Khó khăn bủa vây điện khí LNG

Tổng công suất đặt các nguồn điện đến 2030 theo quy hoạch điện VIII vào khoảng 150,5GW, gần gấp đôi tổng công suất đặt hiện nay. Trong đó, khoảng 30.400MW công suất các nguồn điện khí phải đầu tư xây dựng mới với 10 dự án khí trong nước và 13 dự án LNG.

Các dự án này đều thuộc danh mục các dự án quan trọng, ưu tiên đầu tư của ngành điện tại Quyết định 500/QĐ-TTg.

Theo quy hoạch điện VIII, tới năm 2030 sẽ hoàn thành 13 dự án điện khí LNG, trong năm 2024 hoàn thành Nhơn Trạch 3, Nhơn Trạch 4 sử dụng khí LNG. Tuy nhiên, hiện nay hợp đồng mua bán điện, LNG chưa hoàn thành, do đó nguy cơ khó đưa vào khai thác sử dụng do các đơn vị tiêu thụ điện chưa có cam kết cụ thể.

Nhơn Trạch 3 và 4 đã đầu tư, hoàn thành nhưng có nguy cơ không đưa vào vận hành đúng hẹn. Đến nay, báo cáo khả thi nhiệt điện Ô Môn 3 và 4 chưa được phê duyệt, nên việc kịp đưa vào chạy thử năm 2026 vẫn là dấu hỏi.

Mục tiêu phát triển rất tham vọng như vậy nhưng theo TS. Nguyễn Quốc Thập, Chủ tịch Hội dầu khí Việt Nam, phát triển điện khí LNG đang đối diện với nhiều khó khăn chưa được giải quyết thấu đáo. Hệ quả rõ nhất là nguy cơ dẫn tới mất kiểm soát tiến độ của chuỗi các dự án điện khí LNG khi chỉ còn chừng 6 năm để về đích, nhằm góp phần đảm bảo an ninh năng lượng theo như yêu cầu của Chính phủ cũng như Bộ Công thương hơn 6 tháng trước.

Những nút thắt cơ bản của điện khí LNG cơ bản xoay quanh hành lang pháp lý, cơ chế chính sách, cam kết về tiêu thụ cũng như chưa đảm bảo về truyền tải.

Đây là những vấn đề không mới nhiều năm qua, nhưng đang dần trở nên nóng trước đòi hỏi về chuyển đổi xanh, phát triển bền vững cũng như cam kết giảm phát thải C02 đang đếm ngược tới thời hạn thực hiện.

Điển hình, là việc thiếu khung pháp lý để hoàn thành đàm phán và ký kết các thỏa thuận pháp luật, kinh tế lẫn thương mại giữa các chủ thể trong chuỗi dự án điện khí LNG.

Cũng theo ông Thập, câu chuyện bảo lãnh cũng gây khó cho nhà đầu tư thời gian qua. Cụ thể, dù đã bỏ bảo lãnh Chính phủ nhưng các doanh nghiệp lại chưa đủ hành lang pháp lý để bảo lãnh thay thế. Điều này khiến các dự án gặp khó khăn hơn cho hợp đồng mua bán điện.

Thách thức tiếp theo là bảo lãnh/bảo đảm chuyển đổi ngoại tệ, nội tệ và nghĩa vụ thanh toán quốc tế về nhập khẩu LNG vẫn tồn tại nhiều năm qua. “Khi mua LNG thì doanh nghiệp thường trả bằng ngoại tệ nhưng thu bằng tiền đồng. Nhà đầu tư phải chuyển đổi tiền nhưng yêu cầu phải bảo lãnh về khối lượng và tỷ giá”, Chủ tịch Hội dầu khí Việt Nam cho biết.

Thực chất, bài toán này đã được Bộ Công thương đề cập tới từ 2 năm trước, khi tính toán điện khí LNG sẽ chiếm khoảng 16% tổng công suất các nhà máy điện đến năm 2030 nhưng đa số đều gặp khó, thậm chí sức ép từ các tổ chức cho vay với những đề nghị cam kết vượt khuôn khổ pháp lý.

Ví dụ như thực tế diễn ra ở các dự án IPP có tham gia của nhà đầu tư nước ngoài như dự án Bạc Liêu của Delta Offshore Energy (DOE); Long An 1,2 của liên danh Vinacapital – GS Energy hay Quảng Trị của liên danh T&T Group và tổ hợp nhà đầu tư Hàn Quốc.

Dự án điện độc lập (IPP) là dự án đầu tư xây dựng nguồn điện không sử dụng vốn ngân sách nhà nước để đầu tư, khai thác và bán điện theo quy định của pháp luật về điện lực.

Tại dự án Bạc Liêu, chủ đầu tư DOE yêu cầu được đảm bảo của Chính phủ (trực tiếp là Ngân hàng Nhà nước Việt Nam) cho phép công ty được tiếp cận với nguồn dự trữ ngoại hối của quốc gia để thanh toán các nghĩa vụ trả nợ theo cam kết định kỳ hàng tháng và để nhập khẩu nhiên liệu khí LNG cho nhà máy. 

Đồng thời, yêu cầu được chuyển đổi ngoại tệ theo tỷ giá công bố chính thức của Ngân hàng Nhà nước từ nguồn dự trữ ngoại tệ quốc gia đảm bảo doanh thu tính theo USD đủ trang trải các nghĩa vụ trả nợ.

Đáng chú ý, vấn đề khung giá phát điện cũng được nhắc tới trong hàng loạt điểm nghẽn ngăn trở phát triển điện khí LNG. Theo đó, việc ban hành khung giá phát điện cho nhà máy phát điện khí LNG đến nay vẫn ở trạng thái nghiên cứu xem xét và chưa thể ra đời. Nguyên nhân của tình trạng này là Luật Điện lực chưa cho phép thực hiện, trong khi Luật Giá đã cho phép tính đúng, tính đủ về cơ cấu giá thành.

Theo PGS.TS Ngô Trí Long, trong đầu tư một số nguồn điện, giá là một điểm nghẽn rất quan trọng. Điều hành giá điện ngoài việc theo cơ chế thị trường vẫn cần phải có sự điều tiết của Nhà nước.

Nhà nước cần phải điều tiết chính sách an sinh xã hội và nhằm phục vụ mục tiêu kinh tế vĩ mô. Trong bối cảnh đó, việc điều tiết giá điện cần có sự chỉ đạo sát sao của Chính phủ, Thủ tướng, cũng như các bộ ngành có liên quan.

Ông Long nhấn mạnh, đối với điện, khi quyết định giá phải tính đúng, tính đầy đủ chi phí, kịp thời để đủ bù đắp chi phí, có mức lãi nhất định mới có nguồn cung ứng đảm bảo.

Một thách thức khác đối với điện khí LNG nói riêng và một số dự án trọng điểm ngành điện nói chung như chuỗi dự án khí – điện Cá Voi Xanh, nhiệt điện miền Trung 1&2, Nhơn Trạch 3&4 là cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) và cam kết bao tiêu sản lượng khí LNG hàng năm.

Theo Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, thách thức lớn nhất với điện khí LNG đến từ thiếu cơ chế, chính sách cho mọi hoạt động của chuỗi khí điện LNG và tiêu thụ điện LNG; hành lang pháp lý cho hoạt động độc lập và tự chủ của Tập đoàn Dầu khí quốc gia Việt Nam (PVN), Tập đoàn Điện lực (EVN) còn thiếu khi Chính phủ không còn bảo lãnh cho các loại hình dự án.

Nếu đồng bộ các luật thì cần rất nhiều thời gian, một số bộ luật có thể kéo dài tới tận Quốc hội khóa sau. Do đó, giải pháp tốt nhất là cần có một nghị quyết chuyên đề của Quốc hội để triển khai song song với việc hoàn thiện khung pháp lý hiện hữu.

Giải pháp thứ hai là ở cấp Chính phủ, cần điều chỉnh cơ chế tài chính cho các tập đoàn EVN, PVN, Tập đoàn Công nghiệp than - khoáng sản (TKV) để có hành lang pháp lý thực hiện cam kết trong các chuỗi dự án năng lượng nói chung và điện khí LNG nói riêng.

Ngoài ra, một số hướng giải quyết khác được tính đến là mở rộng và phát triển thị trường tiêu thụ điện theo sát với mục tiêu trong các quy hoạch điện. Trong đó, quy hoạch, xây dựng tập trung và đồng bộ cụm kho cảng LNG, nhà máy điện và các khu công nghiệp/nhà máy có quy mô sử dụng điện đủ lớn. Thu hút và khuyến khích các nhà đầu tư các loại hình khu công nghiệp/nhà máy cam kết tiêu thụ điện dài hạn cùng với chuỗi nhà máy điện và kho cảng LNG.

Cập nhật và sửa đổi điều lệ và quy chế tài chính của các tập đoàn kinh tế nhà nước theo hướng đảm bảo các doanh nghiệp có cơ sở pháp lý để cam kết và thế chấp với các chủ thể trong hợp đồng mua bán LNG và mua bán điện.

Đồng thời, Chính phủ, Ngân hàng Nhà nước cam kết đảm bảo về khối lượng cho nhà đầu tư, tỷ giá sẽ do thị trường quyết định; khi đó, rủi ro sẽ do thị trường quyết định. Như vậy, nút thắt về cam kết bảo lãnh/bảo đảm chuyển đổi ngoại tệ/nội tệ và nghĩa vụ thanh toán quốc tế về nhập khẩu LNG được tháo gỡ, Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam kiến nghị.