Quy hoạch quốc gia ưu tiên phát triển điện khí/LNG

Theo Quy hoạch phát triển điện lực quốc gia thời kỳ 2021 – 2030 tầm nhìn đến năm 2050 (Quy hoạch điện VIII) được Chính phủ phê duyệt vào tháng 5/2023, tỷ lệ điện khí nói chung, điện LNG nói riêng chiếm tỷ trọng cao nhất trong cơ cấu nguồn điện quốc gia. Cụ thể, đến năm 2030, điện khí và LNG sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 24,8% tổng công suất nguồn điện, trong đó nhiệt điện khí là 14.930 MW, chiếm 9,9% và nhiệt điện LNG là 22.400 MW chiếm 14,9%; so sánh với nhiệt điện than, thủy điện, điện gió trên bờ và ngoài khơi lần lượt chiếm tỷ trọng là 20%, 19,5% và 18,5%.

Với cơ cấu nguồn điện như trên, cùng với định hướng đến năm 2050 không còn sử dụng than cho phát điện thì vai trò chạy nền của các nhà máy điện khí trong hệ thống điện là điều tất yếu vì là nguồn điện duy nhất không bị ảnh hưởng bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió và điện mặt trời. Ngoài ra, lợi thế của điện khí là tính sẵn sàng cao, công suất lớn với dải điều chỉnh rộng, thời gian đáp ứng nhanh, giảm thiểu phát thải khí nhà kính CO2, đặc biệt là giảm thiểu khí gây ô nhiễm SOx, NOx so với các nhà máy điện chay than và dầu. Việc đưa LNG vào sử dụng còn phù hợp với cam kết của Chính phủ tại Hội nghị Liên hợp quốc về biến đổi khí hậu (COP26) với mục tiêu trung hòa carbon vào năm 2050 và xu hướng sử dụng nhiên liệu giảm phát thải trên toàn cầu.

Tại "Diễn đàn phát triển thị trường khí Việt Nam" diễn ra vào sáng 22/11, ông Tăng Hữu Phong - Tổng biên tập Báo Sài Gòn Giải Phóng cho biết: "Phát triển điện khí là phù hợp với chủ trương của Việt Nam trong Quy hoạch điện 8 để đảm bảo cung cấp điện cho hệ thống và giảm phát thải khí nhà kính ra môi trường; bù đắp thiếu hụt năng lượng cho hệ thống và đảm bảo đa dạng nguồn cung cấp nhiên liệu; là nguồn dự phòng khi tỷ trọng của các nguồn điện năng lượng tái tạo tăng cao trong cơ cấu nguồn, đảm bảo ổn định cung cấp điện cho hệ thống".

Diễn đàn phát triển thị trường khí Việt Nam đề cập tới việc phát triển điện khí LNG

Ông Bùi Quốc Hùng - Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo, cho biết: "Cam kết của Việt Nam tại COP26 được thể hiện thông qua Quy hoạch điện 8, việc điều chỉnh lại cơ cấu nguồn điện theo từng giai đoạn tới năm 2045, trong đó có điện khí. Nghị quyết 55/NQ-BCT của Bộ Chính trị về định hướng Chiến lược phát triển năng lượng quốc gia của Việt Nam đến năm 2030, tầm nhìn đến năm 2045 với yêu cầu phải chú trọng phát triển nhanh chóng nhiệt điện khí LNG, đồng thời phải ưu tiên phát triển hạ tầng nhập khẩu và phân phối LNG".

Ông Bùi Quốc Hùng - Phó Cục trưởng Cục Điện lực và Năng lượng tái tạo

Theo Quy hoạch điện 8, khối lượng hydro cần thiết để thay thế nguồn LNG nhập khẩu đến năm 2035 khoảng 0,7-1,4 triệu tấn, năm 2045 khoảng 9,5-11,3 triệu tấn, năm 2050 khoảng 16-17,4 triệu tấn. Ước tính sơ bộ cho thấy tiềm năng năng lượng tái tạo trong nước đảm bảo sản xuất đủ hydro xanh cho sản xuất điện.

Hiện Quy hoạch điện 8 đưa ra mục tiêu chuyển đổi 18 GW điện than vào năm 2030 được thay thế bằng 14 GW điện khí LNG và 12-15 GW nguồn năng lượng tái tạo. Nghĩa là, đến năm 2030 sẽ phát triển 23.900 MW điện khí, tương đương tỷ trọng hơn 16% cơ cấu nguồn điện, tập trung chủ yếu ở miền Bắc để đảm bảo nguồn điện chạy nền cho khu vực này. Theo tính toán, nhu cầu nhập khẩu LNG sẽ tăng lên, đạt khoảng 14-18 tỷ m3 vào năm 2030 và khoảng 13-16 tỷ m3 vào năm 2045.

Thách thức trong phát triển điện khí

Tuy nhiên, ông Tăng Hữu Phong cho rằng trong phát triển điện khí, thách thức trước tiên là nguồn cung và giá khí hoá lỏng hoàn toàn phụ thuộc nhập khẩu. Việt Nam không chủ động được nguồn cấp khí hóa lỏng do hoàn toàn phải nhập khẩu loại nhiên liệu này. Do vậy, trong bối thế giới có nhiều thay đổi khó lường, giá nhiên liệu khí hóa lỏng biến động thất thường và thường chiếm tỷ lệ từ 70-80% giá thành điện năng sản xuất, nên việc xây dựng cơ chế giá phù hợp để thích nghi với những thay đổi giá nhiên liệu, nhưng không tác động quá lớn tới giá bán lẻ điện là thách thức rất lớn với Việt Nam.

Bên cạnh đó, theo các chuyên gia, các vướng mắc trong việc triển khai các dự án điện khí hiện nay vẫn là đàm phán giá điện do bên mua là Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) tính toán giá mua đang cao hơn giá bán lẻ điện bình quân mà EVN bán ra; chưa ban hành khung giá phát điện cho các nhà máy điện khí hóa lỏng; khung pháp lý cho các dự án khí hóa lỏng chưa hoàn thiện; việc thu xếp vốn cho dự án khí hóa lỏng gặp nhiều khó khăn do cần đáp ứng yêu cầu của các tổ chức tài chính về các điều kiện bảo lãnh, cam kết để dự án đầu tư có hiệu quả.

Trong khi đó, từ nay đến năm 2030 chỉ còn 7 năm nữa để các dự án khí hóa lỏng triển khai và đi vào vận hành. "Nếu như chúng ta không nhanh chóng tháo gỡ những vướng mắc thì việc triển khai các dự án khí hóa lỏng sẽ gặp trở ngại lớn, đồng thời sẽ ảnh hưởng đến bảo đảm an ninh năng lượng quốc gia", ông Tăng Hữu Phong nhận định.

Các doanh nghiệp vẫn "lo lắng" đối với các dự án LNG

Hiện nay, các vấn đề vướng mắc, gây lo lắng, bất an cho các doanh nghiệp là các cơ chế chính sách cho LNG vẫn chưa được thống nhất, hoàn thiện, gặp nhiều khó khăn, phức tạp, đặc biệt là các cơ chế để đưa được nguồn LNG ra thị trường, cung cấp cho các nhà máy điện; đàm phán giá, cước phí, hợp đồng mua bán điện;…

Hiện tại, Bộ Công Thương vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho các Nhà máy điện khí LNG thì việc cam kết tổng sản lượng mua điện hàng năm (Qc) và bao tiêu sản lượng khí hằng năm cũng khiến nhà đầu tư lo hiệu quả của dự án. Bởi việc cam kết sản lượng điện phát và tiêu thụ khí hằng năm là rất quan trọng, là cơ sở để các ngân hàng xem xét tài trợ tín dụng cho dự án cũng như mua được nguồn LNG giá tốt thông qua hợp đồng mua LNG dài hạn để giá điện rẻ hơn.

Kho cảng LNG Thị Vải. Ảnh: Petrovietnam

Bên cạnh đó, để hỗ trợ việc nhập khẩu, kinh doanh LNG hiệu quả, các chuyên gia cho rằng, cần chấp thuận chủ trương bổ sung LNG là nguồn khí thay thế khi nguồn khí nội địa đang suy giảm; có cơ chế bao tiêu tối thiểu để xác định khối lượng nhập khẩu dài hạn; … và tương tự như ở các quốc gia phát triển, cần có cơ chế chuyển ngang bao tiêu khối lượng khí và giá khí LNG tái hóa cùng với các quy định cụ thể về cấp có thẩm quyền phê duyệt nguyên tắc xác định giá LNG nhập khẩu, cước phí vận chuyển khí, tồn trữ, phân phối LNG,... để có cơ sở ký kết hợp đồng mua bán khí LNG tái hóa với các nhà máy điện. Đặc biệt, cần xây dựng một khung pháp lý và chính sách ổn định liên quan đến việc nhập khẩu/tiêu thụ LNG.

Có thể thấy, các vấn đề vướng mắc liên quan đến cơ chế mua bán khí thiên nhiên hóa lỏng LNG, cơ chế cấp LNG cho khách hàng điện hết sức khó khăn, tác động trực tiếp đến hiệu quả hoạt động kinh doanh sản phẩm mới này, cũng như tạo ra các rủi ro cho các dự án điện, khí LNG.

Ông Phạm Văn Phong – Tổng Giám đốc PV GAS cho biết, tiêu thụ khí của điện rất thấp, năm sau thấp hơn năm trước khi điện khí thường xuyên không được ưu tiên huy động. Năm 2023, dự kiến tiêu thụ khí của điện giảm khoảng 18% so với năm 2022 và được dự báo tiếp tục giảm trong năm 2024, ảnh hưởng đến sản xuất, đưa khí về bờ. Tổng lượng khí về bờ của PV GAS trong năm 2024 dự báo chỉ khoảng 6,3 tỷ m3, thấp hơn nhiều so với mức dự kiến 7,7 tỷ m3 của năm 2023. Cùng với đó, các cơ chế để cung cấp LNG cho điện hết sức khó khăn, dự báo trong năm 2024 vẫn chưa thể bán được LNG cho điện.

Những vấn đề trên cho thấy các cơ chế, chính sách đối với lĩnh vực LNG đang là điểm nghẽn lớn cho phát triển, cần được tập trung xử lý, hoàn thiện, để đảm bảo cho hoạt động sản xuất, kinh doanh, đầu tư của doanh nghiệp trong lĩnh vực này, hướng đến hiện thực hóa các mục tiêu về LNG trong chiến lược năng lượng quốc gia, góp phần đảm bảo an ninh năng lượng và đáp ứng yêu cầu về chuyển dịch năng lượng theo xu hướng xach, sạch, bên vững phù hợp với xu thế chung trên toàn cầu.