Cơ hội và thách thức trong việc sử dụng LNG cho Việt Nam

MTXD - Quy hoạch điện VIII đã được phê duyệt đến năm 2030 với tổng công suất các nhà máy điện phục vụ nhu cầu trong nước là 150.489 MW, trong đó nguồn điện khí là 22.400 MW, chiếm tỷ lệ 14,9% so với tổng công suất toàn hệ thống với năng lực sản xuất điện năng dự kiến là 83 tỷ kWh/năm.

Như vậy, kể cả nguồn nhiệt điện khí trong nước và LNG thì đến năm 2030 sẽ đạt 37.330 MW, tương ứng 24,8% tổng công suất nguồn điện, chiếm tỷ trọng lớn nhất trong cơ cấu nguồn điện (trong đó nhiệt điện khí trong nước là 14.930 MW chiếm 9,9% và nhiệt điện LNG là 22.400 MW chiếm 14,9%). Trong khi đó, 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 - nguồn điện duy nhất không bị ảnh hưởng bởi thời tiết so với thủy điện, điện gió, 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 giảm thiểu khí gây ô nhiễm SOx, NOx so với các nhà máy điện chạy than và dầu. Việc đưa LNG vào sử dụng còn là phù hợp với cam kết của Chính phủ tại COP26 về xu hướng sử dụng nhiên liệu giảm phát thải. Như vậy, có thể thấy: Việc nhập khẩu LNG cho sản xuất điện là xu hướng tất yếu không chỉ để cung cấp cho các dự án điện khí LNG mới, mà còn là cấp thiết để bù đắp cho nguồn khí nội địa cung cấp cho các nhà máy điện khí hiện hữu sẽ bị thiếu hụt trong tương lai tới.

Mặc dù giá thành cao, nhưng LNG sẽ là lựa chọn khả thi để bổ sung cùng với phát triển năng lượng tái tạo nhằm thay dần cho nhiệt điện than để bảo vệ môi trường. Dù đã giảm đáng kể số nhà máy và công suất, nhưng sự biến động của giá LNG thế giới hiện nay và khó dự đoán trong tương lai khiến việc triển khai các dự án gặp thách thức lớn, do đầu vào của các dự án điện LNG phụ thuộc hoàn toàn vào nhập khẩu LNG. Nhưng nếu giá LNG tiếp tục tăng cao lên tới mức 40-50 USD/1 triệu BTU thì có lẽ sẽ không còn phủ hợp để lựa chọn dạng năng lượng này để tăng công suất phát cho hệ thống trong giải đoạn hiện nay đến năm 2030. Ngoài ra, việc hoàn toàn phụ thuộc vào nhập khẩu LNG sẽ tiếp tục làm tăng sự phụ thuộc về năng lượng của Việt Nam đối với thị trường năng lượng truyền thống quốc tế, theo đó, dẫn đến nguy cơ làm suy yếu an ninh năng lượng của nước ta trong dài hạn

Những khó khăn khi phát triển dự án điện LNG

Hiện nay, có 15 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 TTE ngày 15/5/2023. Tuy nhiên, tiến độ chuẩn bị đầu tư xây dựng, vận hành các nhà máy điện LNG 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 đưa dự án vào vận hành thi 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 khi và các dự án nguồn điện nền vào sử dụng đúng tiến độ là rất quan trọng. Để đảm bảo triển khai các dự án này đúng tiến độ cần sự phối hợp vô cùng quan trọng của chủ dự án với chính quyền địa phương nơi bố trí địa điểm xây dựng, đó là việc quan tâm chỉ đạo thực hiện một số vấn đề liên quan đến công tác đền bù, giải phóng mặt băng, hạ tầng, môi trường. Thực tế việc triển khai dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 do Tổng công ty Điện lực Dầu khí (PVPower) làm chủ đầu tư cùng LNG Bạc Liêu do Cty Delta Offshore-(IPP nước ngoài) cho thấy, không phải dự án cứ năm trong Quy hoạch điện được ban hành là sẽ thông đồng, bên giọt, triển khai tới đích nhanh như mong đợi. Mặc dù dự án điện LNG Nhơn Trạch 3&4 được triển khai từ năm 2017, 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 Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN). Hiện tại Bộ Công Thương vẫn chưa ban hành khung giá phát điện cho Nhà máy điện LNG thi 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 lắng đến hiệu quả của dự án.

Ảnh minh họa - Internet

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 có giá thành phát điện rẻ hơn. Trong hợp đồng PPA giữa nhà đầu tư nguồn điện LNG và EVN, do bị “chặn trên’ về mặt bằng giá bán điện, cái khó là EVN hiện chưa có chính sách về chia sẻ rủi ro giữa hai bên, nhất là các điều khoản về thanh toán, điều này cũng đang gây khó khăn cho nhà đầu tư dự án. 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.

Dự án điện 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 12/2023 cũng chưa biết bao giờ kết thúc đàm phán giá điện và PPA. Gốc rễ khiến các dự án điện 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 cho nền kinh tế.

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 LNG này, giá điện sản xuất sẽ 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 thậm chí đến 40 USD/1 triệu BTU, thì giá bán điện tương ứng sẽ là 9,03 UScent/kWh - 15,5 UScent/kWh - 22,07 UScent/kWh - 28,6 UScent/kWh. Để phát triển 22.400 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 bán điện hợp lý và dễ chấp nhận hơn. Tuy nhiên, hiện chưa có khung giá phát điện của các dự án điện LNG, nên cũng chưa biết nên đàm phán mức bao nhiêu là hợp lý, bởi nếu chỉ nhìn với mức giá LNG trên thế giới trong thời gian qua có những lúc lên tới 30 USD/1 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 cho các hộ tiêu thụ điện, các cơ quan giám sát tài chính của EVN khó lòng chấp nhận được, nên EVN cũng chẳng thể quyết được việc mua bán này. Các chuyên gia và doanh nghiệp có liên quan đến dự án điện LNG đều cho biết, nhà máy điện LNG muốn bán điện ở mức giá 8 - 9 UScent/kWh, thì giá LNG đầu vào phải quanh mức 12 USD/1 triệu BTU. Nếu mức giá LNG lên tới 40-50 USD/1 triệu BTU, thì giá bán điện không thể dưới 20 UScent/kWh - mức khó có thể bán được cho EVN ở tương lai gần. 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 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.

Các giải pháp thúc đẩy phát triển dự án điện LNG

Theo Quy hoạch điện VIII, tổng công suất nguồn điện khí LNG vào 2030 là 23.400 MW, trong đó 17.900 MW đã có dự án, được chuyển từ Quy hoạch điện VII điều chỉnh, còn khoảng 5.600 MW sẽ được phát triển mới thời gian tới. Trong tổng 22.400 MW điện LNG, đến nay mới chỉ có 2 dự án đang triển khai xây dựng là Hiệp Phước I với công suất 1.200 MW và Nhơn Trạch III&IV với công suất 1.500 MW. Đến năm 2035 quy mô nguồn điện LNG cũng chỉ tăng đến 25.400 MW nhưng đã bắt đầu đốt kèm hydro khoảng 10%. Sau năm 2035 sẽ không tăng thêm nguồn điện này, và các nhà máy sẽ dần chuyển sang đốt kèm, tiến tới đốt hoàn toàn hydro/amoniac.

Các dự án điện LNG có nhiều thách thức về nguồn cung và giá cả biến động nhanh, xu hướng giá cả tăng, giảm khó lường. Do vậy việc đặt ra xây dựng các nhà máy dùng LNG cần được xem xét kỹ càng về tính khả thi, cũng như tác động của giá LNG đến giá điện trong ngắn và trung hạn. Trong bối cảnh giá LNG có nhiều biến động, đặc biệt tác động của xung đột Nga – Ukraine làm giá LNG hiện thời tăng vọt nên có thể phải vài ba năm nữa giá mới ổn định, nhưng thị trường LNG sẽ khốc liệt hơn trước do khối EU sẽ tăng nhập khẩu từ các thị trường xuất khẩu truyền thống để bù đắp thiếu hụt nguồn cung khí đốt từ Liên bang Nga, trong khi Việt Nam mới bắt đầu gia nhập phía các nhà nhập khẩu. Hiện nay trong nước mới chỉ có Tổng công ty khí Việt Nam (PVGas) là đơn vị đã đầu tư xây dựng công trình kho LNG đầu tiên và hiện đại với bồn chứa có dung tích tồn trữ 180.000 m3, đạt công suất qua kho trung bình 1 triệu tấn LNG/năm. Giai đoạn 2 dự kiến nâng công suất lên 3 triệu tấn LNG/năm. Kho chứa LNG Thị Vải đã được chính thức khánh thành vào ngày 29/10/2023 và trở thành hạ tầng kho LNG đầu tiên của Việt Nam trong quá trình chuyển dịch năng lượng. Tuy nhiên, đây có thể không phải là đơn vị nhập khẩu LNG duy nhất của nước ta bởi các chủ đầu tư dự án điện LNG cũng sẽ tự tìm nguồn cung LNG riêng, từ đó có thể xẩy ra tình trạng loạn giá. Để đầu tư các dự án điện khí LNG có hiệu quả về kinh tế, cần thiết thực hiện một số giải pháp sau:

1/ Về giá nhập khẩu LNG: Để tránh loạn giá nhập khẩu LNG thì rất cần vai trò của Chính phủ, ngành ngoại giao, các bộ liên quan hỗ trợ nhà đầu tư để tìm kiếm và hợp tác với các nhà xuất khẩu thích hợp, đảm bảo giá LNG ổn định trong dài hạn. Hiện tại giá LNG về Việt Nam khoảng 10-12 USD một triệu BTU, cộng các chi phí (tồn trữ, tái hóa, vận chuyển), giá giao tới các nhà máy tăng thêm 2 USD, tương đương 12-14 USD. Mức này cao gấp 1,5 lần giá khí nội địa, dẫn tới tăng chi phí phát điện của các nhà máy và mua điện của EVN trong bối cảnh cân đối tài chính khó khăn.

2./Các dự án nguồn điện LNG thuộc dạng ‘chuỗi phức hợp, từ cảng nhập khẩu, kho chứa LNG đến hệ thống tái hóa khí và nhà máy điện. Vì vậy cần đầu tư quy mô 4 tổ máy, từ 3.000 MW trở lên mới hiệu quả kinh tế, nếu chỉ đầu tư 2 tổ máy, và giãn tiến độ thời gian dài của 2 tổ máy sau, dự án sẽ kém khả thi, kém hiệu quả.

3./ Khi tích hợp với tỷ lệ cao các nguồn điện tái tạo biến đổi (ĐMT, điện gió), hệ thống điện vận hành an toàn sẽ có xu hướng giảm số giờ vận hành của các nguồn nhiệt điện, gây khó khăn hơn cho nguồn điện khí. Vì vậy phần sản lượng điện “trên-bao tiêu” của điện khí/ LNG sẽ do thị trường quyết định, nhưng nếu quy định về sản lượng bao tiêu khí – điện tối thiểu không đảm bảo hoàn vốn cho nhà đầu tư, dự án sẽ khó có thể thực hiện được. Mặt khác, cơ chế chuyển ngang giá khí sang giá điện sẽ làm cơ sở xác định hiệu quả dự án và để các tổ chức tín dụng có thể thu xếp vốn cho vay, nhưng các điểm nói trên lại đẩy rủi ro cho người người mua điện một khi mặt bằng giá LNG tăng lên cao hơn dự báo.

Đánh giá chung

Việc phát triển các dự án điện LNG là xu thế tất yếu trong quá trình chuyển dịch năng lượng của nước ta. Để đạt được mục tiêu hạn chế sự gia tăng nhiệt độ toàn cầu và ngăn chặn biến đổi khí hậu quá mức, tất cả các nước trên thế giới đã nhất trí phải khẩn cấp cắt giảm sâu lượng khí thải trong thời gian tới. Giải pháp cho vấn đề này chính là tăng cường sử dụng khí thiên nhiên và phát triển năng lượng tái tạo. Ở thời điểm hiện tại, việc sản xuất điện từ các nguồn tái tạo vẫn chưa thực sự là giải pháp tối ưu và bền vững

vì tính khả dụng (kinh tế/kỹ thuật) còn chưa cao. Năng lượng mặt trời không thể phát điện vào ban đêm, còn năng lượng gió phụ thuộc vào tốc độ của gió, trong khi công nghệ pin lưu trữ chưa đáp ứng được tính kinh tế- kỹ thuật trong giai đoạn hiện nay. Do đó, khí tự nhiên chính là một mảnh ghép quan trọng để thay thế và cắt giảm lượng phát thải carbon. So với than đá, khí đốt chỉ tạo ra 1/2 lượng CO2 và 1/10 chất gây ô nhiễm không khí khác (Nox, Sox, bụi...). Các nhà máy đốt khí có quá trình xây dựng nhanh hơn và linh hoạt hơn - dễ dàng khởi động, hoặc dừng hoạt động. Vì vậy, đối với nước ta, việc xây dựng các dự án điện LNG từ nay đến năm 2035 là nhu cầu cần thiết để đảm bảo an ninh năng lượng, phát triển kinh tế đất nước song song với hiện thực hóa những cam kết của Việt Nam tại COP26 về việc phấn đấu đạt phát thải ròng bằng ‘0 (Net zero) vào năm 2050. Để thực hiện mục tiêu này, nhập khẩu và tiêu thụ khí tự nhiên hoá lỏng (LNG) để phát điện chính là ưu tiên hàng đầu của Việt Nam trong giai đoạn hiện nay đến năm 2035 - đây cũng là cơ hội và thách thức trong việc đảm bảo an ninh năng lượng, phục vụ nhu cầu phát triển kinh tế của đất nước.

TS. NGUYỄN HUY HOẠCH

HĐKH Tạp chí NLVN