Nguồn khí nội địa đang vơi hụt

Theo ông Trần Anh Khoa, Ban Nguồn và phát triển thị trường, Tổng công ty Khí Việt Nam (PV Gas), hiện nay, nguồn khí nội địa cho sản xuất điện đang suy giảm nhanh chóng qua từng năm. Năm 2023, khí cấp cho sản xuất điện khu vực Đông Nam bộ còn khoảng 4,3 tỷ m³ /năm và Tây Nam bộ còn khoảng 1,4 tỷ m³ /năm. Dự báo đến năm 2030, khí cấp cho sản xuất điện khu vực Đông Nam bộ chỉ còn khoảng 1 tỷ m³ /năm và Tây Nam bộ chỉ còn khoảng 0,6 tỷ m³ /năm.

Đại diện PV Gas cho rằng, với định hướng đến năm 2050 không còn sử dụng than để phát điện thì nhập khẩu LNG để sản xuất điện là tất yếu, không chỉ để cung cấp cho các dự án điện khí LNG mới theo quy hoạch, mà còn bù đắp nguồn khí cho các nhà máy điện khí hiện hữu sẽ bị thiếu hụt trong tương lai. Tổng Giám đốc PV Gas Phạm Văn Phong cũng khẳng định, việc nhập khẩu LNG là xu thế năng lượng quan trọng và không thể đảo ngược trên thị trường năng lượng toàn cầu. Đây là giải pháp tối ưu để bổ sung kịp thời lượng khí tự nhiên thiếu hụt do nguồn cung khí nội địa suy giảm.

Hiện nay, PV Gas là đơn vị duy nhất được nhập khẩu LNG, và đơn vị này đã bắt đầu đưa kho cảng LNG Thị Vải vào vận hành từ tháng 7-2023, công suất giai đoạn 1 là 1 triệu tấn/năm và đang triển khai giai đoạn 2 nâng công suất lên 3 triệu tấn/năm vào năm 2026. Ở khu vực Nam Trung bộ, PV Gas cùng Tập đoàn AES (Hoa Kỳ) đang triển khai dự án kho cảng LNG Sơn Mỹ, dự kiến vận hành từ năm 2026, công suất giai đoạn 1 là 3,6 triệu tấn/năm và giai đoạn 2 nâng công suất lên 6 triệu tấn/năm. Tại miền Bắc, PV Gas đang có kế hoạch đầu tư kho cảng LNG phía Bắc, công suất giai đoạn 1 là 3 triệu tấn/năm và giai đoạn 2 là 6 triệu tấn/năm. Như vậy, PV Gas đang tiên phong xây dựng cơ sở hạ tầng cho việc nhập khẩu và cung cấp LNG cho thị trường.

Doanh nghiệp lo ngại nhiều rủi ro

Tuy nhiên, theo TS Nguyễn Quốc Thập - Chủ tịch Hội Dầu khí Việt Nam, hiện có rất nhiều thách thức trong triển khai các dự án điện khí LNG. Hàng loạt vấn đề chưa được xem xét, thống nhất như: bỏ bảo lãnh Chính phủ, nhưng các doanh nghiệp lại chưa đủ hành lang pháp lý để bảo lãnh thay thế (thông qua điều lệ và quy chế tài chính của các tập đoàn kinh tế nhà nước như EVN, PVN); bảo lãnh, bảo đảm chuyển đổi ngoại tệ - nội tệ và nghĩa vụ thanh toán quốc tế về nhập khẩu LNG; chưa có khung giá phát điện cho nhà máy phát điện khí LNG, cam kết tổng sản lượng điện mua hàng năm, chưa có cam kết bao tiêu sản lượng khí hàng năm, cam kết về hệ thống truyền tải và đấu nối của dự án…

Theo TS Nguyễn Quốc Thập, cần thực hiện ngay các giải pháp cấp bách như: có cơ chế để các chủ thể nhà máy điện khí LNG được quyền đàm phán bán điện trực tiếp với các hộ tiêu thụ điện, và EVN là một trong số đó; các chủ thể nhà máy điện được quyền mua trực tiếp LNG và thuê kho cảng tàng trữ, tái hóa khí; các nhà máy điện có thể đầu tư bổ sung đường dây truyền tải và đấu nối. Khi đó, giá bán điện sẽ do bên mua và bán thỏa thuận. TS Nguyễn Quốc Thập nêu quan điểm: “Hoạt động của chuỗi LNG và điện khí LNG phải do thị trường điều chỉnh, tuân theo quy luật của thị trường, tương tự như các nước đã làm”.

Bên cạnh đó, thách thức với các đơn vị kinh doanh, nhập khẩu LNG là nếu theo quy hoạch đến năm 2030, để đáp ứng đủ khí cho 13 dự án nhiệt điện LNG hoạt động, cần có hệ thống kho chứa dung tích lên tới khoảng 15-18 triệu tấn LNG/năm. Nhưng hiện Việt Nam chỉ có duy nhất dự án kho chứa LNG Thị Vải, với công suất 1 triệu tấn LNG/năm. Nếu tính cả công suất giai đoạn 2 thì cũng chưa đủ.

Đồng thời, theo yêu cầu đến năm 2050, để đáp ứng mục tiêu trung hòa carbon như cam kết của Chính phủ tại Hội nghị COP26, các nhà máy điện LNG sẽ phải chuyển sang đốt kèm hydro, hoặc chạy hoàn toàn bằng hydro. Như vậy, các dự án, kho cảng LNG sẽ chỉ có khoảng 20 năm vận hành trước khi nhà máy điện chuyển sang đốt kèm hoặc chạy hoàn toàn bằng hydro.

Trong một số trường hợp (chẳng hạn như tiến độ chậm), có thể các dự án này không đủ thời gian thu hồi vốn. Do đó, để giảm rủi ro cho doanh nghiệp, một số chuyên gia đề nghị cần xem xét giải pháp điều chỉnh lộ trình chuyển đổi nhiên liệu của các nhà máy điện từ khí trong nước và LNG sang hydro với tiến độ phù hợp, tạo điều kiện thuận lợi và đủ thời gian để các nhà đầu tư thu hồi vốn. Một số chuyên gia cũng cho rằng, giá LNG thường cao và phụ thuộc biến động thị trường, yêu cầu đầu tư rất lớn vào kho bãi, cơ sở hạ tầng tái hóa khí, phương tiện vận chuyển khí...

Do đó, với các dự án điện khí, cần tính toán tổng chi phí giá điện sản xuất từ LNG để phản ánh đúng thực tế trước khi quyết định đầu tư. Ngoài ra, các doanh nghiệp đầu tư dự án điện khí LNG hiện cũng lo ngại rằng giá LNG nhập khẩu có xu hướng cao, sẽ khiến họ phải cân nhắc trước những rủi ro, biến động địa chính trị từ nay đến năm 2030. Bởi giá LNG tăng mạnh hoặc liên tục biến động sẽ gây khó khăn trong xác định hiệu quả dự án điện khí LNG, đàm phán giá điện.

Phía đơn vị nhập khẩu và phân phối khí cũng đề nghị, để tránh tình trạng quy hoạch các nhà máy điện khí phân bố rải rác trên cả nước, nên phát triển hạ tầng kỹ thuật điện khí LNG theo mô hình các kho cảng LNG trung tâm để cấp nhiên liệu cho các trung tâm nhiệt điện vệ tinh. Đây sẽ là phương án tối ưu về chi phí cho tất cả các khâu (bao gồm mua nguồn LNG, đầu tư hạ tầng, phân phối và truyền tải), góp phần giảm giá thành sản xuất điện từ nguồn LNG nhập khẩu.