Các dự án điện từ khí LNG đang gặp khó khăn vì không có bảo lãnh Chính phủ lẫn không được bao tiêu sản phẩm. Trong ảnh: Nhà máy Nhiệt điện Nhơn Trạch 2.

Dự án mới gặp khó

Trao đổi với báo giới gần đây, ông Nguyễn Duy Giang, Phó tổng giám đốc Tổng công ty Điện lực dầu khí Việt Nam (PV Power) cho biết, hiện khó khăn lớn nhất trong triển khai Dự án Nhiệt điện Nhơn Trạch 3&4 chạy khí LNG là đàm phán hợp đồng mua bán điện (PPA) giữa PV Power với Tập đoàn Điện lực Việt Nam (EVN) kéo dài và vướng mắc.

Dù đã đàm phán PPA hơn 2 năm, nhưng vẫn chưa hoàn thiện để ký kết. Vướng mắc chính có thể kể tới là việc cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm (Qc) từ phía EVN.

“PV Power đã chính thức đề xuất mức sản lượng bao tiêu hàng năm là 90% và thời gian áp dụng là 15 năm kể từ khi nhà máy vận hành thương mại, phù hợp với thời gian trả nợ vay của dự án. Tuy nhiên, bên mua điện cho rằng, điều này chưa từng có tiền lệ, phải xin ý kiến các cấp có thẩm quyền. Hiện tại, chúng tôi đang tập trung tháo gỡ khó khăn, vướng mắc. Vẫn còn nhiều bất cập cần có sự trợ giúp của Chính phủ, các bộ, ngành. Thực tế thời gian vừa qua, có nhiều vấn đề cần tháo gỡ đã làm chủ đầu tư lúng túng vì không rõ cấp thẩm quyền để kiến nghị”, ông Giang chia sẻ.

Tại cuộc họp thúc tiến độ các dự án điện khí LNG mới đây của Bộ Công thương, ông Thái Thanh Phong, Phó giám đốc Sở Công thương Đồng Nai cũng cho hay, hiện 2 nhà máy điện LNG Nhơn Trạch 3&4 đang được triển khai thực hiện đúng tiến độ, dự kiến phát điện thương mại các tổ máy số 1 vào năm 2024 và năm 2025. Tuy nhiên, dự án còn gặp một số khó khăn vướng mắc liên quan đến mua - bán khí LNG nhập khẩu, các quy định về giá khí, xử lý lưu kho… khiến việc triển khai ký kết hợp đồng khó khăn. Bên cạnh đó, EVN chưa có ý kiến thống nhất với chủ đầu tư về giá mua bán điện.

Không riêng dự án điện khí LNG Nhơn Trạch 3&4 gặp khó, các doanh nghiệp đầu tư dự án điện khí LNG đều cho rằng, vướng mắc lớn nhất trong việc triển khai các dự án điện LNG hiện nay vẫn là đàm phán giá điện và bao tiêu sản lượng điện hàng năm. Bên cạnh đó, giá nhập khẩu LNG cao cũng là trở ngại khiến các doanh nghiệp cân nhắc.

Ông Nguyễn Duy Giang cũng cho biết, Nhơn Trạch 3&4 là dự án điện LNG đầu tiên tại Việt Nam, nên chưa có tiền lệ nào đối với hợp đồng bao tiêu về sản lượng cho loại dự án này. Do vậy, PV Power cho phép các dự án điện khí LNG được phép chuyển ngang chi phí giá khí sang giá điện, cam kết sản lượng điện phát hàng năm (Qc) dài hạn phù hợp để đảm bảo công tác thu xếp vốn.

Đồng thời, có cơ chế cụ thể để khuyến khích đầu tư các dự án điện LNG phục vụ việc vận hành ổn định lưới điện; sớm hoàn thiện và ban hành các tiêu chuẩn kỹ thuật, quy phạm của Việt Nam trong việc xây dựng kho cảng và nhập khẩu khí LNG, hay xem xét giảm thuế nhập khẩu LNG và các thiết bị, máy móc xây dựng nhà máy điện; giảm thuế thu nhập cho doanh nghiệp đầu tư phát triển năng lượng xanh để thúc đẩy đầu tư.

“Trong bối cảnh hiện nay, nếu không có bảo lãnh Chính phủ, vừa không được bao tiêu điện, doanh nghiệp sản xuất điện khó có thể triển khai các dự án đúng tiến độ và hiệu quả. Nếu không giải được bài toán trên, thì không chỉ dự án Nhơn Trạch 3&4, các dự án LNG khác cũng không thể triển khai được”, ông Giang nhận xét.

Cần lưu ý, những dự án điện từ LNG được xem là góp phần giúp Việt Nam thực hiện cam kết của Thủ tướng Chính phủ tại COP26 về mục tiêu đạt phát thải ròng bằng 0 vào năm 2050. 

Nhà máy cũ chạy LNG nhập khẩu cũng gặp thách thức

Mới đây, EVN cho hay, khả năng cấp khí Đông Nam Bộ của Tập đoàn Dầu khí Việt Nam (Petrovietnam) và Tổng công ty Khí (PV Gas) cho phát điện có sự suy giảm mạnh từ năm 2020 trở đi, do các mỏ khí bước vào thời kỳ suy giảm sản lượng.

PV Gas cũng đã thông báo với EVN, dự kiến khả năng cấp khí thiên nhiên khu vực Đông Nam Bộ năm 2024 ở mức 3,06 tỷ m3, năm 2025 ở mức 2,61 tỷ m3 - chỉ đáp ứng khoảng 33% so với nhu cầu nhiên liệu của các nhà máy điện và đề xuất sử dụng LNG là nhiên liệu bổ sung, thay thế.

Để đảm bảo nhiên liệu cho phát điện, PV Power đã đề xuất EVN xem xét chấp thuận phương án bổ sung LNG nhập khẩu, đồng thời đàm phán phụ lục hợp đồng mua bán điện để sử dụng nguồn nhiên liệu này.

Trước thực tế, nguồn cung cấp khí thiên nhiên trong nước ngày càng suy giảm, thì việc bổ sung nguồn nhiên liệu khí LNG nhập khẩu cho các nhà máy điện hiện hữu đang sử dụng nguyên liệu khí đầu vào được EVN cho là cần xem xét.

Đặc biệt, đối với Dự án Nhà máy Nhiệt điện BOT Phú Mỹ 2.2 và Phú Mỹ 3 sau khi bàn giao lại cho phía Việt Nam vào năm 2024 (Phú Mỹ 3) và năm 2025 (Phú Mỹ 2.2) sẽ chỉ sử dụng được nhiên liệu LNG nhập khẩu.

Điều này là do lượng khí thiên nhiên nội địa được cam kết cho Phú Mỹ 3 và Phú Mỹ 2.2 trong các hợp đồng liên quan cũng kết thúc do hết thời gian thực hiện Hợp đồng BOT và bên bán khí đã phân bổ hết cho các hộ tiêu thụ hiện hữu khác thông qua các hợp đồng dài hạn.

Tuy nhiên, việc bổ sung LNG nhập khẩu cho phát điện hiện đang gặp một số khó khăn vướng mắc. Đó là, giá LNG về Việt Nam hiện nay, theo nghiên cứu của các tư vấn ở mức 10 - 12 USD/triệu BTU, cộng cả các chi phí tồn trữ - tái hóa - vận chuyển thì giá khí LNG sau tái hóa đến hàng rào các nhà máy điện Phú Mỹ sẽ ở mức 12 - 14 USD/triệu BTU, gấp 1,5 lần so với giá khí nội địa hiện hữu.

Việc này sẽ dẫn đến tăng chi phí phát điện của các nhà máy điện, tăng chi phí mua điện của EVN để bán ra cho nền kinh tế.

Với diễn biến giá nhiên liệu biến động mạnh và ảnh hưởng của thị trường quốc tế trong thời gian vừa qua, việc chấp thuận các cam kết, ràng buộc về bao tiêu nhiên liệu cũng được EVN cho là cần phải được xem xét kỹ lưỡng, phù hợp với khả năng vận hành của nhà máy điện tại từng giai đoạn vận hành để giảm rủi ro trong thực hiện hợp đồng.

Ngoài ra, EVN cũng đề nghị, trường hợp PV Gas là đơn vị vận hành các đường ống dẫn khí hiện hữu thì cần tính toán lại giá cước vận chuyển khí đối với các đường ống đã vận hành trước đây, đã thu hồi hết chi phí đầu tư, cũng như không tính trùng các chi phí khi bổ sung nguồn khí LNG và báo cáo Bộ Công thương phê duyệt theo đúng Luật Giá.