn vị mua điện có trách nhiệm thỏa thuận, thống nhất và quy định trong hợp đồng mua bán điện về tỷ lệ sản lượng điện thanh toán theo giá hợp đồng trong khung quy định tại Điểm b trong Khoản này, hoặc sản lượng hợp đồng năm (hoặc từng năm trong chu kỳ nhiều năm);… b) Tỷ lệ sản lượng điện năng thanh toán theo giá hợp đồng không quá 100% và không thấp hơn 60%.

Trường hợp EVN đàm phán tỷ lệ thanh toán tiền điện với bên bán điện theo giá và sản lượng hợp đồng thấp nhất bằng 60%, theo các thông tư nêu trên, dự án điện khí chỉ được vận hành với Tmax bằng 60%x6.000 giờ/năm = 3.600 giờ/năm. Còn nếu các dự án điện khí/LNG tham gia thị trường điện, do nguyên tắc huy động nguồn điện của thị trường là từ giá thấp đến cao, chỉ có thể huy động được từ 2.000 - 3000 giờ/năm. Nếu thêm cả nguyên tắc ưu tiên điện từ năng lượng tái tạo, số giờ huy động còn thấp hơn nữa. Số giờ vận hành thấp này sẽ gây kém hiệu quả đầu tư cho dự án và không thể vay được vốn.

EVN cũng có khó khăn lớn là các yếu tố đầu vào của giá điện đều tăng, nhưng giá bán điện lại đang duy trì ở mức thấp. Kể cả giá nhiên liệu cao được tính là chi phí hợp lý, hợp pháp, nếu EVN “mua cao, bán thấp” sẽ tiếp tục gây thua lỗ, mất cân đối tài chính, thậm chí phá sản. Vì vậy, việc đàm phán PPA với các dự án điện khí/LNG vẫn bế tắc. Hiện Tổng công ty Khí Việt Nam (PV GAS) đang đề nghị sản lượng điện phát hàng năm (Qc) dài hạn của đự án điện LNG trong hợp đồng bằng từ 75 - 80% sản lượng bình quân nhiều năm của các nhà máy điện khí chuẩn - nghĩa là bằng 75 - 80%x6.000 giờ = 4.500 - 4.800 giờ/năm.

Nếu các tình trạng vướng mắc như nêu trên không được khơi thông, mục tiêu đưa Chuỗi khí, điện Cá Voi Xanh - Chu Lai, Dung Quất cũng như đưa vào hàng loạt dự án điện LNG từ nay đến năm 2030 là bất khả thi, sẽ gây mất an ninh cung cấp điện rất nghiêm trọng.

Nhưng nếu đưa tất cả các dự án điện khí, hay LNG theo dạng bao tiêu sản lượng, sẽ phá vỡ nguyên tắc thị trường điện, kém cạnh tranh và làm tăng giá điện của người dùng cuối.

Các đề xuất - kiến nghị:

Với bối cảnh nhiều thách như trình bày ở trên, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã đề xuất với Ủy ban Thường vụ Quốc hội và Thủ tướng Chính phủ một số kiến nghị như sau:

Thứ nhất: Kiến nghị các cấp thẩm quyền sớm ban hành một số cơ chế, chính sách đặc thù cho phát triển khẩn cấp: Hai chuỗi dự án điện khí trong nước Lô B - Ô Môn (3.150 MW) và Cá Voi Xanh (3.750 MW); khoảng một nửa quy mô công suất điện gió ngoài khơi cần đưa vào khoảng 3.000 trên tổng 6.000 MW, cũng như khoảng 3 đến 4 dự án điện LNG với tổng quy mô công suất khoảng 6.000/22.400 MW trong Quy hoạch điện VIII. Nhìn nhận các dự án này thuộc loại “quan trọng, ưu tiên, cấp bách” với an ninh năng lượng quốc gia, tháo gỡ vướng mắc, thúc đẩy để triển khai nhanh chóng. Còn các dự án trong quy mô trên được thực hiện với hình thức thí điểm, sau đó rút kinh nghiệm để chọn hình thức phù hợp cho các dự án tiếp theo.

Với điện gió ngoài khơi, cơ chế đặc thù có thể cho phép một số tập đoàn, tổng công ty nhà nước được giao khảo sát, điều tra đo đạc các vùng biển đã được khoanh vùng trong Dự thảo Quy hoạch không gian biển quốc gia, làm cơ sở cho lập F/S và thiết kế sơ bộ cho một vài dự án điện gió ngoài khơi. Có thể áp dụng hình thức đầu tư PPP (đối tác công tư), trong đó thành phần kinh tế nhà nước nắm phần chi phối tại các dự án tiềm năng.

Với điện khí/LNG:

1. Cần có cơ chế đặc thù cho phép Bộ Công Thương giao EVN đàm phán Hợp đồng mua bán điện (PPA) với các chủ đầu tư sao cho đảm bảo huy động được vốn, mua được giá LNG theo giá kỳ hạn, ổn định.

2. Sản lượng điện hàng năm theo hợp đồng (Qc) có thể được duy trì “thời gian mở” (khoảng 5 năm đầu tiên), với tỷ lệ 75 - 80% sản lượng trung bình nhiều năm của nhà máy điện chuẩn theo Thông tư 57/2014/TT-BCT.

3. Giá khí trong nước được chuyển ngang sang giá điện.

4. Đối với nhập khẩu LNG cho các dự án của PVN, cơ chế cho phép PV GAS áp dụng quy trình mua phù hợp với đặc thù và thông lệ kinh doanh quốc tế.

Thứ hai: Chính phủ sớm thông qua sửa đổi Quyết định số 24/2017/QĐ-TTg ngày 30/6/2017 về Quy định cơ chế điều chỉnh mức giá bán lẻ điện bình quân, làm cơ sở để điều hành giá điện linh hoạt hơn, chu kỳ ngắn hơn và tính được đúng, đủ giá cả các yếu tố đầu vào của giá thành cung cấp điện. Đây là bước quan trọng nhất, cốt lõi nhất để triển khai thực sự thị trường điện, để thị trường quyết định mặt bằng giá điện. Nhà nước điều tiết để hài hòa giữa các thành phần của thị trường, từ người bán đến người mua.

Thứ ba: Chính phủ sớm thông qua nghị định về cơ chế mua bán điện trực tiếp (DPPA) làm cơ sở pháp lý cho thực hiện mua bán điện trực tiếp giữa các nhà sản xuất điện năng lượng tái tạo và các doanh nghiệp ở quy mô thí điểm, với tổng công suất các hợp đồng cho 1.000 MW đầu tiên. Đây cũng là cơ sở để triển khai thực sự thị trường bán buôn điện.

Thứ tư: Chính phủ sớm phê duyệt Kế hoạch thực hiện Quy hoạch điện VIII để triển khai các khâu nguồn - lưới đồng bộ. Kế hoạch có thể chưa chu toàn, nhưng sẽ được rà soát sau mỗi 6 tháng và 1 năm./.

BBT TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM