Rủi ro tiến độ đầu tư nguồn điện khí LNG, điện gió ngoài khơi theo Quy hoạch điện VIII

Giải pháp tiến độ Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn trong bối cảnh có thêm phát sinh mới Nhằm góp phần tháo gỡ bế tắc, thúc đẩy tiến độ triển khai Chuỗi khí, điện Lô B - Ô Môn, Hội đồng Khoa học Tạp chí Năng lượng Việt Nam đã có các nghiên cứu, đánh giá, phân tích về những điều kiện tiên quyết để có Quyết định đầu tư (FID) và vấn đề chi phí lịch sử, giá bán khí, bao tiêu khí v.v... Từ đó, gợi mở một số phương pháp tiếp cận Chuỗi dự án này trong bối cảnh mới. Rất mong nhận được sự chia sẻ, góp ý, phản biện của quý vị.

Gợi ý giải pháp thúc đẩy các dự án nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII Kiểm điểm giai đoạn trên 10 năm phát triển nguồn điện ở Việt Nam vừa qua đã cho thấy: Chậm trễ (thậm chí không thể triển khai đầu tư) nhiều nguồn điện truyền thống do bế tắc về vốn đầu tư, nhiên liệu, quy định pháp luật, công tác điều hành, năng lực của một số chủ đầu tư... Bài viết dưới đây, chuyên gia Tạp chí Năng lượng Việt Nam phân tích nguyên nhân cản trở tiến độ phát triển nguồn điện trong điều chỉnh Quy hoạch điện VII và gợi ý một số giải pháp thúc đẩy các dự án nguồn điện trong Quy hoạch điện VIII.

Theo Quy hoạch điện VIII: Tổng công suất nguồn điện đến năm 2030 là 150.000 - 160.000 MW (gần gấp đôi tổng công suất đặt hiện nay). Như vậy, bảo đảm cung ứng điện và an ninh năng lượng quốc gia đến năm 2030 là thách thức rất lớn - vừa phải tăng rất nhanh về quy mô, vừa phải chuyển đổi mạnh về cơ cấu để tiệm cận mục tiêu trung hòa các bon, cũng như phát triển cân đối các vùng, miền, cân đối giữa nguồn và truyền tải.

Đặc biệt, việc phát triển nguồn điện chạy nền của nước ta trong thời gian tới được dự báo sẽ có nhiều khó khăn, thách thức: Thủy điện cơ bản gần hết dư địa để phát triển, chỉ có thể phát triển thêm một số công trình thủy điện cột nước thấp và thủy điện nhỏ; nhiệt điện than sẽ không được phát triển thêm sau 2030 theo cam kết với quốc tế để tiến tới đạt Net Zero vào năm 2050. Vì thế, phát triển nhiệt điện khí (cả khí tự nhiên trong nước và LNG nhập khẩu) là hướng đi tất yếu và có vai trò rất quan trọng trong việc bảo đảm cung cấp điện ổn định cho nền kinh tế, thúc đẩy chuyển dịch năng lượng ở Việt Nam. Bởi nguồn điện LNG có khả năng chạy nền, khởi động nhanh, sẵn sàng chạy phủ đỉnh bổ sung và cung cấp điện nhanh cho hệ thống khi các nguồn điện năng lượng tái tạo giảm phát, đồng thời ít phát thải CO2 hơn so với nhiệt điện than. Điện khí LNG có khả năng đạt hơn 90% hệ số công suất nếu được huy động khi cần thiết, không gặp phải tình trạng gián đoạn và phụ thuộc vào thiên nhiên như điện gió, hay điện mặt trời.

Cùng với điện khí LNG, phát triển điện gió ngoài khơi đến năm 2030 dự kiến đạt 6.000 MW và quy mô có thể tăng thêm trong trường hợp công nghệ phát triển nhanh làm giảm giá thành sản xuất điện, cũng như chi phí truyền tải hợp lý.

Vấn đề phát triển điện khí:

Hiện nay, chúng ta có 13 dự án điện LNG đã được Thủ tướng Chính phủ phê duyệt trong Danh mục các dự án quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện tại Quyết định 500/QĐ-TTg ngày 15/5/2023. Theo đó, tới năm 2030 sẽ có 22.400 MW điện khí LNG, chiếm 14,9% tổng nguồn điện của cả nước, với năng lực sản xuất dự kiến là 83 tỷ kWh.

Tuy nhiên, tiến độ chuẩn bị đầu tư xây dựng, vận hành các nhà máy điện là khá dài, trong khi chúng ta hầu như chưa có kinh nghiệm phát triển loại hình nguồn điện này. Nếu tính từ lúc có Quy hoạch đến khi có thể vận hành, nhanh nhất cũng mất khoảng 8 năm, thậm chí có dự án trên 10 năm. Việc thực hiện chậm tiến độ các nguồn điện, đặc biệt chậm phát triển nguồn điện nền sẽ gây hậu quả rất nghiêm trọng tới an ninh năng lượng điện quốc gia. Vì vậy, việc đề ra các giải pháp chủ yếu để sớm đưa các dự án điện khí và các dự án nguồn điện nền vào sử dụng đúng tiến độ là rất quan trọng.

Thực tế cho thấy, để đảm bảo triển khai các dự án điện khí LNG đúng tiến độ cần sự phối hợp vô cùng quan trọng của chính quyền địa phương (nơi bố trí địa điểm xây dựng), đó là quan tâm chỉ đạo thực hiện một số vấn đề liên quan đến công tác đền bù, giải phóng mặt bằng, hạ tầng, môi trường…

Qua việc triển khai dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 do Tổng công ty Điện lực Dầu khí (PVPower) làm chủ đầu tư, cùng dự án LNG Bạc Liêu do Cty Delta Offshore (IPP nước ngoài) cho thấy: Không phải dự án cứ nằm trong Quy hoạch điện được ban hành là sẽ thông đồng, bén giọt, triển khai tới đích nhanh như mong đợi.

Mặc dù dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4 được triển khai từ năm 2017, nhưng 2 năm trở lại đây gần như dẫm chân tại chỗ trong việc đàm phán giá điện và Hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Hiện tại Bộ Công Thương vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho nhà máy điện khí LNG, thì việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) từ phía EVN và bao tiêu sản lượng khí hàng năm cũng khiến nhà đầu tư lo ngại về hiệu quả của dự án. Trong khi đó, 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 tài trợ 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.

Về công tác thu xếp vốn cho dự án cũng gặp thách thức không nhỏ, bởi đây là dự án điện độc lập nên phải tự thu xếp vốn mà không có bảo lãnh của Chính phủ như trước đây. Vì vậy, việc thu xếp vốn khó khăn hơn, chi phí vay cao hơn. Chưa kể việc thu xếp vốn phụ thuộc vào PPA, nhưng công tác đàm phán PPA lại kéo dài, chưa biết lúc nào kết thúc.

Còn với dự án điện khí LNG Bạc Liêu đầu tư có 100% vốn nước ngoài đã được cấp Chứng nhận đầu tư từ đầu năm 2020, tới nay là tháng 7/2023 cũng chưa biết bao giờ kết thúc đàm phán giá điện và PPA. Gốc rễ khiến các dự án điện khí LNG hiện đang trì trệ chính là giá bán điện cho EVN (theo tính toán đang cao hơn giá bán lẻ điện bình quân mà EVN bán ra).

Tại Quy hoạch điện VIII, giá LNG (quy về năm 2020, không tính trượt giá) đến Việt Nam được dự báo là 10,6 USD/1 triệu BTU (giai đoạn 2021 - 2045) và giá đến nhà máy điện trung bình là 11,8 USD/1 triệu BTU. Với mức giá này, giá điện sản xuất ra vào khoảng 9,2 UScent/kWh.

Theo tính toán của các chuyên gia về lập quy hoạch điện, với một dự án 3.200 MW, khi giá LNG dao động từ 10 USD đến 20 USD, 30 USD và 40 USD/MMBTU, thì giá bán điện tương ứng sẽ là 9,03 UScent/kWh, 15,5 UScent/kWh, 22,07 UScent/kWh và 28,6 UScent/kWh.

Để phát triển khoảng 22.000 MW điện khí từ LNG, nhu cầu nhập khẩu LNG hàng năm sẽ khoảng 15 - 17 triệu tấn.

Rào cản lớn nhất hiện nay của các nhà máy điện khí LNG vẫn là giá thành sản xuất điện cao, nhiên liệu đầu vào cho sản xuất điện phụ thuộc hoàn toàn vào nhập khẩu. Vì thế, các nhà máy cần được chạy ở phụ 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 nên 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.

Từ các tính toán nêu trên, các cơ quan giám sát tài chính của EVN khó lòng chấp nhận và cũng không thể quyết được việc mua bán này.

Ngoài ra, việc cam kết về chuyển đổi ngoại tệ, bảo đảm nghĩa vụ thanh toán cho EVN và bồi thường thiệt hại khi chấm dứt PPA, chuyển giá khí LNG sang giá bán điện, bao tiêu sản lượng điện… nhằm tới mục tiêu đảm bảo hiệu quả của dự án khi chưa có giá điện được xác định chính thức cũng là vấn đề cần được xem xét thấu đáo.

Về phát triển điện gió ngoài khơi:

Cũng như các dự án nhiệt điện khí LNG, việc phát triển điện gió ngoài khơi Việt Nam hiện nay mới bắt đầu. Do vậy, để đạt được tổng công suất 6.000 MW vào năm 2030 cần phải có những nỗ lực rất lớn của nhà đầu tư, cũng như việc bổ sung các cơ chế, chính sách của nhà nước để phát triển loại hình nguồn điện này.

Về điện gió ngoài khơi, hiện chúng ta vẫn chưa có quy định về thủ tục, trình tự, hồ sơ, quản lý hoạt động đo đạc, quan trắc, điều tra, khảo sát, đánh giá tài nguyên biển, gió của cơ quan nhà nước có thẩm quyền. Chưa ban hành đủ các quy định về đầu tư xây dựng cho loại hình điện gió ngoài khơi (định mức, đơn giá, năng lực hành nghề, phòng cháy chữa cháy, cấp công trình, quản lý của cơ quan nhà nước…). Hệ thống cơ sở hạ tầng như cảng biển, tàu biển, phương tiện phụ trợ hiện nay đa phần chưa đáp ứng được các yêu cầu về thi công, vận hành. Dữ liệu về điều kiện tự nhiên chưa có và chưa đầy đủ. Về năng lực và kinh nghiệm, Việt Nam chỉ có một vài dự án điện gió nhỏ (gần bờ) đã được đầu tư, do vậy, chưa có kinh nghiệm trong quản lý, đầu tư, thiết kế, xây dựng, vận hành các nhà máy điện gió lớn ngoài khơi (xa bờ).

Theo tính toán về thời gian đầu tư: Một dự án điện gió ngoài khơi cần 7 - 8 năm để hoàn thành. Để đáp ứng được mục tiêu đề ra, nhà nước cần tiếp tục hoàn thiện khung khổ pháp lý, đưa ra các cơ chế, chính sách nhằm hài hòa lợi ích của các nhà đầu tư điện khí LNG, điện gió ngoài khơi và khách hàng sử dụng điện, cụ thể như sau:

Thứ nhất: Cần cập nhật tính pháp lý liên quan đến việc nhập khẩu LNG.

Thứ hai: Ban hành bộ quy chuẩn, tiêu chuẩn kỹ thuật an toàn về thiết kế, xây dựng, vận hành cơ sở hạ tầng nhập khẩu LNG để nhập khẩu khoảng 8 tỷ m3 vào năm 2030 và khoảng 15 tỷ m3 vào năm 2050.

Thứ ba: Phê duyệt Quy hoạch không gian biển quốc gia, ban hành các quy định của pháp luật về đầu tư, xây dựng nhằm hướng dẫn, hoàn thiện chính sách pháp luật về đầu tư, vận hành điện gió ngoài khơi.

Thứ tư: Cần có chính sách thu hút đầu tư, cũng như nâng cấp hệ thống cơ sở hạ tầng (cảng biển, tàu biển, phương tiện phụ trợ...).

Chỉ còn 7 năm nữa là đến mốc thời gian 2030, trong khi phát triển nguồn điện khí LNG và điện gió ngoài khơi của chúng ta đang ở “vạch số 0”. Nếu không có sự chỉ đạo quyết liệt của Chính phủ, của các bộ, ban, ngành liên quan, chính quyền địa phương (có dự án), sự tham gia tích cực của các nhà đầu tư... thì mục tiêu công suất 2 nguồn điện nêu trên theo Quy hoạch điện VIII khó có thể đạt được và khả năng thiếu điện sau năm 2030 có thể sẽ xảy ra./.

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH - TẠP CHÍ NĂNG LƯỢNG VIỆT NAM