Chương trình phát triển nguồn điện theo phương án điều hành cho biết, năm 2030, tổng công suất các nhà máy điện đạt khoảng 145.900MW (không tính điện mặt trời mái nhà và các nguồn đồng phát). Trong đó, nhiệt điện than đạt khoảng 37.470MW (gần 26%), thủy điện đạt gần 20%, nhiệt điện sử dụng khí nội 10%, điện khí LNG khoảng 16,4%, điện gió trên bở đạt 11%, điện mặt trời tập trung 6%, điện gió ngoài khơi khoảng 5%...
Liên quan tới nhóm các dự án nhiệt điện khí LNG, tổng công suất dự kiến phát triển đến năm 2030 sẽ là khoảng 23.900MW (gồm các dự án đã có trong quy hoạch điện VII điều chỉnh và 4 dự án dự kiến đưa vào Quy hoạch điện VIII).
Được biết, 4 dự án (tổng công suất 6.000MW) dự kiến đưa vào quy hoạch điện VIII tại khu vực miền Bắc, gồm: Thái Bình (1.500MW), Nghi Sơn (1.500MW), Quỳnh Lập (1.500MW), Quảng Trạch 2 (1.500MW). Trong số này, có 2 dự án mới là Thái Bình và Nghi Sơn, còn lại 2 dự án khác (đã có trong quy hoạch điện VII điều chỉnh) sẽ chuyển đổi nhiên liệu từ than sang sử dụng khí LNG là Quỳnh Lập và Quảng Trạch 2. Theo kế hoạch, tiến độ nhanh nhất của các dự án này sẽ vào khoảng 2028-2030.
Nhóm 11 dự án đã đươc duyệt, bổ sung trong quy hoạch điện VII điều chỉnh có tổng công suất gần 18.000MW. Cụ thể gồm: Nhơn Trạch 3,4 (1.500MW), Hiệp Phước giai đoạn 1 (1.200MW), Bạc Liêu (3.200MW), Sơn Mỹ 1 (2.250MW), Sơn Mỹ 2 (2.250MW), Long An 1 (1.500MW), Cà Ná (1.500MW), Quảng Ninh 1 (1.500MW), Long Sơn (1.500MW), Hải Lăng (1.500MW). Trong số này, theo Bộ Công thương, đang tồn tại khó khăn đối với các trường hợp thực hiện theo hình thức IPP.
Điển hình, tại dự án IPP do nhà đầu tư trong nước thực hiện (Nhơn Trạch 3,4 do PV Power làm chủ đầu tư, Hiệp Phước của Công ty TNHH Hiệp Phước), khó khăn lớn lớn nhất là thu xếp vốn từ các tổ chức tín dụng trong và ngoài nước. Mặc dù vậy, các dự án đang triển khai đúng tiến độ quy hoạch, Bộ Công thương nhấn mạnh.
Đồng thời, đối với các dự án IPP có tham gia của nhà đầu tư nước ngoài (như Bạc Liêu của Công ty Delta Offshore Energy (DOE), Long An 1,2 của Liên danh Vinacapital – GS Energy; Quảng Trị của Liên danh T&T Group và Tổ hợp nhà đầu tư Hàn Quốc), rủi ro thường gặp là các tổ chức cho vay vốn thường đưa ra những yêu cầu bảo lãnh ngặt nghèo của Chính phủ, nhiều khi vượt quá khuôn khổ pháp lý hiện hành.
Điển hình là trường hợp dự án Bạc Liêu, chủ đầu tư DOE yêu cầu trong hợp đồng PPA phải cam kết nhiều nội dung như sau:
Về bao tiêu sản lượng điện, nếu bên mua (EVN) không mua/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 thỏa thuận giữa hai bên.
Giá LNG và các chi phí liên quan trong PPA sẽ được áp dụng cơ chế chuyển giá nhiên liệu vào giá bán điện.
Chủ đầu tư cũng yêu cầu hợp đồng PPA cần phải quy định Chính phủ (hoặc cơ quan được 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 đến vận hành của nhà máy và doanh thu của dự án.
Hợp đồng PPA có quy định về đảm bảo của Chính phủ (Bộ Tài chính hoặc một cơ quan do Chính phủ chỉ định) về việc sẽ thay thế EVN thanh toán tiền điện cho bên bán điện trong trường hợp EVN không còn chức năng là một bên mua bán điện theo hợp đồng PPA, hoặc EVN rơi vào tình trạng mất khả năng thanh toán tạm thời ở một thời điểm nhất định.
Trong trường hợp PPA phải chấm dứt do EVN không có khả năng thanh toán, nhà đầu tư yêu cầu Chính phủ (Bộ Tài chính hoặc một cơ quan do Chính phủ chỉ định) bồi thường thiệt hại trực tiếp và các thiệt hại phát sinh thực tế do vi phạm hợp đồng.
Về cam kết chuyển đổi ngoại tệ ra nước ngoài và tỷ giá hối đoái, DOE yêu cầu được đảm bảo của Chính phủ (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. Được chuyển đổi ngoại tệ theo tỷ giá công bố chính thức của Ngân hàng Nhà nước Việt Nam từ nguồn dự trữ ngoại tệ quốc gia đảm bảo doanh thu tính theo USD đủ trang trải các nghĩa vụ trả nợ…
Tại thời điểm tính toán các vấn đề kỹ thuật phục vụ ban hành Nghị quyết 55, tính toán cơ cấu nguồn điện tối ưu chưa xét đến chi phí ngoại sinh (chi phí xã hội phải gánh chịu trong quá trình phát triển điện lực), vì vậy vào năm 2030 nguồn nhiệt điện than chiếm công suất lớn (khoảng 55GW), nguồn điện khí đạt 22GW, tổng công suất các nguồn nhiệt điện khoảng 77GW.
Quy hoạch điện VIII đã đưa chi phí ngoại sinh vào tính toán nên quy mô các nguồn nhiệt điện than năm 2030 giảm mạnh (đạt 37GW), thấp hơn 18GW so với quy mô trong Nghị quyết 55, phù hợp với xu hướng phát triển của Việt Nam, hướng tới mục tiêu phát thải ròng bằng ‘0’ vào năm 2050.
Theo Nghị quyết 55, Việt Nam cần đủ năng lực nhập khẩu khoảng 8 tỷ m3 khí LNG vào năm 2030, khoảng 15 tỷ m3 khí vào năm 2045. Khi phải giảm khoảng 18GW điện than vào năm 2030 nhằm đáp ứng cam kết của Việt Nam tại Hội nghị COP26, Quy hoạch điện VIII đã thay thay thế công suất điện than này bằng khoảng 14GW nguồn điện nền sạch hơn là điện LNG, còn lại bù bằng 12-15GW các nguồn năng lượng tái tạo (do số giờ vận hành các dự án nguồn năng lượng tái tạo chỉ bằng khoảng 1/3 (đối với điện gió) và 1/4 (đối với điện mặt trời) so với các nguồn điện than hoặc khí).
Vì vậy, nhu cầu nhập khẩu LNG tăng lên (đạt khoảng 14-18 tỷ m3 vào năm 2030 và khoảng 13-16 tỷ m3 vào năm 2045) là cơ bản phù hợp với Nghị quyết 55.
Bộ Công thương giải thích về sự phù hợp của quy hoạch nguồn điện LNG với Nghị quyết 55
