Ảnh minh họa
Trong nước khó vốn, nước ngoài khó cam kết
Đề án Quy hoạch điện VIII kịch bản phụ tải cao đã đặt kế hoạch tổng công suất các nguồn điện khí LNG vào năm 2030 là 23.900 MW. Hiện tại, các dự án nguồn điện đã được Thủ tướng Chính phủ đồng ý bổ sung vào Quy hoạch điện II điều chỉnh là 17.900 MW. Nghĩa là, còn khoảng 6.000 MW điện khí LNG sẽ được “chỉ mặt đặt tên” trong thời gian ngắn nữa.
Trong số 17.900 MW điện khí LNG đã có tên và địa điểm, có 2 dự án do doanh nghiệp trong nước đầu tư là Nhơn Trạch 3&4 (1.500 MW) của Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam cùng Hiệp Phước (1.200 MW) của Công ty TNHH Hiệp Phước. Khó khăn nhất của các dự án này được Bộ Công thương đánh giá là thu xếp vốn từ các tổ chức tín dụng trong và ngoài nước.
Các dự án trên đang đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) để có thể thu xếp vốn cho dự án. Dù chưa đạt được thoả thuận trong PPA, nhưng chủ đầu tư cả hai dự án này vẫn đang chủ động triển khai nhiều hạng mục liên quan.
Đối với các dự án có sự tham gia của nhà đầu tư nước ngoài gồm Bạc Liêu, Long An 1&2, Quảng Ninh, Quảng Trị, tiến trình triển khai dự án có những thách thức nhất định. Đó là bởi các nhà đầu tư nước ngoài thường yêu cầu các điều kiện đảm bảo đầu tư không phù hợp với các quy định hiện hành của pháp luật Việt Nam.
Đơn cử, tại Dự án điện khí LNG Bạc Liêu, nhà đầu tư yêu cầu trong PPA phải cam kết nhiều điều kiện. Cụ thể, về bao tiêu sản lượng điện, nếu bên mua (EVN) không mua hoặc không tiếp nhận điện của nhà máy, thì phải chấp nhận cam kết nghĩa vụ bao tiêu sản xuất điện hoặc trả một khoản tiền nhất định cho sản lượng điện nhất định theo thoả thuận giữa hai bên.
Về giá LNG và các chi phí liên quan trong PPA, sẽ được áp dụng cơ chế chuyển giá nhiên liệu vào giá bán điện (pass through). Hoặc về đấu nối và truyền tải, hợp đồng PPA được yêu cầu phải quy định Chính phủ hoặc cơ quan do Chính phủ chỉ định đứng ra chịu trách nhiệm về các rủi ro liên quan đến tiến độ dự án đấu nối và truyền tải, các sự cố lưới điện và truyền tải trong thời gian hoạt động của dự án, ảnh hưởng trực tiếp tới vận hành và doanh thu của nhà máy…
Các yêu cầu trên của nhà đầu tư nước ngoài được Bộ Công thương đánh giá là “không phù hợp với các quy định pháp luật hiện hành”. Điều này dẫn tới việc khó hoàn thành đàm phán ký kết PPA cho dự án, tiến độ bị chậm, chưa kể khó có khả năng thực hiện.
Với các dự án điện khí LNG đầu tư theo hình thức BOT là Sơn Mỹ 1 và Sơn Mỹ 2, cũng được cho là sẽ mất nhiều thời gian để đàm phán bộ hợp đồng liên quan, nên tiến độ thực hiện thường bị kéo dài.
Nguồn cung, giá phụ thuộc nhập khẩu
Với nhu cầu sử dụng và tính cạnh tranh trên thị trường thế giới ngày càng tăng trong tương lai, trong khi nguồn cung có hạn, thì câu chuyện chuẩn bị hạ tầng nhập khẩu lẫn tạo quan hệ với các nước bán LNG cũng trở nên quan trọng với các nước có kế hoạch phát triển điện khí LNG như Việt Nam.
Ở khía cạnh giá bán, các số liệu đưa ra chỉ là dự báo và số tiền phải trả để mua LNG sẽ chỉ chính xác khi xuống tiền cho dự án cụ thể.
Tại Đề án Quy hoạch điện VIII, giá LNG (quy về năm 2020, không tính trượt giá) đến Việt Nam được dự báo là 10,6 USD/MMBTU giai đoạn 2021-2045 và giá đến nhà máy điện trung bình là 11,8 USD/MMBTU. Với mức giá này, giá điện sản xuất ra vào khoảng 9,2 UScent/kWh - cao hơn khoảng 1,1 UScent/kWh so với chi phí sản xuất điện bình quân của hệ thống.
Theo tính toán của các chuyên gia về lập quy hoạch điện, với một dự án cỡ 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 - 22,07 UScent - 28,6 UScent/kWh.
Và để phát triển 23.900 MW điện khí từ LNG, thì nhu cầu nhập khẩu LNG hàng năm sẽ khoảng 15-17 triệu tấn.
Với thực tế toàn bộ nguồn điện khí LNG phụ thuộc hoàn toàn vào nhập khẩu từ nguyên liệu tới giá, vấn đề đảm bảo an ninh năng lượng chắc chắn phải được tính toán rõ ràng và có các phương án thay thế để tránh bị động trước những tình huống bất ngờ.
