Nhiệt điện khí chờ cơ chế đột phá

Hoàn thiện cơ chế cam kết sản lượng điện hợp đồng tối thiểu

Theo báo cáo của Bộ Công Thương, Quy hoạch điện VIII đã xác định, đến năm 2030, tổng công suất nguồn điện của Việt Nam phải đạt khoảng 150.000 MW (gần gấp 2 lần so với hiện nay) để đáp ứng nhu cầu điện cho phát triển kinh tế và đời sống nhân dân. Đồng thời, phải chuyển đổi mạnh mẽ cơ cấu nguồn cung sang các nguồn điện sạch, ít phát thải để đạt mục tiêu Net zero. Tính trung bình từ nay đến năm 2030, mỗi năm cần đưa trên 10.000 MW nguồn điện mới vào vận hành, cùng hệ thống đường dây đấu nối, truyền tải điện....

Theo Bộ Công Thương, trong chủ trương và bối cảnh giảm dần nhiệt điện than, LNG là nguồn điện nền quan trọng điều tiết hệ thống. Đây là nguồn điện đảm bảo an ninh năng lượng quốc gia, là cơ sở quan trọng để phát triển năng lượng tái tạo.

Quy hoạch điện VIII đặt ra mục tiêu 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).

Các dự án điện khí LNG đều gặp nhiều khó khăn, vướng mắc trong triển khai thực hiện

Tuy nhiên, với dự án điện khí LNG, hiện chỉ có dự án nhiệt điện khí LNG Nhơn Trạch 3 và 4, công suất 1.624 MW là đang xây dựng, dự kiến vận hành năm 2025. Còn lại các dự án đều có nhiều khó khăn, vướng mắc trong triển khai thực hiện, trong đó chủ yếu liên quan đến việc huy động tài chính và ký kết hợp đồng mua bán nhiên liệu dài hạn, phần lớn là do chưa có cơ chế cam kết sản lượng điện hợp đồng tối thiểu.

Để thúc đẩy các dự án điện khí, Dự thảo Luật Điện lực (sửa đổi) đã có cơ chế huy động các dự án nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên trong nước tối đa theo khả năng cấp khí và các ràng buộc về nhiên liệu;

Cơ chế để phát triển các nhà máy điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng đảm bảo sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn (đối với từng trường hợp) và gắn với việc sử dụng chung hạ tầng kho cảng nhập nhiên liệu, đường ống khí để giảm giá thành sản xuất điện;...

Tuy nhiên, để đảm bảo tạo điều kiện thuận lợi cho việc phát triển các dự án nguồn điện trong tương lai, các chuyên gia cho rằng Dự thảo Luật cần đặt ra các chính sách rõ ràng, tháo gỡ được những vướng mắc, khó khăn cho các doanh nghiệp khi tham gia đầu tư, tạo lập được một hệ thống văn bản pháp luật về lĩnh vực năng lượng đồng bộ, thống nhất, hiệu quả đáp ứng nhu cầu về điện năng cho phát triển kinh tế - xã hội và cả cho xuất khẩu.

Đơn cử, khoản 8, Điều 5, Chương I dự thảo đã quy định “có cơ chế bảo đảm các nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng được bên mua điện cam kết sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn”. Tuy nhiên, theo một số chuyên gia, dự thảo Luật Điện lực cần chi tiết hơn theo hướng “có cơ chế để phát triển các nhà máy nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng như quy định tại khoản 6 Điều này”.

Lý do là, khoản 6 Điều 5 đã quy định khá chi tiết: “Có cơ chế phát triển các dự án điện phù hợp với cấp độ phát triển của thị trường điện cạnh tranh trên cơ sở bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia và an ninh tài chính quốc gia, bảo đảm lợi ích của Nhà nước và nhân dân, ổn định kinh tế vĩ mô trong từng thời kỳ, bao gồm: sản lượng điện hợp đồng tối thiểu dài hạn và thời gian áp dụng, nguyên tắc tính giá điện, bảo đảm thực hiện dự án đầu tư; thời hạn của chính sách đối với từng trường hợp.”

Trong giá thành phát điện của nhà máy điện LNG, thành phần giá biến đổi điều chỉnh theo chi phí LNG chiếm từ 75%-85%. Hợp đồng mua LNG thường được thực hiện theo 02 hình thức chính là Hợp đồng mua dài hạn (Hợp đồng term) có thời hạn từ 5 đến 15 năm và Hợp đồng mua theo chuyến (Hợp đồng Spot). Khi ký các hợp đồng dài hạn, các nhà máy điện sẽ được đảm bảo nguồn cung LNG ổn định. Giá LNG, xét về dài hạn, thường thấp hơn so các hợp đồng mua chuyến. Do vậy, các nhà máy điện LNG thường ký các hợp đồng dài hạn với khối lượng LNG cam kết đủ lớn để đảm bảo hoạt động ổn định, liên tục và hiệu quả của Nhà máy.

Chủ đầu tư một dự án điện khí cho hay: Nếu không có Qc dài hạn, nhà máy sẽ không có cơ sở để cam kết khối lượng khí dài hạn và chỉ có thể xem xét mua theo hợp đồng dài hạn với khối lượng cam kết Qc tối thiểu (khoảng 21% sản lượng phát nhiều năm) và phần còn lại sẽ mua theo chuyến. Điều này sẽ làm tăng giá điện lên cao, ảnh hưởng tới thị trường điện Việt Nam và không đảm bảo được sản lượng điện phát khi hệ thống yêu cầu.

Điện khí cần phát triển theo chuỗi gắn với kho cảng khí hóa lỏng trung tâm

Bên cạnh đó, các dự án nhiệt điện sử dụng khí thiên nhiên hóa lỏng cần phát triển theo chuỗi, gắn với kho cảng khí hóa lỏng trung tâm, tận dụng cơ sở hạ tầng, hệ thống đường ống vận chuyển sẽ giúp đảm bảo hiệu quả tổng thể của chuỗi dự án, tăng nguồn thu của nhà nước và giảm giá thành sản xuất điện.

Bởi, các kho cảng LNG trung tâm công suất lớn sẽ giúp Việt Nam tăng cường khả năng dự trữ cung ứng LNG, đảm bảo an ninh năng lượng, giảm các tác động tiêu cực khi thị trường LNG thế giới có biến động. Việc phát triển đường ống dẫn khí từ kho LNG trung tâm đến các nhà máy điện khí LNG không những chỉ để cung cấp khí cho các nhà máy điện mà còn có thể phát triển cung cấp nguồn khí nhiên liệu sạch, thân thiện môi trường cho các khu công nghiệp dọc theo đường ống.

Cho đến nay Việt Nam mới chỉ có duy nhất kho cảng trung tâm LNG Thị Vải 1 triệu tấn/năm của PV GAS đã đưa vào vận hành từ tháng 7/2023

Hiện nay, trong quá trình triển khai Quy hoạch Điện VIII, các nhà đầu tư nhà máy điện khí LNG đang đầu tư theo hướng đầu tư kho cảng nhập LNG riêng lẻ, phân tán theo cấu hình: “1 Trung tâm Điện lực (Nhà máy điện) + 1 Kho cảng nhập LNG và tái hóa khí (hoặc FSRU)”. Điều này có nghĩa có bao nhiêu nhà máy điện thì sẽ xuất hiện bấy nhiêu kho cảng nhập LNG và tái hóa khí xuất hiện phủ kín dọc theo suốt chiều dài bờ biển Việt Nam. Điều này sẽ không tận dụng được hạ tầng cơ sở hiện hữu để tối ưu chi phí đầu tư và giảm giá thành điện

Cần cơ chế chuyển ngang giá khí thiên nhiên làm nhiên liệu đầu vào

Để thúc đẩy đầu tư các dự án điện khí, trong văn bản kiến nghị mới nhất, Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) cũng đề nghị thực hiện cơ chế chuyển ngang giá khí thiên nhiên làm nhiên liệu đầu vào, phản ánh đầy đủ các chi phí đầu tư và sản xuất cho các dự án điện khí.

Bởi lẽ, các mỏ khí thiên nhiên hiện hữu đã ở trong giai đoạn suy giảm sản lượng, trong khi các nguồn khí thiên nhiên từ các cấu tạo đã phát hiện của Việt Nam được ước tính sơ bộ có thể thu hồi lên tới hàng trăm tỷ m3. Tuy nhiên, các cấu tạo này đều nằm tại các khu vực nước sâu, xa bờ và chưa có cơ sở hạ tầng, đòi hỏi nhu cầu đầu tư lớn và ứng dụng khoa học công nghệ hiện đại, dẫn đến giá khí về đế bờ khá cao.

Để phát triển đưa vào khai thác các mỏ khí này cần có các cam kết từ các nhà máy điện. Tuy nhiên, hiện chưa có các quy định pháp lý để giúp cho các nhà máy điện có thể cam kết (sản lượng, giá khí) khi mua bán khí với Petrovietnam/Chủ mỏ (Bên cung cấp khí). Do vậy, Petrovietnam cho rằng cần có các quy định pháp lý trong Luật Điện lực (sửa đổi) lần này.

Cụ thể, điểm a, b khoản 8 Điều 5 đã có các quy định đảm bảo về sản lượng tiêu thụ. Tuy nhiên, cần bổ sung thêm quy định về chuyển ngang giá khí sang giá điện, phản ánh đầy đủ các chi phí đầu tư và sản xuất cho các dự án điện khí.

Mặt khác, dự thảo Luật Điện lực hiện nay mới chỉ cho phép không thông qua đấu giá quyền sử dụng đất, đấu thầu lựa chọn nhà đầu tư với các dự án thủy điện mở rộng và dự án cải tạo hoặc nâng cấp lưới điện được chấp thuận cho nhà đầu tư sở hữu dự án hiện hữu.

Petrovietnam kiến nghị quy định này cần được mở rộng cho tất cả các dự án đầu tư nguồn điện mở rộng. Bởi lẽ, ngoài các dự án thủy điện thì nhiều loại hình công nghệ nhà máy điện khác cũng đầu tư mở rộng. Nếu bó hẹp chỉ có dự án thủy điện sẽ gây khó khăn cho các nhà đầu tư trong trường hợp cần thực hiện Dự án đầu tư mở rộng theo quy định của Luật Đầu tư.

P.V